ОБ УТВЕРЖДЕНИИ АКТУАЛИЗИРОВАННОЙ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД



АДМИНИСТРАЦИЯ ГОРОДА САРОВА

НИЖЕГОРОДСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

25.06.2020 № 1385

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ АКТУАЛИЗИРОВАННОЙ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД

В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 №190-ФЗ «О теплоснабжении», Федеральным законом от 06.10.2003 №131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 №154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения», учитывая результаты проведенных публичных слушаний по проекту актуализированной схемы теплоснабжения города Сарова на период до 2028 года по состоянию на 2021 год (протокол публичных слушаний от 16.06.2020), руководствуясь статьей 36 Устава города Сарова:

1.Утвердить актуализированную схему теплоснабжения города Сарова на период до 2028 года по состоянию на 2021 год, утвержденную постановлением Администрации города Сарова от 16.12.2013 №6781 (прилагается).

2.Управлению делами Администрации (Д.Г.Житников):

2.1.Обеспечить размещение настоящего постановления на официальном сайте Администрации города Сарова в сети «Интернет».

2.2.Направить настоящее постановление в государственно-правовой департамент Нижегородской области.

3.Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на заместителя главы Администрации – директора Департамента городского хозяйства С.И.Лобанова.

Глава Администрации

А.В.Голубев

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(по состоянию на 2021 год)

Раздел 1. Показатели существующего и перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель в установленных границах городского округа город Саров

г.Саров

2020г.

Введение

Проектирование систем теплоснабжения городов представляет собой комплексную проблему, от правильного решения которой во многом зависят масштабы необходимых капитальных вложений в эти системы. Прогноз спроса на тепловую энергию основан на прогнозировании развития города, в первую очередь его градостроительной деятельности, определённой генеральным планом на период до 2028 года.

Рассмотрение проблемы начинается на стадии разработки генеральных планов в самом общем виде совместно с другими вопросами городской инфраструктуры, и такие решения носят предварительный характер. Даётся обоснование необходимости сооружения новых или расширение существующих источников тепла для покрытия имеющегося дефицита мощности и возрастающих тепловых нагрузок на расчётный срок. При этом рассмотрение вопросов выбора основного оборудования для котельных, а также трасс тепловых сетей от них производится только после технико-экономического обоснования принимаемых решений. В качестве основного предпроектного документа по развитию теплового хозяйства города принята практика составления перспективных схем теплоснабжения городов.

Схемы разрабатываются на основе анализа фактических тепловых нагрузок потребителей с учётом перспективного развития, структуры топливного баланса региона, оценки состояния существующих источников тепла и тепловых сетей и возможности их дальнейшего использования, рассмотрения вопросов надёжности, экономичности.

При разработке схемы соблюдены следующие принципы:

Обоснование решений (рекомендаций) при разработке схемы теплоснабжения осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов развития системы теплоснабжения в целом и отдельных её частей (локальных зон теплоснабжения) путём оценки их сравнительной эффективности по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат.

С повышением степени централизации, как правило, повышается экономичность выработки тепла, снижаются начальные затраты и расходы по эксплуатации источников теплоснабжения, но одновременно увеличиваются начальные затраты на сооружение тепловых сетей и эксплуатационные расходы на транспорт тепла.

Централизация теплоснабжения всегда экономически выгодна при плотной застройке в пределах данного района. При централизации теплоснабжения только от котельных не осуществляется комбинированная выработка электрической энергии на базе теплового потребления (то есть не реализуется принцип теплофикации), поэтому суммарный расход топлива на удовлетворение теплового потребления больше, чем при теплофикации.

В последние годы наряду с системами централизованного теплоснабжения значительному усовершенствованию подверглись системы децентрализованного теплоснабжения, в основном, за счёт развития крупных систем централизованного газоснабжения с подачей газа крышным котельным или непосредственно в квартиры жилых зданий, где за счёт его сжигания в топках котлов, газовых водонагревателях, квартирных генераторах тепла может быть получено тепло одновременно для отопления, горячего водоснабжения, а также для приготовления пищи.

Основой для разработки и реализации схемы теплоснабжения города Сарова до 2028 года является Федеральный закон от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ «О теплоснабжении» (Статья 23. Организация развития систем теплоснабжения поселений, городских округов), регулирующий всю систему взаимоотношений в теплоснабжении и направленный на обеспечение устойчивого и надежного снабжения тепловой энергией потребителей.

При проведении разработки схемы теплоснабжения использовались следующие нормативные документы:

«О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» (постановление Правительства РФ от 22 февраля 2012 г. №154)

Федеральный закон «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ

«Основы ценообразования в сфере теплоснабжения» (утв. Постановлением Правительства РФ №1075 от 22.10.2012г.)

Методические рекомендации по разработке схем теплоснабжения (утверждены приказом Минэнерго России и Минрегиона России № 565/667 от 29.12.2012г.)

«Правила организации теплоснабжения в Российской Федерации» (утв. постановлением Правительства РФ от 08.08.2012г. №808)

Результаты проведённых ранее на объекте энергетических обследований, режимно-наладочных работ, регламентных испытаний, разработки энергетических характеристик, данные отраслевой статистической отчётности.

Технической базой разработки являются:

- Генеральный план развития города Сарова;

- Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры г. Сарова на 2016-2025г.г. ;

- Адресная инвестиционная программа г. Сарова на 2020-2022г.г.,

- проектная и исполнительная документация по источникам тепла, тепловым сетям, насосным станциям, тепловым пунктам;

- эксплуатационная документация (расчётные температурные графики, гидравлические режимы, данные по присоединённым тепловым нагрузкам, их видам и т.п.);

- материалы проведения периодических испытаний тепловых сетей по определению тепловых потерь и гидравлических характеристик;

- конструктивные данные по видам прокладки и типам применяемых теплоизоляционных конструкций, сроки эксплуатации тепловых сетей;

- материалы по разработке энергетических характеристик систем транспорта тепловой энергии;

- данные технологического и коммерческого учёта потребления топлива, отпуска и потребления тепловой энергии, теплоносителя, электроэнергии, измерений (журналов наблюдений, электронных архивов) по приборам контроля режимов отпуска и потребления топлива, тепловой, электрической энергии и воды (расход, давление, температура);

- документы по хозяйственной и финансовой деятельности (действующие нормы и нормативы, тарифы и их составляющие, лимиты потребления, договоры на поставку топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и на пользование тепловой энергией, водой, данные потребления ТЭР на собственные нужды, по потерям ТЭР и т.д.);

- статистическая отчётность организации о выработке и отпуске тепловой энергии и использовании ТЭР в натуральном и стоимостном выражении.

Схема теплоснабжения города Сарова разрабатывается на срок до 2028 года с соблюдением следующих принципов:

а) обеспечение безопасности и надежности теплоснабжения потребителей в соответствии с требованиями технических регламентов;

б) обеспечение энергетической эффективности теплоснабжения и потребления тепловой энергии с учетом требований, установленных федеральными законами;

в) обеспечение приоритетного использования комбинированной выработки тепловой и электрической энергии для организации теплоснабжения с учетом экономической обоснованности;

г) соблюдение баланса экономических интересов теплоснабжающих организаций и интересов потребителей;

д) минимизация затрат на теплоснабжение в расчете на единицу тепловой энергии для потребителя в долгосрочной перспективе;

е) обеспечение недискриминационных и стабильных условий осуществления предпринимательской деятельности в сфере теплоснабжения;

ж) согласование схем теплоснабжения с иными программами развития сетей инженерно-технического обеспечения, а также с программами газификации поселений, городских округов.

При разработке схемы теплоснабжения обеспечена безопасность системы теплоснабжения, определяемая следующими показателями:

1) резервирование системы теплоснабжения;

2) бесперебойная работа источников тепловой энергии, тепловых сетей и системы теплоснабжения в целом;

3) живучесть источников тепловой энергии, тепловых сетей и системы теплоснабжения в целом.

              Схема теплоснабжения подлежит ежегодной актуализации в отношении разделов и сведений, указанных в требованиях к схемам теплоснабжения, утвержденных постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 №154.

Уведомление о начале разработки проекта актуализированной схемы теплоснабжения размещается не позднее 15 января года, предшествующего году, на который актуализируется схема теплоснабжения.

С целью актуализации схемы теплоснабжения города Сарова на период до 2028 года в 2020 году Администрацией города Сарова издано постановление от 13.01.2020 №6 «О разработке проекта актуализированной схемы теплоснабжения города Сарова на период до 2028г. по состоянию на 2021 год».

Действующая схема теплоснабжения города Сарова на период до 2028 года, утвержденная постановлением Администрации города Сарова от 16.12.2013 № 6781, актуализирована по состоянию на 2021 год в отношении следующих показателей систем теплоснабжения:

а) распределение тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии в период, на который распределяются нагрузки;

б) изменение тепловых нагрузок в каждой зоне действия источников тепловой энергии, в том числе за счет перераспределения тепловой нагрузки из одной зоны действия в другую в период, на который распределяются нагрузки;

в) внесение изменений в схему теплоснабжения или отказ от внесения изменений в части включения в нее мероприятий по обеспечению технической возможности подключения к системам теплоснабжения объектов капитального строительства;

г) переключение тепловой нагрузки от котельных на источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии в отопительный период, в том числе за счет вывода котельных в пиковый режим работы, холодный резерв, из эксплуатации;

д) мероприятия по переоборудованию котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

е) ввод в эксплуатацию в результате строительства, реконструкции и технического перевооружения источников тепловой энергии и соответствие их обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации, и проектной документации;

ж) строительство и реконструкция тепловых сетей, включая их реконструкцию в связи с исчерпанием установленного и продленного ресурсов;

з) баланс топливно-энергетических ресурсов для обеспечения теплоснабжения, в том числе расходов аварийных запасов топлива;

Перечень использованной литературы:

Свод правил СП 124.13330.2012 г. ("СНиП 41-02-2003. Тепловые сети").

Федеральный закон «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ

СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов»

Постановление Правительства РФ от 08.08.2012 №808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ».

Постановление Правительства РФ от 08.11.2012 № 1149 «О внесении изменений в основы ценообразования в сфере деятельности организаций коммунального комплекса».

Федеральный закон от 06.10.2003 № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в РФ».

Федеральный закон от 29.12.2004 № 190-ФЗ Градостроительный кодекс.

Федеральный закон от 30.12.2004 № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса».

Федеральный закон от 30.12.2009 № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

СП 131.13330.2012 (СНиП 23.01-99* «Строительная климатология»).

СП 50.13330.2012 (СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий»).

Территориальные строительные нормы Нижегородской области TCH 31-301-96НН «Строительная климатология для пунктов Нижегородской области».

Постановление Госкомстата РФ от 23.06.1999 № 46 «Об утверждении «Методологических положений по расчету топливно-энергетического баланса Российской Федерации в соответствии с международной практикой».

СТО НП «Российское теплоснабжение» «Автоматизированные информационно-аналитические системы «Электронные модели систем теплоснабжения городов» Общие требования».

Приказ Минпромэнерго России от 30.120.2008 № 325 «Об организации в Минэнерго работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии».

Приказ Минэнерго РФ от 19.06.2003 № 229 «Об утверждении «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей в РФ».

РД 50-34.698-90 «Комплекс стандартов и руководящих на автоматизированные системы».

ГОСТ Р 50831-95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие технические требования. М., Издательство стандартов, 1995.

ГОСТ 28269-89. Котлы паровые стационарные большой мощности. Общие технические требования. М., Издательство стандартов, 1989.

ГОСТ 21563-93. Котлы водогрейные. Основные параметры и технические требования. Минск, Издательство стандартов, 1996.

ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия. М., Издательство стандартов, 1995.

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (утв. приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. N 229).

Постановление Правительства РФ от 18 марта 2016 №208 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в части совершенствования порядка разработки и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения"

Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115).

Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения").

Используемые в настоящем документе термины означают следующие определения:

ТЕРМИН

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

зона действия системы теплоснабжения

территория поселения, городского округа или ее часть, границы которой устанавливаются по наиболее удаленным точкам подключения потребителей к тепловым сетям, входящим в систему теплоснабжения;

зона действия источника тепловой энергии

территория поселения, городского округа или ее часть, границы которой устанавливаются закрытыми секционирующими задвижками тепловой сети системы теплоснабжения;

установленная мощность источника тепловой энергии

сумма номинальных тепловых мощностей всего принятого по акту ввода в эксплуатацию оборудования, предназначенного для отпуска тепловой энергии потребителям на собственные и хозяйственные нужды;

располагаемая мощность источника тепловой энергии

величина, равная установленной мощности источника тепловой энергии за вычетом объемов мощности, не реализуемой по техническим причинам, в том числе по причине снижения тепловой мощности оборудования в результате эксплуатации на продленном техническом ресурсе (снижение параметров пара перед турбиной, отсутствие рециркуляции в пиковых водогрейных котлоагрегатах и др.)

мощность источника тепловой энергии нетто

величина, равная располагаемой мощности источника тепловой энергии за вычетом тепловой нагрузки на собственные и хозяйственные нужды;

"теплосетевые объекты

объекты, входящие в состав тепловой сети и обеспечивающие передачу тепловой энергии от источника тепловой энергии до теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии;

элемент территориального деления

территория поселения, городского округа или ее часть, установленная по границам административно территориальных единиц;

расчетный элемент территориального деления

территория поселения, городского округа или ее часть, принятая для целей разработки схемы теплоснабжения в неизменяемых границах на весь срок действия схемы теплоснабжения.

система централизованного теплоснабжения

система, состоящая из одного или нескольких источников теплоты, тепловых сетей (независимо от диаметра, числа и протяженности наружных теплопроводов) и потребителей теплоты.

вероятность безотказной работы системы

способность системы не допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12 °С, в промышленных зданиях ниже +8 °С, более числа раз, установленного нормативами.

коэффициент готовности (качества) системы

вероятность работоспособного состояния системы в произвольный момент времени поддерживать в отапливаемых помещениях расчетную внутреннюю температуру, кроме периодов снижения температуры, допускаемых нормативами.

живучесть системы

способность системы сохранять свою работоспособность в аварийных (экстремальных) условиях, а также после длительных (более 54 ч) остановов

срок службы тепловых сетей

период времени в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа

авария

повреждение магистрального трубопровода тепловой сети, если в период отопительного сезона это привело к перерыву теплоснабжения объектов жилсоцкультбыта на срок 36 ч и более

ввод в эксплуатацию

событие, фиксирующее готовность тепловой сети, оборудования и теплопотребляющих установок к использованию по назначению и документально оформленное в установленном порядке

качество теплоснабжения

совокупность установленных нормативными правовыми актами Российской Федерации и (или) договором теплоснабжения характеристик теплоснабжения, в том числе термодинамических параметров теплоносителя

зона деятельности единой теплоснабжающей организации

одна или несколько систем теплоснабжения на территории поселения, городского округа, в границах которых единая теплоснабжающая организация обязана обслуживать любых обратившихся к ней потребителей тепловой энергии;

граница балансовой принадлежности

линия раздела тепловых сетей, источников тепловой энергии и теплопотребляющих установок между владельцами по признаку собственности или владения на ином предусмотренном федеральными законами основании

граница эксплуатационной ответственности

линия раздела элементов источников тепловой энергии, тепловых сетей или теплопотребляющих установок по признаку ответственности за эксплуатацию тех или иных элементов, устанавливаемая соглашением сторон договора теплоснабжения, договора оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя, договора поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя, а при отсутствии такого соглашения - определяемая по границе балансовой принадлежности;

точка поставки

место исполнения обязательств теплоснабжающей организации или единой теплоснабжающей организации, которое располагается на границе балансовой принадлежности теплопотребляющей установки или тепловой сети потребителя и тепловой сети теплоснабжающей организации, или единой теплоснабжающей организации, или теплосетевой организации либо в точке подключения к бесхозяйной тепловой сети;

тепловая нагрузка

количество тепловой энергии, которое может быть принято потребителем тепловой энергии за единицу времени

потребитель тепловой энергии

лицо, приобретающее тепловую энергию (мощность), теплоноситель для

использования на принадлежащих ему на праве собственности или ином законном основании теплопотребляющих установках либо для оказания коммунальных услуг в части горячего водоснабжения и отопления

комбинированная выработка электрической и тепловой энергии

режим работы теплоэлектростанций, при котором производство электрической энергии непосредственно связано с одновременным производством тепловой энергии

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

Раздел 1. Показатели существующего и перспективного спроса на тепловую энергию и теплоноситель в установленных границах территории городского округа город Сарова.

Определение показателей перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель в установленных границах территории поселения, городского округа осуществляется в отношении объектов капитального строительства, расположенных к моменту начала разработки схемы теплоснабжения, и предполагаемых к строительству в установленных границах территории поселения, городского округа, в целях определения потребности указанных объектов в тепловой энергии (мощности) и теплоносителя для открытых систем теплоснабжения (до 2022 года), на цели отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологические нужды.

Настоящий раздел разработан в соответствии с Методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения (утверждены приказом Минэнерго России и Минрегиона России № 565/667 от 29.12.2012г.)

Все виды теплопотребления учитываются и прогнозируются для двух основных видов теплоносителя (горячая вода и пар).

Для разработки настоящего раздела использованы следующие данные:

-база данных теплоснабжающей организации, действующей на территории поселения, городского округа, об объектах, присоединенных к коллекторам и тепловым сетям, входящим в зону ответственности теплоснабжающей компании, и их тепловой нагрузки в горячей воде, зафиксированной в договоре о теплоснабжении с ее разделением на тепловую нагрузку отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологии;

-база данных по заявкам на подключение потребителей к источникам, коллекторам тепловых сетей и тепловым сетям теплоснабжающей организаций (с разделением по каждой теплоснабжающей организации);

-данные заключенных договоров на подключение потребителей к тепловым сетям теплоснабжающих организаций и фактом их исполнения по акту на включение теплопотребления (по каждой теплоснабжающей организации);

- тепловые нагрузки потребителей, присоединенных к коллекторам и выводам тепловой мощности источника тепловой энергии; для теплоснабжающих компаний, обеспечивающих передачу тепловой энергии по магистральным тепловым сетям - тепловые нагрузки потребителей, присоединенных к магистральным тепловым сетям, включая индивидуальные тепловые пункты потребителей, центральные тепловые пункты потребителей, тепловые камеры присоединения к магистральным тепловым сетям тепловых сетей, находящихся на балансе других теплоснабжающих компаний (камеры сброса тепловой нагрузки);

Для расчета прогноза теплопотребления на расчетный период приняты нормативные значения удельного теплопотребления вновь строящихся и реконструируемых зданий в соответствии со СНиП 23-02-2003 "Тепловая защита зданий" и на основании приказа Минрегиона России от 28 мая 2010 г. N 262 "О требованиях энергетической эффективности зданий, строений и сооружений".

Результаты прогнозирования спроса на тепловую энергию (мощность), теплоноситель представлены по следующим подразделам:

прогноз спроса на тепловую энергию (мощность), теплоноситель для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, многоквартирных домов, в отношении которых осуществляется разработка проектной документации для их строительства или реконструкции;

прогноз спроса на тепловую энергию (мощность), теплоноситель для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения общественных зданий, в отношении которых осуществляется разработка проектной документации для их строительства или реконструкции;

прогноз спроса на тепловую энергию (мощность), теплоноситель (горячая вода, пар) для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения производственных потребителей, в отношении которых осуществляется разработка проектной документации для их строительства или реконструкции;

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации.

Согласно п.16 «Методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения» (утверждены приказом Минэнерго России и Минрегиона России № 565/667 от 29.12.2012г.) и п. 5 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» (постановление Правительства РФ от 22 февраля №154) результаты прогнозирования спроса на тепловую энергию (мощность), теплоноситель представлены в таблицах №1-8:

Таблица 1*Фактический спрос на тепловую энергию за 2019 год от ТЭЦ АО «СГК» и котельной АО «СТСК»

В Гкал

В % отношении от общей реализации

2019 год

942755,65

100,00

МУП "Центр ЖКХ"

355521,49

37,71

Сатисское ЖКХ

10081,45

1,07

Другие управляющие организации

151159,95

16,03

ФГУП РФЯЦ-ВНИИЭФ

271695,20

28,82

Бюджетные организации

80110,81

8,5

ЦМСЧ-50

16967,61

1,8

Прочие потребители

57219,14

6,07

Таблица 1. Сводные показатели существующего и перспективного прироста спроса на тепловую мощность для целей отопления и вентиляции проектируемого строительства жилых зданий по городскому округу г.Саров на период до 2028 г., Гкал/ч

Наименование района и кадастрового квартала

Величины присоединяемых тепловых нагрузок вновь вводимых объектов

2014-2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024-2028

Всего по тех.условиям с 2020 по 2028 годы

Центральный район, в том числе:

0

0

0,36

0

20,579

20,939

Многоэтажный жилой дом по адресу: севернее дома на ул. Куйбышева, д. 11

(ТУ № 084.01/230 от 18.04.2013)

0,447

0,447

Гостиничный комплекс на ул. Гагарина, д.13

(ТУ № 084.01/209 от 12.04.2013)

включено

Застройка МКР-1, 1А

(письмо Администрации г. Саров

№ 01.10-49/283 от 31.03.2015)

20,132

20,132

Жилой дом по ул. Силкина 41 (вместо сносимого здания ООО «Аквад»)

(ТУ № 084/01455 от 21.09.2016)

0,36

0,36

Жилой дом по Гагарина, д.16

(ТУ № 084/703 от 31.05.201)

включено

Заречный район, в том числе:

0,192984

0,4694

0,986

0

0

1,6483

МКР-5:

Группа жилых домов ООО «Инвестстрой» в пойме реки Сатис (11 жилых домов)

(ТУ № 084.01/88 от 19.02.2014)

включены 5 домов

включены 6 домов

Общежитие на территории в/части 3274 (вместо сносимого здания бассейна)

(ТУ № 195-2091/ 36742от 21.08.2018)

0,165

0,165

МКР-15:

Жилой дом стр. № 21 (блок-секции В,Г,Д,Е,Ж)

(ТУ № 9290/1710 от 11.09.2009)

включено

Жилой дом стр. № 21 (блок-секции И,К,Л)

(ТУ № 084.01/104 от 25.02.2014)

включено

Жилой дом стр. № 34 в МКР-15

(ТУ № 084.01/313 от 17.06.2014)

0,44

0,44

Жилой дом по пр. Музрукова 39/1

(ТУ № 084.01/501 от 29.08.2014)

включено

Жилой дом по пр. Музрукова 39/2

(ТУ № 084.01/150 от 18.03.2015)

включено

Жилой дом по пр. Музрукова 39/3

(ТУ № 084.01/149 от 18.03.2015)

включено

МКР-16:

Жилой дом по ул. Гоголя 10/1

(ТУ № 084.01/331 от 17.06.2015)

0,391

0,391

Жилой дом по ул. Гоголя 10/2

(ТУ № 084.01/332 от 17.06.2015)

0,155

0,155

МКР-21:

Жилые дома стр. №№ 1,2,3 кв. 6

(ТУ № 084.01/074,075,076 от 04.02.2013)

включены

Жилые дома стр. №№ 9 - 14 кв. 6

(ТУ № 084.01/52 от 30.01.2015)

включены 5 домов

0,3044

0,3044

Жилой дом стр. № 4 кв. 7

(ТУ № 084.01/11 от 15.01.2013)

включен

Жилые дома стр. №№ 11,12 кв. 6

(ТУ № 084/539, 084/537 от 12.05.2016)

включены

Жилой дом ул. Зернова 43 (ТУ № 084/447 от 29.03.2019)

0,192984

0,192984

МКР-22:

(ТУ на группу домов № 084.01/054 от 28.01.2013)

Жилые дома стр. №№ 7 - 18 кв. 2,3

включены

Жилые дома стр. №№ 1 - 6 кв. 2

включены

Жилой дом стр. № 12 кв. 1

включены

Жилые дома стр. №№ 3,4,5,6 кв. 1 МКР-22

включены

Всего в границах городской черты

0,192984

0,4694

1,346

0

20,579

22,5873

Всего по сельским населенным пунктам

Итого по городскому округу 2014-2028гг.

0,192984

0,4694

1,346

0

20,579

22,5873

Примечания:

1 Данные по присоединенным мощностям представлены согласно базе данных на подключение потребителей к коллекторам тепловых сетей и тепловым сетям теплоснабжающей организации с разделением по источникам тепловой энергии.

2. Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия инвестиционного ресурса и финансовых источников застройщиков на момент реализации.

Таблица 2. Сводные показатели существующего и перспективного прироста спроса на тепловую мощность для целей отопления и вентиляции проектируемого строительства общественных зданий по городскому округу г. Саров на период до 2028 г., Гкал/ч

Наименование района и кадастрового квартала

2014-2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024-2028

Всего по тех.условиям с 2020 по 2028 годы

Центральный район, в том числе:

0,468

1,173

0

0,36

0,206

2,207

Реконструкция МОУ ДПОС (бывший Дом учителя) на ул. Гагарина, 6

(ТУ № 084.01/406 от 18.12.2012)

включено

Пристройка к зданию "Академия здоровья" на ул. Гагарина, 22

(ТУ № 084.01/354 от 05.11.2012)

включено

Дополнительная приточная вентиляция в здании пищеблока лицея №3 (ул. Куйбышева,1)

(ТУ № 084.01/003 от 14.01.2014)

включено

Здание общественного назначения во дворе здания ОБЦ по ул. Силкина, д. 10А

(ТУ № 084.01/330 от 12.04.2013)

0,206

0,206

Успенский Собор на пр. Мира

(ТУ № 084.01/83 от 13.02.2015)

включено

Здание УФСБ по пр.Музрукова 2/1

(ТУ № 084.01/441 от 21.08.2015)

0,512

0,512

Автомойка ООО «Автомир» на ул.Силкина 48

(ТУ № 084.01/448 от 15.04.2016)

0,36

0,36

Здание обеденного зала ЧОУ РО «НЕРПЦ (МП)» «Саровская православная гимназия» (ТУ № 084/704 от 31.05.2018)

0,11034

0,11034

Здание спортивного зала ЧОУ РО «НЕРПЦ (МП)» «Саровская православная гимназия» (ТУ № 084/638 от 24.09.2019)

0,104

0,104

Здание келейного корпуса на территории Свято-Успенского мужского монастыря. Саровская пустынь (ТУ № 084/385 от 19.09.2019)

0,254

0,254

церковь образа Божьей Матери "Живоностный источник", пр. Мира (напротив зд. 21) (ТУ № 084/1247от 5.10.2018)

включено

Здание детской поликлиники в районе школы № 7

0,661

0,661

Заречный район, в том числе:

0,145

1,821

1,677

4,815

3,029

11,487

Офисное здание ООО «Системы Безопасности» (взамен сносимого здания к/т «Молодежный»)

(ТУ № 084/1786 от 27.10.2016)

включено

Здание трибун на стадионе "Икар"

(ТУ № 9290/103 от 23.01.2008)

включено

Зал акробатики на Музрукова,14

(ТУ № 9290/1430 от 10.08.2009)

включено

Бизнес-центр на ул. Димитрова (ИП Бодренко В.С.)

(ТУ № 084.01/575 от 30.09.2013)

0,297

0,297

Гостинично - оздоровительный комплекс на ул. Димитрова (ИП Мочалин А.В.)

(ТУ № 084.01/183 от 27.03.2013)

0,132

0,132

Здание УФСКН РФ на ул. 8Марта

(ТУ № 084.01/147 от 22.09.2011)

0,013

0,013

Торговый центр по ул. Арзамасская,3

(ТУ № 084.01/306 от 09.10.2012)

включено

Торгово-развлекательный центр на ул. Димитрова

(ТУ № 084.01/209 от 30.11.2012)

1,109

1,109

Комплекс по продаже автомобилей на ул. Димитрова 39

(ТУ № 084.01/338 от 02.07.2014)

включено

Административное здание ООО «Синтек» на ул. Арзамасская

(ТУ № 084.01/549 от 10.09.2013)

включено

Спортивно-оздоровительный комплекс с гостиницей участок № 88, "Заречный район", в районе поймы реки Сатис (ТУ № 084/933 от 25.07.2018)

1,46

1,46

МКР-15:

Детсад (стр. № 30)

(ТУ № 2001/72 от 13.08.2010)

включено

Торговый центр «Галактика»

(ТУ № 201/2077 от 10.09.2013)

включено

Комплексное здание по обслуживанию населения (стр. № 32)

(ТУ № 9290/475 от 29.03.2006)

0,239

0,239

Кафе (стр. № 31)

(ТУ № 9290/727 от 03.05.2006)

0,230

0,230

Школа (стр. № 33)

(ТУ № 9290/475 от 29.03.2006)

1,623

1,623

Подростковый клуб юных туристов (стр. № 36)

(ТУ № 9290/475 от 29.03.2006)

0,272

0,272

Магазин с кафе по ул. Московская, д.39

(ТУ № 084.01/48 от 30.01.2014)

0,110

0,110

МКР-16:

Торгово-офисное здание (стр. № 17)

(ТУ № 084.01/569 от 24.09.2013)

0,342

0,342

МКР-21:

Здание центра культурного развития г. Саров МКР 22 (ТУ №084/875 от 6.06.2019)

0,217

0,217

Детсад (стр. № 7) в кв. 6

(ТУ № 084.01/301 от 04.10.2012)

0,62

0,62

НИЦ ООО "Глобал-Тест" на ул. П.Морозова

(ТУ № 084.01/635 от 29.10.2013)

включено

Храм в квартале 8

(ТУ № 084.01/657 от 08.11.2013)

0,145

0,145

МКР-22:

Детсад (стр. № 20) в кв. 2,3

(ТУ № 084.01/054 от 28.01.2013)

0,62

0,62

Школа №11 новая в кв. 7

(ТУ № 084.01/1405 от 29.08.2016)

1,127

1,127

ФОК на ул. Зернова в кв. 5

(ТУ № 084.01/442 от 24.07.2013)

2,35

2,35

Поликлиника с офисом в кв. 7

(ТУ № 084.01/711 от 28.11.2013)

0,195

0,195

Промрайон:

Тир ФГУП «Атом-охрана» (Варламовская дорога, 23/20)

(ТУ № 084/820 от 24.05.2016)

0,386

0,386

Всего в границах городской черты

0,613

2,994

1,677

5,175

3,235

13,694

Всего по сельским населенным пунктам

Итого по городскому округу 2013-2028гг.

0,613

2,994

1,677

5,175

3,235

13,694

Таблица 3. Сводные показатели существующего и перспективного прироста спроса на тепловую мощность для целей отопления и вентиляции проектируемого строительства производственных зданий по городскому округу г. Саров на период до 2028 г., Гкал/ч.

Наименование района и кадастрового квартала

2014-2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024-2028

Всего по техусловиям с 2020 по 2028 годы

Центральный район:

0

0

0

0

0

0

Заречный район

0

0

0

0

0

0

Промрайон, в том числе:

4,799

11,53

4,825

17,038

7,641

45,833

Пожарное депо около КПП-3

(ТУ № 084.01/121 от 28.07.2011)

включено

Аэродром: реконструкция существующих зданий

включено 6 зданий

0,34

0, 34

Завод №1 (Основная площадка):

Здание № 363, 364 юго-западнее пл. основная

(ТУ № 084/637 от 26.04.2019)

6,44

6,44

Ангар сборки ВК около зд 363

(ТУ № 195-2039/19303 от 09.02.2016)

включено

Корпус комплексных испытаний

(ТУ № 2036/1634 ОТ 14.06.2011)

включено

Здание 1/О, строение 3

(ТУ № 2074/2077 от 09.09.2014)

включено

Здание КБ (вновь строящееся)

(ТУ № 2074/1411 от 13.06.2013)

1,500

1,500

Здание 87/3 (столовая № 14)

(ТУ № - от 04.09.2014)

включено

Здание 370/2, 370/3

(ТУ № 195-2074 ОТ 01.08.2016)

1,0

1,0

Здание 65а (реконструкция)

(ТУ № 195-2074/9897 от 31.03.2015)

0,12

0,12

Здание 99

(ТУ № 2074/1235 от 21.05.2013)

включено

Здание 51/1 ИФВ

(ТУ № 2074/918 от 23.04.2014)

0,510

0,510

Здание 1Б

(ТУ № 195-2074/75710 от 03.06.2015)

включено

Здание криптографических исследований

(ТУ № 2074/498 от 27.02.2013)

включено

Завод №2 ( площадка №1):

Производственный комплекс «ТУК»

(ТУ № 084.01/426 от 19.07.2013)

2,600

2,600

Здание №10

(ТУ № 084.01/101 от 08.07.2011)

включено

Здание 50/1 (расходный склад)

(ТУ № 2074/1251 от 23.05.2013)

0,050

0,050

Площадка № 3: Бюро пропусков

0,090

0,090

Площадка № 6:

Здание ХВО (ТУ № 195-2091 от 01.02.2019)

1,75

1,75

Здание 614/6 (ТУ № 195-2091/40092 от 04.10.2017)

3,268

3,268

Здание 614А/6 (ТУ № 195-2091/40092 от 04.10.2017)

3,036

3,036

Здания № 118А, 118А стр.1, 123, 128 (ТУ № 195-2091/17331 от 19.04.2018)

2,887

2,887

Площадка № 8:

Пождепо

(ТУ № 9290/780 от 04.05.2009)

включено

Пристройка к зданию 813-2

(ТУ № 201/3136 от 16.08.2012)

0,550

0,550

Здание № 883

(ТУ № 2036/2820 от 13.09.2011)

0,127

0,127

Здание № 890

(ТУ № 2036/2819 от 13.09.2011)

0,125

0,125

Здание № 860 (ТУ № 195-2091/7971 от 20.02.2018)

2,273

2,273

Здание синхротрона в районе здания 860 (ТУ № 0,84/712 от 21.05.2019)

3,34

3,34

Площадка № 9:

Здание "Виброфуга"

(ТУ № 2036/1336 от 15.09.2010)

0,058

0,058

Здание 50 В

(ТУ № 2074/2478 от 03.10.2013)

0,009

0,009

Здание № 16 (ТУ № 195-2091/21302 от 11.10.2017)

0,253

0,253

Здание № 916 (ТУ № 195-2091/21302 от 11.10.2017)

1,169

1,169

Здание комплекса инерционных испытаний (ТУ № 195-2091/21302 от 11.10.2017)

0,09

0,09

Здание комплекса транспортных испытаний (ТУ № 195-2091/21302 от 11.10.2017)

1,169

1,169

Проектируемое здание (ТУ № 195-2091/42669 от 28.09.2018)

1,629

1,629

Площадка № 10:

Пождепо

(ТУ № 9290/781 от 04.05.2009)

включено

Площадка № 21:

Проходная площадки 21

(ТУ № 195-2074/85534 от 23.06.2015)

0,018

0,018

Пристройка к зданию № 7

(ТУ № 201/3136 от 16.08.2012)

0,200

0,200

Здание вычислительного центра

(ТУ № 2036/724 от 22.03.2011)

включено

Здание установки "Шторм"

(ТУ № 2036/1920 от 13.07.2011)

1,970

1,970

Здание № 4 (ТУ № 195-2091/7900 от 20.02.2018)

0,701

0,701

Площадка № 20:

Здание 39/20 (ТУ № 201/777 от 27.03.2018)

1,496

1,496

Завод "Авангард":

Здание 617

(ТУ № 2074/3403 от 16.11.2012)

5,81

5,81

Здания ПХРО

(ТУ № 2036/1272 от 27.05.2013)

0,570

0,570

Здание ХВО

(ТУ № 2036/829 от 04.04.2013)

0,344

0,344

Ангар ЭТБ

(ТУ № 2074/487 от 06.03.2014)

0,850

0,850

Здания площадки 14А (за территорией пл. 6)

(ТУ № 2036/534 от 19.06.2012)

0,570

0,570

Автомастерская в районе ул. Димитрова

(ТУ № 084.01/338 от 02.07.2014)

включено

Здание ТМХ АО «СЭСК» на ул Димитрова

(ТУ № 084/1926 от 01.12.2016)

0,309

0,309

Здание операторской АЗС № 176, Варламовская дорога, д. 5а(ТУ № 084/570 от 15.04.2019)

0,025

0,025

Автомойка (Варламовская дорога, 5)

(ТУ № 084.01/148 от 22.09.2011)

включено

Главный корпус РСП (Варлам. Дорога, 29)

(ТУ № 084.01/133 от 16.05.2012)

включено

НПК "Высокие технологии" (Варлам. Дорога)

(ТУ № 084.01/54 от 01.03.2012)

включено

ООО "Промавтоматика" (Южное шоссе,26/39)

(ТУ № 084.01/61 от 20.04.2011)

включено

Здание склада опилок (Железнодорожная , 16/6)

(ТУ № 084/1045 от 11.09.2017)

включено

Склад – гараж (Железнодорожная, 22) (ТУ № 084/1148 от 12.10.2017)

1,584

1,584

Здания ул. Южное шоссе, 16 (ТУ № 084/519 от 05.04.2019)

0,4

0,4

Здание ул. Южное шоссе, 10 (ТУ № 084/718 от 04.06.2018)

0,03

0,03

Здание ул. Южное шоссе, 12/16 (ТУ № 084/893 от 16.07.2018)

0,0231

0,0231

Всего в границах городской черты

4,799

11,53

4,825

17,038

7,641

45,833

Всего по сельским населенным пунктам

Итого по городскому округу 2014-28гг

4,799

11,53

4,825

17,038

7,641

45,833

Примечания: данные по присоединенным мощностям представлены согласно базе данных на подключение потребителей к коллекторам тепловых сетей и тепловым сетям теплоснабжающей организации с разделением по источникам тепловой энергии.

Таблица 4. Сводные показатели существующего и перспективного прироста спроса на тепловую мощность для целей ГВС проектируемого строительства жилых зданий по городскому округу г. Саров на период до 2028 г., Гкал/ч

Наименование района и кадастрового квартала

2014-2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024-2028

Всего по тех.условиям с 2020 по 2028 годы

Центральный район, в том числе:

0

0

0,13

0

16,452

16,582

Многоэтажный жилой дом по адресу: севернее дома на ул. Куйбышева, д. 11

0,162

0,162

Гостиничный комплекс на ул. Гагарина, д.13

включено

Застройка МКР-1, 1А

(письмо Администрации г. Саров

№ 01.10-49/283 от 31.03.2015)

16,290

16,290

Жилой дом по ул. Силкина 41 (вместо сносимого здания ООО «Аквад»)

0,13

0,13

Жилой дом по Гагарина, д.16

(ТУ № 084/703 от 31.05.201)

включено

Заречный район, в том числе:

0,02919

0,0826

0,664

0

0

0,776

МКР-5:

Группа жилых домов ООО «Инвестстрой» в пойме реки Сатис (11 жилых домов)

Включены 11 домов

Общежитие в воинской части 3274 (вместо сносимого здания бассейна)

0,035

0,035

МКР-15:

Жилой дом стр. № 21 (блок-секции В,Г,Д,Е,Ж)

включено

Жилой дом стр. № 21 (блок-секции И,К,Л)

включено

Жилой дом стр. № 34

0,180

0,180

Жилой дом по пр. Музрукова 39/1

включено

Жилой дом по пр. Музрукова 39/2

включено

Жилой дом по пр. Музрукова 39/3

включено

МКР-16:

Жилой дом по ул. Гоголя 10/1

0,367

0,367

Жилой дом по ул. Гоголя 10/2

0,117

0,117

МКР-21:

Жилые дома стр. №№ 1,2,3 кв. 6

включены

Жилые дома стр. №№ 9 - 14 кв. 6

включены 5 домов

0,0476

0,0476

Жилой дом стр. № 4 кв. 7

включено

Жилые дома стр. №№ 11,12 кв. 6

включены

Жилой дом ул. Зернова 43

0,02919

0,02919

МКР-22:

Жилые дома стр. №№ 7 - 18 кв. 2,3

включено

Жилые дома стр. №№ 1 - 6 кв. 2

включено

Жилой дом стр. № 12 кв. 1

включено

Жилые дома стр. №№ 3,4,5,6 кв. 1 МКР-22

включено

включено

Всего в границах городской черты

0,02919

0,0826

0,794

0

16,452

17,358

Всего по сельским населенным пунктам

Итого по городскому округу

0,02919

0,0826

0,794

0

16,452

17,358

Примечания: данные по присоединенным мощностям представлены согласно базе данных на подключение потребителей к коллекторам тепловых сетей и тепловым сетям теплоснабжающей организации с разделением по источникам тепловой энергии.

Таблица 5. Сводные показатели существующего и перспективного прироста спроса на тепловую мощность для целей ГВС проектируемого строительства общественных зданий по городскому округу г. Саров на период до 2028 г., Гкал/ч

Наименование района и кадастрового квартала

2014-2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024-2028

Всего по тех.условиям с 2020 по 2028 годы

Центральный район, в том числе:

0,1813

0,1475

0

0,05

0,864

1,2428

Реконструкция МОУ ДПОС (бывший Дом учителя) на ул. Гагарина, 6

включено

Пристройка к зданию "Академия здоровья" на ул. Гагарина, 22

включено

Здание общественного назначения во дворе здания ОБЦ по ул. Силкина, д. 10А

0,114

0,114

Застройка МКР-1,1А (соцкульбыт)

0,750

0,750

Успенский Собор на пр. Мира

включено

Здание УФСБ по пр. Музрукова 2/1

0,025

0,025

Автомойка ООО «Автомир» на ул. Силкина 48

0,05

0,05

Церковь образа Божей Матери «Живоностный источник» пр. Мира

включено

Здание келкйного корпуса на территории Свято-Успенского мужского монастыря

0,000625

0,000625

Здание обеденного зала ЧОУ РО «НЕРПЦ»

0,18

0,18

Здание спортивного зала ЧОУ РО «НЕРПЦ»

0,0007

0,0007

Здание детской поликлиники в районе школы № 7

0,1225

0,1225

Заречный район, в том числе:

0,03

0,0868

0,1974

1,351

0,033

1,6982

Офисное здание ООО «Системы Безопасности» (взамен сносимого здания к/т «Молодежный»)

включено

Здание трибун на стадионе "Икар"

включено

Зал акробатики на пр. Музрукова, 14

включено

Бизнес-центр на ул. Димитрова (ИП Бодренко В.С.)

0,024

0,024

Гостинично-оздоровительный комплекс на ул. Димитрова (ИП Мочалин А.В.)

0,420

0,420

Здание ФКСН РФ на ул. 8Марта

0,005

0,005

Торговый центр на ул. Арзамасская

включено

Комплекс по продаже автомобилей на ул. Димитрова

включено

Административное здание ООО «Синтек» на ул. Арзамасская

включено

Спортивно-оздоровительный комплекс с гостиницей участок № 88, "Заречный район", в районе поймы реки Сатис (ТУ № 084/933 от 25.07.2018)

0,164

0,164

МКР-15:

Детсад (стр. № 30)

включено

Торговый центр (стр. № 28)

включено

Комплексное здание по обслуживанию населения (стр. № 32)

0,087

0,087

Кафе (стр. № 31)

0,189

0,189

Школа (стр. № 33)

0,009

0,009

Магазин с кафе по ул. Московская, д.39

0,086

0,086

МКР-16:

Торгово-офисное здание (стр. № 17)

0,040

0,040

МКР-21:

Здание центра культурного развития г. Саров

0,0034

0,0034

Детсад (стр. № 7) в кв. 6

0,0419

0,0419

НИЦ ООО "Глобал-Тест" на ул. П.Морозова

включено

Храм в квартале 8

0,030

0,030

МКР-22:

Детсад (стр. № 20) в кв. 2,3

0,0419

0,0419

Школа №11 новая в кв. 7

0,024

0,024

ФОК на ул. Зернова в кв. 5

0,500

0,500

Поликлиника с офисом в кв. 7

0,030

0,030

Промрайон:

Тир ФГУП «Атом-охрана» (Варламовская дорога, 23/20)

0,003

0,003

Всего в границах городской черты

0,2113

0,2343

0,1974

1,401

0,897

2,941

Всего по сельским населенным пунктам

Итого по городскому округу

0,2113

0,2343

0,1974

1,401

0,897

2,941

Примечания: данные по присоединенным мощностям представлены согласно базе данных на подключение потребителей к коллекторам тепловых сетей и тепловым сетям теплоснабжающей организации с разделением по источникам тепловой энергии.

Таблица 6. Сводные показатели существующего и перспективного прироста спроса на тепловую мощность для целей ГВС проектируемого строительства производственных зданий по городскому округу г. Саров на период до 2028 г., Гкал/ч

Наименование района и кадастрового квартала

2014-2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024-2028

Всего по тех.условиям с 2020 по 2028 годы

Центральный район:

0

0

0

0,059

0,062

0,121

Площадка № 21:

Бюро пропусков

0,003

0,003

Пристройка к зданию № 7

0,010

0,010

Здание вычислительного центра

включено

Здание установки "Шторм"

0,046

0,046

Здание № 4

0,062

0,062

Промышленный район,
в том числе:

0,26

0,68

0

0,06

0,946

1,946

Завод №1 (Основная площадка):

Здание № 363, 364

0,68

0,68

Корпус комплексных испытаний

включено

Здание 1/О

включено

Здание КБ (вновь строящееся)

0,050

0,050

Здание 65а (реконструкция)

0,010

0,010

Здание 99

включено

Здание 1Б

включено

Здание криптографических исследований

включено

Завод № 2 :

Производственный комплекс «ТУК»

0,666

0,666

Площадка № 6

Здание 614/6,614А/6

0,28

0,28

Площадка № 20

Здание 39/20

0,26

0,26

Заречный район:

0

0,0067

0

0

0

0,0067

Пождепо около КПП-3

включено

Южное шоссе д. 16

0,0067

0,0067

Всего в границах городской черты

0,26

0,6867

0

0,119

1,008

2,074

Всего по сельским населенным пунктам

Итого по городскому округу

0,26

0,6867

0

0,119

1,008

2,074

Примечания: данные по присоединенным мощностям представлены согласно базе данных на подключение потребителей к коллекторам тепловых сетей и тепловым сетям теплоснабжающей организации с разделением по источникам тепловой энергии.

Таблица 7. Существующее и перспективное подключение нагрузок на период до 2028 г., Гкал/ч.

Вид тепловой нагрузки

2014

2015

2016

2017

2018

ФАКТ

2019

ФАКТ

2020

2021

2022

2023

2024-2028

Всего в перспективе 2020-2028

ТЭЦ АО «СГК»

Отопление и вентиляция

3,499

8,114

3,066

7,63

(с учетом зд.363,364)

0,827

0,778

5,605

14,993( с учетом УФЛ)

7,848

22,213

31,455( с учетом МКР-1А)

82,114

ГВС

0,365

1,018

0,480

0,263

0,251

0,346

0,5

1,003

0,991

1,52

18,357( с учетом МКР-1А)

22,373

Пар

-

-

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Всего

3,864

9,132

3,546

7,893

1,078

1,124

6,105

15,996

8,839

23,733

49,812( с учетом МКР-1А)

104,487

Котельная БГ

Отопление и вентиляция

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

ГВС

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

Пар

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

Всего

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

Примечания: данные по присоединенным мощностям представлены согласно базе данных на подключение потребителей к коллекторам тепловых сетей и тепловым сетям теплоснабжающей организации с разделением по источникам тепловой энергии (фактическая величина подключенных нагрузок в среднем около 1,5 Гкал/ч в год)

Таблица 8. Анализ объемов существующего и перспективного отпуска тепловой энергии от ТЭЦ АО «СГК» на период до 2028 г., Гкал/ч

Вид потребления

2017 факт

2018 факт

2019 факт

2020 расчетный предварительный прогноз
с учетом факта 2019

2021 расчетный
предварительный прогноз

2022 расчетный
предварительный прогноз

2023 расчетный
предварительный прогноз

2024-33 расчетный предварительный прогноз

Примеч.

ТЭЦ АО "СГК" (предварительный расчет как среднее за 3 года без учета энергосбережения, прогнозных включений и факта отключений)

Отопление (средние показания за предыдущие 3 года без учета мероприятий по энергосбережению, прогнозных присоединений и отключений)

792236,0

893041,5

813462,37

832913,3

846472,4

830949,4

836778,3

838066,7

Расчетный предварительный прогноз согласно средних значений за последние 3 года.

ГВС (средние показания за предыдущие 3 года без учета мероприятий по энергосбережению, прогнозных присоединений и отключений)

259522,9

250194,0

235976,2

248564,4

244911,5

243150,7

245542,2

244534,8

Расчетный предварительный прогноз согласно средних значений за последние 3 года.

Пар (средние показания за предыдущие 3 года без учета мероприятий по энергосбережению, прогнозных присоединений и отключений)

59097,7

57129,5

53166,05

56464,4

55586,7

55072,4

55707,8

55455,6

Расчетный предварительный прогноз согласно средних значений за последние 3 года.

Всего (без учета мероприятий по энергосбережению существующих тепловых энергоустановок и прогнозных присоединений)

1110856,6

1200365,0

1102604,65

1137942,1

1146970,6

1129172,4

1138028,4

1138057,1

Расчетный предварительный прогноз согласно средних значений за последние 3 года.

ТЭЦ АО "СГК" (окончательный расчет)

Вид потребления

2017 факт

2018 факт

2019 факт

2020 утвержденный прогноз

2021 окончательный прогноз

2022 расчетный предварительный прогноз

2023 расчетный предварительный прогноз

2024-33 расчетный предварительный прогноз

Примеч.

Отопление (прогнозируемые значения с учетом энергосбережения существующих тепловых энергоустановок на 1,0% в год с 2021 года, прогнозных подключений-2500 Гкал/год и откл.
п. Сатис (-13000Гкал)

792236,0

893041,5

813462,37

836586,0

837900,6

850503,6

861516,3

871695,1

В схеме теплоснабжения Сатисского поселения (п.4.1) отражено отключение МП "Сатисское ЖКХ" от тепловых сетей АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" с 2020г. (годовое потребление 27000 Гкал/год с потерями).
Фактический прогноз- 2-е полугодие 2020года (-14000 Гкал, 2021 г. -13000Гкал). Прогноз 2024-2033 с учетом поэтапного ввода МКР-1А (20000Гкал/год)

ГВС
(прогнозируемые значения с учетом динамики уменьшения отпуска, энергосбережения существующих тепловых энергоустановок на 3% в год (2020 -2022годы) и величины прогнозных подключений с 2021 г.1500 Гкал/год)

259522,9

250194,0

235976,2

239954,5

223415,5

209767,8

202297,9

217255,3

Прогноз 2021 года с учетом динамики уменьшения факта 2019 к факту 2018, прогнозных подключений (1500 Гкал/год).
Прогноз 2024-2033 с учетом ввода МКР-1А (20000Гкал/год)

Пар
(прогнозируемые значения с учетом динамики снижения фактического отпуска)

59097,7

57129,5

53166,05

62434,2

47166,1

48000,0

50000,0

40000,0

Прогноз на 2020 год с учетом динамики уменьшения факта 2018 к факту 2017 и последующие годы с учетом отключения 19.11.2019 года пара на завод 1 (минус 6000 Гкал отн. факта 2019)

ИТОГ: прогноз отпуска с ТЭЦ АО "СГК" на 2021г

1110856,6

1200365,00

1102604,65

1138974,7

1108482,1

1108271,3

1113814,2

1128950,4

Прогнозы на 2022-2027 г.г. будут корректироваться исходя из фактических показателей 2019 и 2020-го годов и соответственно последующих периодов

Котельная АО "СТСК"

Вид потребления

2017 факт

2018 факт

2019 факт

2020 утвержденный прогноз

2021 окончательный прогноз

2022 расчетный предварительный прогноз

2023 расчетный предварительный прогноз

2024-33 расчетный предварительный прогноз

Примеч.

Отопление

9708,7

4247,3

829,0

829,0

800,0

800,0

800,0

800,0

Котельная АО "СТСК" является резервным источником потребителя 1-й категории КБ №50 ФМБА РФ

ГВС

2979,6

1309,1

433,1

420,0

420,0

420,0

420,0

420,0

Пар

546,0

560,1

615,3

573,8

590,0

542,8

593,0

585,6

Всего

13234,2

6116,5

1877,38

1822,8

1810,0

1762,8

1813,0

1805,6

Прогнозируемая температура на 2021 год согласно средних значений за последние 5 лет -0,51 гр. С с учетом 2019 г.

Прогнозируемая температура на 2022 год согласно средних значений -0,51 гр. С .

Прогнозируемая температура на 2023 год согласно средних значений -0,8 гр. С.

Прогнозируемая температура на 2024 год согласно средних значений -0,6 гр. С.

Фактическая температура на 2019 года +0,64 гр. С. При температуре в декабре -1,99гр. С.

Примечания:

1. Расчет прогнозируемого отпуска на период до 2028 года произведен в соответствии:

с положениями п.22 «Основ ценообразования в сфере теплоснабжения», утвержденных постановлением Правительства РФ от 22.10.2012 года №1075 (как средняя величина отпуска за 3 года),

базы данных выданных условий подключения, на основании приказов №565 Минэнерго РФ, №667 Минрегиона РФ «Об утверждении методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения».

Обоснование вывода из эксплуатации теплосети до п. Сатис.

«Правила вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей», утвержденные постановлением Правительства РФ от 06.09.2012 №889 (далее - Правила) предусматривают, что если продолжение эксплуатации объектов по требованию органа местного самоуправления ведет к некомпенсируемым финансовым убыткам, собственникам или иным законным владельцам указанных объектов должна быть обеспечена компенсация в соответствии с бюджетным законодательством Российской Федерации.

Уведомление о выводе направлено Главе Администрации Дивеевского района письмом за №201/413 от 11.02.2016г. Причины вывода из эксплуатации тепловой сети изложены в данном письме.

Предполагаемый срок вывода из эксплуатации тепловой сети до п. Сатис – октябрь - ноябрь 2020г

В схеме теплоснабжения Сатисского поселения Дивеевского муниципального района Нижегородской области планируется на период до 2020 года строительство газовых блочно-модульных котельных и инженерной инфраструктуры, необходимой для выработки тепловой энергии в п. Сатис:

№

п/п

Мероприятие

Период исполнения

Финансовые затраты,

тыс.руб.

2017

2018

2019

1

Котельная ул. Московская мощностью до 1,1 МВт

V

V

12800

2

Котельная ул. Гаражная мощностью до 4,5 МВт

V

V

27500

3

Котельная ул. Заводская мощностью до 2,1 МВт

V

V

17500

Итого:

57800

Ожидаемый эффект от строительства новых котельных:

снижение затрат: на приобретение энергоресурсов; на ремонтные работы на теплосетях;

сокращение потерь тепловой энергии в сетях.

Генеральным планом Сатисского сельского поселения Дивеевского муниципального района предусмотрено изменение схемы теплоснабжения района в связи со строительством трех источников централизованного теплоснабжения.

№ п/п

Наименование котельной

Установленная

Мощность

(МВт)

Подключенная нагрузка

(Гкал/ч)

1

Котельная, ул. Московская

1,1

0,73

2

Котельная, ул. Гаражная

4,5

3,49

3

Котельная, ул. Заводская

2,1

1,69

Всего:

7,7

5,91

В 2019 году котельные смонтированы.

Причиной вывода сети из эксплуатации является то обстоятельство, что ее эксплуатация убыточна (убытки около 22 млн. руб. в год в тарифах 2019г.):

-данная теплосеть выработала нормативный срок службы, источника финансирования на реконструкцию нет, поскольку период окупаемости свыше 10 лет;

-потребители п.Сатис и объекты бывшей в/ч «Барракуда» находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения;

-основная часть этой сети находится за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров, что существенно усложняет обслуживание, кроме этого часто происходит хищение покровного и теплоизоляционного слоя трубопроводов, порча изоляции при сжигании сухой травы в весенний период;

-фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП « Сатисское ЖКХ»;

-для соблюдения температурного режима в объектах МП « Сатисское ЖКХ» вынуждено потреблять повышенный расход теплоносителя из-за большой протяженности теплосети, что приводит к дополнительному потреблению электроэнергии насосного оборудования источника и нерациональному гидравлическому режиму работы теплосети.

При этом обращаю Ваше внимание, что в случае принятия решения о приостановлении вывода тепловой сети из эксплуатации, оставляем за собой право требовать возмещения из бюджета Дивеевского района и/или бюджета поселка Сатис некомпенсируемых финансовых убытков согласно нормам Правил и положений бюджетного законодательства.

Таблица 8*Анализ отпуска и реализации тепловой энергии по тепловой сети ТЭЦ-п. Сатис на основании фактических показаний приборов в павильоне №3 и у абонентов в отопительном сезоне 2016г.(тарифы 2019 г)

№ п/п

Наименование показателя

Ед. изм.

январь

февраль

март

апрель

октябрь

ноябрь

декабрь

ИТОГО

1

Отпуск т/э от Пав.№3

Гкал

6380,746

4095,168

4073,112

2116,765

3033,483

4388,614

6047,950

30135,836

2

Потребление т/э в/ч Барракуда (ЦТП2)

Гкал

297,790

167,800

181,050

95,830

134,200

197,470

264,150

1338,290

Потери

32,751

30,638

32,751

28,525

32,751

31,694

32,751

221,861

3

Потребление т/э п. Сатис (ЦТП1)

Гкал

1836,600

1103,280

1175,460

619,500

811,800

1257,240

1665,640

8469,520

Потери

25,656

24,001

25,656

22,346

25,656

24,828

25,656

173,799

4

Всего потребления т/э

Гкал

2134,390

1271,080

1356,510

715,330

946,000

1454,710

1929,790

9807,810

5

Всего тепловые потери по т\с потребителя

Гкал

58,407

54,639

58,407

50,871

58,407

56,523

58,407

395,660

6

Всего потребление и тепловые потери потребителя

Гкал/мес

2192,797

1325,719

1414,917

766,201

1004,407

1511,233

1988,197

10203,470

6

факт. потери по т/с АО "СТСК"

Гкал

4187,949

2769,449

2658,195

1350,564

2029,076

2877,381

4059,753

19932,366

7

нормативные потери по т/с АО "СТСК"

Гкал

1234,600

942,444

985,900

765,823

712,298

1032,794

1197,330

6871,188

8

сверхнормативные потери по т/с АО "СТСК"

Гкал

2953,349

1827,005

1672,295

584,742

1316,777

1844,587

2862,423

13061,178

9

температура наружного воздуха

град.С

-10,45

-1,01

0,08

8,34

4,68

-2,97

-8,04

-0,62

10

Стоимость покупки тепловой энергии АО "СТСК" с ТЭЦ

руб.

6738578,55

4324824,6

4301531,91

2235472,97

3298760,65

4772397,75

6576842,79

32248409,23

11

Стоимость покупки топлива АО "СГК"

руб.

4285181.6

2750232.66

2735420.42

1421576.9

2065740.98

2988558.02

4118532.72

20365243.3

12

Стоимость реализации тепла АО "СТСК"

руб.

3360000.88

2031385.64

2168063.13

1174041.51

1569827.84

2361966.32

3107432.58

15772717.89

13

Убыток АО "СТСК"

руб.

3378577.67

2293438.96

2133468.78

1061431.46

1728932.81

2410431.43

3469410.21

16475691.34

14

Убыток холдинга

руб.

925180.75

718847.02

567357.29

247535.4

495913.14

626591.7

1011100.14

4592525.41

Из приведенного анализа следует:

1.Фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис

в 1,9 раза превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП « Сатисское ЖКХ» (19932 Гкал/год и 10203 Гкал/год соответственно).

2.АО «СТСК» в 2016 году понес затраты на покупку тепловой энергии для п. Сатис в количестве 30135 Гкал на сумму 32,248 млн. руб., реализация тепловой энергии составила 10203 Гкал/год (15,772 млн. руб.В ТАРИФАХ 2019г.).

3. Фактические потери тепловой энергии превышают нормативные в 2.92 раза.

Площадь строительных фондов и приросты площади строительных фондов по расчетным элементам территориального деления с разделением объектов строительства на многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания и производственные здания промышленных предприятий по этапам.

Источники финансирования строительства и реконструкции объектов г. Сарова отражены в Адресной инвестиционной программе г. Сарова на 2020-2022г.г., утвержденной Постановлением Администрации №3744 от 15.11.2019г.

Таблица №9. Муниципальная программа "Городское хозяйство и транспортная система города Сарова":

Перечень программ объектов Адресной инвестиционной программы города Сарова Нижегородской области на 2020 - 2022 годы:

Наименование мероприятий

2020 (тыс.руб.)

2021 (тыс.руб.)

2022 (тыс.руб.)

ФБ

ОБ

МБ

ФБ

ОБ

МБ

ФБ

ОБ

МБ

Строительство здания средней школы на 600 мест по ул. Зорге в г. Саров Нижегородской области

0

144780

1852,7

170000

231335,3

4053,9

0

0

0

Строительство детского сада в МКР-22 в г. Саров Нижегородской области

0

0

14000

0

0

90000

0

0

40000

Реконструкция стадиона МБОУ Школы №7

0

0

36000

0

0

0

0

0

0

Строительство инженерной и транспортной инфраструктура района малоэтажной жилой застройки «Яблоневый сад» в г. Саров Нижегородской области

0

0,0

3000

0

0

0

0

0

0

Итого:

0

144780

51852,7

170000

231335,3

94053,9

0

0

40000

Градостроительные направления развития г. Сарова

Территория Сарова в силу его закрытости ограничена. Свободные от прав третьих лиц и пригодные для жилищного строительства земельные участки немногочисленны. Администрацией города Сарова с учетом планируемых темпов строительства предполагается, что объемы жилищного строительства к концу 2020 года составят 627,4 тыс. м2, к 2028 году порядка 1147 тыс. м2 по следующим направлениям и срокам освоения территорий в целях жилищного строительства:

Таблица 10.

Градостроительные направления развития г. Сарова

Объемы жилищного строительства (тыс. кв.м)

Численность населения (чел.)

Сроки освоения территории строительством объектов, предусмотренных утвержденной документацией по планировке территории

Западное направление развития

МКР 20 кварталы 1, 2, 3 (коттеджное строительство)

15

345

2010 - 2012

МКР-22 квартал 7 (коттеджное строительство)

3,7

90

2012 - 2013

МКР-21 кварталы 6, 7 (многоэтажное жилищное строительство)

51,5

2 453

2016 - 2020

МКР-22 кварталы 1, 2, 3 (многоэтажное жилищное строительство)

73

4 034

2017 - 2020

МКР-22 квартал 5 (ФОК)

2016 - 2022

МКР-22 квартал 6 (парк)

2016 - 2023

Территория между техническим кварталом 23 и территорией садоводческого товарищества им.Гагарина (коттеджное строительство)

11

260

2014 - 2016

Район поймы реки Сатис (смешанная жилая застройка)

65,7

1 500

2016 - 2021

Район ул.Кутузова (многоэтажное жилищное строительство)

18

1 080

2016 - 2021

ИТОГО по западному направлению:

237,9

9 762

Северное направление развития

ТИЗ-1 (индивидуальное жилищное строительство)

90,6

1 800

2010 - 2020

Кварталы 1, 2А, 2Б, 3 Северного жилого района (коттеджное строительство)

37,5

850

2010 - 2012

ИТОГО по северному направлению:

128.1

2650

Северное направление развития (присоединяемые территории)

ТИЗ-2 (индивидуальное жилищное строительство)

96,6

1 930

2016 - 2020

МКР-37, 38 Северного жилого района (смешанная жилая застройка)

87,8

2 500

2016 - 2020

ИТОГО по северному направлению (резервные территории):

184,4

4 430

Восточное направление

МКР-1,1А

520

21000

2024-2028

ИТОГО на программный срок:

1070,4

37842

Источник градостроительного направления развития г. Сарова: : «Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры г. Сарова на 2016-2025 г.г.», актуализированная по состоянию на декабрь 2019 года.

В последние годы имеет место регулярное недофинансирование инженерной инфраструктуры тепловых сетей из-за ограничения роста тарифов ресурсоснабжающих организаций. По целому ряду причин в г. Саров сложилась ситуация, когда тарифы на тепловую энергию и горячую воду самые низкие в Нижегородской области и ниже экономически обоснованного уровня.

Данное обстоятельство не позволяет в полном объемы выполнять текущие и капитальные ремонтов тепловых сетей, а также производить замену тепловых сетей со сроком эксплуатации более 50 лет.

Перспективные направления развития схемы теплоснабжения в части строительства источников и тепловых сетей.

Реализация представленных проектов строительства в сфере теплоснабжения позволит:

- поддержать системы теплоснабжения города на должном уровне;

- обеспечить доступность подключения к системе новых потребителей;

- повысить качество и надёжность предоставления коммунальных услуг;

- обеспечить теплоснабжением развивающиеся и застраиваемые территории города;

- уменьшить существующие нормативные потери в тепловых сетях ;

-оптимизировать радиус теплоснабжения объектов

Строительство объектов теплоснабжения в МКР 21 кв. 6,7, МКР 22 кв. 1, 2, 3, 5 (ФОК), МКР-1А позволит обеспечить тепловой энергией жилые дома и здания соцкультбыта указанных микрорайонов, а также потребности ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» в тепловой энергии.

Источник направления развития в части строительства источников и тепловых сетей: «Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры г. Сарова на 2016-2025г.г.», в редакции решения Городской думы г. Сарова от 23.01.2020г. №04/6-гд.

Позиции «Программы…» в части строительства и реконструкции и тепловых сетей приведены в таблице 11.

Таблица 11.

№ п/п

Наименование мероприятия

Срок выпол-нения

Источник финансир.

Общая стоимость мероприятий на 2016-2025 г.г

Потребность в средствах на 2016-2025г.г

Сумма по годам, тыс. руб.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Теплоснабжение

Строительство

1

Строительство сетей теплоснабжения на присоединяемой территории ПИР

2022-2023

МБ

12500

12500

6250

6250

2

Строительство сетей теплоснабжения на присоединяемой территории СМР

2024-2028

ФБ

90478

90478

45239

45239

ОБ

4764

4764

2382

2382

МБ

4756

4756

2378

2378

3

Проектирование сетей для теплоснабжения микрорайонов 1А и 1Б. ПИР

2025

МБ

4500

4500

4500

4

Строительство сетей для теплоснабжения микрорайонов 1А и 1Б. СМР

2023-2025

МБ

105000

105000

35000

35000

35000

5

Теплоснабжение МКР-21, кв. 6,7

2017

ВИ**

12000

12000

12000

6

Итого по строительству:

Всего

233998

233998

-

12000

-

-

-

-

10750

41250

84999

84999

7

ФБ

90478

90478

-

-

-

-

-

-

-

-

45239

45239

8

ОБ

4764

4764

-

-

-

-

-

-

-

-

2382

2382

9

МБ

21756

21756

-

-

-

-

-

-

10750

6250

2378

2378

10

ВИ

105000

105000

-

-

-

-

-

-

-

35000

35000

35000

11

ВИ*

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

12

ВИ**

12000

12000

-

12000

-

-

-

-

-

-

-

-

Реконструкция (модернизация)

13

Модернизация оборудования ЦТП-14/2

2016

ВИ

561

561

561

14

Модернизация оборудования ЦТП-5

2017

ВИ

741

741

241

500

15

Модернизация оборудования ЦТП Димитрова

2016

ВИ

153

153

153

16

Модернизация оборудования ЦТП 14/1

2020

ВИ

253

253

253

17

Реконструкция тепловой сети ТЭЦ-Заречный район

2020-2025

ВИ

481000

481000

11000

70000

100000

100000

100000

100000

18

Замена секционирующей арматуры в тепловой камере ТК-3.6 магистральной тепловой сети ТЭЦ-МКР5

2017

ВИ

5350

5350

5350

19

Установка секционирующей арматуры в тепловых камерах ТК-4.4Б, ТК-4.8А, ТК-4.13 магистральной тепловой сети ТЭЦ-МКР14

2017

ВИ

23000

23000

23000

20

Модернизация и техперевооружение оборудования котельной КБ-50 (модернизация узла учёта ГРП, установка частотных преобразователей на сетевые насосы и дутьевые вентиляторы)

2017

ВИ

1063

1063

569

494

21

Реконструкция участка тепловой сети к дому ул. Ушакова,8 ПИР

2018

ВИ

100

100

100

22

Реконструкция тепловой сети ввода в жилой дом по адресу Ушакова, 8 СМР

2018

ВИ

1000

1000

1000

23

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 5 и капитальный ремонт кв. № 2 (участок через пр. Мира)

2018

ВИ*

644,9

644,9

644,9

24

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 19 (участок 1 и участок 2)

2019

ВИ*

3800

3800

3800

25

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 25

2021

ВИ*

1000

1000

1000

26

Модернизация тепловой сети квартала № 5 и капитальный ремонт кв.№ 2 (участок через пр. Мира )

2019

ВИ*

8777

8777

8777

27

Модернизация тепловой сети квартала № 25 (участок 1: К-26-К-25-7)

2024

ВИ*

8000

8000

8000

28

Модернизация тепловой сети квартала № 25 (участок 2: К-25-1-К-25-13)

2025

ВИ*

10000

10000

10000

29

Модернизация тепловых узлов в зданиях детских садов (СМР)

2016-2018

МБ

2853,3

2853,3

2853,3

30

Модернизация тепловых узлов в зданиях детских садов (ПСД)

2018

МБ

296,7

296,7

296,7

31

Модернизация оборудования ЦТП-15 по ул. Курчатова д.6, стр.3

2017

МБ

900

900

900

32

Капитальный ремонт систем тепло-водоснабжения и водоотведения в МБОУДО "ООЦ "Березка" ПСД

2018

МБ

300

300

300

33

Модернизация оборудования ЦТП Промышленного района

2023

МБ

900

900

900

34

Реконструкция тепловой сети квартала № 21

2016

ВИ*

7901

7901

7901

35

Реконструкция тепловой сети квартала № 18

2017-2018

ВИ*

19450

19450

9500

9950

36

Реконструкция тепловой сети квартала № 19,19А

2021-2023

ВИ*

30000

30000

10000

10000

10000

37

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 20

2024

ВИ*

1500

1500

1500

38

Итого по реконструкции (модернизации):

Всего

609543,9

609543,9

8615

39560

15638,9

14800

9030

81000

110500

110900

109500

110000

39

МБ

5250

5250

-

900

3450

-

-

-

900

-

-

-

40

ВИ

513211

513211

714

29160

1594

11000

253

70000

100500

100000

100000

100000

41

ВИ*

91072,9

91072,9

7901

9500

10594,9

3800

8777

11000

10000

10000

9500

10000

42

Итого по теплоснабжению:

Всего

843541,9

843541,9

8615

51560

15638

14800

9030

81000

122150

151250

194499

194999

43

ФБ

90478

90478

-

-

-

-

-

-

-

-

45239

45239

44

ОБ

4764

4764

-

-

-

-

-

-

-

-

2382

2382

45

МБ

27006

27006

-

900

3450

-

-

-

11650

6250

2378

2378

46

ВИ

618221

618221

714

29160

1594

11000

253

70000

100500

135000

135000

135000

47

ВИ*

91072,9

91072,9

7901

9500

10594,9

3800

8777

11000

10000

10000

9500

10000

48

ВИ**

12000

12000

-

12000

-

-

-

-

-

-

-

-

Принятые сокращения:

ФБ - федеральный бюджет

ОБ - областной бюджет

МБ - местный бюджет

ВИ – внебюджетные источники, в т.ч. средства ОАО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ»

ВИ* - внебюджетные источники (средства ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ»)

ВИ** - внебюджетные источники, за исключением средств ОАО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» (средства ГК "Росатом")

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 2. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей

г.Саров

2020 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Радиус эффективного теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение новых или увеличивающих тепловую нагрузку теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе на единицу тепловой мощности, определяемой для зоны действия каждого источника тепловой энергии

2. Обоснование вывода из эксплуатации теплосети до п. Сатис.

Описание существующих и перспективных зон действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии

4. Описание существующих и перспективных зон действия индивидуальных источников тепловой энергии

5. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в перспективных зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе

Список используемой литературы

ФЗ РФ от 27.07.2010г. №190-ФЗ «О теплоснабжении»

Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 N 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения»

В.Н. Папушкин. Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое // Новости теплоснабжения, № 9 (сентябрь), 2010 г. с. 44-49

Экспресс-анализ зависимости эффективности транспорта тепла от удаленности потребителей. Новости теплоснабженият N 6.2006 г.с. 36-38

Радиус эффективного теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение новых или увеличивающих тепловую нагрузку теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе на единицу тепловой мощности, определяемой для зоны действия каждого источника тепловой энергии.

В ФЗ РФ от 27.07.2010г. №190-ФЗ «О теплоснабжении» [1] появилось определение радиуса эффективного теплоснабжения, который представляет собой 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.

В ПП РФ от 22.02.2012г. «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» [2] в п. 41 (м) после слов «расчет радиусов эффективного теплоснабжения» стоят в скобках слова «зоны действия источников тепловой энергии». Это означает тождественность радиуса эффективного теплоснабжения и зоны действия источника тепловой энергии. Данное обстоятельство подтверждается в статье В.Н. Папушкина «Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое» [3], где сказано, что в практике разработки перспективных схем теплоснабжения используется вполне адекватное радиусу эффективного теплоснабжения понятие зоны действия источника тепловой энергии.

В [2] дается понятие зоны действия источника тепловой энергии, под которой подразумевается территория поселения, городского округа или ее часть, границы которой устанавливаются закрытыми секционирующими задвижками тепловой сети системы теплоснабжения.

Решение задачи о том, нужно или не нужно трансформировать зону действия источника тепловой энергии, является базовой задачей построения эффективных схем теплоснабжения. В [3] также указано, что критерием выбора решения о трансформации зоны является не просто увеличение совокупных затрат, а анализ возникающих в связи с этим действием эффектов и необходимых для осуществления этого действия затрат.

Для оценки затрат применяется методика, изложенная в статье «Экспресс-анализ зависимости эффективности транспорта тепла от удаленности потребителя» журнала «Новости теплоснабжения» №9-2010г.[4], которая основывается на допущении, что в среднем по системе централизованного теплоснабжения, состоящей из источника тепловой энергии, тепловых сетей и потребителей затраты на транспорт тепловой энергии для каждого конкретного потребителя пропорциональны расстоянию до источника и мощности потребления.

Среднечасовые затраты на транспорт тепловой энергии от источника до потребителя определяются по формуле:

С=ZхQxL,                                                                       (1)

где Q - мощность потребления;

L - протяженность тепловой сети от источника до потребителя;

Z - коэффициент пропорциональности, который представляет собой удельные затраты в системе на транспорт тепловой энергии (на единицу протяженности тепловой сети от источника до потребителя и на единицу присоединенной мощности потребителя).

Для упрощения расчетов зону действия централизованного теплоснабжения рассматриваемого источника тепловой энергии будем условно разбивать на несколько крупных зон нагрузок. Для каждой из этих зон рассчитаем усредненное расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки (Li) по формуле:

Li = Σ( Q зд х Lзд) / Qi                                                                                     (2)

где i - номер зоны нагрузок;

Lзд - расстояние по трассе (либо эквивалентное расстояние) от каждого здания зоны до источника тепловой энергии;

Qзд - присоединенная нагрузка здания;

Qi - суммарная присоединенная нагрузка рассматриваемой зоны, Qi= Σ Qзд;

Присоединенная нагрузка к источнику тепловой энергии:

Q = Σ Qi                                                                                                                                             (3)

Средний радиус теплоснабжения по системе определяется по формуле:

Lср = Σ(Qi x Li) / Q                                                                                                                 (4)

Определяется годовой отпуск тепла от источника тепловой энергии (А), Гкал. При этом:

А = Σ А i                                                                                                                                             (5)

где А - годовой отпуск тепла по каждой зоне нагрузок. Среднюю себестоимость транспорта тепла в зоне действия источника тепловой энергии принимаем равной тарифу на транспорт Т (руб./Гкал).

Годовые затраты на транспорт тепла в зоне действия источника тепловой энергии, (руб./год):

В = А х Т                                                                                                                               (6)

Среднечасовые затраты на транспорт тепла по зоне источника тепловой энергии:

С = В / Ч,                                                                                                                               (7)

где Ч - число часов работы системы теплоснабжения в год.

Удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла рассчитываются по формуле:

Z = C/(Q х Lср) = B / (Q x Lср) x Ч                                                                                                   (8)

Величина Z остается одинаковой для всей зоны действия источника тепловой энергии.

Среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон, (руб./ч):

Сi = Z х Qi x Li (9)

Вычислив Сi и Z, можно рассчитать для каждой выделенной зоны нагрузок в зоне действия источника тепловой энергии разницу в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника.

Подход к расчету радиуса эффективного теплоснабжения источника тепловой энергии.

На электронной схеме наносится зона действия источника тепловой энергии с определением площади территории тепловой сети от данного источника и присоединенной тепловой нагрузки.

Определяется средняя плотность тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии (Гкал/ч/Га, Гкал/ч/км2).

Зона действия источника тепловой энергии условно разбивается на зоны крупных нагрузок с определением их мощности Qi и усредненного расстояния от источника до условного центра присоединенной нагрузки (Li).

Определяется максимальный радиус теплоснабжения, как длина главной магистрали от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя, присоединенного к этой магистрали Lмах (км) [4].

Определяется средний радиус теплоснабжения по системе Lср.

Определяются удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла Z = C/(Q x Lср) = B / (Q x Lср)хЧ

Определяются среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон Сi , руб./ч.

Определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне с учетом расстояния до источника Вi, млн. руб.

Определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне без учета расстояния до источника Вi0=А i x Т, млн. руб.

Для каждой выделенной зоны нагрузок в зоне действия источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника и делаются выводы об эффективности транспорта тепла в ту или иную зону в зависимости от расстояния, о перспективе подключения новой нагрузки, расположенной ближе к источнику тепловой энергии или о строительстве нового источника для покрытия нагрузок.

1.1 Определение радиусов эффективного теплоснабжения ТЭЦ

Плотность тепловой нагрузки по ТЭЦ составляет 2,998 (Гкал/ч)/га.

На рисунке 1 показана расчетная схема ТЭЦ.

Для определения радиуса действия ТЭЦ зона ее действия разбита на 2 зоны с определением расстояния от центра зоны до ТЭЦ.

В таблице 1 приведены результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне ТЭЦ с определением радиуса эффективного теплоснабжения.

Таблица 1 – Результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне ТЭЦ с

определением радиуса эффективного теплоснабжения

зоны теплоснабжения

Сумма

Показатель

1 система

2 система

Исходные данные

Расстояние Li, км

7,021

6,468

13,489

Мощность Qi, Гкал/ч

369,47

237,91

607,38

Годовой отпуск Аi, тыс. Гкал

868,21

237,21

1105,42

Расчет с учетом расстояния до источника

Li x Qi, км х Гкал/ч

2594,05

1538,80

4132,85

Средний радиус теплоснабжения Lср, км

6,80

Эффективный радиус теплоснабжения Lэф, км

8,51

3,92

Годовые затраты на выработку и транспорт тепла В, тыс. руб.

1719116,95

Годовые затраты на выработку и транспорт тепла по каждой зоне Вi, тыс. руб.

1079030,83

640086,12

1719116,95

Удельные затраты на выработку и транспорт тепла Z, руб./ч /((Гкал/ч)хкм)

48,82

Среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Сi, руб./ч

126646,81

75127,48

201774,29

Удельные на единицу отпуска тепла среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Si, руб./ч/Гкал

0,146

0,317

Себестоимость выработки и транспорта тепла Si0, руб./Гкал

1242,82

2698,42

Расчет без учета расстояния

Годовые затраты на транспорт тепла Вi0, тыс. руб.

1350218,81

368898,14

1719116,95

Рис.1 зоны теплоснабжения ТЭЦ

Анализ зоны теплоснабжения ТЭЦ

Максимальный радиус теплоснабжения зоны ТЭЦ составляет 11,919 км (расстояние от ТЭЦ до п. Сатис).

Радиус эффективного теплоснабжения составляет по зоне «1 система» - 8,4 км, по зоне «2 система» - 4,11 км

При расчете с учетом расстояния до источника, себестоимость транспорта тепла в зоне 2 системы превышает принятую себестоимость.

Вывод:

1.Существующие и перспективные тепловые мощности объектов 1-й системы теплоснабжения находятся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения.

2.П. Сатис и объекты бывшей в/ч «Барракуда» находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения. «Правила вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей» ( утверждены постановлением Правительства РФ от 06.09.2012 №889) предусматривают, что если продолжение эксплуатации объектов по требованию органа местного самоуправления ведет к некомпенсируемым финансовым убыткам, собственникам или иным законным владельцам указанных объектов должна быть обеспечена компенсация в соответствии с бюджетным законодательством Российской Федерации.

АО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» в 2016 году начало реализовывать процедуру вывода теплосети до п. Сатис из эксплуатации. Соответствующие уведомления за №201/048 от 14.01.2016 г. направлены Главе Администрации Дивеевского района, Главе Администрации Сатисского сельсовета, Директору МП «Сатисское ЖКХ» (см. раздел 1).

Обоснование вывода из эксплуатации теплосети до п. Сатис.

Предполагаемый срок вывода из эксплуатации тепловой сети до п. Сатис – декабрь 2020 согласно утвержденной схеме теплоснабжения Сатисского поселения Дивеевского муниципального района Нижегородской области (см. раздел 1 утверждаемой части) . Уведомление о выводе направлено Главе Администрации Дивеевского района письмом за №201/413 от 11.02.2016г.

Причиной вывода сети из эксплуатации является то обстоятельство, что ее эксплуатация убыточна (убытки около 10 млн. руб. в год):

-данная теплосеть выработала нормативный срок службы, источника финансирования на реконструкцию нет, поскольку период окупаемости свыше 10 лет;

-потребители п.Сатис и объекты бывшей в/ч «Барракуда» находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения;

-основная часть этой сети находится за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров, что существенно усложняет обслуживание, кроме этого часто происходит хищение покровного и теплоизоляционного слоя трубопроводов, порча изоляции при сжигании сухой травы в весенний период;

-фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП « Сатисское ЖКХ»;

-для соблюдения температурного режима в объектах МП « Сатисское ЖКХ» вынуждено потреблять повышенный расход теплоносителя из-за большой протяженности теплосети, что приводит к дополнительному потреблению электроэнергии насосного оборудования источника и нерациональному гидравлическому режиму работы теплосети.

В 2019 году блочные котельные смонтированы.

Причиной вывода сети из эксплуатации является то обстоятельство, что ее эксплуатация убыточна (убытки около 10 млн. руб. в год):

-данная теплосеть выработала нормативный срок службы, источника финансирования на реконструкцию нет, поскольку период окупаемости свыше 10 лет;

-потребители п.Сатис и объекты бывшей в/ч «Барракуда» находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения;

-основная часть этой сети находится за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров, что существенно усложняет обслуживание, кроме этого часто происходит хищение покровного и теплоизоляционного слоя трубопроводов, порча изоляции при сжигании сухой травы в весенний период;

-фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП « Сатисское ЖКХ»;

-для соблюдения температурного режима в объектах МП « Сатисское ЖКХ» вынуждено потреблять повышенный расход теплоносителя из-за большой протяженности теплосети, что приводит к дополнительному потреблению электроэнергии насосного оборудования источника и нерациональному гидравлическому режиму работы теплосети.

АО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» ранее неоднократно направляло в адрес Администрации Дивеевского района запросы о планируемых сроках строительства в п. Сатис котельных. Однако до настоящего времени ситуация со стороны Администрации Дивеевского района не разрешена.

При этом обращаю Ваше внимание, что в случае принятия решения о приостановлении вывода тепловой сети из эксплуатации, оставляем за собой право требовать возмещения из бюджета Дивеевского района и/или бюджета поселка Сатис некомпенсируемых финансовых убытков согласно нормам Правил и положений бюджетного законодательства.

Таблица 2*Анализ отпуска и реализации тепловой энергии по тепловой сети ТЭЦ-п. Сатис на основании

фактических показаний приборов в павильоне №3 и у абонентов в отопительном сезоне 2016г.(тарифы 2019 г)

№ п/п

Наименование показателя

Ед. изм.

январь

февраль

март

апрель

октябрь

ноябрь

декабрь

ИТОГО

1

Отпуск т/э от Пав.№3

Гкал

6380,746

4095,168

4073,112

2116,765

3033,483

4388,614

6047,950

30135,836

2

Потребление т/э в/ч Барракуда (ЦТП2)

Гкал

297,790

167,800

181,050

95,830

134,200

197,470

264,150

1338,290

Потери

32,751

30,638

32,751

28,525

32,751

31,694

32,751

221,861

3

Потребление т/э п. Сатис (ЦТП1)

Гкал

1836,600

1103,280

1175,460

619,500

811,800

1257,240

1665,640

8469,520

Потери

25,656

24,001

25,656

22,346

25,656

24,828

25,656

173,799

4

Всего потребления т/э

Гкал

2134,390

1271,080

1356,510

715,330

946,000

1454,710

1929,790

9807,810

5

Всего тепловые потери по т\с потребителя

Гкал

58,407

54,639

58,407

50,871

58,407

56,523

58,407

395,660

6

Всего потребление и тепловые потери потребителя

Гкал/мес

2192,797

1325,719

1414,917

766,201

1004,407

1511,233

1988,197

10203,470

6

факт. потери по т/с АО "СТСК"

Гкал

4187,949

2769,449

2658,195

1350,564

2029,076

2877,381

4059,753

19932,366

7

нормативные потери по т/с АО "СТСК"

Гкал

1234,600

942,444

985,900

765,823

712,298

1032,794

1197,330

6871,188

8

сверхнормативные потери по т/с АО "СТСК"

Гкал

2953,349

1827,005

1672,295

584,742

1316,777

1844,587

2862,423

13061,178

9

температура наружного воздуха

град.С

-10,45

-1,01

0,08

8,34

4,68

-2,97

-8,04

-0,62

10

Стоимость покупки тепловой энергии АО "СТСК" с ТЭЦ

руб.

6738578,55

4324824,6

4301531,91

2235472,97

3298760,65

4772397,75

6576842,79

32248409,23

11

Стоимость покупки топлива АО "СГК"

руб.

4285181.6

2750232.66

2735420.42

1421576.9

2065740.98

2988558.02

4118532.72

20365243.3

12

Стоимость реализации тепла АО "СТСК"

руб.

3360000.88

2031385.64

2168063.13

1174041.51

1569827.84

2361966.32

3107432.58

15772717.89

13

Убыток АО "СТСК"

руб.

3378577.67

2293438.96

2133468.78

1061431.46

1728932.81

2410431.43

3469410.21

16475691.34

14

Убыток холдинга

руб.

925180.75

718847.02

567357.29

247535.4

495913.14

626591.7

1011100.14

4592525.41

Из приведенного анализа следует:

1.Фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис

в 1,9 раза превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП « Сатисское ЖКХ» (19932 Гкал/год и 10203 Гкал/год соответственно).

2.АО «СТСК» в 2016 году понес затраты на покупку тепловой энергии для п. Сатис в количестве 30135 Гкал на сумму

31,248 млн. руб., реализация тепловой энергии составила 10203 Гкал/год (15,772 млн. руб. в тарифах 2019г.).

3. Фактические потери тепловой энергии превышают нормативные в 2.92 раза.

12.2 Определение радиусов эффективного теплоснабжения котельной КБ-50

Плотность тепловой нагрузки по котельной Больничного городка составляет 1,072 (Гкал/ч)/га.

На рисунке 2 показана расчетная схема котельной Больничного городка.

Для определения радиуса действия котельной Больничного городка зона ее действия разбита на 4 зоны с определением расстояния от центра зоны до котельной.

В таблице 2 приведены результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне котельной Больничного городка с определением радиуса эффективного теплоснабжения.

Таблица 2 – Результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне котельной КБ-50 с определением радиуса эффективного теплоснабжения

зоны теплоснабжения

Сумма

Показатель

А

Б

В

Г

Исходные данные

Расстояние Li, км

0,229

0,407

0,715

0,83

0,636

Мощность Qi, Гкал/ч

0,552

1,189

1,962

1,661

5,364

Годовой отпуск Аi, тыс. Гкал

1,30

2,80

4,61

3,91

12,61

Расчет с учетом расстояния до источника

Li x Qi, км х Гкал/ч

0,13

0,48

1,40

1,38

3,39

Средний радиус теплоснабжения Lср, км

0,63

Эффективный радиус теплоснабжения Lэф, км

1,75

0,98

0,56

0,48

Годовые затраты на выработку и транспорт тепла В, тыс. руб.

19617,54

Годовые затраты на выработку и транспорт тепла по каждой зоне Вi, тыс. руб.

731,12

2798,93

8113,73

7973,76

19617,54

Удельные затраты на выработку и транспорт тепла Z, руб./ч /((Гкал/ч)хкм)

678,85

Среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Сi, руб./ч

85,81

328,51

952,32

935,89

2302,53

Удельные на единицу отпуска тепла среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Si, руб./ч/Гкал

0,066

0,117

0,206

0,240

Себестоимость выработки и транспорта тепла Si0, руб./Гкал

563,21

1001,00

1758,51

2041,34

Расчет без учета расстояния

Годовые затраты на выработку и транспорт тепла Вi0, тыс. руб.

2018,81

4348,48

7175,54

6074,71

19617,54

Рис.2 Зоны теплоснабжения котельной КБ-50

Анализ зоны теплоснабжения котельной Больничного городка(резервный источник теплоснабжения зданий КБ-50)

Максимальный радиус теплоснабжения зоны котельной Больничного городка составляет 0,83 км.

Радиус эффективного теплоснабжения составляет

По зоне «А» - 1,75 км, по зоне «Б» - 0,98 км, по зоне «В» - 0,56, по зоне «Б» - 0,48

При расчете с учетом расстояния до источника, себестоимость транспорта тепла в зонах В и Г превышает принятую себестоимость.

2. Описание существующих и перспективных зон действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии.

На территории города Саров в настоящее время имеются 2 источника тепловой энергии -

ТЭЦ АО «Саровская Генерирующая Компания» и отопительно-производственная котельная Больничного городка КБ-50, находящаяся на балансе ОАО «Саровская Теплосетевая Компания».

2.1. Зона действия котельной КБ-50 АО «СТСК».

Отопительно – производственная Котельная КБ-50 установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС в качестве резервного источника (основной источник – ТЭЦ АО «СГК»), а также паром на технологические нужды прачечной в качестве основного источника.

Включение оборудования котельной производится в период профилактических ремонтов сетей ГВС и в межотопительный период до включения 1-й системы теплоснабжения.

Дальнейшее развитие территории больничного городка, подключение новых объектов и изменение тепловых нагрузок программами развития города не предусмотрено. Зона действия котельной в перспективе сохранится без изменений.

Расчетная присоединенная нагрузка котельной КБ-50 на 31.12.2017:

- На отопление и вентиляцию 5,409 Гкал/ч

- На ГВС 1,960 Гкал/ч - На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч

Всего 7,758 Гкал/ч

Зона действия котельной КБ-50

2.2. Зона действия ТЭЦ АО «СГК».

Саровская ТЭЦ установленной тепловой мощностью на 01.01.2019г. 715 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение селитебной и промышленной частей г.Саров. В перспективе до 2028 года в зону действия ТЭЦ будут включены все вновь строящиеся объекты кроме застройки Северного района города и зон индивидуального теплоснабжения.

Присоединенная нагрузка ТЭЦ АО «СГК» по состоянию на 01.01.2020 г.:

- На отопление и вентиляцию 516,150218 Гкал/ч (в т.ч. вентиляция 190,460235 Гкал/ч)

- На ГВС 95,174646 Гкал/ч, на циркуляцию 11,7806 Гкал/ч)

- На технологические нужды(пар) 9,86358 Гкал/ч

Всего 632,969044 Гкал/ч (при подключении зданий КБ-50 640,338044 Гкал/ч)

Зона ТЭЦ

3. Описание существующих и перспективных зон действия индивидуальных источников тепловой энергии

Зоны децентрализованного теплоснабжения располагаются, прежде всего, в кварталах застройки одно-двухквартирными жилыми домами с приусадебными земельными участками с плотностью тепловой нагрузки 0,12 – 0,25 Гкал/час на 1 га.

Теплоснабжение данных жилых домов осуществляется бытовыми газовыми котлами.

Указанные существующие области децентрализованного теплоснабжения расположены в следующих районах:

Центральный район:

- в западной части города: ул. Димитрова, Южная, Заводская, Речная, Гайдара, переулки Речной, Заводской;

- в южной части города: ул. Ключевая, ул. Родниковая.

Заречный район:

- в северной части города: ул. Дорожная, ТИЗ (ул. Энтузиастов, проезды Ореховый, Ясеневый, Земляничный, Сиреневый, Солнечный, Осенний, Дружбы, Цветочный, Светлый, Радужный, ул. Нижегородская, Тенистая, Новая, Рябиновая, Товарищеская), Балакирева, Котовского, Разина, Осипенко, Полевая, Московская, Строительная, Красногвардейская, 8 Марта, Гоголя, Герцена, Мичурина, Горького, Маяковского;

- в западной части города: ул. Кирова, Чехова, Тургенева, Буденного, Садовая, Озерная, Чкалова, Лесная, Менделеева, Озерная, Кутузова, Ломоносова, Володарского, Комсомольская, Западная, Зорге, Комсомольский проезд.

Администрацией города Сарова с учетом планируемых темпов строительства предполагается, что объемы жилищного строительства к концу 2021 года в зонах действия индивидуальных источников тепловой энергии составят:

Градостроительные направления развития города Сарова в зонах действия индивидуальных источников тепловой энергии

Объемы жилищного строительства (тыс. кв.м)

Численность населения (чел.)

Сроки освоения территории строительством объектов

Западное направление развития

МКР 20 кварталы 1, 2, 3 (коттеджное строительство)

15

345

2010 - 2012

МКР-22 квартал 7 (коттеджное строительство)

3,7

90

2012 - 2013

Территория между техническим кварталом 23 и территорией садоводческого товарищества им.Гагарина (коттеджное строительство)

11

260

2014 - 2016

Район поймы реки Сатис (смешанная жилая застройка)

65,7

1 500

2012 - 2020

Северное направление развития

ТИЗ-1 (индивидуальное жилищное строительство)

90,6

1 800

2010 - 2020

Кварталы 1, 2А, 2Б, 3 Северного жилого района (коттеджное строительство)

37,5

850

2010 - 2022

Северное направление развития (резервные территории)

ТИЗ-2 (индивидуальное жилищное строительство)

96,6

1 930

2016 - 2022

4.Существующие и перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки потребителей в зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе

4.1 Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источников тепловой энергии.

Таблица 4.1.1 Перспективная тепловая мощность котельной КБ-50 ОАО «СТСК»

Марка установленных котлов

Производительность парового котла, т/час

Установленная тепловая мощность котла, Гкал

КПД котла, %

Год ввода в эксплуатацию

КВГМ-4-150

-

4

89,8

2000

КВГМ-4-150

-

4

89,1

2000

Е-1,0-0,9Г-Д

1

0,56

86,3

2002

Е-1,0-0,9Г-Д

1

0,56

86,5

2002

ИТОГО

9,12

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования котельной составляет 9,12 Гкал/ч

Техническое освидетельствование оборудования, поднадзорного Ростехнадзору РФ, проводится в сроки установленные нормативными документами в области промышленной безопасности.

Оборудование с продленным срокам эксплуатации отсутствует. Предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации котельной не имеется.

Значения установленной тепловой мощности основного оборудования отопительно-производственной котельной
КБ-50 в перспективе до 2028 года изменяться не будут.

Включение оборудования котельной производится в период профилактических ремонтов сетей ГВС и в межотопительный период до включения 1-й системы теплоснабжения.

Таблица 4.1.2 Существующая и перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК»

Состав основного оборудования

ст.№

Тип

31.12.2013-31.12.2016

01.01.2017

01.01.2018

01.01.2019

2020

2021-2023

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

Паровые турбины

1

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

2

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

3

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

6

ВПТ-25-4

30

105,9

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

7

ПР-25-90/10/0,9

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

8

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

71

-

71

25,83

71

25,83

71

9

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

-

-

-

25,743

71

25,743

71

Паровые котлоагрегаты

1

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

2

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

3

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

4

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

5

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

6

ТП-170

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

7

БКЗ-160-100ФБ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

8

БКЗ-160-100ФЖШ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

9

Е-220-100

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

10

Е-220-100

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

б/н

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

-

91

-

91

Пиковые водогрейные котлы

1

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

2

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

3

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

Итого Саровская ТЭЦ

71

594

71

594

71

715

71

715

106,573

725

106,573

725

в том числе отборов паровых турбин

-

274

-

274

-

345

-

345

334

-

334

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

91

-

91

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ по состоянию на 01.01.2020 года составляет 725,0 Гкал/ч.

4.2. Технические ограничения на использование установленной тепловой мощности и значения располагаемой мощности основного оборудования источников тепловой энергии

Располагаемая тепловая мощность станции на 01.01.2020 г. составляет:

Наименование оборудования (турбины)

Стационарный номер

тип

Мощность отборов

Установленная мощность источника по пару, Гкал/час

Установленная мощность источника по горячей воде, Гкал/час

Располагаемая мощность источника по пару, Гкал/час

Располагаемая мощность источника по горячей воде, Гкал/час

Турбина

6

ПТ-30-90/10/1,2

мощность производственного отбора

86,4

86,4

86,4

86,4

мощность теплофикационного отбора

19,4

19,4

19,4

19,4

Турбина

7

ПР-25-90/110/0,9

мощность регулируемого отбора

58,6

58,6

58,6

58,6

мощность противодавления

27,1

27,1

27,1

27,1

Турбина

8

ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

43,2

43,2

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

27,8

27,8

27,8

27,8

Турбина

9

ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

43,2

43,2

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

27,8

27,8

27,8

27,8

Установленная мощность турбоагрегатов

334

334

334

334

ПВК

3

0

300

0

300

РОУ

91

91

91

91

ИТОГО ТЭЦ

425

725

425

725

Ограничений тепловой мощности оборудования станции нет.

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии ТЭЦ АО «СГК»

№

Наименование

Максимальные (договорные) нагрузки на 31.12.2019 г.

Пар (макс.)

ГВС (макс)

Цирк.

Отопл.(макс)

Вент.(макс)

1.

ТЭЦ АО «СГК»

9,86358 Гкал/ч

97,134646 Гкал/ч

11,7806 Гкал/ч

329,109983 Гкал/ч

192,449235 Гкал/ч

ГВС (макс) без учета КБ-50

Отопл.(макс) без учета КБ-50

Вент.(макс) без учета КБ-50

95,174646

325,689983

190,460235

Всего

640,338044 Гкал/ч с учетом КБ-50

632,969044 без учета КБ-50

4.3 Существующие и перспективные затраты тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды в отношении источников тепловой энергии.

Расчет расхода тепла на собственные нужды оборудования турбинного цеха в 2019 г.и на перспективу 2020-23г.г.

Показатели

Обозна-чение

Един. Изм.

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

БСД

Температура наружного воздуха

tн.в.

°С

-9,00

-3,83

-0,3

7,17

17,29

20,57

18,84

16,93

11,54

8,62

-0,68

-1,99

Количество пусков турбин БСД

nт

3

2

1

1

Коэффициент простоя котлов

βк

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов

γк

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Расход тепла на с.н. при пусках турбин

Q пуск

Гкал

9,3

6,2

3,1

3,1

Часовой расход тепла на отопление

_ Q о.

Гкал/ час

0,3

0,23

0,05

Часовой расход тепла на вентиляцию

_ Q в.

Гкал/ час

Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД

Q с.н.т

Гкал

260,4

154,56

9,3

6,2

40,3

3,1

БВД

Количество пусков турбин БВД

nт

1

1

1

1

3

2

4

2

1

Расход тепла на с.н. при пусках турбин

Qпуск

Гкал

0

4

0

4

4

4

12

0

8

36

8

4

Коэффициент простоя котлов

βт

0

0

0,21

0,39

0,72

0,8

0,8

0,75

0,68

0,48

0,17

0,058

Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов

γт

0,8

0,75

0,66

0,48

0,2

0,2

0,2

0,16

0,26

0,44

0,66

0,713

Часовой расход тепла на отопление главного корпуса

_ Q о.

Гкал/ час

0,1

0,07

0,1

0,04

0,05

0,04

0,07

0,08

Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса

_ Q в.

Гкал/ час

0,4

0,3

0,2

0,12

0,11

0,1

0,22

0,26

Темпераура холодного воздуха БВД

tх.в.БСД

°С

15

15

15

15

15

15

15

Часовой расход на отопление и вентиляцию помещений 2 категории

_ Q о+в.2

Гкал/ час

0,31

0,25

0,2

0,1

0,1

0,09

0,2

0,24

Время отопления

tотоп

час

744

672

744

720

330

744

720

744

Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД

Qс.н.тбвд

Гкал

602,6

420,6

372

191,2

4

4

12

0

93,8

187,1

368

435,52

В перспектива на 2020-2023гг.

700

650

600

300

100

240

600

700

Расхода тепла на собственные нужды оборудования котельного цеха в 2019 г. и на перспективу 2020-23г.г.

Показатели

Обоз-на-чение

Ед. Изм.

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

БСД

Температура наружного водуха

tн.в.

°С

-9,00

-3,83

-0,3

7,17

17,29

20,57

18,84

16,93

11,54

8,62

-0,68

-1,99

температура при отоплении

Время работы котлов

τ

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Количество пусков котлов БСД

nк

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Расход тепла на с.н. при пусках котлов

Qпуск

Гкал

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Расход глубокоумягченной воды на восполнение пароводянных потерь в цикле

Gгув

тыс.т.

Выработка перегретого пара котлами

Gк

тыс.т.

Часовой расход тепла

Qбр

Коэффициент простоя котлов

βк

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов

γк

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Расход тепла на восполнение паровод. потерь в цикле БСД

Qвпу

Гкал

0,0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Потери тепла с непрерывной и периодической продувкой

Qнпп

Гкал

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Часовой расход тепла на отопление главного корпуса

_ Qо.

Гкал/ час

Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса

_ Qв.

Гкал/ час

Номинальный расход тепла на общеобменную вентиляцию главного корпуса

Температура холодного воздуха БСД

tх.в.БСД

0С

Время отопления

τотоп

час

Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД

Qс.н.К

Гкал

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

БВД

Количество пусков котлов

nк

4

1

1

3

1

3

1

Время работы котлов

τ

2976

2688

2352,3

1761,4

826,5

720

741,4

744

920,4

1547

2389,5

2803

Расход тепла на с.н. при пусках котлов

Qпуск

Гкал

0

0

0

71,6

0

0

17,9

17,9

53,7

17,9

53,7

17,9

Расход глубокоумягченной воды на восполнение пароводянных потерь в цикле

Gгув

тыс.т.

58

56

52

49

44

48

46

46

49

50

56

58

Невозврат конденсата пара от потребителей

Gнев

тыс.т.

7,63

6,81

7,96

6,94

5,47

4,74

5,07

5,59

5,82

6,75

7,03

6,253

Выработка перегретого пара котлами

Gк

тыс.т.

422,5

356,9

345,1

245,5

105,1

85,6

84,6

83,5

129,8

232,5

337,3

374,8

Часовой расход тепла

_ Qбр

349,8

327,2

285,7

210,

87,04

73,2

70,1

69,4

111,

192,5

288,6

310,29

Коэффициент простоя котлов

βк

0

0

0,21

0,39

0,72

0,75

0,75

0,75

0,68

0,48

0,17

0,06

Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов

γк

0,8

0,75

0,66

0,48

0,2

0,17

0,16

0,16

0,26

0,44

0,66

0,71

Расход тепла на восполнение паровод. Потерь в цикле БСД

Qвпу

Гкал

6,72

6,7

5,94

5,87

5,67

6,44

6,08

6,01

6,32

6,08

6,71

7,05

Потери тепла с непрерывной и периодической продувкой

Qнпп

Гкал

1,48

1,25

1,21

0,86

0,37

0,3

0,3

0,29

0,46

0,82

1,18

1,32

Часовой расход тепла на отопление главного корпуса

_ Qо.

Гкал/ час

0,38

0,3

0,3

0,15

0,15

0,15

0,25

0,3

Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса

_ Qв.

Гкал/ час

0,6

0,47

0,35

0,17

0,15

0,14

0,35

0,4

Температура холодного воздуха БВД

tх.в.БСД

0С

15

15

15

15

17

17

17

17

15

15

15

15

Часовой расход тепла на технологическую вентиляцию

_ Qобщ.

Гкал/ час

0,6

0,47

0,41

0,24

0,35

0,45

0,35

0,4

Часовой расход на отопление и вентиляцию помещений 2 категории

_ Qо+в.2

Гкал/ час

0,62

0,44

0,33

0,1

0

0,05

0,34

0,4

Время отопления

τотоп

час

744

672

744

720

0

0

0

0

330

744

720

744

Количество сожженного мазута

Вмаз

тонн

Время сжигания мазута

tмаз

час

Удельный расход тепла на слив мазута

м qсл

Гкал/т

Расход тепла на потери в окружающую среду

_ м. Qпот.

Гкал/ час

0,196

0,193

0,191

0,186

0,187

0,192

0,193

Расход тепла на нагрев мазута

_ м Qсж.

Гкал/ час

Суммарный расход тепла на мазутное хозяйство

Qмх

Гкал

147,3

131

143,5

135,3

140,5

139,6

145,03

Расход тепла с паром на мазутные форсунки

Qмф

Гкал

Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД

Qс.н.К

Гкал

1345,9

952,1

924,1

434,4

6,04

6,74

24,28

24,2

360,7

648,9

878

989,7

Номинальный расход тепла на отопление и вентиляцию ПВК часовой

0,27

0,215

0,181

0,11

0,09

0,185

0,2

Расход тепла на отопление ПВК

200,9

144,5

134,7

79,2

67

133,2

148,8

Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД и ПВК

Qс.н.К

Гкал

1346,8

1096,5

1058,7

513,6

6,04

6,74

24,28

24,2

360,7

715,9

1011,2

1138,5

В перспективе 2020-23гг

1650

1540

1620

600

1000

1550

1650

Расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды (факт 2019 года и перспектива 2020-23г.г.)

Показатели

Един. Изм.

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Итого за год

Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД

Гкал

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД

Гкал

1346,8

1096,5

1058,7

513,6

6,04

6,74

24,28

24,2

360,7

715,9

1011,2

1138,5

7503,2

ИТОГО собственные нужды котельный цех

Гкал

1346,8

1096,5

1058,7

513,6

6,04

6,74

24,28

24,2

360,7

715,9

1011,2

1138,5

7503,2

В перспективе 2020-23гг котельный цех

1650

1540

1620

600

1000

1550

1650

9610

Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД

Гкал

260,4

154,56

9,3

6,2

40,3

3,1

473,86

Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД

Гкал

602,6

420,6

372

191,2

4

4

12

0

93,8

187,1

368

435,52

2690,92

ИТОГО собственные нужды турбинный цех

Гкал

863,0

575,2

372

191,2

4

13,2

18,2

0

93,8

227,42

368,0

438,62

3164,78

В перспективе 2020-23гг турбинный цех

700

650

600

300

340

600

700

4190

Расход тепла на хоз. нужды

Гкал

1707,8

1312,3

1097,0

570,5

393,9

333,7

336,8

395,9

420,9

441,7

1108,2

1339,03

9457,59

В перспективе 2020-23гг хоз. нужды

1750

1340

1450

630

470

400

400

400

470

540

1240

1550

10640

ИТОГО факт расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды 2019 год (Гкал)

20125,6

В перспективе на 2020-2023 гг

24700

4.4 Значения тепловой мощности источников тепловой энергии нетто на 01.01.2020г.

Наименование оборудования (турбины)

Стационарный номер

тип

Мощность отборов

Установленная мощность источника по пару, Гкал/час

Установленная мощность источника по горячей воде, Гкал/час

Располагаемая мощность источника по пару, Гкал/час

Располагаемая мощность источника по горячей воде, Гкал/час

Турбина

6

ПТ-30-90/10/1,2

мощность производственного отбора

86,4

86,4

86,4

86,4

мощность теплофикационного отбора

19,4

19,4

19,4

19,4

Турбина

7

ПР-25-90/110/0,9

мощность регулируемого отбора

58,6

58,6

58,6

58,6

мощность противодавления

27,1

27,1

27,1

27,1

Турбина

8

ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

43,2

43,2

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

27,8

27,8

27,8

27,8

Турбина

9

ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

43,2

43,2

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

27,8

27,9

27,8

27,8

Установленная мощность турбоагрегатов

334

334

334

334

ПВК

3

0

300

0

300

РОУ

91

91

91

91

ИТОГО ТЭЦ

425

725

425

725

Тепловые нагрузки на собственные и хозяйственные нужды

26.2

Существующая тепловая мощность станции нетто

688.8

Перспективная тепловая мощность станции нетто на 2021г.(с турбиной №9 и выводом турбин№1-4

698.8

4.5 Значения существующих и перспективных потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям, включая потери тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и потери теплоносителя, с указанием затрат теплоносителя на компенсацию этих потерь

Показатели существующих тепловых потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям приведены в таблицах №1,2.

Таблица №1 Потери и затраты теплоносителя:

Наименование системы централизованного теплоснабжения

2017

2018

2019

норматив, м3(т)

отчет, м3(т)

норматив, м3(т)

отчет, м3(т)

норматив, м3(т)

отчет, м3(т)

% к среднегод. объему тепловой сети

1

2

3

4

5

6

7

8

1-ая система СЦТ-1

Теплоноситель – вода (м3)

319827,3

-

319827,3

-

319827,3

2418,9

Теплоноситель – пар (т)

-

-

-

2-ая система СЦТ-1

Теплоноситель – вода (м3)

113309,1

-

113309,1

-

113309,1

2461,0

Теплоноситель – пар (т)

46,1

-

46,1

-

46,1

9,7

Система теплоснабжения г.Саров от котельной КБ-50

Теплоноситель – вода (м3)

1797,8

-

1797,8

-

1797,8

2459

Теплоноситель – пар (т)

0,0042

-

0,0042

-

0,0042

1,6

Теплоноситель – конденсат (м3)

0,62

-

0,62

-

0,62

606,3

Таблица №2 Потери тепловой энергии:

Наименование системы

2017

2018

2019

норматив, тыс.Гкал

отчет, тыс.Гкал

Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал

% потерь к отпуску

норматив, тыс.Гкал

отчет, тыс.Гкал

Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал

% потерь к отпуску

Норматив (сети СТСК), тыс.Гкал

Отчет( все потери), тыс.Гкал

Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал

% потерь к отпуску

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Теплоноситель – вода

1-ая система СЦТ-1

106,37

142,56

831,092

17,15

105,15

197,159

923,41

17,15

105,15

149,873

859,776

17,43

Теплоноситель – пар

2-ая система

СЦТ-1

Теплоноситель – вода

33,14

28,943

220,641

13,11

31,94

16,578

219,826

7,5

31,94

10,2663

189,662

5,41

Теплоноситель – пар

9,7784

9,044

59,1

15,3

9,7761

3,362

57,129

5,9

9,7761

0,877

52,531

1,67

Система теплоснабжения г.Саров от котельной КБ-50

Теплоноситель – вода

1,23

1,234

12,683

9,7

1,18

0,588

5,556

10,6

1,18

0,1293

1,262

10,24

Теплоноситель - пар

0,0044

0,0044

0,546

1,23

0,0044

0,00659

0,589

1,1

0,0044

0,00666

0,6153

1,08

Теплоноситель - конденсат

0,0023

-

-

0,00233

-

-

0,00233

-

-

Всего за 2019г:

Нормативные тепловые потери – 182,621 тыс.Гкал

Фактические тепловые потери СТСК – 161,726 тыс.Гкал, фактические тепловые потери ниже нормативных, поскольку в 2019г. наблюдалась более высокая среднемесячная температура наружного воздуха по отношению к расчетной.

График

тепловых потерь в сетях за 2019г.

Таблица3.

Значения существующих и перспективных нормативных потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям

N

п/п

Наименование показателя

Ед.изм.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

1 система теплоснабжения

1.

Отопление

1.1

Тепловые потери

Гкал

83344

81888

81494

80718

80718

80718

1.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

13995

13657

13600

13438

13438

13438

1.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

69349

68231

67894

67280

67280

67280

2.

ГВС

2.1

Тепловые потери

Гкал

59478

59251

59064

59005

59005

59005

2.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

4924

4920

4920

4920

4920

4920

2.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

54554

54331

54144

54085

54085

54085

2 система теплоснабжения

1.

Отопление

1.1

Тепловые потери

Гкал

31827,6

30824,8

29987,7

29625,1

29625,1

29625,1

1.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

6080

5921

5763,9

5791,6

5791,6

5791,6

1.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

25748

24903,8

24223,8

23833

23833

23833

N

п/п

Наименование показателя

Ед.изм.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2.

ГВС

2.1

Тепловые потери

Гкал

2316

2320

2311,9

2313

2313

2313

2.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

115

115

115,1

115

115

115

2.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

2200

2205

2196,8

2198

2198

2198

3.

Пар

3.1

Тепловые потери

Гкал

9804

9778

9777,1

9776

9776

9776

3.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

31,3

31,3

30,9

31

31

31

3.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

9773

9746,7

9746,2

9745

9745

9745

Итого по системе теплоснабжения от ТЭЦ

1.

Т/потери в сетях от ТЭЦ всего, в т.ч.

Гкал

182634,6

181436,9

182634,6

181436,9

181436,9

181436,9

1.1

по ГВ

Гкал

172857,5

171660,9

172857,5

171660,9

171660,9

171660,9

1.2

по пару

Гкал

9777,1

9776

9777,1

9776

9776

9776

Тепловые сети от котельной КБ-50

1.

Отопление

1.1

Тепловые потери

Гкал

602

592

591,41

572,93

572,93

572,93

1.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

61

60

59,04

58,71

58,71

58,71

1.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

542

532

532,37

514,22

514,22

514,22

2.

ГВС

2.1

Тепловые потери

Гкал

603

635

635,09

604,9

604,9

604,9

2.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

35

35

34,5

33,6

33,6

33,6

2.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

569

600

600,59

571,3

571,3

571,3

N

п/п

Наименование показателя

Ед.изм.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

3.

Пар

3.1

Тепловые потери

Гкал

6,7

6,7

6,69

6,69

6,69

6,69

3.2

в т.ч. с ПСВ

Гкал

0,069

0,069

0,069

0,069

0,069

0,069

3.3

В т.ч. через изоляцию

Гкал

6,631

6,631

6,621

6,621

6,621

6,621

Итого по тепловым сетям котельной КБ-50

1.

Т/потери в сетях от котельной КБ-50 всего, в т.ч.

Гкал

1212,4

1234

1233,2

1184,5

1184,5

1184,5

1.1

по ГВ

Гкал

1205,7

1227,3

1226,5

1177,8

1177,8

1177,8

1.2

по пару

Гкал

6,7

6,7

6,7

6,69

6,69

6,69

Всего по системе теплоснабжения г.Саров

1.

Т/потери в сетях всего, в т.ч.

Гкал

187981

185296,8

183867,8

182621,5

182621,5

182621,5

1.1

по ГВ

Гкал

178170,3

175511,7

174084

172838,8

172838,8

172838,8

1.2

по пару

Гкал

9810,7

9785,1

9783,8

9782,7

9782,7

9782,7

4.6 Затраты существующей и перспективной тепловой мощности на хозяйственные нужды в отношении тепловых сетей.

В существующей и перспективной схеме теплоснабжения затраты тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей отсутствуют.

Все затраты учитываются в расчетах нормативных технологических потерь при передаче тепловой энергии по тепловым сетям и приведены п.4.5 настоящего раздела.

4.7 Значения существующей и перспективной резервной тепловой мощности источников теплоснабжения, в том числе источников тепловой энергии, принадлежащих потребителям, и источников тепловой энергии теплоснабжающих организаций, с выделением аварийного резерва и резерва по договорам на поддержание резервной тепловой мощности.

              Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка потребителей

в зоне действия ТЭЦ АО «СГК» (с вводом 3-й очереди):

ТЭЦ АО «Саровская

генерирующая компания» г. Саров

2017

(факт)

2018

(факт)

2019 (факт)

2020

2021

2022

2023

2024-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность ТЭЦ, в т.ч.

715

715

715

725

725

725

725

725

Тепловая мощность на собственные нужды

22

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

Тепловые потери

25

25

25

25

25

25

25

25

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

7.893

1.612

1,124

6.105

15,996

8,839

23,733

49,812(с учетом ввода МКР-1А)

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации и фактических тепловых нагрузок вводимых объектов

Расчетная присоединенная договорная тепловая нагрузка

629,966

633,051

640,338(с КБ-50 без пара)

646.436

662,432

671,271

695.004

744,816

Договорные нагрузки потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Расчетный резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

38.034

30,749

23.462

27.364

11,368

2.529

-21.204

-71.016

Величины резерва и дефицита указаны исходя из договорных нагрузок потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

В договорах теплоснабжения на момент актуализации схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.

4.8 Значения существующей и перспективной резервной тепловой нагрузки потребителей, устанавливаемые с учетом расчетных тепловых нагрузок.

ТЭЦ АО «Саровская

генерирующая компания» г. Саров

2017

(факт)

2018

(факт)

2019

2020

2021

2022

2023

2024-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка потребителей по тепловой энергии в горячей воде

7.893

1.612

1,124

6.105

15,996

8.839

22.213

49,812(с учетом ввода МКР-1А)

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации.

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка потребителей по тепловой энергии в паре

0

0

0

0

0

0

0

0

Присоединенная договорная тепловая нагрузка, включая пар

629,966

633,051

640,338(с КБ-50 без пара)

646.436

662,432

671,271

695.004

744,816

Присоединенная договорная тепловая нагрузка в паре

12,86

12,57

9.86

9.86

9.86

9.86

9.86

9.86

Котельная КБ-50 АО «СТСК».

Отопительно – производственная Котельная КБ-50 установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС в качестве резервного источника (основной источник – ТЭЦ АО «СГК»), а также паром на технологические нужды прачечной в качестве основного источника.

Включение оборудования котельной производится в период профилактических ремонтов сетей ГВС и в межотопительный период до включения 1-й системы теплоснабжения.

Расчетная присоединенная нагрузка котельной КБ-50:

- На отопление и вентиляцию 5,409 Гкал/ч

- На ГВС 1,960 Гкал/ч

- На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч

Всего 7,758 Гкал/ч

Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии представлены в таблицах.

Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка

в зоне действия в зоне действия резервного источника котельной КБ-50:

Котельная КБ-50 ОАО «СТСК» г. Саров

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020-

2022

2023-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность , в т.ч.

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

Тепловая мощность на собственные нужды

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

Тепловые потери

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

-

-

-

-

-

-

-

-

Присоединенная договорная тепловая нагрузка

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

В договорах теплоснабжения на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.

Значения существующей и перспективной тепловой нагрузки потребителей, устанавливаемые по договорам теплоснабжения, договорам на поддержание резервной тепловой мощности, долгосрочным договорам теплоснабжения, в соответствии с которыми цена определяется по соглашению сторон, и по долгосрочным договорам, в отношении которых установлен долгосрочный тариф.

Таблица 4.8.1              Значения существующей нагрузки потребителей, установленной по договорам теплоснабжения в зонах действия существующих источников тепловой энергии

№

Наименование

Дог.

Дог.

Дог.

Дог.

Дог.

Пар (макс.)

ГВС (макс)

Цирк.

Отопл.(макс)

Вент.(макс)

1

2

3

4

5

6

7

Ед. измерения

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

1.

ТЭЦ АО «СГК»

9,86358

95,174646

11,7806

325,689983

190,460235

2.

Котельная КБ-50
ОАО «СТСК»

0,389

1,739

0,221

3,420

1,989

3.

Всего по ТЭЦ АО «СГК»

632,969044

4.

Всего по АО«СТСК»

7,758

5.

Суммарная по 2-м источникам

640,727044

Значения перспективной присоединенной тепловой нагрузки потребителей в зонах действия существующих и перспективных источников тепловой энергии в городе Саров:

Таблица 4.8.2.

2017

(факт)

2018

(факт)

2019

(факт)

2020

(прогноз)

2021

(прогноз)

2022

(прогноз)

2023

(прогноз)

2024-

2028

(прогноз)

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

ТЭЦ АО «СГК»

629,966

633.0518

640,338(с КБ-50 без пара)

646.436

662,432

671,271

695.004

744,816

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения.Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации с 2019 года с учетом нагрузок КБ-50 без пара

Котельная КБ-50
ОАО «СТСК»

7,758

7,758

0.389(пар)

0,389(пар)

0.389(пар)

0,389(пар)

0.389(пар)

0,389(пар)

С 2019 года котельная в резерве

Всего:

637,724

640.8

640,72(с КБ-50)

646.825

662,821

671,66

695.393

745,205

На момент разработки схемы теплоснабжения у АО «СТСК» отсутствуют договоры на поддержание резервной тепловой мощности, долгосрочные договоры в отношении которых установлен долгосрочный тариф.

Согласно п.5(2) и п.5(1) основ ценообразования в сфере теплоснабжения утвержденных постановлением Правительства РФ от 22.10.2012 № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения» с 1 января 2018 года цена (тариф) на тепловую энергию (мощность), теплоноситель, поставляемые АО «СТСК» потребителям с использованием теплоносителя в виде пара не подлежит регулированию. Указанная цена определена АО «СТСК» на 2019 год соглашением сторон с потребителями (ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» и ФГБУЗ КБ № 50 ФМБА России).

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 3. Существующие и перспективные балансы теплоносителя

г.Саров

2020 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

1.

Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей.

стр. 3

2.

Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения.

стр. 14

Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей

При реализации проекта II этапа строительства III очереди ТЭЦ выполнены следующие мероприятия:

Объединение бойлерных установок № 1, № 2 БВД с целью подогрева сетевой воды и подачи ее в систему отопления города во время отопительного сезона (I система теплоснабжения).

Монтаж и ввод в эксплуатацию сетевой установки основных и пиковых подогревателей турбоагрегатов ст. №№ 8, 9 (II система теплоснабжения).

Основными задачами эксплуатации бойлерных установок являются:

- обеспечение бесперебойной работы бойлеров с расчетными параметрами теплоносителей в течении всего срока эксплуатации;

- обеспечение наиболее экономичной работы бойлеров с максимальным использованием тепла греющей среды.

Установка сетевой воды I системы теплоснабжения

Установка сетевой воды I системы теплоснабжения в осях турбинного отделения 1…16 с наружными трубопроводами тепловых потребителей.

Тепловая нагрузка – 330 Гкал/час.

Расход сетевой воды – 3900 т/ч.

Температура прямой сетевой воды:

- max - 150°С;

- min – 60°С.

Температура обратной сетевой воды:

- max – 60°С;

- min – 37,8°С.

Давление прямой сетевой воды - max – 1,1 МПа (рабочий режим).

Давление обратной сетевой воды - min – 0,3 МПа (рабочий режим).

Расход подпитки ГВС max – 700 т/ч; рабочий режим

Аварийная подпитка технической водой max расход ≈ 200 т/ч.

Установка сетевой воды I системы теплоснабжения включает следующий состав основного оборудования:

БОЙЛЕРНАЯ УСТАНОВКА №1

Основные бойлера:

Количество – 2шт., включены параллельно.

Тип: ПСВ–500–3–23, (ст. № 1 рег. № 69445, № 2 рег. № 69457).

Поверхность нагрева – 500м2.

Максимальное давление воды – 23ата.

Максимальное давление пара – 3ата.

Максимальная температура воды на выходе плюс 120°С.

Максимальная температура пара при входе в бойлер плюс 400°С.

Расчетный расход воды – 1500 т/час.

Гидравлическое сопротивление – 5,5м.в.ст.

Отключение бойлеров № 1, № 2 по воде и пару от повышения уровня конденсата в них 4/4 (полный), производится вручную после загорания сигнала.

Пиковые бойлера:

Количество – 2шт., включены параллельно.

Тип: ПСВ– 500–14–23, (ст. № 3 рег. № 69458, № 4 рег. № 69447).

Поверхность нагрева – 500м2.

Максимальное давление воды – 23ата.

Максимальное давление пара – 14ата.

Максимальная температура воды на выходе плюс 150°С.

Максимальная температура пара на входе в бойлер плюс 400°С.

Расчетный расход воды – 1500 т/час.

Гидравлическое сопротивление – 6м.в.ст.

Отключение бойлеров № 3, № 4 по воде и пару от повышения уровня конденсата в них 4/4 (полный), производится вручную после загорания сигнала.

Сетевые насосы:

Количество – 5шт., №№ 1а, 1б, 1, 2, 3.

Тип: 10НМКх2, ЦН-1000, АЦН 1000-180-3.

Производительность – 1000м3/час.

Напор – 18,0 кг/см2.

Число оборотов – 1470 об/мин.

КПД – 83%.

Допустимая температура подшипников до плюс 80°С.

Включение резервного насоса от давления сетевой воды в подающем трубопроводе – 9кгс/см2.

Допустимая вибрация – не более 4,5мм/с-1, (среднеквадратичное значение виброскорости).

Электродвигатели имеют систему частотного привода:

СЭН № 1, № 3 – 1 комплект.

СЭН № 2 – свой комплект.

СЭН № 1А, № 1Б – 1 комплект.

Мощность электродвигателей насосов №№ 1а, 1б, 1, 2, 3 – 630 кВт.

Напряжение – 6000 В.

Число оборотов – 1480 об/мин.

Номинальный ток – 71,5 А (№№ 1а, 1б, 1, 2, 3).

Конденсатные насосы:

Количество – 3шт.

Тип:

№ 1, № 2 – 8КСД 5х3,

№ 2а – КС 50-110.

Производительность:

№ 1, № 2 – 100м3/час,

№ 2а – 50м3/час.

Напор:

№ 1, № 2 – 10,1 кг/см2,

№ 2а – 11,0 кг/см2.

Электродвигатели типа:

№ 1, № 2 – А-92-7,

№ 2а – ВЗ-4.

Мощность:

№ 1, № 2 – 100кВт,

№ 2а – 30кВт.

Напряжение – 380 В.

Число оборотов – 1460 об/мин.

Допустимая температура подшипников до плюс 80°С.

Включение резервного насоса от давления в напорной линии 5кгс/см2.

БОЙЛЕРНАЯ УСТАНОВКА №2

Основные бойлера:

Количество: 2шт., включены параллельно.

Тип: ПСВ–500–3–23, (ст. № 5 рег. № 69448, № 10 рег. № 69435).

Поверхность нагрева – 500м2.

Максимальное давление воды – 23ата.

Максимальное давление пара – 3ата.

Максимальная температура воды на выходе плюс 120°С.

Максимальная температура пара на входе в бойлер плюс 400°С.

Расчетный расход воды – 1500 т/час.

Гидравлическое сопротивление – 5,5м.в.ст.

Отключение бойлеров № 5, № 10 по воде и пару от повышения уровня конденсата в них 4/4 (полный), производится вручную после загорания сигнала.

Пиковые бойлера:

Количество – 2шт., включены параллельно.

Тип: ПСВ–500–14–23, (ст. № 8 рег. № 69449, № 9 рег. № 68718).

Поверхность нагрева – 500м2.

Максимальное давление воды – 23атм.

Максимальное давление пара – 14атм.

Максимальная температура воды на выходе плюс 150°С.

Максимальная температура пара на входе в бойлер плюс 400°С.

Расчетный расход воды – 1500 т/час.

Гидравлическое сопротивление – 6м.в.ст.

Отключение бойлеров № 8, № 9 по воде и пару от повышения уровня конденсата в них 4/4 (полный), производится вручную после загорания сигнала.

Сетевые насосы:

Количество: 4шт., №№ 4, 5, 7, 8,

Тип: АЦН 1000-180-3,

Производительность: 1000м3/час,

Напор: 18,0 кг/см2,

Число оборотов: 1480 об/мин,

КПД: 83%.

Допустимая температура подшипников до плюс 80°С.

Включение резервного насоса от давления сетевой воды: 9кгс/см2.

Допустимая вибрация – не более 4,5мм/с-1, (среднеквадратичное значение виброскорости).

Электродвигатели:

Мощность: электродвигателей насосов №№ 4, 5, 7, 8: 630 кВт.

Напряжение: 6000 В.

Число оборотов: 1480 об/мин.

Номинальный ток: 71,5 А.

Конденсатные насосы:

Количество – 5шт.

Тип:

№ 3 – 5КСД 5х4,

№ 4,5 – КС 50 – 110,

№ 6,7 – КСД – 140 – 140/3.

Производительность:

№ 3 – 60м3/час,

№ 4,5 – 50м3/час,

№ 6,7 – 140 м3/час.

Напор:

№ 3 – 10,1 кг/см2,

№ 4,5 – 11,0 кг/см2,

№ 6,7 – 14,0 кг/см2.

Электродвигатели типа:

№ 3 – А-81-4,

№ 4,5 – А2-92-4,

№ 6,7 – А02-92-4.

Мощность:

№ 3 – 40кВТ,

№ 4,5 – 30кВТ,

№ 6,7 – 100кВТ.

Напряжение – 220/380 В.

Число оборотов – 1460 об/мин.

Допустимая температура подшипников до плюс 80°С.

Включение резервных насосов № 6, № 7 от давления в напорной линии – 5кгс/см2.

Установка сетевой воды II системы теплоснабжения

Бойлерная установка основных и пиковых подогревателей II – системы теплоснабжения предназначена для подогрева сетевой воды и подачи ее в систему отопления производственных площадок во время отопительного сезона.

Бойлерная установка предназначена для отопления промышленной части города (с закрытой системой водоразбора).

Тепловая нагрузка – 130 Гкал/час.

Расход сетевой воды – 1800 т/ч.

Температура прямой сетевой воды:

- max - 150°С;

- min – 60°С.

Температура обратной сетевой воды:

- max – 70°С;

- min – 40,6°С.

Давление прямой сетевой воды - max – 1,1 МПа (рабочий режим).

Давление обратной сетевой воды - min – 0,3 МПа (рабочий режим).

Расход подпитки ГВС max – 300 т/ч; min – 10 т/ч, рабочий режим

Аварийная подпитка технической водой max расход ≈ 200 т/ч.

Установка сетевой воды II системы теплоснабжения включает следующий состав основного оборудования:

Основные бойлера:

Количество – 3 шт., включены параллельно.

Станционный № 11

Станционный № 12

Станционный № 13

Тип: ПСВ–500–3–23

Поверхность нагрева 500м²

Рабочее давление воды в трубной части 2,3 МПа (23,0 кгс/см²)

Рабочее давление пара в корпусе 0,3 МПа (3,0 кгс/см²)

Максимальная температура воды на выходе плюс 120°С

Максимальная температура пара при входе в бойлер плюс 400°С

Расчетный расход воды 1500 т/час

Гидравлическое сопротивление 5,5м.в.ст.

Отключение бойлеров по воде и пару от повышения уровня конденсата в них 4/4 (полный), производится вручную после загорания сигнала.

Пиковые бойлера:

Количество – 2шт., включены параллельно.

Станционный № 14

Станционный № 16

Тип: ПСВ–500–14–23

Поверхность нагрева 500м²

Рабочее давление воды в трубной части 2,3 МПа (23,0 кгс/см²)

Рабочее давление пара в корпусе 1,4 МПа (14,0 кгс/см²)

Максимальная температура воды на выходе плюс 150°С

Максимальная температура пара на входе в бойлер плюс 400°С

Расчетный расход воды 1500 т/час

Гидравлическое сопротивление 6 м.в.ст.

Отключение бойлеров по воде и пару от повышения уровня конденсата в них 4/4 (полный), производится вручную после загорания сигнала

Сетевые насосы:

Количество – 4 шт,

Станционные номера – № 9, № 10, № 11, № 12

Тип – СЭ 1250-140-11

Производительность 1250 м³/час

Напор 14,0 кгс/см²

Число оборотов 1500 об/мин

Давление на входе в насос 11,0 кгс/см²

Температура на входе в насос не более плюс 180 °С

Мощность насоса 510 кВт

Смазывающая жидкость на подшипники – масло турбинное Тп – 22с

Допустимая температура подшипников не более плюс 85 °С

Включение резервного насоса от давления сетевой воды в подающем трубопроводе – 9 кгс/см2,

Допустимая вибрация – не более 4,5 мм/с-1, (среднеквадратичное значение виброскорости).

Электродвигатели:

Сетевых насосов № 9, № 10, № 11, № 12 – однотипные

Тип электродвигателей – ДАЭО4-450Х-4МУ1

Мощность электродвигателей насосов 630 кВт

Напряжение – 6000 вольт

Номинальный ток 74,0 А

Число оборотов 1500 об/мин

На электродвигатели СЭН № 9, и СЭН № 11 установлен комплект частотного регулирования;

Конденсатные насосы:

Количество – 3 шт.

Станционный номер № 8:

Тип насоса – КСВ 200-130

Производительность насоса 200 м³/час

Напор насоса 13,0 кг/см²

Число оборотов 3940 об/мин

Электродвигатель 4А280

Напряжение 380 вольт

Мощность 110 кВт

Станционный номер № 9:

Тип насоса – КСВ 125-140

Производительность насоса 125 м³/час

Напор насоса 14,0 кг/см²

Число оборотов 3940 об/мин

Электродвигатель 4АМ250

Напряжение 380 вольт

Мощность 75 кВт

Станционный номер № 10:

Тип насоса КСВ 125-140

Производительность насоса 125 м³/час

Напор насоса 14,0 кг/см²

Число оборотов 3940 об/мин

Электродвигатель 4АМ250

Напряжение 380 вольт

Мощность 75 кВт

Допустимая температура подшипников до +80°С.

Включение резервного насоса от давления в напорной линии 5 кгс/см².

Подпиточное устройство (установка ГВС)

Подпиточное устройство (установка ГВС) предназначено для подпитки тепловых сетей и обеспечения горячей водой бытовых нужд населения города и производственных площадок. Производительность подпиточного устройства по горячей воде составляет 1200т/ч.

Оборудование подпиточного устройства (насосы, теплообменники, бойлеры, трубопроводы и электрохозяйство) расположено в отдельно стоящем здании. Наиболее громоздкое оборудование (деаэраторы, аккумуляторные баки и бак сбора конденсата) расположены на открытой площадке, рядом со зданием подпиточного устройства.

Подпиточное устройство по технологической схеме через эстакаду связано с тепловой схемой машзала БСД и БВД. Исходная вода в подпиточное устройство поступает по трубопроводу с ХВО.

Подпитка I-ой отопительной системы ведется по трубопроводу D = 600 мм, а II-ой отопительной системы - по трубопроводу D = 150 мм.

В части технологии подпиточное устройство работает в двух режимах:

Зимний режим (в отопительный период), когда подпиточное устройство снабжает потребителей горячей водой и обеспечивает подпитку отопительных сетей.

Летний режим, когда подпиточное устройство снабжает потребителей горячей водой, в том числе и через прямой водовод I-ой системы отопления.

Исходной водой для подпиточного устройства является декарбонизированная вода с температурой 25-350С, поступающая с ХВО по наземному трубопроводу D = 400 мм. На входе декарбонизированной воды имеется регулирующий клапан типа РК-1, который является исполнительным органом регулятора уровня деаэраторов. После клапана декарбонизированная вода поступает в распределительный коллектор D = 400 мм.

Водоводяные пластинчатые теплообменники предназначены для охлаждения деаэрированной воды с температурой 102-1040С до температуры равной 65-700С. Охлаждение производится декарбонизированной водой, поступающей в теплообменники с температурой 25-350С. После нагрева температура декарбонизированной воды должна быть в пределах 75-900С. Всего установлено 4 пластинчатых теплообменника, включенных параллельно. Каждый имеет 173 пластины с общей площадью теплообмена 78,66м2. Пакет пластин образует ряд параллельных каналов, в которых протекает, обычно в режиме противотока, теплоноситель. Схема течения организованна таким образом, что две среды, участвующие в процессе теплообмена, движутся по разным сторонам одной пластины.

Номинальный расход декарбонизированной воды на 1 т/о – 270т/ч, номинальный расход деаэрированной воды – 320т/ч. Это требуется для обеспечения скоростей и уноса отложений с потоком воды.

Декарбонизированная вода от распределительного коллектора D=400мм поступает в верхние секции теплообменников по патрубкам D=200мм. Перед входом в секции установлены затворы Ду=200мм. и механические фильтры. После пластинчатых теплообменников вода поступает в выходной коллектор D=400мм.

Деаэрированная вода, поступающая от деаэраторов по трубопроводу D=400мм в пластинчатые теплообменники и охладившись с температуры 102-1040С до 65-700С по двум трубопроводам D=400мм подается в баки-аккумуляторы V = 10000 м3.

Охладители выпара типа ОВА-24 это поверхностные теплообменники, которые предназначены для использования тепла паровоздушной смеси, выходящей из колонок деаэратора. Поверхность нагрева каждого охладителя выпара 24м2.

Подпиточное устройство имеет два деаэратора атмосферного типа, которые установлены на открытой площадке на специальных бетонных опорах высотой три метра. Деаэраторы имеют по две деаэрационные колонки:

Тип: ДСА-300;

Пропускная способность каждой колонки: 300т/ч;

Общая пропускная способность четырех колонок: 1200т/ч;

Диаметр корпуса колонки: Dк=2080мм;

Общая высота: Н=3680мм.

Внутри каждой колонки имеется пять дырчатых водораспределительных щитов (тарелок) с отверстиями D=8мм. Три тарелки с центральным проходом пара и две с боковым.

Горячая декарбонизированная вода поступает через два ввода D = 200 мм в верхнюю часть колонки и через водораспределители разливается по верхней тарелке. Через отверстия верхней тарелки вода тонкими струйками сливается на вторую тарелку и т.д., а с нижней тарелки в бак-аккумулятор. Снизу в колонку поступает пар с давлением 1,2 ата по трубопроводу D=600мм и через парораспределительное устройство постепенно проходит вверх, пересекая и равномерно прогревая водяные струйки. При этом из воды удаляется кислород и углекислый газ. Паровоздушная смесь отводится из верхней части колонки деаэраторов по трубопроводу D=100мм в теплообменники выпара или в атмосферу.

Для перекачки деаэрированной воды из деаэраторов в баки-аккумуляторы V=10000м3 установлено два перекачивающих насоса:

№1:Тип: 1Д 1250;

Производительность: 1250 м3/час;

Напор: 20-60 м.в.ст.;

Потребляемая мощность: 132 кВт;

Число оборотов: установлен частотный привод, позволяющий плавно изменять обороты от 0 до 1200 об/мин.

№2:Тип: 1Д 1250 ;

Производительность: 1250 м3/час,

Напор: 20-60 м.в.ст.;

Потребляемая мощность: 132 кВт,

В летний период горячая вода из баков-аккумуляторов V=10000м3 поступает на всас ЛСЭН с характеристиками:

ЛСЭН № 1,2,3:

Тип: 1Д630-90;

Производительность: 630 м3/час;

Напор: 90 м.в.ст.;

Напряжение: 6 кВ,

Потребляемая мощность: 237 кВт, у ЛСЭН №3 –250 кВт,

Число оборотов: 1450 об/мин.

От ЛСЭН вода расходится по трем трубопроводам D=600мм, D=400мм и D=250мм. На двух трубопроводах D=600мм, D=400мм установлены регулирующие клапаны и отключающие задвижки.

Вода на выходе из баков-аккумуляторов имеет температуру 65±2°С. C этой же температурой вода поступает в трубопроводы после ЛСЭН.

Подача горячей воды в летний период по трубопроводу I-ой системы отопления для нужд города ведется от ЛСЭН. По трубопроводу D=600мм от ЛСЭН вода поступает в районе ТК-19, где данный трубопровод врезан в линию D=700мм прямой сетевой воды I-ой системы отопления через обратный клапан. По данной линии идет горячая вода на микрорайоны №5, №14 и №2.

По трубопроводу D=400мм от ЛСЭН ведется горячее водоснабжение микрорайона №2 через задвижку 43Г. От этого трубопровода через задвижку 65"Г" отходит трубопровод D=250 мм для подачи горячей воды потребителям в ТК-19. Там от распределительного коллектора горячая вода уходит на "КБ", "Боровое", завод №1. Там же, в ТК-19 имеется коллектор возврата линий ГВС с КБ, Боровое, завода №1. Затем возвратная вода приходит на ГВС по трубопроводу D=250мм.

В зимний период для подпитки I-ой системы отопления производится включение в работу зимних электронасосов:

Тип: 12 НДС:

Производительность: 720м3/ч;

Напор: 20м.в.ст.;

Число оборотов: 1000об/мин,

Потребляемая мощность: 55кВт.

Приложение № 1 «Схема сетевой установки основных и пиковых подогревателей I и II систем теплоснабжения»

Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения.

В соответствии с технологией производства в системе теплоснабжения возможно снижение производительности водоподготовительных установок теплоносителя при аварийных режимах работы систем ВПУ.

Утечка воды из системы выражается в падении давления в системе отопления, а так же в усиленной подпитке системы. Падение давления в водяной системе представляет опасность, так как при этом может произойти вскипание воды, нагретой выше 100˚С, возникнут гидравлические удары и повреждение оборудования.

При всех случаях падения давления в системе необходимо увеличить подпитку.

Если утечка настолько значительна, что идут гидравлические удары и срывается циркуляция воды в системе, необходимо немедленно закрыть пар на бойлера, начав с пиковых.

Прекращение циркуляции воды в системе.

Прекращение циркуляции приводит к перегреву и вскипанию воды в бойлерах и резкому возрастанию давления во всей системе. Циркуляция в системе может прекратиться при закрытии задвижек на магистралях, при завоздушивании, при вскипании воды и образовании паровых пробок и гидроударов, при прекращении работы сетевых насосов. Если циркуляция прекратилась вследствие отключения сетевого насоса, необходимо включить в работу резервный насос.

Повреждение трубок бойлеров.

При повреждении трубок бойлеров будет иметь место попадание сетевой воды в паровое пространство бойлеров, что скажется на качестве конденсата. При наличии повреждения трубок и повышения уровня в бойлере надлежит отключить поврежденный бойлер, включив в работу резервный.

Повреждения водяных линий, арматуры, фланцев, корпуса и крышек бойлеров.

Существующий баланс производительности ВПУ и подпитки тепловой сети I системы отопления в аварийных режимах системы (отключения одного или двух сетевых насосов).

№

Наименование

Ед. измерения

Значение

1.

Производительность ВПУ (производительность сетевых насосов)

Тонн/ч

9000

3.

Располагаемая производительность ВПУ

Тонн/ч

4500

3.1

Располагаемая производительность ВПУ (пропускная способность бойлеров)

Тонн/ч

6000

3.2

Располагаемая производительность ВПУ (по трубопроводу). Пропускная способность трубопровода 1 системы отопления Ду 800

Тонн/ч

4500

4.

Максимальные расходы сетевой воды 1 системы отопления

Тонн/ч

4195

5.

Производительность ВПУ при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

8000

6.

Производительность ВПУ при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

7000

7.

Резерв (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

+3805

8.

Резерв (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

+2805

9.

Доля резерва (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

%

+90,7%

10.

Доля резерва (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

%

+66,86%

Перспективный баланс производительности ВПУ и подпитки тепловой сети I системы отопления в аварийных режимах системы (отключения одного или двух сетевых насосов) на 2021г.

№

Наименование

Ед. измерения

Значение

1.

Производительность ВПУ (производительность сетевых насосов)

Тонн/ч

9000

3.

Располагаемая производительность ВПУ

Тонн/ч

4500

3.1

Располагаемая производительность ВПУ (пропускная способность бойлеров)

Тонн/ч

6000

3.2

Располагаемая производительность ВПУ (по трубопроводу). Пропускная способность трубопровода 1 системы отопления Ду 800

Тонн/ч

4500

4.

Максимальные расходы сетевой воды 1 системы отопления

Тонн/ч

4195

5.

Производительность ВПУ при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

8000

6.

Производительность ВПУ при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

7000

7.

Резерв (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

+3805

8.

Резерв (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

+2805

9.

Доля резерва (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

%

+90,7%

10.

Доля резерва (+) ВПУ 1 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

%

+66,86%

Существующий баланс производительности ВПУ и подпитки тепловой сети II системы отопления в аварийных режимах системы (отключения одного или двух сетевых насосов)

№

Наименование

Ед. измерения

Значение

1.

Производительность ВПУ (производительность сетевых насосов)

Тонн/ч

5000

3.

Располагаемая производительность ВПУ

Тонн/ч

2600

3.1

Располагаемая производительность ВПУ (пропускная способность бойлеров)

Тонн/ч

4500

3.2

Располагаемая производительность ВПУ (по трубопроводу). Пропускная способность трубопровода 2 системы отопления Ду 600

Тонн/ч

2600

4.

Максимальные расходы сетевой воды 2 системы отопления

Тонн/ч

2000

5.

Производительность ВПУ при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

3750

6.

Производительность ВПУ при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

2500

7.

Резерв (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

+1750

8.

Резерв (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

+500

9.

Доля резерва (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

%

+87,5%

10.

Доля резерва (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

%

+25,0%

Перспективный баланс производительности ВПУ и подпитки тепловой сети II системы отопления в аварийных режимах системы (отключения одного или двух сетевых насосов) на 2021г.

№

Наименование

Ед. измерения

Значение

1.

Производительность ВПУ (производительность сетевых насосов)

Тонн/ч

5000

3.

Располагаемая производительность ВПУ

Тонн/ч

2600

3.1

Располагаемая производительность ВПУ (пропускная способность бойлеров)

Тонн/ч

4500

3.2

Располагаемая производительность ВПУ (по трубопроводу). Пропускная способность трубопровода 2 системы отопления Ду 600

Тонн/ч

2600

4.

Максимальные расходы сетевой воды 2 системы отопления

Тонн/ч

2000

5.

Производительность ВПУ при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

3750

6.

Производительность ВПУ при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

2500

7.

Резерв (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

Тонн/ч

+1750

8.

Резерв (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

Тонн/ч

+500

9.

Доля резерва (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении одного сетевого насоса

%

+87,5%

10.

Доля резерва (+) ВПУ 2 системы отопления при отключении двух сетевых насосов

%

+25,0%

Перспективный баланс производительности ВПУ подпиточного устройства (установка ГВС) в аварийных режимах системы (отключение одного деаэратора атмосферного типа)

№

Наименование

Ед. измерения

Значение

1.

Производительность подпиточного устройства по горячей воде

Тонн/ч

1200

3.

Располагаемая производительность ВПУ.

Общая пропускная способность четырех деаэрационных колонок.

Тонн/ч

1200

4.

Потери располагаемой производительности

%

0%

5.

Собственные нужды

Тонн/ч

28

6.

Количество баков-аккумуляторов теплоносителя

Ед.

2

7.

Емкость баков аккумуляторов

Тыс.м³

20

8.

Всего подпитка теплосети, в т.ч.

Тонн/ч

839,5

7.

Максимальные подпитки тепловой сети

Тонн/ч

1418

8.

Производительность ВПУ при отключении одного деаэратора атмосферного типа

Тонн/ч

600

9.

Дефицит (-) ВПУ подпиточного устройства (установка ГВС) при отключении одного деаэратора атмосферного типа

Тонн/ч

-818

10.

Доля дефицита (-) ВПУ подпиточного устройства (установка ГВС) при отключении одного деаэратора атмосферного типа

%

-57,68%

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 4. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению и (или) модернизации источников тепловой энергии

г.Саров

2020 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

1.

Предложения по строительству источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку на осваиваемых территориях поселения, городского округа, для которых отсутствует возможность или целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии.

стр. 4

2.

Предложения по реконструкции источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии.

стр.26

3.

Предложения по техническому перевооружению источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения.

стр. 34

4.

Графики совместной работы источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и котельных, меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае, если продление срока службы технически невозможно или экономически нецелесообразно.

стр. 39

5.

Меры по переоборудованию котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для каждого этапа.

стр.53

6.

Меры по переводу котельных, размещенных в существующих и расширяемых зонах действия источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, в пиковый режим работы для каждого этапа, в том числе график перевода.

стр.53

7.

Решения о загрузке источников тепловой энергии, распределении (перераспределении) тепловой нагрузки потребителей тепловой энергии в каждой зоне действия системы теплоснабжения между источниками тепловой энергии, поставляющими тепловую энергию в данной системе теплоснабжения, на каждом этапе.

стр.55

8.

Оптимальный температурный график отпуска тепловой энергии для каждого источника тепловой энергии или группы источников в системе теплоснабжения, работающей на общую тепловую сеть, устанавливаемый для каждого этапа, и оценку затрат при необходимости его изменения.

стр.60

9.

Анализ вопроса снижения проектного температурного графика регулирования систем теплоснабжения в масштабах страны.

Стр.75

10.

Предложения по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с учетом аварийного и перспективного резерва тепловой мощности с предложениями по утверждению срока ввода в эксплуатацию новых мощностей.

стр.101

Предложения по строительству источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку на осваиваемых территориях поселения, городского округа, для которых отсутствует возможность или целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии. Обоснование отсутствия возможности передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии основывается на расчетах радиуса эффективного теплоснабжения.

Сведения о проекте «Строительство III очереди ТЭЦ»

Реализация проекта «Строительство III очереди ТЭЦ» должна обеспечить достижение следующих показателей:

•              увеличение установленной тепловой и электрической мощности источника и ликвидация дефицита мощности;

•              создание условий для обеспечения потребностей энергоснабжения ЗАТО г. Саров, в т.ч. ФГУП "РФЯЦ - ВНИИЭФ";

•              создание условий для развития жилищного сектора и инфраструктуры г. Саров;

•              повышение энергоэффективности производства тепловой и электрической энергии;

•              повышение качества, надежности и безопасной эксплуатации оборудования опасного производственного объекта АО «Саровская Генерирующая Компания».

Начало проекту строительства III очереди расширения ТЭЦ было положено 13.09.1979 года утверждением заместителем Министра среднего машиностроения А.Д. Захаренковым задания на разработку технико-экономического обоснования расширения и реконструкции ТЭЦ. 29.01.1983 г. заместителем Министра А.Н. Усановым было утверждено задание на разработку проекта и рабочей документации основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ установленной мощности 50 МВт.

              Проект III очереди расширения ТЭЦ заказа 0401 был выполнен институтом «ВНИПИЭНЕРГОПРОМ» г. Москва в 1984 году и утверждён Министерством среднего машиностроения протоколом от 10.01.85 г. № К-112.

              Рабочая документация выполнялась Приволжским филиалом института «ВНИПИЭНЕРГОПРОМ» г. Казань в 1985 – 1989 годах.

Установленная тепловая мощность ТЭЦ составила в 2019 г. 715 Гкал/час до ввода турбины №9 . В соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2011 № 245 генерирующие мощности, выпущенные ранее 1952 года, не допускаются на оптовый рынок как не соответствующие требованиям оптового рынка. С учетом постепенного вывода из эксплуатации котлоагрегатов и турбин блока среднего давления I очереди тепловая мощность ТЭЦ составит 725 Гкал/час в 2020 году.

Основной проблемой Саровской ТЭЦ является старение основного оборудования и тепловых сетей, а также низкая эффективность использования топлива связанная с низким показателем удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении Эср = 259 кВт.ч/Гкал (причина убытков станции – потребление тепловой энергии выросло а новых мощностей не устанавливалось с 60 годов, не считая ПВК). На современных паротурбинных ТЭЦ этот показатель достигает величины 700 ÷ 800 кВт.ч/Гкал, а на парогазовых – 1 600 кВт.ч/Гкал. (Дополнительная выработка на тепловом потреблении 130 млн.квт-ч позволит увеличить данный показатель до 360 квт-ч/Гкал дополнительно вырабатывать– 100 квтч на каждую отпущенную Гкал. Можно надстроить БСД газовыми турбинами. Можно вторую очередь. Сегодня только выработка электроэнергии и ее реализация на оптовом рынке позволяет работать с положительной прибылью, так как тепловая энергия убыточна согласно показателям деятельности ТГК-5,6,7 и других теплоснабжающих компаний РФ.

Расчет дефицита тепловой установленной мощности ТЭЦ по состоянию на 01.01.2020 г. представлен в таблице № 1.

№

Наименование

Ед. изм.

Показатель

Примечание

При расчетной температуре Тнв = -32оС и максимальных договорных и фактических тепловых нагрузках

1

Установленная тепловая мощность ТЭЦ

Гкал/час

736

энергетические котлы (4 шт.) – 436 Гкал/час, пиковые водогрейные котлы (3 шт.) – 300 Гкал/час

2

в том числе тепловая мощность на выработку электроэнергии

Гкал/час

130

3

Тепловая мощность ТЭЦ на 2019

Гкал/час

715

в том числе нормативные потери тепла в теплосетях

Гкал/час

25,0

в том числе расход на собственные нужды ТЭЦ

Гкал/час

26,2

4

Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ

Гкал/час

663,8

=(725-26.2-25)

5

Договорная максимальная тепловая нагрузка абонентов,включая КБ-50

в том числе:

Гкал/час

640,338

при Тнв = -32оС

на отопление и вентиляцию

Гкал/час

521.558

на горячее водоснабжение

Гкал/час

108,914

на технологию (пар)

Гкал/час

9.86

6

Текущий дефицит при работе в режиме максимальных договорных нагрузок

Гкал/час

+ 23.462

=(663.8 – 640,338)

7

Перспективный дефицит с учетом перспективных подключений до 2028г. (на 49.812 Гкал/час с учетом МКР-1А) с учетом ввода 3-й очереди ТЭЦ при максимальном договорном потреблении без учета энергосбережения

Гкал/час

- 71.016

см. Раздел 2

В соответствии с нормативными документами энергетическому оборудованию и его основным элементам устанавливается назначенный срок службы или парковый ресурс. За пределами назначенного срока службы и паркового ресурса оборудование подлежит экспертному обследованию, по результатам которого планируются технические мероприятия по восстановлению забракованных узлов, и назначается индивидуальный ресурс работы агрегата до следующего диагностирования.

              В связи с исчерпанием паркового ресурса и окончанием назначенного срока службы в структуре затрат на поддержание оборудования в исправном состоянии значительную долю составляют сверхрегламентные работы
(не предусмотренные типовыми объемами текущих и капитальных ремонтов оборудования). Выполнение этих работ не обеспечено собственными трудовыми ресурсами, поэтому для их выполнения привлекаются сторонние организации.

Векторы развития ЗАТО г. Саров:

- Резкое ускорение в развитии научно-промышленного комплекса ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» в связи с увеличением Гособоронзаказа.

- Формирование территории опережающего развития в г. Сарове, включающего технопарк п. Сатис

- Развитие (жилищное строительство) Северной, Западной селитебных территорий г. Саров.

1. Резкий рост (удвоение) потребности в электрической мощности в размере 125.1 МВт, в том числе:

Развитие ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» - 51,51 МВт (в соответствии с планом развития ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» до 2025года);

Для ввода жилья и социальной инфраструктуры развиваемых территорий – 17,01 МВт (в соответствии с программой развития инженерной инфраструктуры г. Саров).

2. Рост потребления тепловой энергии в размере 104,487 Гкал/час ( согласно выданным условиям на подключение с 2020 по 2028г.г. и с учетом перспективы ввода МКР-1А) в том числе:

Развитие ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» - 45,35 Гкал/час;

Кластер и жилищное строительство – 21,35 Гкал/час.

Перспектива ввода МКР-1А – 36,422 Гкал/час.

3. Обеспечение энергобезопасности ядерного производства основного потребителя – ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ».

4. Дефицит тепловой и электрической мощности единственного источника ЗАТО г. Саров – Саровской ТЭЦ.

5. На фоне роста потребления электрической и тепловой энергии необходимость обновления основных фондов единственного источника тепловой энергии г. Саров – ТЭЦ АО «СГК».

Перспективный баланс электрической мощности ЗАТО г. Саров без ввода III очереди ТЭЦ представлен в таблице №2:

Перспективный максимум потребления до 2025 г.

185.1МВт (125,1 и 60 сущ)

Мощность ТЭЦ без ввода III очереди и выводом I очереди

55 МВт

Перспективный дефицит

130.1 МВт

При отключении линий связи с системой противоаварийной автоматикой отключается 47,5 % потребителей.

Перспективный баланс электрической мощности ЗАТО г. Саров с вводом III очереди ТЭЦ представлен в таблице №3:

Перспективный максимум потребления до 2025г.

185.1 МВт

Мощность ТЭЦ с вводом III очереди ТЭЦ и выводом I очереди

105 МВт

Перспективный дефицит

80.1МВт

При отключении линий связи с системой обеспечивается энергобезопасность ЗАТО г. Саров.

Проект «Строительство III очереди ТЭЦ» предусматривает ввод следующих мощностей:

– котлоагрегат Е-220-100 ст. № 9 (135 Гкал/час) )-введен в 2014 году;

– котлоагрегат Е-220-100 ст. № 10 (135 Гкал/час) – вводится в 2022 году;

– турбоагрегат ПТ-25-90/10 ст. № 8 (25,0 МВт)-введен в 2018 году.;

– турбоагрегат ПТ-25-90/10 ст. № 9 (25,0 МВт) вводится в 2020 году.

Введение в эксплуатацию оборудования III очереди ТЭЦ позволит:

- увеличить электрическую мощность ТЭЦ на 50 МВт и выработанную электроэнергию на 40 млн. кВт/ч в год на тепловом потреблении.

- увеличить тепловую мощность ТЭЦ на 270 Гкал.

- обеспечить требуемую категорию надежности энергоснабжения Российского Федерального Ядерного Центра.

Установленная тепловая мощность с вводом двух котлоагрегатов Е-220-100 и двух турбоагрегатов ПТ-25-90/10 будет составлять 800 Гкал/ч без вывода первой очереди (с выводом энергетического оборудования 1 очереди 725 Гкал/час), в т.ч.: турбоагрегатов –415,6 Гкал/ч, РОУ-84,5 Гкал/ч, пиковых водогрейных котлов – 300 Гкал/ч.

Перспективный тепловой баланс схемы теплоснабжения ЗАТО г. Саров с вводом III очереди ТЭЦ представлен в таблицах №4 и №5.

Таблица №4 . Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК».

Состав основного оборудования

ст.№

Тип

31.12.2013-31.12.2016

01.01.2017

01.01.2018

01.01.2019

2020

2021-2023

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

Паровые турбины

1

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

2

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

3

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

6

ВПТ-25-4

30

105,9

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

7

ПР-25-90/10/0,9

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

8

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

71

-

71

25,83

71

25,83

71

9

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

-

-

-

25,743

71

25,743

71

Паровые котлоагрегаты

1

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

2

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

3

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

4

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

5

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

6

ТП-170

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

7

БКЗ-160-100ФБ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

8

БКЗ-160-100ФЖШ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

9

Е-220-100

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

10

Е-220-100

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

б/н

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

-

91

-

91

Пиковые водогрейные котлы

1

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

2

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

3

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

Итого Саровская ТЭЦ

71

594

71

594

71

715

71

715

106,573

725

106,573

725

в том числе отборов паровых турбин

-

274

-

274

-

345

-

345

334

-

334

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

91

-

91

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ по состоянию на 01.01.2020года составляет 725,0 Гкал/ч.

Таблица №5 . Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка потребителей

в зоне действия ТЭЦ АО «СГК» (с вводом 3-й очереди):

ТЭЦ АО «Саровская

генерирующая компания» г. Саров

2017

(факт)

2018

(факт)

2019 (факт)

2020

2021

2022

2023

2024-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность ТЭЦ, в т.ч.

715

715

715

725

725

725

725

725

Тепловая мощность на собственные нужды

22

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

Тепловые потери

25

25

25

25

25

25

25

25

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

7.893

1.612

1,124

6.105

15,996

8,839

23,733

49,812(с учетом ввода МКР-1А)

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации и фактических тепловых нагрузок вводимых объектов

Расчетная присоединенная договорная тепловая нагрузка

629,966

633,051

640,338(с КБ-50 без пара)

646.436

662,432

671,271

695.004

744,816

Договорные нагрузки потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Расчетный резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

38.034

30,749

23.462

27.364

11,368

2.529

-21.204

-71.016

Величины резерва и дефицита указаны исходя из договорных нагрузок потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Обоснование предлагаемых для строительства источников тепловой энергии

Надежность и безопасность эксплуатации оборудования III очереди ТЭЦ не может вызывать сомнений по следующим причинам:

В проекте III очереди применена классическая технологическая схема тепловой электростанции с типовым оборудованием, выпускаемым российскими заводами-изготовителями, имеющими разрешения на изготовление данного оборудования Ростехнадзора РФ. Аналогичное оборудование долгие годы безаварийно работает на тепловых электростанциях РФ, в том числе на действующей ТЭЦ АО «СГК».

Оборудование III очереди зарегистрировано в органах Ростехнадзора.

Основные разделы проектной документации получили положительное заключение Главгосэкспертизы РФ.

Дефицит тепловой и электрической мощности оборудования действующей ТЭЦ АО «СГК» определен с учетом текущих нагрузок и заявленных мощностей новых потребителей электрической и тепловой энергии, как промышленной, так и жилищно-коммунальной сфер экономики ЗАТО г. Саров. Учитывая, что практически все оборудование АО «СГК» выработало ресурс, проблема дефицита из-за возможного вывода из работы действующего оборудования может значительно обостриться.

Все альтернативные варианты строительству III очереди ТЭЦ ведут к значительному увеличению капитальных затрат по следующим причинам:

Потребуется поиск строительной площадки для новой котельной. В условиях сложившейся застройки ЗАТО г. Саров найти новую площадку практически невозможно.

Строительство новой котельной требуемой мощности 900 Гкал/час по капитальным затратам превышает стоимость строительства III очереди в три раза.

III очередь подключается к действующим энергетическим коммуникациям (газ, мазут, вода, канализация, тепловые и электрические сети, связь, железные и автомобильные дороги). Для новой котельной все перечисленные коммуникации потребуется строить заново.

Стоимость строительства новых высоковольтных линий электропередач вместо практически установленных генераторов III очереди ТЭЦ ориентировочно превысит стоимость строительства всей III очереди в три раза, учитывая высокую стоимость технологического присоединения и удаленность ближайших подстанций ОАО «ФСК ЕЭС» (ПС «Радуга» - более 150 км и ПС «Арзамасская» более 100 км).

Статьей 3 190 – ФЗ «О теплоснабжении» оговаривается приоритетное использование комбинированной выработки электрической и тепловой энергии при организации теплоснабжения. Строительство котельной противоречит данному положению.

Основным и критическим недостатком варианта с применением парогазовых технологий является неоптимальное соотношение устанавливаемых тепловой и электрической мощностей применительно к площадке ТЭЦ АО «СГК». При установке ПГУ очень значительно увеличивается электрическая мощность и в значительно меньшей степени увеличивается тепловая мощность. Так применительно к III очереди ТЭЦ чтобы заместить 275 Гкал/час устанавливаемой тепловой мощности (два котла БКЗ-220) по существующему проекту вариантом с применением ПГУ, потребуется установка ориентировочно 300 МВт электрической мощности вместо 50 МВт. Это ведет к резкому росту затрат на реализацию проекта до 15 млрд. рублей вместо 1,319 млрд. рублей. Кроме этого, вписать данные мощности в уже построенное здание будет невозможно. А для выдачи мощности потребуется пересмотр схемы выдачи мощности (по существующему проекту она не меняется). Существующее открытое распредустройство ОРУ 110 кВ и 220 кВ ТЭЦ не позволяет столь значительное увеличение мощности. Кроме реконструкции ОРУ потребуется реконструкция, а возможно и строительство новых высоковольтных линий электропередач. Все это в комплексе делает вариант с применением ПГУ практически нереализуемым.

Таким образом, реализация существующего проекта Ш очереди ТЭЦ с вводом турбогенераторов №8,9 суммарной мощностью 50МВт является единственным безальтернативным вариантом решения проблем энергокомплекса ЗАТО г. Саров:

-морального и физического износа оборудования 1 и 2 очереди ТЭЦ;

-перспективного дефицита электрической мощности;

-дефицита тепловой мощности;

-финансовой устойчивости АО «СГК».

Реализованные мероприятия по проекту «Строительство III очереди ТЭЦ»

№

Реализованные мероприятия/ вехи

Дата

Описание полученного результата

1

Получение положительного заключения Государственной экспертизы на проектную документацию и результаты инженерных изысканий

09.07.2012г.

Положительное заключение получено, что подтвердило целесообразность реализации проекта

2

Подготовка конкурсной документации

Июль - август

2012г.

Эти мероприятия позволили организовать конкурентные процедуры

3

Проведение конкурентных процедур, заключение договоров на СМР по объектам I этапа строительства

Август -декабрь 2012г.

Эти мероприятия позволили определить подрядчиков для выполнения строительно-монтажных работ

4

Получение разрешения на строительство

06.12.2012г.

Это мероприятие позволяет начать строительно-монтажные работы на объектах I этапа строительства

5

Начало строительно-монтажных работ

ноябрь 2012 г.

6

Пусконаладочные работы на к/а ст. № 9

март – июнь 2013г.

7

Ввод в эксплуатацию котла № 9. Подписан акт приемки оборудования после комплексного опробования.

05.11.2013 г.

Мероприятие обеспечивает повышение надежности энергоснабжения

8

Ввод в эксплуатацию ГРП-1 с газопроводами высокого и среднего давления.

27.10.2014г.

Мероприятие обеспечивает повышение надежности газоснабжения ТЭЦ

9

Ввод в эксплуатацию турбоагрегата ПТ-25-90/10 ст. № 8

2018г.

Мероприятие позволяет увеличить выработку электроэнергии и обеспечить повышение надежности энергоснабжения

10

Правлением АО «АТС» принято решение о предоставлении права участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом турбоагрегата ПТ-25/30-90/10М ст.№ 8. (Уведомление № 01-02/18-45488 от 20.12.2018г.)

20.12.2018г.

Мероприятие позволяет увеличить выработку электроэнергии и обеспечить повышение надежности энергоснабжения

11

Ввод в эксплуатацию турбоагрегата ПТ-25-90/10 ст. № 9

Решением АО «АТС» предоставлено право участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке турбоагрегата ПТ-25-90/10 ст. № 9.

01.01.2020г.

Мероприятие позволяет увеличить выработку электроэнергии и обеспечить повышение надежности энергоснабжения

Предстоящие ключевые мероприятия проекта «Строительство III очереди ТЭЦ»

№

Предстоящие ключевые вехи/ события проекта

Плановая дата

Ожидаемая дата

1

Окончание строительно-монтажных работ котлоагрегата ст. № 10

2022г.

2022г.

Характеристика оборудования III очереди ТЭЦ

Паровой котёл Е-220-9.8-540 ДЖ (модель БКЗ 220-100-9) однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, газоплотный с мембранными панелями предназначен для получения пара высокого давления при раздельном сжигании газа и донецкого АШ (резервное топливо) с жидким шлакоудалением.

Компоновка котла выполнена по П-образной схеме. Топка является первым (подъёмным) газоходом. Во втором (горизонтальном) газоходе расположен пароперегреватель. В третьем (опускном) газоходе расположены экономайзер и воздухоподогреватель, установленные «в рассечку».

Объём топки - 1068 м3

Водяной объём котла – 58 м3

Паровой объём котла – 32 м3

Технические характеристики котла.

Котёл спроектирован для работы со следующими номинальными параметрами:

Паропроизводительность – 220 т/ч

Давление пара в барабане – 11,1 МПа (114 кгс/см2)

Давление пара – 9,8 МПа (100 кгс/ см2)

Температура пара – 540°С

Температура питательной воды – 215°С

Вспомогательное оборудование котла

Тягодутьевая установка.

Котельная установка оборудована двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-18 с характеристиками при рабочем режиме: производительность с запасом 10% - 121,2·103 м3/ч, полный напор с запасом 20% при температуре рабочей среды 30оС и указанной производительности 2,49 кПа (254 кгс/м2), частота вращения 1000 об/мин. Регулирование производительности вентилятора осуществляется направляющим аппаратом осевого типа. Забор холодного воздуха производится из верхней части котельной и снаружи её. Для поддержания требуемой температуры воздуха (45оС) на входе в первую ступень воздухоподогревателя установлены водяные калориферы типа КВБ12Б-ПУЗ в количестве 8 штук.

Частичный подогрев воздуха может быть осуществлён путём рециркуляции части горячего воздуха на всас дутьевых вентиляторов. Для отсоса газов на котле установлено два дымососа типа ДН-22х2-0,62 с характеристиками при рабочем режиме: производительность с запасом 10% - 170,7·103 м3/ч, полный напор с запасом 20% при температуре рабочей среды 84°С и указанной производительности 3,4 кПа (347 кгс/м2), частота вращения 742/595 об/мин.

Регулирование производительности дымососа осуществляется направляющим аппаратом осевого типа, а также изменением частоты вращения электродвигателя.

Для очистки дымовых газов от золы предусмотрены мокрые прутковые золоуловители типа МП-ВТИ.

Система пылеприготовления.

Котельный агрегат оборудован двумя индивидуальными системами пылеприготовления с промбункером. Топливо из бункера сырого угля скребковым питателем сырого угля типа ПС 700х1500 производительностью до 16 т/ч подается в мельницу. Регулирование подачи топлива осуществляется с помощью регулятора толщины слоя топлива (по месту), а также изменением частоты вращения электродвигателя (дистанционно и автоматически регулятором загрузки мельницы).

Размол и сушка угля осуществляется в двух шаровых барабанных мельницах типа ШБМ 287/410 производительностью по донецкому АШ 14,4 т/ч. Для сушки угля используется смесь горячего воздуха с рециркулирующим сушильным агентом.

Для транспортировки сушильного агента установлен мельничный вентилятор типа ВМ-17 с характеристикой при рабочем режиме: производительность с запасом 5% - 40,9·103 м3/ч, полный напор с запасом 25% - при температуре рабочей среды 700С и указанной производительности 10400 Па (1040 кгс/м2), частота вращения 1480 об/мин.

После мельницы аэросмесь поступает в сепаратор пыли типа СПЦ 3300/1000 диаметром 3300 мм. Сепараторе из потока аэросмеси отделяются крупные фракции пыли и возвращаются на домол в мельницу. Требуемая тонина помола достигается установкой в определенное положение лопаток сепаратора, которое уточняется при наладке пылесистемы. После сепаратора аэросмесь поступает в циклон типа ЦП-2 диаметром 2360 мм, где пыль отделяется от сушильного агента и по течке поступает в бункер пыли. Из бункера пыль подается в пылепроводы лопастными питателями пыли ППЛ-3,5 (каждый с максимальной производительностью 3,5 т/ч, частотой вращения электродвигателя 1000 об/мин). Производительность питателя регулируется изменением частоты вращения электродвигателя. Подача пыли в горелки осуществляется с помощью системы подачи пыли высокой концентрации под разрежением.

Предложения по реконструкции источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии.

С целью поддержания и развития источника тепловой и электрической энергии разработана Подпрограмма развития инженерной инфраструктуры г. Саров в части генерации (выработки тепло- и электроэнергии), являющейся составной частью Программы развития инженерных сетей г. Саров.

Для АО «Саровская Генерирующая Компания» на краткосрочный и долгосрочный период определены следующие стратегические задачи развития Общества:

•              Создание условий для замещения генерирующих мощностей, выработавших свой парковый ресурс;

•              Реализация программы энергосбережения и повышение энергоэффективности, разработанные в соответствии с Приказом № 1/676-п от 09.08.2011 г. Государственной Корпорации «Росатом», писем Департамента развития научно-производственой базы ЯОК №1-43/12117 от 03.04.2015г. и №1-43/51082 от 22.12.2015г. о ежегодном снижении потребления энергоресурсов на 3% по отношению к базовым показателям 2015г.

Основная цель – решение проблем обеспечения устойчивого функционирования и развития энергетического комплекса ЗАТО г. Саров, в том числе источника тепловой и электрической энергии.

Энергосбережение и повышении энергетической эффективности

В соответствии с Федеральным законом «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности» от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ в 2018 году в АО «Саровская Генерирующая Компания» проведено повторное энергетическое обследование предприятия.

Целью работы была оценка эффективности использования энергетических ресурсов и разработка мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности для снижения затрат стоимостных показателей покупных ТЭР в себестоимости выработанных энергетических ресурсов.

Разработаны мероприятия по экономии ТЭР, определена затратная часть и сроки окупаемости мероприятий;

В результате составлены следующие документы:

Отчет об энергетическом обследовании предприятия;

Энергетический паспорт;

Программа энергосбережения и повышения энергоэффективности предприятия.

Текущее состояние в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организации

Первые и значимые мероприятия, направленные на обеспечение энергосбережения и повышения энергетической эффективности в АО «Саровская Генерирующая Компания», были реализованы в конце 90-х годов.

1.              Реконструкция сетевых насосов (обрезка колес).

Полученный эффект:

- снижение потребления электроэнергии на собственные нужды;

- увеличение ресурса оборудования;

- улучшение гидравлического режима тракта подачи горячей воды;

- увеличение качества и надежности снабжения потребителей продукцией.

2.              Реконструкция градирни № 1.

Реконструкция градирни была произведена в 1997 г. с заменой:

- безнапорной системы водораспределения на напорную с раструбными соплами Ø 50 мм (416 шт);

- деревянного оросителя на ороситель ПР-50;

- деревянной обшивки на обшивку профилем ЭПЛ – 200 и алюминием;

- установкой вертикальных поворотных щитов.

3.              Реконструкция градирни № 3.

Реконструкция градирни была произведена в 1997 г. с заменой:

- безнапорной системы водораспределения на напорную с тарельчатыми соплами Ø26 (620 шт.);

- деревянного оросителя на ороситель ПР-50;

- деревянной обшивки на обшивку профилем ЭПЛ – 200 и алюминием;

- установкой вертикальных поворотных щитов.

4.              Реконструкция ПЭН БВД № 5, № 6 со снятием рабочих ступеней.

Полученный эффект:

- снижение потребления электроэнергии на собственные нужды;

- увеличение ресурса оборудования;

- увеличение качества и надежности снабжения потребителей продукцией.

5.              Замена электродвигателей 6кВ дымососов 6А, 6Б, 7Б, дутьевого вентилятора 6Б с уменьшением потребляемой мощности.

- снижению потребления электроэнергии на собственные нужды;

- улучшению энергетических показателей котельной установки;

- повышению надежности работы котлоагрегата в целом, за счет уменьшения вероятности выхода из строя тягодутьевых механизмов;

- уменьшению износа электрооборудования.

6.              Мероприятия для снижения потерь тепла в конденсаторе турбины ПТ-25-90 ст. 6.

В 2000 году ОАО «ВТИ» г. Москва и НПЛ «ВятГТУ» г. Киров разработано и предложено внедрить комплекс мероприятий для снижения потерь тепла в конденсаторе турбины ПТ-25-90 ст. № 6.

Снижение потерь тепла в конденсаторе турбины осуществляется за счет уплотнения регулирующей диафрагмы ЧНД и увеличением, тем самым, отопительного отбора, и применения специальной кольцевой системы охлаждения (КСО), для поддержания допустимого теплового состояния проточной части и выхлопного патрубка.

Мероприятия для снижения потерь тепла в конденсаторе турбины включали в себя:

1. Модернизацию регулирующей диафрагмы (РД) части низкого давления (ЧНД);

2. Монтаж новой кольцевой системы охлаждения выхлопной части;

3. Модернизацию схемы и системы ввода в конденсатор пароводяных потоков (рециркуляции основного конденсата, химобессоленной воды, дренажей подогревателей).

В период ремонта турбоустановки в 2000 г. указанные мероприятия были реализованы.

После модернизации проведены исследования турбины для определения действительной пропускной способности закрытой модернизированной регулирующей диафрагмы и оценка надежности работы турбины с закрытой регулирующей диафрагмы и новой системой охлаждения выхлопной части.

Результат проведенной модернизации турбины ПТ-25-90 ст. № 6:

1.              Пропускная способность закрытой регулирующей диафрагмы ЧНД турбины снижена в несколько раз и составляет 3,1 т см2/ч кгс. При давлениях пара в камере теплофикационного отбора, имеющих место в реальных условиях эксплуатации турбоустановки, расход пара в ЧНД и конденсатор через закрытую РД не превышает 5-5,5 т/ч.

2. Смонтированная схема ввода в конденсатор конденсата рециркуляции и других потоков обеспечивает необходимый расход конденсата для нормальной работы эжектора и эрозионную безопасность лопаток последней ступени.

3. Замена трубок конденсатора обеспечила его работу в конденсационных режимах в пределах нормативных значений по давлению и температурным напорам.

7.              Замена фильтрующего материала и схеме подпитки ГВС и т/сети.

В 2003 году выполнена замена фильтрующего материала и схеме подпитки ГВС и т/сети (замена сульфоугля на карбоксильный катионит).

Полученный эффект:

- сокращение потребления воды на собственные нужды в 2,5 раза;

- сокращение потребления серной кислоты;

- сокращение потребления едкого натра;

- снижение количества сточных вод.

8.              Реконструкция деаэраторов № 1,2,3 БСД на центробежно-вихревые и капельные деаэраторы.

Полученный эффект:

- увеличение надежности работы оборудования;

- улучшение показателей работы деаэраторов.

9.              Режимно-наладочные испытания котлоагрегатов.

Полученный эффект:

- уменьшение присосов воздуха после проведения капитальных и текущих ремонтов котлоагрегатов;

- улучшение энергетических показателей котельной установки;

- повышению надежности работы котлоагрегата.

10.              Замены тепловой изоляции оборудования и трубопроводов.

Полученный эффект:

- уменьшение тепловых потерь;

- увеличение ресурса оборудования;

- увеличение качества и надежности снабжения потребителей продукцией.

11.              Замена 3-х секционных водоводяных теплообменников 3В-200 на подпиточном устройстве (установка ГВС) на пластинчатые теплообменники (компоблоки).

Полученный эффект:

- увеличение надежности работы оборудования;

- уменьшение объема ремонта оборудования;

- увеличение отпуска тепловой и электрической энергии, связанное с уменьшением сроков ремонта.

12.              Система автоматического управления АМАКС.

Установлена на котлоагрегате ст. № 6 в 1998 году, в 2010 году прошла модернизацию.

Система автоматического управления горелками обеспечивает:

- автоматический и дистанционный розжиг горелок;

- автоматический и дистанционный вывод горелок на минимальную тепловую мощность;

- автоматическое и дистанционное управление тепловой мощностью горелок от минимальной до номинальной;

- наличие нормативных защит и блокировок на перечисленных режимах работы горелок;

- заданное соотношение «газ-воздух» на горелках.

13.              Системы виброизмерений и вибродиагностики СВИД.

Установлены на турбоагрегатах ст.№ 6 и № 7 в 1998-1999 годах. Система собирает информацию о вибрационном состоянии турбоагрегата с 15 датчиков вибрации, а так же производит измерение оборотов и осевого сдвига ротора турбины. Кроме контроля система имеет программу анализа спектров вибрации в контрольных точках агрегата и по запросу отображает результаты измерений в графическом виде за любой период времени работы.

14.              Система сбора и передачи информации.

В 2010 году смонтирована и введена в эксплуатацию автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ), которая включает в себя сбор информации с электронных счетчиков, её обработку, хранение и передачу. АСКУЭ установлена на ГЩУ.

В 2010 году смонтирована и введена в эксплуатацию система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО), которая позволяет контролировать электрические параметры оборудования, положение коммутационных аппаратов, срабатывание релейной защиты и противоаварийной автоматики. Контроль осуществляет диспетчер Нижегородского РДУ и оперативный персонал станции АО СГК. СОТИАССО установлена на ГЩУ.

В 2011 году в составе СОТИАССО смонтирован и введён в эксплуатацию регистратор аварийных событий (РАС). В системе РАС заложены функции: измерителя основных электрических параметров электрооборудования; самописца электрических параметров; непосредственно регистратора аварийных событий. РАС установлен на ГЩУ.

Введена в эксплуатацию система коммерческого учета артезианской воды, добываемой на семи артезианских скважинах, расположенных на территории ТЭЦ.

Расход измеряется ульразвуковыми датчиками УРЖ-2КМ, температура и уровень в каждой скважине измеряется погружными датчиками. Кроме функции коммерческого учета система позволит осуществлять мониторинг запасов воды. Текущие, среднечасовые и среднесуточные значения измеряемых параметров будут передаваться в систему АСДУ.

Система учета расхода тепла на собственные нужды ТЭЦ.

Система разработана в рамках программы экономии энергоресурсов. Система состоит из четырех тепловых пунктов, на которых измеряется количество тепла расходуемого на отопление блока среднего давления (БСД), блока высокого давления (БВД), мазутонасосной станции и стройдвора. На прямой и обратной магистрали каждого теплового пункта установлены датчики расхода, температуры и давления сетевой воды. Данные с датчиков передаются на теплосчетчик СПТ-961 и далее в систему АСДУ. Текущие и архивные значения измеряемых параметров просматриваются на любом из АРМов локальной сети ТЭЦ.

Программа развития инженерной инфраструктуры г. Саров в части генерации (выработки тепло- и электроэнергии), являющейся составной частью Программы развития инженерных сетей г. Саров.

Одним из перспективных направлений в области автоматизации управления технологическими процессами является применение системы частотного регулирования на насосных агрегатах ТЭЦ. В рамках этой программы реализованы следующие мероприятия:

- введена в эксплуатацию система частотного регулирования агрегатов сетевых насосов бойлерной установки № 1;

- модернизация насосных агрегатов НКС №1,4,5,6 с применение частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов артезианских скважин №1-4 с применение частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов декарбонизированной воды №1,2,5,6 с применение частотного регулирования;

- система частотного регулирования перекачивающего насоса ГВС № 2;

- система частотного регулирования насосных агрегатов бойлерной 2-ой системы отопления;

- система частотного регулирования насосных агрегатов летних сетевых насосов № 1, 3;

- система частотного регулирования конденсатных насосных агрегатов № 6, № 7.

Полученный эффект:

- снижение потребления электроэнергии на собственные нужды;

- увеличение ресурса оборудования;

- улучшение гидравлического режима тракта подачи воды;

- увеличение качества и надежности снабжения потребителей продукцией.

В 2009 году ОАО «ВТИ» г. Москва выполнено обследование системы водопользования ТЭЦ с выдачей рекомендаций по приведению качества сточных вод к требованиям по нормативно-допустимому сбросу.

ОАО «ВТИ» рекомендованы мероприятия по совершенствованию ВХР, а именно:

1)              Организовать подпитку оборотной системы охлаждения декарбонизированной водой.

2)              Использовать воду после очистных сооружений для подпитки оборотной системы охлаждения.

3)              Минимально использовать артезианскую воду для подпитки оборотной системы охлаждения.

4)              Организовать сброс продувки энергетических котлов в оборотной системе охлаждения и отказаться от прямого ввода фосфатов в охлаждающую воду.

5)              Отказаться от непрерывной продувки оборотной системы охлаждения. Реализовано частично

В рамках рекомендованных ОАО «ВТИ» мероприятий по совершенствованию ВХР реализовано следующие:

- в 2012 году организован сброс продувки энергетических котлов в оборотную систему охлаждения, отказ от прямого ввода фосфатов в оборотную воду.

- в 2013 году выполнен перевод открытой оборотной системы охлаждения на подпитку умягченной водой с целью сокращения количества продувочных вод оборотной системы охлаждения и сброса фосфатов.

Предложение по реконструкции в «Программу комплексного развития систем коммунальной

инфраструктуры города Сарова на 2016-2025 г.г.» в части «Генерация», утвержденной решением Городской думы . (актуализированная на январь 2020г.)

№ п/п

Наименование мероприятия

Срок выпол-нения

Источник финансир.

Общая стоимость мероприятий на 2016-2025 г.г

Потребность в средствах на 2016-2025г.г

Сумма по годам, тыс. руб.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Генерация

Строительство

1

Строительство III очереди ТЭЦ

2016-2019

ВИ

664617,0

664617,0

300000

145000

140017

79600

2

Итого по строительству:

ВИ

664617,0

664617,0

300000

145000

140017

79600

Реконструкция (модернизация)

1

Оснащение автоматической пожарной сигнализацией и системой оповещения и управления эвакуацией персонала при пожаре помещений ТЭЦ

2016

ВИ

4358

4358

3457

811

2

Реконструкция питательного насоса ПЭ270-150-3 с заменой электродвигателя на турбопривод

2016

ВИ

75306

75306

75306

3

Техперевооружение ГРУ, с заменой масляного выключателя СМВ-6 на вакуумный с заменой РЗА на микропроцессорную защиту

2017

ВИ

2719

2719

2719

4

Техническое перевооружение оборудования систем частотного регулирования

2018

ВИ

4947

4947

4947

5

Система частотного регулирования конденсатных насосных агрегатов №9(б), 10 (б)

2019

ВИ

4987

4987

4987

6

Противоаварийная автоматика АЛАР-110

2020

ВИ

8425

8425

8425

Итого по реконструкции (модернизации)

ВИ

95795

95795

78853

3530

4947

4987

8425

Итого по генерации

ВИ

760412

760412

378853

148530

144964

84587

8425

Предложения по техническому перевооружению источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения.

Одним из перспективных направлений в области автоматизации управления технологическими процессами является применение системы частотного регулирования на насосных агрегатах ТЭЦ. В рамках программы энергосбережения и повышение энергоэффективности, разработанные в соответствии с Приказами №127 от 18.02.2010г. и №278 от 09.04.2010 г. Государственной Корпорации Росатом, реализованы следующие мероприятия:

- введена в эксплуатацию система частотного регулирования агрегатов сетевых насосов бойлерной установки № 1;

- модернизация насосных агрегатов НКС №1,4,5,6 с применением частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов артезианских скважин №1-4 с применение частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов декарбонизированной воды №1,2,5,6 с применение частотного регулирования;

- система частотного регулирования перекачивающего насоса ГВС № 2;

- система частотного регулирования насосных агрегатов бойлерной 2-ой системы отопления;

- система частотного регулирования насосных агрегатов летних сетевых насосов № 1, 3;

- система частотного регулирования конденсатных насосных агрегатов №6, №7;

- реконструкция питательного насоса ПЭ 270-150-3 с заменой электродвигателя на турбопривод.

В соответствии с Федеральным законом «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности» от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ в 2018 г. в АО «Саровская Генерирующая Компания» проведено повторное энергетическое обследование предприятия.

Целью работы была оценка эффективности использования энергетических ресурсов и разработка мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности для снижения затрат стоимостных показателей покупных ТЭР в себестоимости выработанных энергетических ресурсов.

Разработаны мероприятия по экономии ТЭР, определена затратная часть и сроки окупаемости мероприятий;

В результате составлены следующие документы:

Отчет об энергетическом обследовании предприятия;

Энергетический паспорт;

Программа энергосбережения и повышения энергоэффективности предприятия.

Мероприятия по энергосбережению и повышению энергоэффективности

Автоматизация систем узлов отопления зданий и сооружений ТЭЦ

Автоматизация систем узлов отопления зданий и сооружений ТЭЦ, предполагает модернизировать и автоматизировать систему отопления ТЭЦ путем установки регулирующей арматуры «Nаvаltrim» Ду-15 ÷ Ду-150.

Данное мероприятие позволяет не только экономить тепловую энергию, но и создавать индивидуальный гидравлический режим необходимый для индивидуального потребителя.

Появляется возможность выравнивания гидравлического режима тепловой сети с последующим перераспределением тепловой энергии между потребителями.

В результате реализации указанного мероприятия предполагается снижение расхода теплоносителя в системе отопления зданий и сооружений ТЭЦ на 1,5-2,0 % от годового теплопотребления на отопления зданий.

Замена оросителя градирни №1

Площадь орошения градирня №1 500 м2, расчетная производительность 3000 м3/ч, система водораспределения напорная с раструбными соплами Ø50 мм (416 шт), ороситель ПР – 50 один ярус высотой 1 м.

Испытаниями проводимыми в 2007 г. филиалом ОАО «ИНЖЕНЕРИНГ ЦЕНТР ЕЭС» «Фирма ОРГРЭС» «Обследование и испытания системы технического водоснабжения» установлено, что температурный перепад при нынешнем оросителе для градирни №1 составляет 5,4 – 7,3 оС. Охлаждающая эффективность меньше расчетных значений: градирни № 1 на 4,5 оС, что вызвано несовершенством оросительного устройства, а так же его осаждением.

Для эффективной работы градирни по охлаждению циркуляционной воды толщина слоя оросителя градирни должна быть 1,1 м. Ороситель из призмы ПР-50, установленный в градирне в 1997 году, в соответствии с проектом концерна «Агростройсервис», по проведенным замерам имеет недостаточно толщину для охлаждения циркуляционной воды, особенно в летнее время. Недоохлаждение циркуляционной воды в летний период вызывает перерасход топлива и ограничение мощности ТЭЦ.

Замена осветительных устройств на светодиодные источники света

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 сентября 2016 г. № 971 « О внесении изменений в Правила установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности» необходимо обеспечить доведение осветительных устройств с использованием светодиодов до уровня: 2017 г. - 10%; 2018 г. - 30%; 2019 г. - 50%.Целевой показатель мероприятия - снижение расхода электроэнергии на собственные нужды.

Графики совместной работы источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и котельных, меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае, если продление срока службы технически невозможно или экономически нецелесообразно.

В соответствии с обосновывающими материалами Глава 6 «Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии», а также с учетом того, что источники тепловой энергии – ТЭЦ и КБ-50 работают на автономные зоны (т.е. на разные тепловые сети), разработка графиков совместной работы источников тепловой энергии не требуется. При переводе теплоснабжения потребителей Больничного городка от ТЭЦ используется график зависимости температуры теплоносителя от температуры наружного воздуха ТЭЦ 1-й системы теплоснабжения.

Меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае, если продление срока службы технически невозможно или экономически нецелесообразно.

В 2019 году выведено из работы оборудование Блока среднего давления. Блок среднего давления введён в эксплуатацию 1951÷1954 г.г.

В соответствии с Приложением № 19.3 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка «Регламент проведения конкурентных отборов мощности», НП «Совет рынка» в процедуру конкурентного отбора мощности с 2020 года не попадает все генерирующее оборудование I очереди ТЭЦ суммарной электрической мощностью 16 МВт (4 турбогенератора «Лаваль» ст. № 1, 2, 3, 4 установленной мощностью по 4 МВт каждый), как не соответствующее минимальным техническим требованиям.

Вывод из эксплуатации турбогенераторов «Лаваль» ст. № 1, 2, 3, 4 означает вывод 67 % единиц генерирующего оборудования. При этом в летнем режиме работы ТЭЦ в работе будет находиться 1 блок котел-турбина, в зимнем режиме – 2 котла и 2 турбины по схеме с поперечными связями. По этой причине надежность электроснабжения основного предприятия, жилищного сектора и иных потребителей будет существенно снижена.

В связи с исчерпанием паркового ресурса и окончанием назначенного срока службы в структуре затрат на поддержание оборудования в исправном состоянии значительную долю составляют сверхрегламентные работы (не предусмотренные типовыми объемами текущих и капитальных ремонтов оборудования). Выполнение этих работ не обеспечено собственными трудовыми ресурсами, поэтому для их выполнения привлекаются сторонние организации.

С 1 января 2011 года АО «Саровская Генерирующая Компания» (ТЭЦ) является участником оптового рынка электроэнергии и мощности.

Продажа вырабатываемой электрической энергии производится по свободным нерегулируемым ценам. Продажа мощности производится по фиксированной цене, определяемой по результатам конкурентного отбора мощности на соответствующий год.

Неучастие указанного оборудования в процедуре конкурентного отбора мощности привело к потере источника финансирования затрат на эксплуатацию и ремонты.

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 26.07.07 № 484 «О выводе объектов элекроэнергетики в ремонт и из эксплуатации» вывод из эксплуатации оборудования, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, должен быть согласован органами местного самоуправления.

Меры по переоборудованию котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для каждого этапа.

Предложения по переоборудованию котельных в источники тепловой энергии, работающих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии с установкой турбоагрегатов, разрабатываются в случае отказа подключения потребителей к существующим электрическим сетям.

В виду этого, а также по причине малой установленной мощности паровых котлов в котельной КБ-50, перевод котельной в режим комбинированной выработки нецелесообразен.

Меры по переводу котельных, размещенных в существующих и расширяемых зонах действия источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, в пиковый режим работы для каждого этапа, в том числе график перевода.

Мероприятия по выводу из эксплуатации котельных и переводу их в пиковый режим в существующих и расширяемых зонах действия ТЭЦ целесообразны в следующих случаях:

наличия перспективных резервов тепловой мощности в регулируемых отборах теплофикационных турбоагрегатов на ТЭЦ;

нахождения котельной и ее потребителей на границе эффективного радиуса теплоснабжения ТЭЦ;

несоблюдения установленного температурного графика ТЭЦ;

несоответствия оборудования котельных требованиям, установленным действующим законодательством об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности (высокий удельный расход топлива на выработку единицы тепловой энергии, моральный и физический износ основного оборудования, связанный с превышением нормативного срока службы и т.д.).

Основаниями для перевода тепловой нагрузки от котельных на ТЭЦ являются:

- данные из перспективных балансов располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки;

- данные о теплофикационных агрегатах, не прошедших конкурентный отбор мощности на оптовый рынок электрической энергии в соответствии с действующим законодательством и прогнозных значениях выбытия теплофикационных турбоагрегатов с рынка мощности;

- данные об остаточном парковом ресурсе теплофикационных агрегатов;

- данные о возможности продления паркового ресурса турбоагрегатов.

В виду того, что:

- котельная КБ-50 находится не на границе эффективного радиуса теплоснабжения ТЭЦ;

- ТЭЦ выдерживает установленный температурный график;

- оборудование котельной соответствует требованиям в области энергосбережения и повышения

энергетической эффективности

Перевод котельной КБ-50, находящейся в резерве, в пиковый режим работы нецелесообразен, но в части приоритетного использования комбинированной выработки тепловой энергии целесообразен перевод теплоснабжения соответствующих потребителей от ТЭЦ.

Решения о загрузке источников тепловой энергии, распределении (перераспределении) тепловой нагрузки потребителей тепловой энергии в каждой зоне действия системы теплоснабжения между источниками тепловой энергии, поставляющими тепловую энергию в данной системе теплоснабжения, на каждом этапе.

В соответствии с главой 4 обосновывающих материалов «Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки» предлагается распределить нагрузку потребителей тепловой энергии по источникам тепловой энергии следующим образом:

7.1 ТЭЦ АО «СГК».

Таблица 7.1 Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК» по состоянию на 01.01.2020г.

Наименование

оборудования

Мощность отборов

Отборы пара в тоннах

Мощность источника по пару, Гкал

Мощность источника по горячей воде, Гкал

т/а № 6 ПТ-30-90/10/1,2

мощность производственного отбора

140

86,4

86,4

мощность теплофикационного отбора

35

19,4

19,4

т/а № 7 ПР-25-90/110/0,9

мощность регулируемого отбора

96

58,6

58,6

мощность противодавления

50

27,1

27,1

т/а № 8 ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

70

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

50

27,8

27,8

т/а № 9 ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

70

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

50

27,8

27,8

Установленная мощность турбоагрегатов

463

334

334

ПВК (ПТВМ-100) 3 ед.

300

РОУ

91

91

ИТОГО ТЭЦ

425

725

С момента строительства I и II очереди станции и до 2015 года установленная мощность станции оставалась неизменной.

В связи со списанием в 2007 году турбинной установки ВР-6-3 ст.№ 5 (акт списания № 9290/1014 от 30.05.2007г.) установленная мощность уменьшилась на 6 МВт. В 2010 г в соответствии с актом об установленной генерирующей мощности АО «СГК» (акт ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» от 9.11.2009г.) -71 МВт.

Установленная тепловая мощность по состоянию на декабрь 2017 г. составляла 715 Гкал/ч, в т.ч.: турбоагрегатов –345 Гкал/ч, РОУ-70 Гкал/ч, пиковых водогрейных котлов – 300 Гкал/ч.

Таблица 7.2               Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии в зонах действия источника тепловой энергии ТЭЦ АО «СГК» по состоянию на 01.01.2020г.

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии ТЭЦ АО «СГК»

№

Наименование

Максимальные (договорные) нагрузки на 31.12.2019 г.

Пар (макс.)

ГВС (макс)

Цирк.

Отопл.(макс)

Вент.(макс)

1.

ТЭЦ АО «СГК»

9,86358 Гкал/ч

97,134646 Гкал/ч

11,7806 Гкал/ч

329,109983 Гкал/ч

192,449235 Гкал/ч

ГВС (макс) без учета КБ-50

Отопл.(макс) без учета КБ-50

Вент.(макс) без учета КБ-50

95,174646

325,689983

190,460235

Всего

640,338044 Гкал/ч с учетом КБ-50

632,969044 без учета КБ-50

Перспективные мощности станции с учетом поэтапного введения нового оборудования и вывода оборудования, выработавшего ресурс, приведены в таблице 7.3

Таблица 7.3 Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК»

Состав основного оборудования

ст.№

Тип

31.12.2013-31.12.2016

01.01.2017

01.01.2018

01.01.2019

2020

2021-2023

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

Паровые турбины

1

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

2

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

3

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

6

ВПТ-25-4

30

105,9

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

7

ПР-25-90/10/0,9

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

8

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

71

-

71

25,83

71

25,83

71

9

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

-

-

-

25,743

71

25,743

71

Паровые котлоагрегаты

1

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

2

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

3

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

4

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

5

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

6

ТП-170

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

7

БКЗ-160-100ФБ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

8

БКЗ-160-100ФЖШ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

9

Е-220-100

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

10

Е-220-100

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

б/н

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

-

91

-

91

Пиковые водогрейные котлы

1

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

2

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

3

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

Итого Саровская ТЭЦ

71

594

71

594

71

715

71

715

106,573

725

106,573

725

в том числе отборов паровых турбин

-

274

-

274

-

345

-

345

334

-

334

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

91

-

91

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ по состоянию на 01.01.2020 года составляет 725,0 Гкал/ч.

Таблица 7.4              Баланс перспективной тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в зоне действия ТЭЦ АО «СГК».

ТЭЦ АО «Саровская

генерирующая компания» г. Саров

2017

(факт)

2018

(факт)

2019 (факт)

2020

2021

2022

2023

2024-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность ТЭЦ, в т.ч.

715

715

715

725

725

725

725

725

Тепловая мощность на собственные нужды

22

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

Тепловые потери

25

25

25

25

25

25

25

25

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

7.893

1.612

1,124

6.105

15,996

8,839

23,733

49,812(с учетом ввода МКР-1А)

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации и фактических тепловых нагрузок вводимых объектов

Расчетная присоединенная договорная тепловая нагрузка

629,966

633,051

640,338(с КБ-50 без пара)

646.436

662,432

671,271

695.004

744,816

Договорные нагрузки потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Расчетный резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

38.034

30,749

23.462

27.364

11,368

2.529

-21.204

-71.016

Величины резерва и дефицита указаны исходя из договорных нагрузок потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

7.2 Котельная КБ-50 ОАО «СТСК».

Отопительно – производственная Котельная КБ-50 ОАО «СТСК» установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч в качестве резервного источника обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС; паром на технологические нужды прачечной. Дальнейшее развитие территории больничного городка и изменение тепловых нагрузок не планируется.

Расчетная присоединенная нагрузка котельной КБ-50:

- На отопление и вентиляцию 5,408 Гкал/ч

- На ГВС 1,961 Гкал/ч

- На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч

Всего 7,758 Гкал/ч

Включение оборудования котельной производится в период профилактических ремонтов сетей ГВС и в межотопительный период до включения 1-й системы теплоснабжения, остальное время в резерве.

Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии представлены в таблицах.

Таблица 7.5              Баланс существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки

в зоне действия котельной КБ-50.

Котельная КБ-50 ОАО «СТСК» г. Саров

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019-

2022

2023-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность , в т.ч.

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

Тепловая мощность на собственные нужды

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

Тепловые потери

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

-

-

-

-

-

-

-

-

Присоединенная договорная тепловая нагрузка

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

На перспективу до 2028 года ввода новых мощностей котельной КБ-50 не планируется.

8.Оптимальный температурный график отпуска тепловой энергии для каждого источника тепловой энергии или группы источников в системе теплоснабжения, работающей на общую тепловую сеть, устанавливаемый для каждого этапа, и оценку затрат при необходимости его изменения.

Централизованно регулировать тепловую нагрузку абонентских систем возможно изменением расхода первичного теплоносителя или его температуры.

В связи с этим регулирование тепловой нагрузки бывает центральным, групповым, местным и индивидуальным. Различие между видами регулирования характеризуется пунктом осуществления регулирования. Так центральное регулирование осуществляется непосредственно на теплоисточнике, групповое - в центральных тепловых пунктах или на групповых тепловых подстанциях, местное - в местных тепловых пунктах абонентских вводов, индивидуальное - непосредственно на отопительных приборах потребителей.

              Для более эффективного теплоснабжения центральное регулирование должно дополняться групповым, местным и индивидуальным регулированием. В настоящее время такое комбинированное регулирование, как правило, не применяется, что объясняется отсутствием автоматики регулирования на большинстве абонентских вводах и на местных отопительных приборах.

Существуют три способа центрального регулирования тепловой нагрузки системы теплоснабжения: количественный, качественно-количественный и качественный.

              Особенностью количественного способа регулирования является регулирование тепловой нагрузки потребителей изменением расхода сетевой воды через местные абонентские установки в зависимости от температуры наружного воздуха при постоянной температуре сетевой воды в подающей магистрали тепловой сети.

              При качественно-количественном регулировании тепловая нагрузка системы теплоснабжения регулируется изменением расхода и температуры сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха.

              Качественный способ, получивший широкое распространение в отечественном теплоснабжении (в том числе в г. Сарове), заключается в регулировании тепловой нагрузки системы теплоснабжения путем изменения температуры сетевой воды при постоянном расходе сетевой воды в подающей магистрали.

При качественном регулировании тепловой нагрузки создаются наиболее благоприятные гидравлические условия для всех абонентских установок, что достигается постоянством расхода сетевой воды в системах теплоснабжения.Эта особенность является основным преимуществом качественного регулирования тепловой нагрузки, благлдаря которому оно получило широкое применение в отечественном теплоснабжении. Внедрению качественного регулирования, как основного способа регулирования, также способствовали отсутствие или несовершенство приборов автоматического регулирования расхода и температуры у абонентов.

Выбор любого температурного графика осуществляется на основании технико-экономических расчетов, т.к. от параметров графика зависит экономичность работы теплоисточников, уровнем максимальных и минимальных допустимых напоров в теплосети, капитальных вложений в системы теплоснабжения, связанные с подбором диаметров тепловой сети и оборудования тепловых абонентских вводов, затраты на транспорт теплоносителя, удельный расход теплоносителя на абонентскую установку, тепловые потери в тепловой сети.

При проектировании в конце 20-века систем теплоснабжения в России на основании требований ранее действующего СНИП 2.04.07-86 «Тепловые сети» был применен температурный график 150-70°С.Этот график был регламентирован и принят в качестве расчетного в большинстве отечественных систем теплоснабжения. Удельный расход сетевой воды для указанного перепада температур составляет 10,8м3/ч на 1МВт расчетной нагрузки отопления (12,5м3/Гкал). Выбор данного графика технико-экономически обусловлен тем, что при его использовании получается наибольшая величина комбинированной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Как указано выше, в современных системах централизованного теплоснабжения России (в том числе в г. Сарове) наибольшее распространение получил метод центрального качественного регулирования. Этот метод применяется как на источниках тепла, так и непосредственно в отопительных системах и заключается в регулировании тепловой нагрузки изменением температуры подающей воды в зависимости от температуры наружного воздуха, то есть поддержанием требуемого температурного графика.

Температурный график местных систем отопления обусловлен требованиями безопасности людей и принятыми особенностями присоединения отопительных приборов. Качество отопления для таких систем определяется точностью поддержания температурного графика. График тепловых сетей от источника тепла обуславливается экономичностью выработки и транспортировки тепловой энергии. Он как правило, выше графика в местных системах и его поддержание производится в соответствии со средней температурой наружного воздуха за временный интервал регулирования.Это работа по так называемому диспетчерскому графику.

При проектировании систем централизованного теплоснабжения в г. Сарове применяются графики с расчетной температурой воды на источнике 150-70°С. Системы отопления жилых и общественных зданий проектируются и эксплуатируются исходя из внутренних расчетных температурных графиков 95-70°С или 90-70°С согласно проектной документации. Коэффициент смешения данных систем 2,2 или 3. Этим жестко регламентируется температура теплоносителя, поступающего к потребителям и возвращаемого на источник теплоснабжения. Поэтому тепловые сети г. Сарова работают по температурному графику 150-70°С

При графике регулирования по суммарной нагрузке отопления и горячего водоснабжения необходим излом (спрямление) температурного графика при положительных температурах наружного воздуха и низких температурах сетевой воды, требуемых для отопления. Излом температурного графика обуславливается необходимостью приготовления горячей воды с температурой согласно нормативных документов не ниже 60°С.

В системе теплоснабжения г. Сарова, обеспечивающей совместные нагрузки отопления и ГВС, предусмотрен излом графика регулирования для обеспечения температуры ГВС в соответствии с требованиями законодательства РФ о техническом регулировании (СанПиН 2.1.4.2496-09).

В соответствии со СНиП 41-02-2003 регулирование отпуска теплоты от источников тепловой энергии города предусматривается качественное по нагрузке отопления (для Больничного городка КБ-50 и системы теплоснабжения №2 промышленного района) и по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения (для системы теплоснабжения №1).

Требование обеспечения надежности теплоснабжения при значительном износе оборудования и сетей промышленного района 2-й системы теплоснабжения привели к необходимости оптимизации расчетных параметров графиков путём срезки температуры воды в подающих магистралях на уровне 115 °С.

На отопительный период 2018-2019г.г. по согласованию с ФГУП РФЯЦ- ВНИИЭФ принят температурный график 150-70°С со срезкой температуры воды в подающих магистралях 2-й системы теплоснабжения на уровне 115 °С.

Данный аналогичный вариант тем более применим в городе Сарове, так как риски недогрева потребителей при низких зимних температурах исключены вследствие следующих факторов:

компактная застройка города,

относительно малая протяженность магистральных сетей (до 5 км),

высокая плотность тепловой нагрузки застройки в зоне радиуса эффективного теплоснабжения, подключенной к централизованному теплоснабжению,

подземная прокладка разводящих и внутриквартальных теплосетей в непроходных каналах, что обеспечивает снижение тепловых потерь на 11% относительно аналогичной надземной прокладки.

в расчетной тепловой нагрузке на отопление жилых домов постройки до и после 2000 года от 40 до 50% ее величины приходится на нагрев наружного воздуха при ранее принятой нормативной величине кратности воздухообмена, равной 1. С 2011 года нормативная величина кратности воздухообмена жилых домов приведена к фактическому значению - уменьшена до 0,35
(СП 54.13330.2011 «Здания жилые многоквартирные»);

высокая степень оборудования оконных проемов жилых зданий стеклопакетами;

Монтаж новой бойлерной установки с удвоением количества сетевых насосов и оборудование сетевых насосов ТЭЦ частотным приводом позволяет при необходимости увеличивать расход сетевого теплоносителя (количественное регулирование) для компенсации недогрева зданий.

Кроме этого, проектный тепловой поток систем отопления во всех случаях больше фактических теплопотерь отапливаемых зданий вследствие установленных методик проектирования:

неизбежного завышения поверхностей принимаемых к установке отопительных приборов за счет округления до ближайшего типоразмера или целого числа секций,

неучтенной теплоотдачи транзитных трубопроводов в помещениях,

применения усредненных коэффициентов для учета неравномерности теплопотерь через отдельные элементы наружных ограждений.

Вышеприведенные данные подтверждает наличие значительных перетопов, особенно проявляющихся при пониженных температурах наружного воздуха, когда температура воздуха в помещениях повышается до +26°C.

Необходимо отметить, что в настоящее время в нормативной документации отсутствует ранее существовавший запрет на применение для тепловых сетей графиков регулирования отпуска теплоты со срезкой.

Применение температурных графиков теплоснабжения 150-70°С с ограничением максимальной температуры теплоносителя (срезки) на уровне 115ºС при наличии возможности увеличения расхода сетевого теплоносителя (количественное регулирование) для компенсации возможного недогрева зданий позволит решить сразу несколько актуальных задач теплоснабжения города:

Повышение надежности функционирования тепловых сетей, снижение нагрузки на оборудование эксплуатируемых теплосетей и ТЭЦ

Снижение тепловых потерь вследствие снижения температуры транспортируемого теплоносителя.

Повышение энергетической эффективности работы систем теплоснабжения и теплопотребления потребителей города.

Продление срока службы трубопроводов (при измененных параметрах теплоносителя тепловые удлинения трубопроводов значительно ниже, что уменьшает напряжение в металле, тем самым снижая аварийность в тепловых сетях.

Снижение вероятности аварийных ситуаций в тепловых сетях вследствие гидроударов из-за вскипания теплоносителя при низких температурах наружного воздуха.

В период низких температур наружного воздуха температура сетевого теплоносителя в трубопроводах достигает 130-140°С при давлении 5-6 атм.

При разрыве трубопровода теплоноситель при атмосферном давлении моментально превращается в пар (вскипание), что вызывает снижение давления и гидроудары в тепловых сетях, а также выход из строя сетевых насосов источника теплоснабжения по причине кавитации с последующим прекращением теплоснабжения района или поселения.

Степень выброса пара и соответственно сила гидравлического удара при температурах теплоносителя в 150°С и 115°С и давлении от 5 до 7 кгс/см2 различается на 30%.

Уменьшение риска возникновения аварийных ситуаций вследствие заброса перегретого теплоносителя во внутридомовые системы отопления, расчетные температуры которых не превышают 90-95 °С (из полимерных и металлополимерных труб), из-за сбоев в работе автоматических регуляторов индивидуальных тепловых пунктов потребителей.

Повышение безопасности эксплуатации тепловых узлов жилых зданий с открытым водоразбором (п. ИТР, ул. Харитона, часть ул. Ленина).

При низких температурах наружного воздуха нормативная температура в помещениях может быть при необходимости соблюдена увеличением расхода теплоносителя, т.е. качественно-количественным регулированием.

Анализ данных диспетчерской службы ОАО «СТСК» по температурам воды в подающих и обратных трубопроводах за предшествующие отопительные периоды показал, что срезка температурных графиков на источниках тепловой энергии для систем теплоснабжения промышленного района является обоснованной и не приводит к снижению количества и качества отпускаемой потребителям тепловой энергии на нужды отопления и вентиляции. Жалобы от потребителей в указанных системах теплоснабжения отсутствуют.

Исходные данные для расчёта температурных графиков в системах теплоснабжения города Сарова:

Наименование источника теплоты, система теплоснабжения

Вид регулирования отпуска тепловой энергии в систему теплоснабжения

Схема присоединения нагрузки ГВС

Расчетная температура наружного воздуха, °С

Температура воздуха внутри отапливаемых помещений, °С

Спрямление температурного графика на ГВС, °С

Срезка температурного графика, °С

Параметры теплоносителя, °С

ТЭЦ

АО «СГК», система №1

центральное, качественное

открытая

-32

+20

60

нет

150/70

ТЭЦ

АО «СГК», система №2

центральное, качественное

отсутствует

-32

+18

нет

115

150/70

Котельная КБ-50 ОАО «СТСК»

центральное, качественное

отсутствует

-32

+20

нет

130

150/70

Выбор температурного графика с расчетной температурой воды на источнике 150-70°С со срезкой 115°С полностью соответствует принципам государственной политики в области теплоснабжения, отраженной в статье 3 Федерального закона «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ:

а) обеспечение безопасности и надежности теплоснабжения потребителей в соответствии с требованиями технических регламентов:

- согласно проектной документации все системы теплопотребления в г. Сарове рассчитаны на применение данного графика и метода регулирования.

б) обеспечение энергетической эффективности теплоснабжения и потребления тепловой энергии с учетом требований, установленных федеральными законами- при применении данного графика наиболее оптимальны расходы на:

-капитальные вложения в системы теплоснабжения, связанные с подбором диаметров тепловой сети и оборудования тепловых абонентских вводов, а также насосного оборудования источника,

-затраты на приготовление и транспорт теплоносителя,

- удельный расход теплоносителя на абонентскую установку,

- тепловые потери в тепловой сети.

в) обеспечение приоритетного использования комбинированной выработки тепловой и электрической энергии для организации теплоснабжения с учетом экономической обоснованности:

-при использовании температурного графика с расчетной температурой воды на источнике 150-70°С получается наибольшая величина комбинированной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

г) соблюдение баланса экономических интересов теплоснабжающих организаций и интересов потребителей:

- все системы теплопотребления в г. Сарове рассчитаны на применение температурного графика с расчетной температурой воды на источнике 150-70°С., как и источники тепловой энергии.

в) обеспечение резервирования системы теплоснабжения согласно статьи 23 Федерального закона «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ:

- осуществление теплоснабжения потребителя 1-й категории- КБ-50 (здания больничного городка КБ-50) может осуществляться как от автономной котельной АО «СТСК», так и от ТЭЦ АО «СГК» (системы теплопотребления данных зданий рассчитаны на применение температурного графика с расчетной температурой воды 150-70°С).

Согласно п. 6.2.59 « Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115) температура воды в подающей линии водяной тепловой сети в соответствии с утвержденным для системы теплоснабжения графиком задается по усредненной температуре наружного воздуха за промежуток времени в пределах 12-24 ч, определяемый диспетчером тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических условий и других факторов.

Отклонения от заданного режима на источнике теплоты предусматриваются не более:

- по температуре воды, поступающей в тепловую сеть +-3%;

- по давлению в подающем трубопроводе +-5%;

- по давлению в обратном трубопроводе +-0,2 кгс/см2.

Отклонение фактической среднесуточной температуры обратной воды из тепловой сети может превышать заданную графиком не более чем на + 5%. Понижение фактической температуры обратной воды по сравнению с графиком не лимитируется.

Рисунок 1 а - График зависимости температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха на отопительный период 2019- 2020 г. для первой системы теплоснабжения

Рисунок 1 б - График зависимости температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха на отопительный период 2019 г. для первой системы теплоснабжения

Описание типов присоединения потребителей, обосновывающие применение температурных графиков.

Согласно Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115) системы отопления зданий следует присоединять к тепловым сетям по зависимой схеме:

- непосредственно при совпадении гидравлического и температурного режимов тепловой сети и местной системы. При этом необходимо обеспечивать невскипаемость перегретой воды при динамическом и статическом режимах системы;

- через элеватор при необходимости снижения температуры воды в системе отопления и располагаемом напоре перед элеватором, достаточном для его работы;

- через смесительные насосы при необходимости снижения температуры воды в системе отопления и располагаемом напоре, недостаточном для работы элеватора, а также при осуществлении автоматического регулирования системы.

Достоинством зависимой схемы присоединения является простота, надежность, относительно невысокая стоимость абонентских узлов по сравнению с независимой схемой. Кроме того, при зависимом присоединении в абонентской установке может быть получен больший, чем при независимом присоединении, перепад температур сетевой воды, что способствует снижению расхода воды в теплосети и, соответственно, уменьшению диаметров трубопроводов тепловых сетей и снижению капитальных затрат в тепловые сети.

При проектировании элеваторных систем отопления на основании требований ранее действующего СНИП 2.04.07-86 «Тепловые сети» применяется температурный график 150-70°С.

Наибольшее распространение в настоящее время получили в России, как и в г. Сарове, зависимые схемы присоединения систем отопления через элеваторы (струйные насосы). Объясняется это, главным образом, исключительной надежностью, простотой, и дешевизной элеватора как смесительного устройства, особенностью которого является независимость коэффициента смешения от располагаемого перепада давлений в точке его присоединения (коэффициент смешения элеватора не зависит от гидравлического режима во внешней тепловой сети). В системах централизованного теплоснабжения установка элеваторов обусловлена также наличием значительных располагаемы напоров для потребителей. Такие избыточные напоры снижаются установкой дроссельных диафрагм. Элеваторное присоединение применяется в жилых и общественных зданиях главным образом из соображений безопасности.

В системах теплопотребления промышленных предприятий применяется непосредственное присоединение местных систем к тепловым сетям.

В последнее время жилых и общественных зданиях г. Сарова устанавливаются элеваторы с регулируемым соплом ( в основном типа «Электроника»).

Способ регулирования заключается в изменении площади выходного сечения сопла элеватора посредством вдвигаемой в него иглы. Регулирование температуры после элеватора основано на том, что при вдвигании иглы в сопло площадь его выходного сечения уменьшается. Это ведет к возрастанию коэффициэнта инжекции (смешения) и снижению температуры смешанной воды за элеватором до требуемой по отопительному графику величины (или до значений по сниженному температурному графику в ночное время или в нерабочие дни).При таком местном регулировании расход теплоносителя в местной системе не остается постоянным (снижается), посколько при этом возрастает сопротивление сопла, а значит и всего контура, образованного проточной частью элеватора и системой отопления, что при заданном значении перепада давлений на вводе ведет к снижению расхода воды через указанный контур. Таким образом отпуск теплоты уменьшается. При глубоком регулировании возможна разрегулировка системы отопления.

Применение только элеватора с регулируемым соплом недостаточно для регулирования отпуска тепла на отопление в диапазоне излома температурного графика.

В г. Сарове смонтировано порядка 284 тепловых узлов, где применены элеваторы с регулируемым соплом.

Также в г. Сарове в жилых и общественных зданиях присутствует около 40 автоматизированных тепловых узлов с насосным регулированием с установкой смесительного насоса на перемычке между трубопроводами прямого и обратного теплоносителя, регулирующего клапана на прямом трубопроводе и промышленного контроллера. Преимуществами данной схемы является повышение надежности работы системы отопления (при аварийном отключении тепловой сети такой насос осуществляет циркуляцию воды в системе отопления, что предотвращает ее замораживание в течение длительного времени-8-12 часов), обеспечение циркуляции теплоносителя в системе при недостаточном располагаемом напоре на вводе, возможность автоматического регулирования расхода тепловой энергии в том числе при работе в диапазоне излома температурного графика.

Данные автоматизированные тепловые узлы полностью соответствуют требованиям п.9.3.2«Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок» в части оборудование систем отопления с расчетным расходом теплоты более 50КВт приборами автоматического регулирования расхода тепловой энергии и теплоносителя.

Клапан регулирующий и контроллер предназначены для автоматического регулирования теплового потока путем смешивания расходов прямого и обратного теплоносителя на основе автоматического управления данным процессом.

Режим программируемого автоматического регулирования обеспечивается настройками контроллера ( в основном типа Микконт-М-180 или ЗАО «Взлет»).

Контроллер, согласно заложенной программе, периодически опрашивает задействованные в работе датчики температуры, обрабатывает полученную информацию, размещая ее в памяти для дальнейшего использования.

Режим регулирования температуры в системе отопления осуществляется по запрограммированному отопительному графику зависимости температуры теплоносителя от температуры наружного воздуха с корректировкой температуры смешанного теплоносителя.

При отклонении текущей температуры теплоносителя от расчетной контроллер подает в исполнительный привод клапана управляющие импульсы , в результате чего происходит перемещение регулирующего органа в необходимом направлении до достижения требуемого параметра теплоносителя.

Данная система, кроме указанных выше функций, позволяет:

-задавать температурный режим управления для каждого дня недели с учетом рабочего и нерабочего времени.

-корректировать температурный режим и календарь при переносе рабочих и выходных дней.

-контролировать систему отопления от превышения температуры обратного теплоносителя,

-выдавать сигнал аварийного предупреждения,

-производить ручную коррекцию температурного графика

-выдавать сигналы на включение и выключение насосов

-производить регистрацию данных на ПК.

Несколько зданий г. Сарова имеют независимую схему присоединения:

Торговый центр «Seven», 13 жилых домов ООО «Евросталь» в МКР-22 (БТП-22:Садовая 70/1,70/2,Зернова 5,7,9,11,Садовая 68/1,68/2,68/3,68/4, Негина 4, 6,8) , 6 жилых домов ООО «Евросталь» в МКР-21 (БТП-21:Лесная 31,33,35,37, П. Морозова,14), (3 жилых дома БТП22/2: ул. Негина 66/1,66/2,66/3), радиотелевизионная передающая станция, торговый центр «Атом», здание пожарного депо в районе КПП-3,жилые дома №156, 157, 158-162 (пойма), Музрукова 39/2, Музрукова 39/1, здания аэродрома ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ»,здания гостиницы на ул. П. Морозова.

Независимая схема основана на отделении системы отопления от тепловой сети с помощью теплообменника, вследствие этого давление в тепловой сети не может передаваться теплоносителю системы отопления. Циркуляция теплоносителя осуществляется с помощью специально установленных циркуляционных насосов.

Принципиальные преимущества независимой схемы присоединения:

-независимость от параметров тепловой сети;

-гидравлическая устойчивость;

-высокий потенциал экономии тепловой энергии;

Принципиальные недостатки независимой схемы присоединения:

-высокие капитальные затраты;

-необходимость работы системы теплоснабжения по повышенному температурному графику для компенсации недогрева в промежуточном теплообменнике

-зависимость от электропитания насосов.

Учитывая, что наибольшее распространение в г. Сарове имеют зависимые схемы присоединения систем отопления жилых и общественных зданий через элеваторы (струйные насосы), которые запроектированы и эксплуатируются исходя из внутренних расчетных температурных графиков 95-70°С или 90-70°С с коэффициентами смешения данных систем 2,2 или 3, поэтому тепловые сети г. Сарова работают по температурному графику 150-70°С с определенными нормативной документацией значениями температуры теплоносителя, поступающего к потребителям и возвращаемого на источник теплоснабжения.

9.Анализ вопроса снижения проектного температурного графика регулирования систем теплоснабжения в масштабах страны.

На протяжении последних десятилетий практически во всех городах РФ наблюдается очень значительный разрыв между фактическим и проектным температурными графиками регулирования систем теплоснабжения. Как известно, закрытые и открытые системы централизованного теплоснабжения в городах СССР проектировались при использовании качественного регулирования с температурным графиком регулирования сезонной нагрузки 150-70 °С. Такой температурный график широко применялся, как для ТЭЦ, так и для районных котельных. Но, уже начиная с конца 70-х годов, появились существенные отклонения температур сетевой воды в фактических графиках регулирования от их проектных значений при низких температурах наружного воздуха. В расчетных условиях по температуре наружного воздуха температура воды в подающих теплопроводах снизилась со 150 °С до 85…115 °С. Произведенное понижение температурного графика владельцами тепловых источников обычно официально оформлялось, как работа по проектному графику 150-70°С со “срезкой” при пониженной температуре 110…130°С. При более низких температурах теплоносителя предполагалась работа системы теплоснабжения по диспетчерскому графику.

Переход на пониженный температурный график, например, 110-70 °С с проектного графика 150-70 °С должен повлечь за собой ряд серьезных последствий, которые диктуются балансовыми энергетическими соотношениями. В связи с уменьшением расчетной разности температур сетевой воды в 2 раза при сохранении тепловой нагрузки отопления, вентиляции необходимо обеспечить увеличение расхода сетевой воды для этих потребителей также в 2 раза. Соответствующие потери давления по сетевой воде в тепловой сети и в теплообменном оборудовании теплоисточника и тепловых пунктов при квадратичном законе сопротивления вырастут в 4 раза. Необходимое увеличение мощности сетевых насосов должно произойти в 8 раз. Очевидно, что ни пропускная способность тепловых сетей, спроектированных на график 150-70 °С, ни установленные сетевые насосы не позволят обеспечить доставку теплоносителя до потребителей с удвоенным расходом в сравнении с проектным значением.

В связи с этим совершенно ясно, что для обеспечения температурного графика 110-70 °С не на бумаге, а на деле, потребуется радикальная реконструкция как теплоисточников, так и тепловой сети с тепловыми пунктами, затраты на которую непосильны для владельцев систем теплоснабжения.

Запрет на применение для тепловых сетей графиков регулирования отпуска теплоты со “срезкой” по температурам, приведенный в п.7.11 СНиП 41-02-2003 “Тепловые сети”, никак не смог повлиять на повсеместную практику ее применения. В актуализированной редакции этого документа СП 124.13330.2012 режим со “срезкой” по температуре не упоминается вообще, то есть, прямой запрет на такой способ регулирования отсутствует. Это означает, что должны выбираться такие способы регулирования сезонной нагрузки, при которых будет решена главная задача – обеспечение нормированных температур в помещениях и нормированной температуры воды на нужды ГВС.

В утвержденный Перечень национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 30.12.2009 № 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Постановление Правительства РФ от 26.12.2014 № 1521) вошли редакции СНиП после актуализации. Это означает, что применение “срезки” температур сегодня является вполне законным мероприятием, как с точки зрения Перечня национальных стандартов и сводов правил, так и с точки зрения актуализированной редакции профильного СНиП “Тепловые сети”.

Федеральный Закон № 190-ФЗ от 27 июля 2010 г. “О теплоснабжении”, «Правила и нормы технической эксплуатации жилищного фонда» (утверждены Постановлением Госстроя РФ от 27.09.2003 № 170), СО 153-34.20.501-2003 “Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации” также не запрещают регулирование сезонной тепловой нагрузки со “срезкой” по температуре.

В 90-е годы вескими причинами, которыми объясняли радикальное снижение проектного температурного графика, считались изношенность тепловых сетей, арматуры, компенсаторов, а также невозможность обеспечить необходимые параметры на тепловых источниках в связи с состоянием теплообменного оборудования. Несмотря на большие объемы ремонтных работ, проводимых постоянно в тепловых сетях и на тепловых источниках в последние десятилетия, эта причина остается актуальной и сегодня для значительной части практически любой системы теплоснабжения.

Следует отметить, что в технических условиях на присоединение к тепловым сетям большинства тепловых источников до сих приводится проектный температурный график 150-70 °С, или близкий к нему. При согласовании проектов центральных и индивидуальных тепловых пунктов непременным требованием владельца тепловой сети является ограничение расхода сетевой воды из подающего теплопровода тепловой сети в течение всего отопительного периода в строгом соответствии с проектным, а не реальным температурным графиком регулирования.

В настоящее время в стране в массовом порядке происходит разработка схем теплоснабжения городов и поселений, в которых также проектные графики регулирования 150-70 °С, 130-70 °С считаются не только актуальными, но и действительными на 15 лет вперед. При этом отсутствуют пояснения, как обеспечить такие графики на практике, не приводится хоть сколь-нибудь понятное обоснование возможности обеспечения присоединенной тепловой нагрузки при низких температурах наружного воздуха в условиях реального регулирования сезонной тепловой нагрузки.

В этих условиях чрезвычайно важным является анализ реального положения с гидравлическим режимом работы тепловых сетей и с микроклиматом отапливаемых помещений при расчетной температуре наружного воздуха. Фактическое положение таково, что, несмотря на значительное понижение температурного графика, при обеспечении проектного расхода сетевой воды в системах теплоснабжения городов, как правило, нет значительного понижения расчетных температур в помещениях, которые бы приводили к резонансным обвинениям владельцев тепловых источников в невыполнении своей главной задачи: обеспечении нормативных температур в помещениях. В связи с этим встают следующие естественные вопросы:

1. Чем объясняется такая совокупность фактов?

2. Можно ли не только объяснить существующее положение дел, но и обосновать, исходя из обеспечения требований современной нормативной документации, либо “срезку” температурного графика при 115°С, либо новый температурный график 115-70 (60) °С при качественном регулировании сезонной нагрузки?

3. Какие изменения можно рекомендовать в технических условиях на присоединение потребителей разного вида (жилые здания, здания общественного назначения, производственные здания) при понижении температурного графика?

Эта проблема, естественно, постоянно привлекает к себе всеобщее внимание. Поэтому появляются публикации в периодической печати, в которых даются ответы на поставленные вопросы и приводятся рекомендации по ликвидации разрыва между проектными и фактическими параметрами системы регулирования тепловой нагрузки. В отдельных городах уже проведены мероприятия по снижению температурного графика и делается попытка обобщить результаты такого перехода.

С нашей точки зрения, наиболее ясно эта проблема обсуждается в статье Гершковича В.Ф.

В ней отмечаются несколько чрезвычайно важных положений, являющихся, в том числе обобщением практических действий по нормализации работы систем теплоснабжения в условиях низкотемпературной “срезки”. Отмечается, что практические попытки увеличения расхода в сети с целью приведения его в соответствие с пониженным температурным графиком не привели к успеху. Скорее, они способствовали гидравлической разрегулировке тепловой сети, в результате которой расходы сетевой воды между потребителями перераспределялись непропорционально их тепловым нагрузкам.

В то же время при сохранении проектного расхода в сети и снижении температуры воды в подающей линии даже при низких температурах наружного воздуха в ряде случаев удалось обеспечить на приемлемом уровне температуру воздуха в помещениях. Этот факт автор [2] объясняет тем, что в нагрузке отопления очень значительная часть мощности приходится на нагрев свежего воздуха, обеспечивающего нормативный воздухообмен помещений. Реальный воздухообмен в холодные дни далек от нормативного значения, так как он не может быть обеспечен только открыванием форточек и створок оконных блоков или стеклопакетов. В статье особо подчеркивается, что российские нормы воздухообмена в несколько раз превышают нормы Германии, Финляндии, Швеции, США. Отмечается, что в Киеве снижение температурного графика за счет “срезки” со 150 °С до 115 °С было реализовано и не имело отрицательных последствий. Аналогичная работа выполнена в тепловых сетях Казани и Минска.

В настоящей статье рассмотрено современное состояние российских требований нормативной документации по воздухообмену помещений. На примере модельных задач с осредненными параметрами системы теплоснабжения определено влияние разных факторов на ее поведение при температуре воды в подающей линии 115 °С в расчетных условиях по температуре наружного воздуха, в том числе:

- снижение температуры воздуха в помещениях при сохранении проектного расхода воды в сети;

- повышение расхода воды в сети с целью сохранения температуры воздуха в помещениях;

- снижение мощности системы отопления за счет уменьшения воздухообмена для проектного расхода воды в сети при обеспечении расчетной температуры воздуха в помещениях;

- оценка мощности системы отопления за счет уменьшения воздухообмена для фактически достижимого повышенного расхода воды в сети при обеспечении расчетной температуры воздуха в помещениях.

2. Исходные данные для анализа

В качестве исходных данных принято, что имеется источник теплоснабжения с доминирующей нагрузкой отопления и вентиляции, двухтрубная тепловая сеть, ЦТП и ИТП, приборы отопления, калориферы, водоразборные краны. Вид системы теплоснабжения не имеет принципиального значения. Предполагается, что проектные параметры всех звеньев системы теплоснабжения обеспечивают нормальную работу системы теплоснабжения, то есть, в помещениях всех потребителей устанавливается расчетная температура tв.р=18 °С при соблюдении температурного графика тепловой сети 150-70°С, проектном значении расхода сетевой воды, нормативном воздухообмене и качественном регулировании сезонной нагрузки. Расчетная температура наружного воздуха равна средней температуре холодной пятидневки с коэффициентом обеспеченности 0,92 на момент создания системы теплоснабжения. Коэффициент смешения элеваторных узлов определяется общепринятым температурным графиком регулирования систем отопления 95-70 °С и равен 2,2.

Следует отметить, что в актуализированной редакции СНиП “Строительная климатология” СП 131.13330.2012 для многих городов произошло повышение расчетной температуры холодной пятидневки на несколько градусов в сравнении с редакцией документа СНиП 23-01-99.

3. Расчеты режимов работы системы теплоснабжения при температуре прямой сетевой воды 115 °С

Рассматривается работа в новых условиях системы теплоснабжения, созданной на протяжении десятков лет по современным для периода строительства нормам. Проектный температурный график качественного регулирования сезонной нагрузки 150-70 °С. Считается, что в момент ввода в работу система теплоснабжения выполняла свои функции в точности.

В результате анализа системы уравнений, описывающих процессы во всех звеньях системы теплоснабжения, определяется ее поведение при максимальной температуре воды в подающей линии 115 °С при расчетной температуре наружного воздуха, коэффициентах смешения элеваторных узлов 2,2.

Одним из определяющих параметров аналитического исследования является расход сетевой воды на отопление, вентиляцию. Его величина принимается в следующих вариантах:

- проектное значение расхода в соответствии с графиком 150-70 °С и заявленной нагрузкой отопления, вентиляции;

- значение расхода, обеспечивающее расчетную температуру воздуха в помещениях в расчетных условиях по температуре наружного воздуха;

- фактическое максимально возможное значение расхода сетевой воды с учетом установленных сетевых насосов.

3.1. Снижение температуры воздуха в помещениях при сохранении присоединенных тепловых нагрузок

Определим, как изменится средняя температура в помещениях при температуре сетевой воды в подающей линии to1=115 °С, проектном расходе сетевой воды на отопление (будем считать, что вся нагрузка отопительная, так как вентиляционная нагрузка такого же типа) , исходя из проектного графика 150-70 °С, при температуре наружного воздуха tн.о=-25 °С. Считаем, что на всех элеваторных узлах коэффициенты смешения u расчетные и равны

Для проектных расчетных условий эксплуатации системы теплоснабжения (,,,) справедлива следующая система уравнений:

, (1)

где - среднее значение коэффициента теплопередачи всех приборов отопления с общей площадью теплообмена F, - средний температурный перепад между теплоносителем приборов отопления и температурой воздуха в помещениях, Go – расчетный расход сетевой воды, поступающий в элеваторные узлы, Gп – расчетный расход воды, поступающий в приборы отопления, Gп=(1+u)Go, с – удельная массовая изобарная теплоемкость воды, - среднее проектное значение коэффициента теплопередачи здания с учетом транспорта тепловой энергии через наружные ограждения общей площадью А и затрат тепловой энергии на нагрев нормативного расхода наружного воздуха.

При пониженной температуре сетевой воды в подающей линии to1=115 °C при сохранении проектного воздухообмена происходит снижение средней температуры воздуха в помещениях до величины tв. Соответствующая система уравнений для расчетных условий по наружному воздуху будет иметь вид

, (2)

Относительное снижение тепловой мощности системы отопления равно

, (3)

где n – показатель степени в критериальной зависимости коэффициента теплопередачи приборов отопления от среднего температурного напора, см. [3], табл. 9.2, с.44. Для наиболее распространенных приборов отопления в виде чугунных секционных радиаторов и стальных панельных конвекторов типа РСВ и РСГ при движении теплоносителя сверху вниз n=0,3.

Введем обозначения , , .

Из (1)-(3) следует система уравнений

,

,

,

решения которой имеют вид:

, (4)

(5)

. (6)

Для заданных проектных значений параметров системы теплоснабжения

,

,

Уравнение (5) с учетом (3) для заданной температуры прямой воды в расчетных условиях позволяет получить соотношение для определения температуры воздуха в помещениях:

.

Решением этого уравнения является tв=8,7°C.

Относительная тепловая мощность системы отопления равна

°С,

°С,

°С.

Следовательно, при изменении температуры прямой сетевой воды со 150 °С до 115 °С снижение средней температуры воздуха в помещениях происходит с 18 °С до 8,7 °С, тепловая мощность системы отопления падает на 21,6%.

Расчетные значения температур воды в системе отопления для принятого отклонения от температурного графика равны °С, °С.

Выполненный расчет соответствует случаю, когда расход наружного воздуха при работе системы вентиляции и инфильтрации соответствует проектным нормативным значениям вплоть до температуры наружного воздуха tн.о=-25°С. Так как в жилых зданиях, как правило, применяется естественная вентиляция, организуемая жильцами при проветривании с помощью форточек, оконных створок и систем микропроветривания стеклопакетов, то можно утверждать, что при низких температурах наружного воздуха расход холодного воздуха, поступающего в помещения, особенно после практически полной замены оконных блоков на стеклопакеты далек от нормативного значения. Поэтому температура воздуха в жилых помещениях по факту значительно выше определенного значения tв=8,7°C.

3.2 Определение мощности системы отопления за счет снижения вентиляции воздуха помещений при расчетном расходе сетевой воды

Определим, насколько нужно снизить затраты тепловой энергии на вентиляцию в рассматриваемом непроектном режиме пониженной температуры сетевой воды тепловой сети для того, чтобы средняя температура воздуха в помещениях сохранилась на нормативном уровне, то есть, tв= tв.р=18°C.

Система уравнений, описывающих процесс работы системы теплоснабжения в этих условиях, примет вид

. (2’)

Совместное решение (2’) с системами (1) и (3) аналогично предыдущему случаю дает следующие соотношения для температур различных потоков воды:

,

,

.

Уравнение для заданной температуры прямой воды в расчетных условиях по температуре наружного воздуха позволяет найти уменьшенную относительную нагрузку системы отопления (произведено уменьшение только мощности системы вентиляции, теплопередача через наружные ограждения в точности сохранена):

.

Решением этого уравнения является =0,706.

Следовательно, при изменении температуры прямой сетевой воды со 150°С до 115°С сохранение температуры воздуха в помещениях на уровне 18°С возможно за счет снижения общей тепловой мощности системы отопления до 0,706 от проектного значения за счет снижения затрат на нагрев наружного воздуха. Тепловая мощность системы отопления падает на 29,4%.

Расчетные значения температур воды для принятого отклонения от температурного графика равны °С, °С.

3.4 Увеличение расхода сетевой воды с целью обеспечения нормативной температуры воздуха в помещениях

Определим, как должен увеличиться расход сетевой воды в тепловой сети на нужды отопления при снижении температуры сетевой воды в подающей линии до to1=115°С в расчетных условиях по температуре наружного воздуха tн.о=-25°С, чтобы средняя температура в воздуха в помещениях сохранилась на нормативном уровне, то есть, tв=tв.р=18°C. Вентиляция помещений соответствует проектному значению.

Система уравнений, описывающих процесс работы системы теплоснабжения, в этом случае примет вид с учетом возрастания значения расхода сетевой воды до Goу и расхода воды через системы отопления Gпу=Gоу(1+u) при неизменном значении коэффициента смешения элеваторных узлов u=2,2. Для наглядности воспроизведем в этой системе уравнения (1)

, (1)

, (2”)

(3’)

.

Из (1), (2”), (3’) следует система уравнений промежуточного вида

°С,

°С.

Решение приведенной системы имеет вид:

°С, to2=76,5°С,

Итак, при изменении температуры прямой сетевой воды со 150 °С до 115 °С сохранение средней температуры воздуха в помещениях на уровне 18 °С возможно за счет увеличения расхода сетевой воды в подающей (обратной) линии тепловой сети на нужды систем отопления и вентиляции в 2,08 раза.

Очевидно, что такого запаса по расходу сетевой воды нет и на теплоисточниках, и на насосных станциях при их наличии. Кроме того, столь высокое увеличение расхода сетевой воды приведет к возрастанию потерь давления на трение в трубопроводах тепловой сети и в оборудовании тепловых пунктов и теплоисточника более, чем в 4 раза, что невозможно реализовать из-за отсутствия запаса сетевых насосов по напору и по мощности двигателей. Следовательно, увеличение расхода сетевой воды в 2,08 раза за счет возрастания только количества установленных сетевых насосов при сохранении их напора неизбежно приведет к неудовлетворительной работе элеваторных узлов и теплообменников большей части тепловых пунктов системы теплоснабжения.

3.5 Снижение мощности системы отопления за счет снижения вентиляции воздуха помещений в условиях повышенного расхода сетевой воды

Для некоторых теплоисточников расход сетевой воды в магистралях может быть обеспечен выше проектного значения на десятки процентов. Это связано, как с уменьшением тепловых нагрузок, имевшем место в последние десятилетия, так и с наличием определенного резерва производительности установленных сетевых насосов. Примем максимальное относительное значение расхода сетевой воды равным =1,35 от проектного значения. Учтем также возможное повышение расчетной температуры наружного воздуха по данным СП 131.13330.2012.

Определим, насколько необходимо снизить средний расход наружного воздуха на вентиляцию помещений в режиме пониженной температуры сетевой воды тепловой сети, чтобы средняя температура воздуха в помещениях сохранилась на нормативном уровне, то есть, tв=18 °C.

Для пониженной температуры сетевой воды в подающей линии to1=115°C происходит снижение расхода воздуха в помещениях с целью сохранения расчетного значения tв=18°C в условиях возрастания расхода сетевой воды в 1,35 раза и повышения расчетной температуры холодной пятидневки. Соответствующая система уравнений для новых условий будет иметь вид

, (2’’’)

Относительное снижение тепловой мощности системы отопления равно

. (3’’)

Из (1), (2’’’), (3’’) следует решение

,

,

.

Для заданных значений параметров системы теплоснабжения и =1,35:

; =115 °С; =66 °С; =81,3 °С.

Учтем также повышение температуры холодной пятидневки до величины tн.о_=-22 °C. Относительная тепловая мощность системы отопления равна

Относительное изменение суммарных коэффициентов теплопередачи равно и обусловлено снижением расхода воздуха системы вентиляции.

Для домов постройки до 2000 г. доля затрат тепловой энергии на вентиляцию помещений в центральных районах РФ составляет 40…45% [4], соответственно, падение расхода воздуха системы вентиляции должно произойти приблизительно в 1,4 раза, чтобы общий коэффициент теплопередачи составил 89% от проектного значения.

Для домов постройки после 2000 г. доля затрат на вентиляцию повышается до 50…55%, падение расхода воздуха системы вентиляции приблизительно в 1,3 раза сохранит расчетную температуру воздуха в помещениях.

Выше в 3.2 показано, что при проектных значениях расходов сетевой воды, температуры воздуха в помещениях и расчетной температуры наружного воздуха снижению температуры сетевой воды до 115°С соответствует относительная мощность системы отопления 0,709. Если это снижение мощности относить на уменьшение нагрева вентиляционного воздуха, то для домов постройки до 2000 г. падение расхода воздуха системы вентиляции помещений должно произойти приблизительно в 3,2 раза, для домов постройки после 2000 г. - в 2,3 раза.

Анализ данных измерений узлов учета тепловой энергии отдельных жилых домов показывает, что уменьшение потребляемой тепловой энергии в холодные дни соответствует снижению нормативного воздухообмена в 2,5 раза и выше.

4. Необходимость уточнения расчетной нагрузки отопления систем теплоснабжения

Пусть заявленная нагрузка системы отопления, созданной в последние десятилетия, равна . Эта нагрузка соответствует расчетной температуре наружного воздуха, актуальной в период строительства, принимаемой для определенности tн.о=-25 °С.

Ниже приводится оценка фактического снижения заявленной расчетной отопительной нагрузки, вызванная влиянием различных факторов.

Повышение расчетной температуры наружного воздуха до -22 °С снижает расчетную нагрузку отопления до величины (18+22)/(18+25)х100%=93%.

Кроме того, следующие факторы приводят к снижению расчетной нагрузки отопления.

1. Замена оконных блоков на стеклопакеты, которая произошла практически повсеместно. Доля трансмиссионных потерь тепловой энергии через окна составляет около 20% от общей нагрузки отопления. Замена оконных блоков на стеклопакеты привела к увеличению термического сопротивления с 0,3 до 0,4 м2∙К/Вт, соответственно, тепловая мощность теплопотерь уменьшилась до величины: [1-0,2х(0,4-0,3)/0,3]х100%=93,3%.

2. Для жилых зданий доля вентиляционной нагрузки в нагрузке отопления в проектах, выполненных до начала 2000-х годов, составляет около 40…45%, позже – порядка 50…55%. Примем среднюю долю вентиляционной составляющей в нагрузке отопления в размере 45% от заявляемой нагрузки отопления. Она соответствует кратности воздухообмена 1,0. По современным нормам СТО максимальная кратность воздухообмена находится на уровне 0,5, среднесуточная кратность воздухообмена для жилого здания – на уровне 0,35. Следовательно, снижение нормы воздухообмена с 1,0 до 0,35 приводит к падению отопительной нагрузки жилого здания до величины:

[1-0,45х(1,0-0,35)/1,0]х100%=70,75%.

3. Вентиляционная нагрузка разными потребителями востребована случайным образом, поэтому, как и нагрузка ГВС для теплоисточника ее величина суммируется не аддитивно, а с учетом коэффициентов часовой неравномерности. Доля максимальной нагрузки вентиляции в составе заявленной нагрузки отопления составляет 0,45х0,5/1,0=0,225 (22,5%). Коэффициент часовой неравномерности оценочно примем таким же, как и для ГВС, равным Kчас.вент=2,4. Следовательно, общая нагрузка систем отопления для теплоисточника с учетом снижения вентиляционной максимальной нагрузки, замены оконных блоков на стеклопакеты и неодновременности востребования вентиляционной нагрузки составит величину 0,933х(0,55+0,225/2,4)х100%=60,1% от заявленной нагрузки.

4. Учет повышения расчетной температуры наружного воздуха приведет к еще большему падению расчетной нагрузки отопления.

5. Выполненные оценки показывают, что уточнение тепловой нагрузки систем отопления может привести к ее снижению на 30…40%. Такое снижение нагрузки отопления позволяет ожидать, что при сохранении проектного расхода сетевой воды расчетная температура воздуха в помещениях может быть обеспечена при реализации “срезки” температуры прямой воды при 115 °С для низких температур наружного воздуха (см. результаты 3.2). Еще с большим основанием это можно утверждать при наличии резерва в величине расхода сетевой воды на тепловом источнике системы теплоснабжения (см. результаты 3.4).

Приведенные оценки носят иллюстративный характер, но из них следует, что, исходя из современных требований нормативной документации, можно ожидать как существенного снижения суммарной расчетной нагрузки отопления существующих потребителей для теплового источника, так и технически обоснованного режима работы со “срезкой” температурного графика регулирования сезонной нагрузки на уровне 115°С. Необходимая степень реального снижения заявленной нагрузки систем отопления должна определяться при проведении натурных испытаний для потребителей конкретной тепловой магистрали. Расчетная температура обратной сетевой воды также подлежит уточнению при проведении натурных испытаний.

Следует иметь в виду, что качественное регулирование сезонной нагрузки не является устойчивым с точки зрения распределения тепловой мощности по приборам отопления для вертикальных однотрубных систем отопления. Поэтому во всех расчетах, приводимых выше, при обеспечении средней расчетной температуры воздуха в помещениях будет иметь место некоторое изменение температуры воздуха в помещениях по стояку в отопительный период при различной температуре наружного воздуха [5].

5. Трудности в реализации нормативного воздухообмена помещений

Рассмотрим структуру затрат тепловой мощности системы отопления жилого дома. Основными слагаемыми тепловых потерь, компенсируемых поступлением теплоты от приборов отопления, являются трансмиссионные потери через наружные ограждения, а также затраты на нагрев наружного воздуха, поступающего в помещения. Расход свежего воздуха для жилых зданий определяется требованиями санитарно-гигиенических норм, которые приведены в разделе 6.

В жилых домах система вентиляции, как правило, естественная. Норма расхода воздуха обеспечивается периодическим открытием форточек и створок окон. При этом следует иметь в виду, что с 2000 г. существенно возросли требования к теплозащитным свойствам наружных ограждений, прежде всего, стен (в 2…3 раза).

Из практики разработки энергетических паспортов жилых зданий следует, что для зданий постройки с 50-х по 80-е годы прошлого века в центральном и северо-западном регионах доля тепловой энергии на нормативную вентиляцию (инфильтрацию) составляла 40…45%, для зданий, выстроенных позднее, 45…55%.

До появления стеклопакетов регулирование воздухообмена производилось форточками и фрамугами, причем, в холодные дни частота их открывания снижалась. При широком распространении стеклопакетов обеспечение нормативного воздухообмена стало еще большей проблемой. Это связано с уменьшением в десятки раз неконтролируемой инфильтрации через щели и с тем, что частое проветривание с помощью открытия створок окон, которое только и может обеспечить нормативный воздухообмен, по факту не происходит.

На эту тему имеются публикации, см., например, [6]. Даже при проведении периодического проветривания отсутствуют какие-либо количественные показатели, свидетельствующие о воздухообмене помещений и его сравнении с нормативным значением. В результате по факту воздухообмен далек от нормативного и возникает ряд проблем: возрастает относительная влажность, образуется конденсат на остеклении, появляется плесень, возникают стойкие запахи, повышается содержание углекислого газа в воздухе, что в совокупности привело к появлению термина “синдром больных зданий”. В отдельных случаях из-за резкого снижения воздухообмена возникает разрежение в помещениях, приводящее к опрокидыванию движения воздуха в вытяжных каналах и к поступлению холодного воздуха в помещения, перетеканию грязного воздуха из одной квартиры в другую, обмерзанию стенок каналов. Как следствие, перед строителями возникает проблема в части использования более совершенных систем вентиляции, способных обеспечить экономию затрат на отопление. В связи с этим необходимо применять системы вентиляции с регулируемым притоком и удалением воздуха, системы отопления с автоматическим регулированием подачи тепла на приборы отопления (в идеале – системы с поквартирным подключением), герметичные окна и входные двери в квартиры.

Подтверждением того, что система вентиляции жилых зданий работает с производительностью, существенно меньшей проектной, являются более низкие, в сравнении с расчетными, расходы тепловой энергии в течение отопительного периода, фиксируемые узлами учета тепловой энергии зданий.

Выполненный сотрудниками СПбГПУ расчет системы вентиляции жилого дома показал следующее [7]. Естественная вентиляция в режиме свободного притока воздуха в среднем за год почти в 50% времени меньше расчетной (сечение вытяжного канала спроектировано по действующим нормам вентиляции многоквартирных жилых домов для условий Санкт-Петербурга на нормативный воздухообмен для наружной температуры +5 °С), в 13% времени вентиляция более чем в 2 раза меньше расчетной, и в 2% времени вентиляция отсутствует. Значительную часть отопительного периода при температуре наружного воздуха менее +5 °С вентиляция превышает нормативное значение. То есть, без специальной регулировки при низкой температуре наружного воздуха обеспечить нормативный воздухообмен невозможно, при температурах наружного воздуха более +5°С воздухообмен будет ниже нормативного, если не применять вентилятор.

6. Эволюция нормативных требований к воздухообмену помещений

Затраты на нагрев наружного воздуха определяются требованиями, приведенными в нормативной документации, которые на протяжении длительного периода строительства зданий претерпели ряд изменений.

Рассмотрим эти изменения на примере жилых многоквартирных домов.

В СНиП II-Л.1-62, часть II, раздел Л, глава 1, действовавших до апреля 1971 г., нормы воздухообмена для жилых комнат составляли 3 м3/ч на 1 м2 площади комнат, для кухни с электроплитами кратность воздухообмена 3, но не менее 60 м3/ч, для кухни с газовой плитой - 60 м3/ч для двухконфорочных плит, 75 м3/ч – для трехконфорочных плит, 90 м3/ч – для четырехконфорочных плит. Расчетная температура жилых комнат +18 °С, кухни +15 °С.

В СНиП II-Л.1-71, часть II, раздел Л, глава 1, действовавших до июля 1986 г., указаны аналогичные нормы, но для кухни с электроплитами исключена кратность воздухообмена 3.

В СНиП 2.08.01-85, действовавших до января 1990 г., нормы воздухообмена для жилых комнат составляли 3 м3/ч на 1 м2 площади комнат, для кухни без указания типа плит 60 м3/ч. Несмотря на разную нормативную температуру в жилых помещениях и на кухне, для теплотехнических расчетов предложено принимать температуру внутреннего воздуха +18°С.

В СНиП 2.08.01-89, действовавших до октября 2003 г., нормы воздухообмена такие же, как и в СНиП II-Л.1-71, часть II, раздел Л, глава 1. Сохраняется указание о температуре внутреннего воздуха +18 °С.

В действующих до сих пор СНиП 31-01-2003 появляются новые требования, приведенные в 9.2-9.4:

9.2 Расчетные параметры воздуха в помещениях жилого дома следует принимать по оптимальным нормам ГОСТ 30494. Кратность воздухообмена в помещениях следует принимать в соответствии с таблицей 9.1.

Таблица 9.1

Помещение

Кратность или величина

воздухообмена, м3 в час, не менее

в нерабочем

режиме

в режиме

обслуживания

Спальная, общая, детская комнаты

0,2

1,0

Библиотека, кабинет

0,2

0,5

Кладовая, бельевая, гардеробная

0,2

0,2

Тренажерный зал, бильярдная

0,2

80 м3

Постирочная, гладильная, сушильная

0,5

90 м3

Кухня с электроплитой

0,5

60 м3

Помещение с газоиспользующим оборудованием

1,0

1,0 + 100 м3

на плиту

Помещение с теплогенераторами и печами на твердом топливе

0,5

1,0 + 100 м3

на плиту

Ванная, душевая, уборная, совмещенный санузел

0,5

25 м3

Сауна

0,5

10 м3

на 1 человека

Машинное отделение лифта

—

По расчету

Автостоянка

1,0

По расчету

Мусоросборная камера

1,0

1,0

Кратность воздухообмена во всех вентилируемых помещениях, не указанных в таблице, в нерабочем режиме должна составлять не менее 0,2 объема помещения в час.

9.3 При теплотехническом расчете ограждающих конструкций жилых зданий следует принимать температуру внутреннего воздуха отапливаемых помещений не менее 20 °С.

9.4 Система отопления и вентиляции здания должна быть рассчитана на обеспечение в помещениях в течение отопительного периода температуры внутреннего воздуха в пределах оптимальных параметров, установленных ГОСТ 30494, при расчетных параметрах наружного воздуха для соответствующих районов строительства.

Отсюда видно, что, во-первых, появляются понятия режима обслуживания помещения и нерабочего режима, во время действия которых предъявляются, как правило, очень разные количественные требования к воздухообмену. Для жилых помещений (спальни, общие комнаты, детские комнаты), составляющих значительную часть площади квартиры, нормы воздухообмена при разных режимах отличаются в 5 раз. Температура воздуха в помещениях при расчете тепловых потерь проектируемого здания должна приниматься не менее 20°С. В жилых помещениях нормируется кратность воздухообмена, независимо от площади и количества жильцов.

В актуализированной редакции СП 54.13330.2011 частично воспроизведена информация СНиП 31-01-2003 в первоначальной редакции. Нормы воздухообмена для спален, общих комнат, детских комнат при общей площади квартиры на одного человека менее 20 м2 – 3 м3/ч на 1 м2 площади комнат; то же при общей площади квартиры на одного человека более 20 м2 – 30 м3/ч на одного человека, но не менее 0,35 ч-1; для кухни с электроплитами 60 м3/ч, для кухни с газовой плитой 100 м3/ч.

Следовательно, для определения среднесуточного часового воздухообмена необходимо назначать длительность каждого из режимов, определять расход воздуха в разных помещениях в течение каждого режима и затем вычислять среднечасовую потребность квартиры в свежем воздухе, а затем и дома в целом. Многократное изменение воздухообмена в конкретной квартире в течение суток, например, при отсутствии людей в квартире в рабочее время или в выходные дни приведет к существенной неравномерности воздухообмена в течение суток. В то же время очевидно, что неодновременное действие указанных режимов в разных квартирах приведет к выравниванию нагрузки дома на нужды вентиляции и к неаддитивному сложению этой нагрузки у разных потребителей.

Можно провести аналогию с неодновременным использованием нагрузки ГВС потребителями, что обязывает вводить коэффициент часовой неравномерности при определении нагрузки ГВС для теплоисточника. Как известно, его величина для значительного количества потребителей в нормативной документации принимается равной 2,4. Аналогичное значение для вентиляционной составляющей нагрузки отопления позволяет считать, что соответствующая суммарная нагрузка также будет по факту уменьшаться, как минимум, в 2,4 раза в связи с неодновременным открытием форточек и окон в разных жилых зданиях. В общественных и производственных зданиях наблюдается аналогичная картина с тем отличием, что в нерабочее время вентиляция минимальна и определяется только инфильтрацией через неплотности в световых ограждениях и наружных дверях.

Учет тепловой инерции зданий позволяет также ориентироваться на среднесуточные значения расходов тепловой энергии на нагрев воздуха. Тем более, что в большинстве систем отопления отсутствуют термостаты, обеспечивающие поддержание температуры воздуха в помещениях. Известно также, что центральное регулирование температуры сетевой воды в подающей линии для систем теплоснабжения ведется по температуре наружного воздуха, осредняемой за период длительностью порядка 6-12 часов, а иногда и за большее время.

Следовательно, необходимо выполнить расчеты нормативного среднего воздухообмена для жилых домов разных серий с целью уточнения расчетной отопительной нагрузки зданий. Аналогичную работу необходимо проделать для общественных и производственных зданий.

Следует отметить, что указанные действующие нормативные документы распространяются на вновь проектируемые здания в части проектирования систем вентиляции помещений, но косвенно они не только могут, но и должны быть руководством к действию при уточнении тепловых нагрузок всех зданий, в том числе тех, что были выстроены по другим, приведенным выше нормам.

Разработаны и опубликованы стандарты организаций, регламентирующие нормы воздухообмена в помещениях многоквартирных жилых зданий. Например, СТО НПО АВОК 2.1-2008, СТО СРО НП СПАС-05-2013, Энергосбережение в зданиях. Расчет и проектирование систем вентиляции жилых многоквартирных зданий (Утверждено общим собранием СРО НП СПАС от 27.03.2014 г.).

В основном, в этих документах приводимые нормы соответствуют СП 54.13330.2011 при некоторых снижениях отдельных требований (например, для кухни с газовой плитой к 90(100) м3/ч не добавляется однократный воздухообмен, в нерабочее время в кухне такого типа допускается воздухообмен 0,5 ч-1, тогда как в СП 54.13330.2011 – 1,0 ч-1).

В справочном Приложении В СТО СРО НП СПАС-05-2013 приводится пример расчета требуемого воздухообмена для трехкомнатной квартиры.

Исходные данные:

- общая площадь квартиры Fобщ= 82,29 м2;

- площадь жилых помещений Fжил= 43,42 м2;

- площадь кухни – Fкх = 12,33 м2;

- площадь ванной комнаты – Fвн = 2,82 м2;

- площадь уборной – Fуб = 1,11 м2;

- высота помещений h = 2,6 м;

- на кухне установлена электроплита.

Геометрические характеристики:

- объём отапливаемых помещений V =221,8 м3;

- объём жилых помещений Vжил = 112,9 м3;

- объём кухни Vкх = 32,1 м3;

- объём уборной Vуб = 2,9 м3;

- объём ванной комнаты Vвн = 7,3 м3.

Из приведенного расчет воздухообмена следует, что система вентиляции квартиры должна обеспечивать расчетный воздухообмен в режиме обслуживания (в режиме проектной эксплуатации) – Lтр раб = 110,0 м3/ч; в нерабочем режиме - Lтр раб = 22,6 м3/ч. Приведенные расходы воздуха соответствуют кратности воздухообмена 110,0/221,8=0,5 ч-1 для режима обслуживания и 22,6/221,8=0,1 ч-1 для нерабочего режима.

Приведенная в настоящем разделе информация показывает, что в существующих нормативных документах при разной заселенности квартир максимальная кратность воздухообмена находится в диапазоне 0,35…0,5 ч-1 по отапливаемому объему здания, в нерабочем режиме – на уровне 0,1 ч-1. Это означает, что при определении мощности системы отопления, компенсирующей трансмиссионные потери тепловой энергии и затраты на подогрев наружного воздуха, а также расхода сетевой воды на нужды отопления можно ориентироваться в первом приближении на среднее за сутки значение кратности воздухообмена жилых многоквартирных домов 0,35 ч-1.

Анализ энергетических паспортов жилых дома, разработанных в соответствии со СНиП 23-02-2003 “Тепловая защита зданий”, показывает, что при вычислении нагрузки отопления дома кратность воздухообмена соответствует уровню 0,7 ч-1, что в 2 раза превышает рекомендуемое выше значение, не противоречащее требованиям современных СТО.

Необходимо сделать уточнение отопительной нагрузки зданий, выстроенных по типовым проектам, исходя из уменьшенного среднего значения кратности воздухообмена, что будет соответствовать существующим российским нормам и позволит приблизиться к нормам ряда стран Евросоюза и США.

7. Обоснование снижения температурного графика

В разделе 1 показано, что температурный график 150-70 °С в связи с фактической невозможностью его применения в современных условиях должен быть понижен, либо модифицирован путем обоснования “срезки” по температуре.

Приведенные выше вычисления различных режимов работы системы теплоснабжения в нерасчетных условиях позволяют предложить следующую стратегию по внесению изменений в регулирование тепловой нагрузки потребителей.

1. На переходный период ввести температурный график 150-70 °С со “срезкой” 115 °С. При таком графике расход сетевой воды в тепловой сети для нужд отопления, вентиляции сохранить на существующем уровне, соответствующем проектному значению, либо с небольшим его превышением, исходя из производительности установленных сетевых насосов. В диапазоне температур наружного воздуха, соответствующем “срезке”, считать расчетную нагрузку отопления потребителей сниженной в сравнении с проектным значением. Уменьшение отопительной нагрузки относить за счет снижения затрат тепловой энергии на вентиляцию, исходя из обеспечения необходимого среднесуточного воздухообмена жилых многоквартирных зданий по современным нормам на уровне 0,35 ч-1.

2. Организовать работу по уточнению нагрузок систем отопления зданий путем разработки энергетических паспортов зданий жилого фонда, общественных организаций и предприятий, обратив внимание, прежде всего, на вентиляционную нагрузку зданий, входящую в нагрузку систем отопления с учетом современных нормативных требований по воздухообмену помещений. С этой целью необходимо для домов разной этажности, прежде всего, типовых серий выполнить расчет тепловых потерь, как трансмиссионных, так и на вентиляцию в соответствии с современными требованиями нормативной документации РФ.

3. На основе натурных испытаний учесть длительность характерных режимов эксплуатации систем вентиляции и неодновременность их работы у разных потребителей.

4. После уточнения тепловых нагрузок систем отопления потребителей разработать график регулирования сезонной нагрузки 150-70 °С со “срезкой” на 115°С. Возможность перехода на классический график 115-70 °С без “срезки” при качественном регулировании определить после уточнения сниженных нагрузок отопления. Температуру обратной сетевой воды уточнить при разработке пониженного графика.

5. Рекомендовать проектировщикам, застройщикам новых жилых зданий и ремонтным организациям, выполняющим капитальный ремонт старого жилого фонда, применение современных систем вентиляции, позволяющих производить регулирование воздухообмена, в том числе механических с системами рекуперации тепловой энергии загрязненного воздуха, а также введение термостатов для регулировки мощности приборов отопления.

В г. Саров в 2016 году суммарное количество суток с температурой наружного воздуха ниже -17ºС и соответственно с температурой теплоносителя на коллекторах ТЭЦ выше 115 ºС зарегистрировано в количестве 10 суток ( из 217 суток отопительного периода), в 2015 году- 4 (из 213 суток отопительного периода), в 2016 году- 8,5 (из 216 суток отопительного периода), в 2017 году -7 из 220 суток, в 2018 году 7.3 суток (176 часов), в 2019 г.- 68 часов в разные сутки.

Учитывая цикличность и малую продолжительность по времени архивирования указанных диапазонов температур в г. Саров целесообразно проанализировать возможность применения температурного графика со срезкой на 115 ºС аналогично городам Казань и Минск.

Основания:

1.Повышение надежности функционирования источника теплоснабжения и тепловых сетей и бесперебойности теплоснабжения потребителей на протяжении отопительного периода согласно принципам государственной политике в сфере теплоснабжения ( ст. 3 Федерального Закона № 190-ФЗ от 27 июля 2010 г. “О теплоснабжении”).

2.Повышение степени безопасности функционирования внутренних систем горячего водоснабжения при открытом водоразборе на нужды ГВС в периоды низких температур наружного воздуха.

Предложения по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с учетом аварийного и перспективного резерва тепловой мощности с предложениями по утверждению срока ввода в эксплуатацию новых мощностей.

Сроки ввода новых мощностей на ТЭЦ АО «СГК»:

2016-2020г.- турбины №8 и №9 ПТ-25-90/10.

2022г.- котел №10 Е-220-100.

Предложения по перспективной установленной тепловой мощности ТЭЦ АО «СГК» отражены в таблице №8.

Таблица №8. Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК» со сроками ввода и демонтажа оборудования.

Состав основного оборудования

ст.№

Тип

31.12.2013-31.12.2016

01.01.2017

01.01.2018

01.01.2019

2020

2021-2023

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

Паровые турбины

1

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

2

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

3

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

6

ВПТ-25-4

30

105,9

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

7

ПР-25-90/10/0,9

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

8

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

71

-

71

25,83

71

25,83

71

9

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

-

-

-

25,743

71

25,743

71

Паровые котлоагрегаты

1

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

2

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

3

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

4

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

5

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

6

ТП-170

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

7

БКЗ-160-100ФБ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

8

БКЗ-160-100ФЖШ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

9

Е-220-100

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

10

Е-220-100

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

б/н

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

-

91

-

91

Пиковые водогрейные котлы

1

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

2

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

3

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

Итого Саровская ТЭЦ

71

594

71

594

71

715

71

715

106,573

725

106,573

725

в том числе отборов паровых турбин

-

274

-

274

-

345

-

345

334

-

334

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

91

-

91

Таблица №9.              Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК» и объем подключенных нагрузок.

ТЭЦ АО «Саровская

генерирующая компания» г. Саров

2017

(факт)

2018

(факт)

2019 (факт)

2020

2021

2022

2023

2024-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность ТЭЦ, в т.ч.

715

715

715

725

725

725

725

725

Тепловая мощность на собственные нужды

22

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

Тепловые потери

25

25

25

25

25

25

25

25

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

7.893

1.612

1,124

6.105

15,996

8,839

23,733

49,812(с учетом ввода МКР-1А)

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации и фактических тепловых нагрузок вводимых объектов

Расчетная присоединенная договорная тепловая нагрузка

629,966

633,051

640,338(с КБ-50 без пара)

646.436

662,432

671,271

695.004

744,816

Договорные нагрузки потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Расчетный резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

38.034

30,749

23.462

27.364

11,368

2.529

-21.204

-71.016

Величины резерва и дефицита указаны исходя из договорных нагрузок потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Таблица №10.              Перспективная тепловая мощность котельной КБ-50 ОАО «СТСК».

Котельная КБ-50 ОАО «СТСК» г. Саров

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019-

2022

2023-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность , в т.ч.

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

Тепловая мощность на собственные нужды

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

Тепловые потери

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

-

-

-

-

-

-

-

На перспективу до 2028 года ввода новых мощностей котельной КБ-50 не планируется.

Присоединенная договорная тепловая нагрузка

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 5. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей

г.Саров

2020 г.

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии в зоны с резервом располагаемой

тепловой мощности источников тепловой энергии

(использование существующих резервов).

В соответствии с разделом 1 Главы 7 обосновывающих материалов тепломагистрали системы теплоснабжения г.Саров работают со следующими суммарными расчетными расходами теплоносителя в отопительном сезоне 2019-2020г.г.:

ПЕРВАЯ СИСТЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Магистраль ТЭЦ-Мкр.2:              

G1=960 т/ч

G21=480 т/ч

G22=480 т/ч

Магистраль загружена на 75,5% от своей пропускной способности.

Магистраль ТЭЦ-Боровое:             

G1=610 т/ч

G2=580 т/ч

Магистраль загружена на 97,6% от своей пропускной способности.

Магистраль ТЭЦ-Мкр.5 (с учетом п. ИТР):             

G1=1060,2 т/ч

G2=950,2 т/ч

По предварительной оценке магистраль загружена на 76,7% от своей пропускной способности.

Магистраль ТЭЦ-Мкр.14:             

G1=1770т/ч

G2=1590 т/ч

По предварительной оценке магистраль загружена на 86,1% от своей пропускной способности (имеется направление по присоединению новых потребителей в мкр.15,16,21,22,23).

В 2020 после включения блочных котельных на пос. Сатис и Детский дом расходы сетевого теплоносителя снизятся на 150т/ч и загруженность магистрали уменьшится до 81,3%.

ВТОРАЯ СИСТЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Магистраль ТЭЦ-Завод 3:             

G1=980 т/ч

G2=980 т/ч

По предварительной оценке магистраль загружена на 42,8% от своей пропускной способности.

Магистраль ТЭЦ-КБ:             

G1=450 т/ч

G2=450 т/ч

По предварительной оценке магистраль загружена на 27,6% от своей пропускной способности.

Магистраль ТЭЦ-Завод 1:             

G1=250 т/ч

G2=250 т/ч

По предварительной оценке магистраль загружена на 34% от своей пропускной способности.

Таким образом, в существующей схеме теплоснабжения отсутствует дефицит пропускной способности, для обеспечения теплоснабжения предлагается использовать существующие резервы; перераспределение тепловой нагрузки между тепломагистралями нецелесообразно.

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки в осваиваемых районах под жилищную, комплексную или

производственную застройку

Социально-экономическое развитие закрытого административно-территориального образования (ЗАТО) Саров Нижегородской области предусматривает значительные объемы жилищного строительства.

Территория Сарова в силу его закрытости ограничена. Свободные от прав третьих лиц и пригодные для жилищного строительства земельные участки немногочисленны.

Администрацией города Сарова планируется следующие направления и объемы жилищного строительства (таблица 1):

Таблица №1

Градостроительные направления развития г. Сарова

Территория Сарова в силу его закрытости ограничена. Свободные от прав третьих лиц и пригодные для жилищного строительства земельные участки немногочисленны. Администрацией города Сарова с учетом планируемых темпов строительства предполагается, что объемы жилищного строительства к концу 2020 года составят 627,4 тыс. м2, к 2028 году порядка 1147 тыс. м2 по следующим направлениям и срокам освоения территорий в целях жилищного строительства:

Таблица 10.

Градостроительные направления развития г. Сарова

Объемы жилищного строительства (тыс. кв.м)

Численность населения (чел.)

Сроки освоения территории строительством объектов, предусмотренных утвержденной документацией по планировке территории

Западное направление развития

МКР 20 кварталы 1, 2, 3 (коттеджное строительство)

15

345

2010 - 2012

МКР-22 квартал 7 (коттеджное строительство)

3,7

90

2012 - 2013

МКР-21 кварталы 6, 7 (многоэтажное жилищное строительство)

51,5

2 453

2016 - 2020

МКР-22 кварталы 1, 2, 3 (многоэтажное жилищное строительство)

73

4 034

2017 - 2020

МКР-22 квартал 5 (ФОК)

2016 - 2022

МКР-22 квартал 6 (парк)

2016 - 2023

Территория между техническим кварталом 23 и территорией садоводческого товарищества им.Гагарина (коттеджное строительство)

11

260

2014 - 2016

Район поймы реки Сатис (смешанная жилая застройка)

65,7

1 500

2016 - 2021

Район ул.Кутузова (многоэтажное жилищное строительство)

18

1 080

2016 - 2021

ИТОГО по западному направлению:

237,9

9 762

Северное направление развития

ТИЗ-1 (индивидуальное жилищное строительство)

90,6

1 800

2010 - 2020

Кварталы 1, 2А, 2Б, 3 Северного жилого района (коттеджное строительство)

37,5

850

2010 - 2012

ИТОГО по северному направлению:

128.1

2650

Северное направление развития (присоединяемые территории)

ТИЗ-2 (индивидуальное жилищное строительство)

96,6

1 930

2016 - 2025

МКР-37, 38 Северного жилого района (смешанная жилая застройка)

87,8

2 500

2016 - 2025

ИТОГО по северному направлению (резервные территории):

184,4

4 430

Восточное направление

МКР-1,1А

520

21000

2023-2028

ИТОГО на программный срок:

1070,4

37842

Источник градостроительного направления развития г. Сарова: «Программа комплексного развития коммунальной инфраструктуры г. Сарова на 2016-2025г.г.» , актуализированная по состоянию на декабрь 2019 года.

В последние годы имеет место регулярное недофинансирование инженерной инфраструктуры тепловых сетей из-за ограничения роста тарифов ресурсоснабжающих организаций. По целому ряду причин в г. Саров сложилась ситуация, когда тарифы на тепловую энергию и горячую воду самые низкие в Нижегородской области и ниже экономически обоснованного уровня.

Данное обстоятельство не позволяет в полном объемы выполнять текущие и капитальные ремонтов тепловых сетей, а также производить замену тепловых сетей со сроком эксплуатации более 50 лет.

              Источник направления развития в части строительства источников и тепловых сетей: «Программа комплексного развития коммунальной инфраструктуры г. Сарова на 2016-2025 г.г.», актуализированная по состоянию на декабрь 2019 года.

Позиции «Программы…» в части строительства и реконструкции источников и тепловых сетей приведены в таблице 2

№ п/п

Наименование

Срок выполнения

Срок выполнения мероприятий

2013

2014

2015

2016

2017-2020

2020-2028

1

Теплоснабжение МКР-21, кв. 4,5 (строительство распределительных тепловых сетей)

2013

2

Теплоснабжение МКР-21, кв.6,7 (строительство распределительных тепловых сетей)

2014-2017

3

Теплоснабжение МКР-1а (строительство распределительных тепловых сетей ПИР и СМР)

2022-2025

4

Теплоснабжение микрорайона поймы р.Сатис (строительство распределительных тепловых сетей)

2016-2019

6

Строительство сетей на присоединяемых территориях (ПИР и СМР)

2022-2028

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей в целях обеспечения условий, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения

В схеме теплоснабжения г.Саров основным источником теплоснабжения является ТЭЦ АО «СГК» - покрытие тепловой нагрузки 98,7%.

Таким образом в схеме теплоснабжения г. Саров на данный момент возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии неактуальна.

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных

Основными показателями эффективности функционирования систем теплоснабжения являются такие показатели как плотность тепловой нагрузки и радиус эффективного теплоснабжения.

Радиус эффективного теплоснабжения, представляет собой 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.

В соответствии с расчетами приведенными в Главе 6 Обосновывающих материалов показатели эффективности системы теплоснабжения г.Саров следующие:

Плотность тепловой нагрузки по ТЭЦ составляет 2,998(Гкал/ч)/га.

Радиус эффективного теплоснабжения ТЭЦ:

Показатель

зоны теплоснабжения

Сумма

1 система

2 система

Исходные данные

Расстояние Li, км

7,021

6,468

13,489

Мощность Qi, Гкал/ч

369,47

237,91

607,38

Годовой отпуск Аi, тыс. Гкал

795,21

230,95

1026,16

Расчет с учетом расстояния до источника

Li x Qi, км х Гкал/ч

2594,05

1538,80

4132,85

Средний радиус теплоснабжения Lср, км

6,80

Эффективный радиус теплоснабжения Lэф, км

8,40

4,11

Анализ данных расчета показывает, что

Максимальный радиус теплоснабжения зоны ТЭЦ составляет 11,919 км (расстояние от ТЭЦ до п. Сатис).

Радиус эффективного теплоснабжения составляет по зоне «1 система» - 8,4 км, по зоне «2 система» - 4,11 км

Существующие и перспективные тепловые мощности объектов 1-й системы теплоснабжения находятся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения.

Потребители 2 системы: п.Сатис и объекты бывшей в/ч «Барракуда» находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения.

Таким образом в целях повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения г.Саров предлагается выполнить следующие мероприятия:

Вывести из эксплуатации участок магистрального теплопровода от Павильона №3 до п. Сатис Ду500мм протяженностью 6,9км. Потребителей п. Сатис и бывшей в/ч «Барракуда» перевести на собственный источник теплоснабжения. Обоснования вывода представлены в разделе 1 утверждаемой части схемы "Показатели перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель в установленных границах города Сарова".

Мероприятия по выводу из эксплуатации котельных и переводу их в пиковый режим в существующих и расширяемых зонах действия ТЭЦ целесообразны в следующих случаях:

наличия перспективных резервов тепловой мощности в регулируемых отборах теплофикационных турбоагрегатов на ТЭЦ;

нахождения котельной и ее потребителей на границе эффективного радиуса теплоснабжения ТЭЦ;

несоблюдения установленного температурного графика ТЭЦ (150/70 ºС);

несоответствия оборудования котельных требованиям, установленным действующим законодательством об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности (высокий удельный расход топлива на выработку единицы тепловой энергии, моральный и физический износ основного оборудования, связанный с превышением нормативного срока службы и т.д.).

Отопительно – производственная Котельная КБ-50 установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС в качестве резервного источника (основной источник – ТЭЦ АО «СГК»), а также паром на технологические нужды прачечной в качестве основного источника.

Дальнейшее развитие территории больничного городка, подключение новых объектов и изменение тепловых нагрузок программами развития города не предусмотрено. Зона действия котельной в перспективе сохранится без изменений.

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности и безопасности теплоснабжения

Выполненный расчет показателей надежности тепловых сетей и систем теплоснабжения г.Саров в Части 9 Главы1 Обосновывающих материалов показывает, что теплоснабжение наиболее удаленных от источника потребителей соответствуют нормативному уровню надежности.

Оценка надежности теплоснабжения потребителей Сарова, выполненная в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения», а также «Правилами определения плановых и расчета фактических значений показателей надежности и энергетической эффективности объектов теплоснабжения, а также определения достижения организацией, осуществляющей регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, указанных плановых значений», утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации №452 от 16 мая 2014г. позволяет сделать следующие выводы:

Так как в системах теплоснабжения Сарова более 80% технологических нарушений возникает в тепловых сетях, то очевидным выводом является вывод о необходимости концентрации усилий теплоснабжающих организаций на обеспечении качественной организации:

- замены теплопроводов, срок эксплуатации которых превышает 30 лет; использования при этих заменах теплопроводов, изготовленных из новых материалов по современным технологиям. Темп перекладки теплопроводов должен соответствовать темпу их старения, а в случае недоремонта, превышать его;

- эксплуатации теплопроводов, связанной с внедрением современных методов контроля и диагностики технического состояния теплопроводов, проведения их технического обслуживания, ремонтов и испытаний. При этом особое внимание должно уделяться строгому соответствию установленного регламента на проведение тех или иных операций по обслуживанию фактической их реализации, а также автоматизации технологических процессов эксплуатации, включая защиту теплопроводов от блуждающих токов;

- аварийно-восстановительной службы, ее оснащения и использования. При этом особое внимание должно уделяться внедрению современных методов и технологий замены теплопроводов, повышению квалификации персонала аварийно-восстановительной службы;

- использования аварийного и резервного оборудования, в том числе на источниках теплоты, тепловых сетях и у потребителей. Отдельное внимание при этом должно уделяться решению вопросов резервирования по направлениям топливо-, электро- и водоснабжения.

В 2019Г. АО «СТСК» заменены тепловые сети в квартале №5 протяженностью 280 м в 2-х тр. исчислении.

              Источник направления развития в части строительства источников и тепловых сетей: «Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры г. Сарова на 2016-2025г.г.», в редакции решения Городской думы г. Сарова от 23.01.2020г. №04/6-гд.

Позиции «Программы…» в части строительства и реконструкции и тепловых сетей приведены в таблице 11.

Таблица 11.

№ п/п

Наименование мероприятия

Срок выпол-нения

Источник финансир.

Общая стоимость мероприятий на 2016-2025 г.г

Потребность в средствах на 2016-2025г.г

Сумма по годам, тыс. руб.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Теплоснабжение

Строительство

1

Строительство сетей теплоснабжения на присоединяемой территории ПИР

2022-2023

МБ

12500

12500

6250

6250

2

Строительство сетей теплоснабжения на присоединяемой территории СМР

2024-2028

ФБ

90478

90478

45239

45239

ОБ

4764

4764

2382

2382

МБ

4756

4756

2378

2378

3

Проектирование сетей для теплоснабжения микрорайонов 1А и 1Б. ПИР

2025

МБ

4500

4500

4500

4

Строительство сетей для теплоснабжения микрорайонов 1А и 1Б. СМР

2023-2025

МБ

105000

105000

35000

35000

35000

5

Теплоснабжение МКР-21, кв. 6,7

2017

ВИ**

12000

12000

12000

6

Итого по строительству:

Всего

233998

233998

-

12000

-

-

-

-

10750

41250

84999

84999

7

ФБ

90478

90478

-

-

-

-

-

-

-

-

45239

45239

8

ОБ

4764

4764

-

-

-

-

-

-

-

-

2382

2382

9

МБ

21756

21756

-

-

-

-

-

-

10750

6250

2378

2378

10

ВИ

105000

105000

-

-

-

-

-

-

-

35000

35000

35000

11

ВИ*

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

12

ВИ**

12000

12000

-

12000

-

-

-

-

-

-

-

-

Реконструкция (модернизация)

13

Модернизация оборудования ЦТП-14/2

2016

ВИ

561

561

561

14

Модернизация оборудования ЦТП-5

2017

ВИ

741

741

241

500

15

Модернизация оборудования ЦТП Димитрова

2016

ВИ

153

153

153

16

Модернизация оборудования ЦТП 14/1

2020

ВИ

253

253

253

17

Реконструкция тепловой сети ТЭЦ-Заречный район

2020-2025

ВИ

481000

481000

11000

70000

100000

100000

100000

100000

18

Замена секционирующей арматуры в тепловой камере ТК-3.6 магистральной тепловой сети ТЭЦ-МКР5

2017

ВИ

5350

5350

5350

19

Установка секционирующей арматуры в тепловых камерах ТК-4.4Б, ТК-4.8А, ТК-4.13 магистральной тепловой сети ТЭЦ-МКР14

2017

ВИ

23000

23000

23000

20

Модернизация и техперевооружение оборудования котельной КБ-50 (модернизация узла учёта ГРП, установка частотных преобразователей на сетевые насосы и дутьевые вентиляторы)

2017

ВИ

1063

1063

569

494

21

Реконструкция участка тепловой сети к дому ул. Ушакова,8 ПИР

2018

ВИ

100

100

100

22

Реконструкция тепловой сети ввода в жилой дом по адресу Ушакова, 8 СМР

2018

ВИ

1000

1000

1000

23

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 5 и капитальный ремонт кв. № 2 (участок через пр. Мира)

2018

ВИ*

644,9

644,9

644,9

24

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 19 (участок 1 и участок 2)

2019

ВИ*

3800

3800

3800

25

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 25

2021

ВИ*

1000

1000

1000

26

Модернизация тепловой сети квартала № 5 и капитальный ремонт кв.№ 2 (участок через пр. Мира )

2019

ВИ*

8777

8777

8777

27

Модернизация тепловой сети квартала № 25 (участок 1: К-26-К-25-7)

2024

ВИ*

8000

8000

8000

28

Модернизация тепловой сети квартала № 25 (участок 2: К-25-1-К-25-13)

2025

ВИ*

10000

10000

10000

29

Модернизация тепловых узлов в зданиях детских садов (СМР)

2016-2018

МБ

2853,3

2853,3

2853,3

30

Модернизация тепловых узлов в зданиях детских садов (ПСД)

2018

МБ

296,7

296,7

296,7

31

Модернизация оборудования ЦТП-15 по ул. Курчатова д.6, стр.3

2017

МБ

900

900

900

32

Капитальный ремонт систем тепло-водоснабжения и водоотведения в МБОУДО "ООЦ "Березка" ПСД

2018

МБ

300

300

300

33

Модернизация оборудования ЦТП Промышленного района

2023

МБ

900

900

900

34

Реконструкция тепловой сети квартала № 21

2016

ВИ*

7901

7901

7901

35

Реконструкция тепловой сети квартала № 18

2017-2018

ВИ*

19450

19450

9500

9950

36

Реконструкция тепловой сети квартала № 19,19А

2021-2023

ВИ*

30000

30000

10000

10000

10000

37

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 20

2024

ВИ*

1500

1500

1500

38

Итого по реконструкции (модернизации):

Всего

609543,9

609543,9

8615

39560

15638,9

14800

9030

81000

110500

110900

109500

110000

39

МБ

5250

5250

-

900

3450

-

-

-

900

-

-

-

40

ВИ

513211

513211

714

29160

1594

11000

253

70000

100500

100000

100000

100000

41

ВИ*

91072,9

91072,9

7901

9500

10594,9

3800

8777

11000

10000

10000

9500

10000

42

Итого по теплоснабжению:

Всего

843541,9

843541,9

8615

51560

15638

14800

9030

81000

122150

151250

194499

194999

43

ФБ

90478

90478

-

-

-

-

-

-

-

-

45239

45239

44

ОБ

4764

4764

-

-

-

-

-

-

-

-

2382

2382

45

МБ

27006

27006

-

900

3450

-

-

-

11650

6250

2378

2378

46

ВИ

618221

618221

714

29160

1594

11000

253

70000

100500

135000

135000

135000

47

ВИ*

91072,9

91072,9

7901

9500

10594,9

3800

8777

11000

10000

10000

9500

10000

48

ВИ**

12000

12000

-

12000

-

-

-

-

-

-

-

-

Принятые сокращения:

ФБ - федеральный бюджет

ОБ - областной бюджет

МБ - местный бюджет

ВИ – внебюджетные источники, в т.ч. средства ОАО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ»

ВИ* - внебюджетные источники (средства ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ»)

ВИ** - внебюджетные источники, за исключением средств ОАО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» (средства ГК "Росатом")

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 6. Перспективные топливные балансы

АО «СГК»

г.Саров

2020 г.

Количество и вид используемого основного топлива для источника тепловой энергии на перспективный период

              Виды топлива на ТЭЦ                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Таблица 1

Показатель

ед. изм.

2014г.

2015г.

2016г.

2017г.

2018г.

2019г.

2020г.

План

Расход условного топлива

тыс. тут

284,775

266,192

270,058

269,177

280,048

265,495

275,043

уголь всего, в том числе:

тыс. тут

0,382

мазут

тыс. тут

газ всего, в том числе:

тыс. тут

284,775

266,192

270,057

269,177

280,048

265,495

274,661

Расход натурального топлива

уголь всего, в том числе:

тыс. тнт

мазут

тыс. тнт

газ всего, в том числе:

млн. куб. м

243,795

225,676

229,066

229,309

240,181

228,405

242,205

В качестве основного топлива используется природный газ (7900-8200 ккал/нм3). От ГРС газ по газопроводу Ø 530 мм с давлением 4,5 кгс/см2 поступает на ТЭЦ и разделяется на 2 потока в ГРП 1, 2, с которых газ под давлением 0,8 кгс/см2 поступает по газопроводам к энергетическим котлам БВД и в пиковую водогрейную котельную, газ под давлением 0,45 кгс/см2 поступает к энергетическим котлам БСД.

Оборудование для обеспечения АО «Саровская Генерирующая Компания» основным топливом

Газовое хозяйство ТЭЦ представляет собой комплекс сооружений, установок и устройств и включает:

- Газопровод высокого давления Ду 350 от газового колодца № ГК-1-14 до ГРП-1 протяженностью 150 м.

- Газопровод высокого давления Ду 530 от газового колодца № ГК-2-9 до ГРП-2 протяженностью 336 м.

- ГРП-1, ГРП-2.

- Газопроводы среднего давления БСД Ду 300.

- Газопроводы среднего давления БВД Ду 500.

- Газопроводы среднего давления ПВК Ду 720.

- Отключающие, регулирующие, предохранительные устройства.

Перспективные расходы условного топлива на ТЭЦ

Таблица 2

Показатель

ед. изм.

2014г.

(Факт)

2015г.

(Факт)

2016г.

(Факт)

2017г.

(Факт)

2018

(Факт)

2019

(факт)

2020-2023г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Выработка электроэнергии, всего

млн. кВтч

418,044

407,319

382,861

426,635

433,895

442,050

436,6

Расход электроэнергии на собственные нужды:

млн. кВтч

56,739

52,172

47,6047

42,446

43,816

41,958

44,65

на производство электроэнергии

млн. кВтч

14,959

13,946

12,730

12,456

12,239

11,744

12,52

на производство тепловой энергии

млн. кВтч

41,780

38,226

34,875

29,990

31,577

30,214

32,14

Отпуск электроэнергии с шин

млн. кВтч

361,305

355,147

335,256

384,189

390,079

400,092

391,95

Расход электроэнергии на производственные
и хозяйственные нужды

млн. кВтч

0,387

0,363

0,465

0,399

0,304

0,220

0,304

Расход электроэнергии на потери в трансформаторах

млн. кВтч

3,968

3,983

4,098

3,970

4,339

4,477

4,4

Полезный отпуск электроэнергии в сеть

млн. кВтч

356,95

350,801

330,693

379,82

385,436

395,395

387,246

Отпуск тепловой энергии с коллекторов источника тепловой энергии

тыс. Гкал

1206,205

1132,437

1175,404

1110,857

1200,365

1102,605

1138,97

Отпуск тепла в паре

тыс. Гкал

70,406

62,654

61,2166

59,098

57,130

53,166

55,607

Отпуск тепла с горячей водой

тыс. Гкал

1135,799

1069,783

1114,1875

1051,76

1143,235

1049,439

1083,37

Расход теплоэнергии на хозяйственные нужды:

тыс. Гкал

11,9

7,879

9,079

10,231

10,389

9,458

14

Удельный и Нормативный удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

г/кВтч

223,03

215,58

220,15

222,8

210,5

210,1

218,74

Расход условного топлива на производство электроэнергии

тыс. тут

80,581

75,652

73,808

85,596

82,116

84,059

85,736

Удельный и Нормативный удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии

кг/Гкал

169,29

167,45

166,96

165,26

164,9

164,55

166,21

Итого расход условного топлива на производство тепловой энергии

тыс. тут

204,194

189,630

196,250

183,582

197,93

181,436

189,306

Расход т у.т., всего

тыс. тут

284,775

266,192

270,057

269,177

280,048

265,495

275,043

Организация системы сбора и передачи информации по учету основного топлива

В систему коммерческого учета расхода природного газа АО «СГК» входят:

- Пункт учета расхода газа через ГРП-1 (ТРП-11-СГК-06);

- Пункт учета расхода газа через ГРП-2 (ТРП-11-СГК-07).

В состав узла учета входят следующие приборы:

- корректор СПГ761.1;

- сужающее устройство-диафрагма камерная;

- датчики перепада давления Метран 150 СD;

- термопреобразователь сопротивления медный ТСМ 0618;

- датчик избыточного давления.

Данные по узлам коммерческого учета газа:

- ГРП-1, тип прибора - СПГ 761, Заводской номер 10355;

- ГРП-2, тип прибора - СПГ 761, Заводской номер 4235.

Технический учет природного газа налажен на каждом котле, тип приборов РМТ-49.

Количество и вид используемого резервного и вспомогательного топлива на перспективный период

              В качестве резервного топлива используется донецкий уголь (марки АШ) Q =5350 ккал/кг. В качестве вспомогательного топлива используется мазут марки М-100 (Q =8799 ккал/кг). Мазут на ТЭЦ является растопочным при работе паровых котлов высокого давления на угле, и служит для подсвечивания факела в топке.

Сведения о расчете нормативов создания запасов топлива

Расчет нормативов создания запасов топлива осуществляется в соответствии с Приказом Министерства Энергетики РФ от 22.08.2013г. №469 « Об утверждении порядка создания и использования тепловыми электростанциями запасов топлива, в том числе в отопительный сезон»

Порядок расчёта и обоснования нормативов создания запасов топлива устанавливает основные требования к нормированию технологических запасов топлива при производстве электрической и тепловой энергии.

Норматив создания запасов топлива является общим нормативным запасом топлива (ОНЗТ) и определяется по сумме объёмов неснижаемого нормативного запаса топлива (ННЗТ), нормативного эксплуатационного запаса основного или резервного (уголь) топлива (НЭЗТ), и нормативного запаса вспомогательного (мазут) топлива (НВЗТ).

ННЗТ обеспечивает безаварийную работу оборудования с минимальной расчётной электрической и тепловой нагрузкой по условиям самого холодного месяца года в целях поддержания плюсовых температур в главном корпусе, вспомогательных зданиях и сооружениях.

НЭЗТ необходим для надёжной и стабильной работы тепловой электростанции и обеспечивает плановую выработку электрической и тепловой энергии при частичном или полном отсутствии основного (газ) топлива.

НВЗТ необходим для подсветок, растопок котлов , а так же для обеспечения устойчивого горения в топочной камере.

Расчет НЭЗТ производится ежегодно. Расчеты производятся на 1 октября планируемого года.

Минэнерго России ежегодно в срок до 1 декабря рассматривает представленные на 1 октября планируемого года расчеты нормативов создания запасов топлива.

Сведения о расчете нормативного эксплуатационного запаса топлива (НЭЗТ) АО «СГК»

Нормативный эксплуатационный запас топлива рассчитан для надежной и стабильной работы электростанции на резервном топливе угле и вспомогательном топливе мазуте для обеспечения плановой выработки электрической и тепловой энергий.

Расчет производится на контрольную дату – 1 октября, характеризующую подготовку к работе в ОЗП с 1 октября по 1 апреля следующего года. В расчёте учитывается величина резервного топлива (угля , мазута) эквивалентная 40% величины объёма газа, подаваемого в течении 28 суток (по 14 суток в декабре и январе).

При определении схемы работы ТЭЦ на резервном топливе принимается тот факт, что на угле с подсветкой газ или мазут, или мазуте с газом могут работать только три котла БВД. Мощность котлов БВД при работе на резервном топливе максимально может обеспечить 90 % среднесуточной программы в январе месяце и 100% в апреле. Работа котлов БСД, работающих только на газе, необходима для обеспечения работы двух турбин БСД, через конденсаторы которых артезианская вода с 6,5ºС нагревается до 30ºС для подпитки теплосети и приготовления обессоленной воды для энергетических котлов, необходима работа двух котлов БСД на природном газе. Работа пиковых котельных, работающих на газе, необходима для покрытия пиковых тепловых нагрузок в холодное время года.

Сведения о расчете неснижаемого нормативного запаса топлива (ННЗТ) АО «СГК»

Расчет неснижаемого нормативного запаса топлива (ННЗТ) ведется на резервное топливо – уголь и вспомогательное топливо для подсветки факела -мазут. Согласно Приказа Министерства Энергетики Российской Федерации №469 от 22.08.2013 года, ННЗТ для электростанций сжигающих газ обеспечивает работу тепловых электростанций в режиме «выживания» в течение трех суток.

Расчет произведен на основе нормативно – технической документации по топливоиспользованию, согласно ''Макету расчета нормативных показателей, нормативов удельных расходов топлива '', разработанному по группам оборудования в 2008 году и согласованному с АНО «Эксперт-НН».

На ТЭЦ г. Сарова имеются две группы оборудования:

•              блок высокого давления – 90 кгс/см2 (три котла: один ТП-170, два БКЗ- 160,один БКЗ-220 три турбины: ВПТ-30-4, Пр-25-90/110/0,9; ПТ-25-90/10, в группу оборудования включены также пиковые водогрейные котлы 3 шт. ПТВМ-100),;

•              блок среднего давления –35 кгс/см2 (пять котлов ТС-35, четыре турбины типа П-4-35/5 фирмы «Лаваль» с номинальной мощностью 4 МВт).

Планируется ввод в работу нового котла БКЗ-220 и турбины ПТ-25.

Резервным топливом котлов является уголь антрацитовый штыб /АШ / размером кусков 6 мм. В шаровых мельницах уголь размалывается в виде пыли и подается в топку, где сжигается во взвешенном состоянии.

Если котел работает на угле при растопке и останове, а также для подсвечивания факела применяется малосернистый мазут марки М-100.

В связи с тем, что на угле могут работать только котлы блока высокого давления, в случае аварийного отключения газа блок среднего давления БСД и пиковые котлы ПТВМ не работают. Расчет резервного топлива - угля идет совместно с растопочным топливом - мазутом.

При расчёте ННЗТ учитывается следующее:

1.              Согласно Порядку ограничений отпуска тепловой и электрической энергий при аварийных ситуациях при прекращении подачи газа на ТЭЦ и работе станции на угле для обеспечения потребителей тепловой энергией происходит следующее:

•              Температурный график подачи сетевой воды выдерживается по температуре наружного воздуха (-10 ºС)

•              Прекращается подача пара всем потребителям, кроме завода №2 (40%), завода №3(40%) .

•              Прекращается подача горячей воды с сохранением циркуляции

•              Остановка турбины №6

2.              Для обеспечения минимального отпуска тепловой энергии и при отключении турбины №6, БСД и ПТВМ, в работе остаются 3 котла БВД: №6 - ТП-170, №7 и №8 –БКЗ-160. Минимальная необходимая тепловая нагрузка потребителям и на собственные нужды электростанции составляет 231 Гкал/час (16632Гкал за 3 суток) –(Приложение №2). Через РОУ 100/13 отпуск теплоэнергии составляет 67,2 Гкал/час, с БРОУ 100/40 на РОУ40/1,2 №1 и №2– 77,5 Гкал/час. Итого 144,5 Гкал/час. Остальные 86,8 Гкал/час, возможны с работающей турбиной №7 Пр-25-90/110/0,9.

3.              Согласно расчету по «Макету расчета нормативных показателей, нормативов удельных расходов топлива» для поддержания плюсовой температуры в главном корпусе, вспомогательных зданиях и сооружениях электростанции минимальная необходимая тепловая мощность на собственные нужды составляет 8,35 Гкал/час.

Утверждение в Минэнерго РФ нормативов создания запасов топлива

Предоставление Министерством энергетики государственной услуги по утверждению нормативов создания запасов топлива осуществляется в соответствии с требованиями «Административного регламента Министерства энергетики Российской Федерации по исполнению государственной функции по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных…», утвержденного Приказом Минэнерго России от 23.09.2015г. № 666.

Согласование нормативов в Минэнерго РФ осуществляется на основании представленных расчетов, документов, обосновывающих их значение и независимого экспертного заключения.

Основная цель экспертизы – независимая профессиональная оценка результатов расчетов нормативов, которая отражается в экспертном заключении.

Экспертиза позволяет на основе анализа представленных обосновывающих материалов выявить резервы, наметить динамику снижения норматива до технико-экономически обоснованного уровня, определить обоснованное значение норматива на регулируемый период.

Экспертиза состоит из следующих этапов:

1. Анализ достоверности исходных данных по следующим показателям

2. Проверка правильности расчетов минимально необходимой тепловой мощности для собственных нужд электростанций.

3. Проверка правильности расчетов ННЗТ, НЭЗТ, НВЗТ и ОНЗТ, а также обоснование принимаемых коэффициентов для определения нормативов запасов топлива.

4. По результатам, которые дали анализ выполненного расчёта и экспертиза нормативов запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных, принимается решение об обоснованности представленных характеристик и прогнозируемых изменений.

5. Разработка перечня замечаний с приложением выявленных недостатков и рекомендаций по устранению замечаний.

Оборудование для обеспечения АО «Саровская Генерирующая Компания» резервным топливом

Склад топлива предназначен для хранения запаса топлива, необходимого для бесперебойной работы электростанции.

Угольный склад оборудован механизмами и устройствами, предназначенными для подачи из приёмно-разгрузочных траншей на открытый угольный склад.

Оборудование угольного склада цеха состоит из следующих механизмов и устройств:

- Скрепера ёмкостью 4м3 с тросами 26 мм и 17,5 мм;

- Бункера угольного склада 3"а" и 3"б".

- Транспортёр № 4, ширина ленты равна 800 мм, длина ленты 98,2 м, электродвигатель N - 11квт, число оборотов 980 об/мин, редуктор РМ-500, расчётная производительность 90 т/час.

- Бетонной площадки для хранения угля емкостью 30000 м3.

Топливоподача предназначена для разгрузки угли из вагонов, подачи угля на склад и транспортирования угля в бункеры котлов ст. № 6, 7, 8. Оборудование топливоподачи состоит из разгрузочных траншей, приемных бункеров, промежуточных бункеров, узлов пересыпки, ленточных транспортеров, лотковых питателей, установки по пневмозабрасыванию канифоли. Топливоподача оборудована автоматическим управлением и сигнализацией, оборудована системой пылеподавления.

Скреперное хозяйство котельного цеха - комплекс механизмов и устройств, необходимых для перемещения топлива поступающего на станцию.

Скреперные установки состоят из следующих механизмов и устройств:

- Приёмно-разгрузочное устройство.

- Скреперы с тросами.

- Пилоны оттяжного устройства.

- Головные пилоны, установленные в начале разгрузочных траншей.

- Лебёдки с приводом от электродвигателя.

- Передвижные стойки с блоками в количестве 2-х штук, оборудованные двумя ручными лебёдками.

Мазутное хозяйство ТЭЦ предназначено для приема, хранения и подготовки мазута к сжиганию. Мазут поставляется на ТЭЦ в железнодорожных цистернах V=50-60 м3.

Мазутохозяйство расположено от основной территории ТЭЦ на расстоянии 400 метров и имеет следующие участки и устройства:

- Приемно-сливное устройство со сливной железнодорожной эстакадой и приемной емкостью для мазута объемом V=1000м.

- Мазутохранилище (склад мазута) с 3-мя металлическими наземными резервуарами емкостью V=10000 м3 каждый.

Организация системы сбора и передачи информации по учету резервного топлива

Учет угля

Уголь поставляется на ТЭЦ железнодорожным транспортом и в данное время содержится на открытом складе, измеряется конвейерными весами непрерывного действия.

Учет мазута

Мазут топочный поставляется на ТЭЦ в железнодорожных цистернах V=50-60 м3 и через приемно-сливное устройство попадает на мазутное хозяйство ТЭЦ.

Учет ведется счетчиками типа БАРС-341Н с классом точности 1,0.

Описание особенностей характеристик топлив в зависимости от мест поставки

              В качестве основного топлива используется природный газ (7900-8200 ккал/нм3). Природный газ представляет собой смесь горючих углеводородов, в основе своей содержит метан 96,18%, этан 2,09%, пропан 0,65%.

Химическая формула газа содержит два химических элемента: углерод С и водород Н2, формула метана СН4.

Плотность газа СН4 около 0,72 кг/м³, природного газа 0,73 кг/м³.

Теплота сгорания газа около 8182 ккал/м³, Qнр =34260 кДж/м³.

Для метана температура воспламенения - 645 ºС, пропана - 490 ºС.

Температура горения газа - теоретическая температура горения метана -2000ºС.

Минимальное процентное (по объёму) содержание горючего газа в смеси с воздухом, при котором с введением источника огня начинается реакция окисления (взрыва) газа, называют нижним пределом воспламеняемости газа, а максимальное, выше которого даже при наличии источника высокой температуры реакция взрыва не может протекать - верхним пределом воспламеняемости.

              В качестве резервного топлива используется донецкий уголь (марки АШ) Q =5350 ккал/кг. Мазут марки «М-100» (Q =8799 ккал/кг). В качестве вспомогательного топлива используется мазут марки М-100 (Q =8799 ккал/кг).

Анализ поставки топлива

Средневзвешенным временем перевозки угля от различных поставщиков принимается 7 суток.

Для ТЭЦ уголь поставляется одним поставщиком. Последняя партия топлива была получена в 1998 году со станции Гуково СК ЖД (Ростовская область) - ПТУ АО ГуковУголь. Согласно имеющимся накладным уголь перевозился 7 дней.

Средневзвешенное время перевозки мазута от различных поставщиков принимается 3 суток.

Мазут низкосернистый может поставляться от нескольких поставщиков. Последняя поставка была в сентябре 2011 года. По накладной время доставки мазута от 1 до 3 суток.

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 7. Инвестиции в новое строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию

г.Саров

2020 г.

1. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии

АО «Саровская Генерирующая Компания»

Источник направления развития в части строительства источников и тепловых сетей: «Программа комплексного развития коммунальной инфраструктуры г.Сарова на 2016-2025г.г.», актуализированная по состоянию на февраль 2020 года:

№ п/п

Наименование мероприятия

Срок выпол-нения

Источник финансир.

Общая стоимость мероприятий на 2016-2025 г.г

Потребность в средствах на 2016-2025г.г

Сумма по годам, тыс. руб.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Генерация

Строительство

1

Строительство III очереди ТЭЦ

2016-2019

ВИ

665105

665105

300000

145000

140004

80101

2

Итого по строительству:

ВИ

665105

665105

300000

145000

140004

80101

Строительство

3

Монтаж трубопровода декарбонизированной воды ХВО-ГВС с установкой тепловой изоляции

ВИ

3 252

3 252

3 252

4

Строительство 9 секции здания ГРУ-2 6,3 кВ с монтажом инжененых сетей

ВИ

20 597

20 597

20 597

5

Монтаж электротехнического оборудования генератора ТВС-32-43 ст№9II

(III очередь)

ВИ

16 000

16 000

16 000

6

Строительство 9 секции здания ГРУ-2 6,3 кВ с монтажом инжененых сетей

(III очередь)

ВИ

3 344

3 344

3 344

7

Комплекс работ по оснащению системами РЗА и АСУ ТП генератора ТВС-32-43 ст.№9 (III очередь)

ВИ

27 912

27 912

27 912

8

Противоаварийная автоматика. АОПО Т1, Т2. АЧР-6 кВ (III очередь)

ВИ

2 500

2 500

2 500

9

Всего по строительству

ВИ

73 605

73 605

23 849

49 756

0

Реконструкция

10

Реконструкция линейной защиты и автоматики ВЛ 220

ВИ

5680

5680

5680

11

Монтаж технологических трубопроводов и оборудования котельного цеха БВД. Выполнение изоляционных работ.

ВИ

173

173

173

12

Итого по реконструкции

ВИ

5853

5853

5853

0

Модернизация, реконструкция, техническое перевооружение

13

Оснащение автоматической пожарной сигнализацией и системой оповещения и управления эвакуацией персонала при пожаре помещений ТЭЦ

2017-2020

ВИ

1 801

1 801

1 207

594

14

Техперевооружение ГРУ, КРУСН с заменой масляных выкючателей на вакуумные и заменой РЗА на микропроцессорную защиту с проектом замены

2017-2022

ВИ

10 798

10 798

2 788

8 010

15

Телевизионная система видеонаблюдения помещений ЦТЩ-1,2 ГЩУ

2018

ВИ

706

706

706

16

Система частотного регулирования насосов дозаторов №1, 2, 3, 4 для котлов №6, 7, 8

2019

ВИ

2 119

2 119

2 119

17

Система частотного регулирования конденсатных насосных агрегатов №9(б), 10 (б)

2019-2020

ВИ

11 506

11 506

4 051

7 455

18

Замена оросителя градирни №1

2020-2021

ВИ

17 845

17 845

1 485

16 360

19

Разработка проекта реконструкции здания №51 станции кислотных промывок с размещением маслохозяйства в здании.

2020-2021

ВИ

5 144

5 144

2 471

2 673

20

Замена электромеханических устройств РЗА на присоединениях питания электродвигателей тягодутьевых механизмов КА-8 на микропроцессорные устройства с заменой масляных выключателей на вакуумные.

2021-2022

ВИ

8 765

8 765

4 363

4 403

21

Замена турбины ВПТ-25-4 ст. № 6

2022-2025

ВИ

460 412

460 412

76 701

129 629

127 041

127 041

22

Замена электромеханических устройств РЗА 110-220 кВ

2022-2025

ВИ

20 427

20 427

5 119

5 093

5 108

5 108

23

Котел № 10

2020-2022

ВИ

251 159

251 159

110 799

111 011

29 348

24

Реконструкция объектов ТЭЦ

2020-2022

ВИ

12 137

12 137

1 914

4 199

6 024

25

Модернизация и приобретение технологического оборудования для нужд ТЭЦ
(Техперевооружение - Приобретение объектов основных средств)

2020-2025

ВИ

49 992

49 992

21 710

3 936

11 664

4 125

4 278

4 278

Итого по разделу

ВИ

852 811

852 811

0

3 995

706

6 170

146 428

142 542

141 270

138 847

136 427

136 427

Итого по генерации

ВИ

1 597 374

1 597 374

300 000

178 697

190 466

86 271

146 428

142 542

141 270

138 847

136 427

136 427

2. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов

АО «Саровская Теплосетевая Компания»

Источник направления развития в части строительства источников и тепловых сетей: «Программа комплексного развития коммунальной инфраструктуры г. Сарова на 2016-2025г.г.», актуализированная по состоянию на февраль 2020 года.

№ п/п

Наименование мероприятия

Срок выпол-нения

Источник финансир.

Общая стоимость мероприятий на 2016-2025 г.г

Потребность в средствах на 2016-2025г.г

Сумма по годам, тыс. руб.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Теплоснабжение

Строительство

1

Строительство сетей теплоснабжения на присоединяемой территории. ПИР

2022-2023

МБ

12500

12500

6250

6250

2

Строительство сетей теплоснабжения на присоединяемой территории. СМР

2024-2028

ФБ

90478

90478

45239

45239

ОБ

4764

4764

2382

2382

МБ

4756

4756

2378

2378

3

Проектирование сетей для теплоснабжения микрорайонов 1А и 1Б. ПИР

2022

МБ

4500

4500

4500

4

Строительство сетей для теплоснабжения микрорайонов 1А и 1Б. СМР

2023-2025

МБ

105000

105000

35000

35000

35000

5

Теплоснабжение МКР-21, кв. 6,7

2017

ВИ**

12000

12000

12000

6

Итого по строительству:

Всего

233 998

233 998

0

12 000

0

0

0

0

10 750

41 250

84 999

84 999

7

ФБ

90 478

90 478

0

0

0

0

0

0

0

0

45 239

45 239

8

ОБ

4 764

4 764

0

0

0

0

0

0

0

0

2 382

2 382

9

МБ

126 756

126 756

0

0

0

0

0

0

10 750

41 250

37 378

37 378

10

ВИ

0

0

11

ВИ*

12

ВИ**

12 000

12 000

0

12 000

0

0

0

0

0

0

0

0

Реконструкция (модернизация)

13

Модернизация оборудования ЦТП-14/2

2016

ВИ

561

561

561

14

Модернизация оборудования ЦТП-5

2017

ВИ

741

741

241

500

15

Модернизация оборудования ЦТП Димитрова

2016

ВИ

153

153

153

16

Реконструкция тепловой сети ТЭЦ-Заречный район (I-II этапы -2021-2023гг, III этап - 2024-2025г.)

2020-2025

ВИ

382 766

382 766

11 182

50 547

71 740

73 422

80 994

94 880

17

Замена секционирующей арматуры в тепловой камере ТК-3.6 магистральной тепловой сети ТЭЦ-МКР5

2017

ВИ

5 350

5 350

5 350

18

Установка секционирующей арматуры в тепловых камерах ТК-4.4Б, ТК-4.8А, ТК-4.13 магистральной тепловой сети ТЭЦ-МКР14

2017

ВИ

23 000

23 000

23 000

19

Модернизация и техперевооружение оборудования котельной КБ-50 (модернизация узла учёта ГРП, установка частотных преобразователей на сетевые насосы и дутьевые вентиляторы)

2017

ВИ

1 063

1 063

569

494

20

Реконструкция участка тепловой сети к дому ул. Ушакова,8 ПИР

2018

ВИ

100

100

100

21

Реконструкция тепловой сети ввода в жилой дом по адресу Ушакова, 8 СМР

2018

ВИ

1 000

1 000

1 000

22

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 5 и капитальный ремонт кв. № 2 (участок через пр. Мира)

2018

ВИ*

645

645

645

23

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 19 (участок 1 и участок 2)

2019

ВИ*

3 800

3 800

3 800

24

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 25

2021

ВИ*

1 000

1 000

1 000

25

Модернизация тепловой сети квартала № 5 и капитальный ремонт кв.№ 2 (участок через пр. Мира )

2019

ВИ*

8 777

8 777

8 777

26

Модернизация тепловой сети квартала № 25 (участок 1: К-26-К-25-7)

2023

ВИ*

8 000

8 000

8 000

27

Модернизация тепловой сети квартала № 25 (участок 2: К-25-1-К-25-13)

2024

ВИ*

10 000

10 000

10 000

28

Модернизация тепловых узлов в зданиях детских садов (СМР)

2016-2018

МБ

2 853

2 853

2 853

29

Модернизация тепловых узлов в зданиях детских садов (ПСД)

2018

МБ

297

297

297

30

Модернизация оборудования ЦТП-15 по ул. Курчатова д.6, стр.3

2017

МБ

900

900

900

31

Капитальный ремонт систем тепло-водоснабжения и водоотведения в МБОУДО "ООЦ "Березка" ПСД

2018

МБ

300

300

300

32

Модернизация оборудования ЦТП Промышленного района

2022

МБ

900

900

900

33

Реконструкция тепловой сети квартала № 21

2016

ВИ*

7 901

7 901

7 901

34

Реконструкция тепловой сети квартала № 18

2017-2018

ВИ*

19 450

19 450

9 500

9 950

35

Реконструкция тепловой сети квартала № 19,19А

2020-2022

ВИ*

30 000

30 000

10 000

10 000

10 000

36

Разработка ПСД на модернизацию тепловой сети квартала № 20

2024

ВИ*

1 500

1 500

1 500

37

Модернизация тепловой сети квартала № 20 (участок 1)

2025

ВИ*

15 000

15 000

15 000

38

тс ТЭЦ-МКР-14. Модернизация тепловой изоляции трубопроводов. инв.№06102245 учетный №73102 (Неотделимые улучшения АО "СТСК")

2019-2020

ВИ

13 242

13 242

6 242

7 000

39

Магистральная тс по ул.Московская от ТК-15 до ТК-19, тк ТК-3.25. Врезка магистральной секционирующей арматуры на Т1 и Т2. инв.№Д0003201 учетный №73101

2019

ВИ

4 665

4 665

4 665

40

Замена преобразователей частоты в станциях управления насосами ЦТП 14/1 и ЦТП16

2020

ВИ

870

870

870

41

теплосеть квартала 3,5 на участке от К-3-1 до К-2.1-58 инв.№04165508 учетный №73078

2020

ВИ

36 721

36 721

36 721

42

Итого по реконструкции (модернизации):

Всего

581 555

581 555

8 615

39 560

15 639

34 666

54 591

61 547

83 140

81 422

92 494

109 880

39

МБ

5 250

5 250

0

900

3 450

0

0

0

900

0

0

0

40

ВИ

470 232

470 232

714

29 160

1 594

22 089

44 591

50 547

72 240

73 422

80 994

94 880

41

ВИ*

106 073

106 073

7 901

9 500

10 595

12 577

10 000

11 000

10 000

8 000

11 500

15 000

42

Итого по теплоснабжению:

Всего

815 553

815 553

8 615

51 560

15 639

34 666

54 591

61 547

93 890

122 672

177 493

194 879

43

ФБ

90 478

90 478

0

0

0

0

0

0

0

0

45 239

45 239

44

ОБ

4 764

4 764

0

0

0

0

0

0

0

0

2 382

2 382

45

МБ

132 006

132 006

0

900

3 450

0

0

0

11 650

41 250

37 378

37 378

46

ВИ

470 232

470 232

714

29 160

1 594

22 089

44 591

50 547

72 240

73 422

80 994

94 880

47

ВИ*

106 073

106 073

7 901

9 500

10 595

12 577

10 000

11 000

10 000

8 000

11 500

15 000

48

ВИ**

12 000

12 000

0

12 000

0

0

0

0

0

0

0

0

Принятые сокращения:

ФБ- федеральный бюджет

ОБ-областной бюджет

МБ- местный бюджет

ВИ – внебюджетные источники, в т.ч. средства ОАО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ»

ВИ* - внебюджетные источники (средства ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ»)

ВИ** - внебюджетные источники, за исключением средств ОАО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» (средства ГК "Росатом")

3. Предложения по величине необходимых инвестиций для перевода открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытую систему горячего водоснабжения.

В соответствии с законодательством (ФЗ-190 «О теплоснабжении» повсеместный переход на «закрытую» схему должен быть осуществлен до 2022 года.

Система теплоснабжения г. Саров на настоящее время одна из самых эффективных в Нижегородской области в части надежности и качества теплоснабжения, затрат на эксплуатацию, сроков службы трубопроводов, величины фактических тепловых потерь и тарифов на тепловую энергию и горячую воду (самые низкие в области).

В г.Саров отсутствуют проблемы с качеством горячего водоснабжения для потребителей. На протяжении длительного времени (более 50 лет) качество горячего водоснабжения полностью соответствует требованиям, предъявляемых к питьевой воде. За соблюдением физико-химических показателей горячей воды как подаваемой потребителю, так и возвращаемой от потребителя на источник ведется постоянный мониторинг как аккредитованной лабораторией эколого-аналитического контроля, входящей в состав энергохолдинга ресурсоснабжающей организации АО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» (внутренний контроль), так и внешними надзорными органами.

Высокое качество горячей воды обеспечивается за счет следующих факторов:

1.              Подготовка подпиточной воды для подпитки системы теплоснабжения осуществляется из артезианского водозабора ТЭЦ АО «СГК», имеющего соответствующую лицензию и отвечающего требованиям питьевого водоснабжения.

2.              Обработка добытой из артскважин воды производится в полном соответствии с требованиями действующих правил и нормативов на действующей установке химводоподготовки на базе современного оборудования по умягчению воды с целью недопущения накипеобразования с удалением коррозионно-активных растворенных газов.

В результате производимой подготовки подпиточной воды в тепловых сетях открытой системы теплоснабжения г. Саров отсутствует коррозия, что подтверждается удовлетворительным состоянием трубопроводов со сроком службы более 60 лет.

Кроме этого, «Методические указания по выбору типа системы теплоснабжения с учетом качества воды» (РД 34.20.145-92) при предварительном выборе типа системы теплоснабжения для обеспечения безнакипного режима работы горячего водоснабжения регламентируют учитывать следующие характеристики исходной водопроводной воды:

Коррозионную активность, определяемую карбонатным индексом и суммарным содержанием хлоридов и сульфатов;

Интенсивность низкотемпературного карбонатного накипеобразования, определяемого карбонатным индексом;

Возможность сульфидного загрязнения, определяемого перманганатной окисляемостью.

Кроме этого, отмечаем следующие факторы:

1.              Качество горячего водоснабжения в г. Саров соответствует требованиям нормативов на протяжении более 50 лет;

2.              Отсутствует экономическая целесообразность перехода на закрытую систему теплоснабжения, в том числе санитарная;

3.              Отсутствует техническая целесообразность перехода на закрытую систему теплоснабжения;

4.              Отсутствует источник финансирования как у абонентов, так и у теплоснабжающей организации;

5. Показатели качества исходной (холодной) воды могут препятствовать переходу на закрытую систему теплоснабжения.

Учитывая вышесказанное, а также то, что переход на закрытую систему повлечет за собой ухудшение качества горячей воды, увеличение затрат на эксплуатацию оборудования, уменьшение срока службы трубопроводов тепловых сетей и систем ГВС, увеличение тарифов на тепловую энергию и горячее водоснабжение, считаем его реализацию в условиях г. Саров нецелесообразным как в техническом, так и в экономическом аспектах.

Согласно раздела 7.3 «Стратегии развития теплоснабжения в Российской Федерации на период до 2020 года» для окупаемости проектов должны быть реализованы следующие принципиальные решения в части тарифного регулирования:

Ставка тарифа на теплоноситель должна учитывать все реальные затраты на его подготовку и быть существенно выше тарифа на холодную водопроводную воду вплоть до введения механизма повышения тарифа на ГВС, аналогично повышающим коэффициентам на тепловую энергию при безучетном потреблении.

Тариф на тепловую энергию для потребителей, подключенных через ИТП, должен быть ниже, чем для потребителей без него.

Также в данном разделе «Стратегии развития теплоснабжения в Российской Федерации на период до 2020 года» отражено следующее:

«Перевод зданий на «закрытую» схему горячего водоснабжения требует существенных средств. С другой стороны, обеспечение требований к теплоносителю, применяемому в качестве горячей воды для непосредственного использования населением, также требует, в большинстве поселений, существенных инвестиционных и эксплуатационных затрат. При использовании «открытой» схемы существуют также косвенные финансовые потери из-за коррозии котлов и трубопроводов тепловых сетей, больших сливов теплоносителя, содержания мощных цехов химводоподготовки (для обеспечения качества подпиточной воды по требования эксплуатации систем теплоснабжения как технических устройств).

Законодательное требование о «закрытии» систем появилось только для решения проблемы качества горячей воды. Если открытые системы обеспечат все требования к горячей воде, то нет смысла однозначно их запрещать.

Необходимо внести изменения в законы «О теплоснабжении» и «О водоснабжении и водоотведении», сформулировав замещающее требование, в те же сроки, что и запрет «открытых» схем, обеспечить нормативное качество горячей воды. Выбор варианта использования «открытой» или «закрытой» схемы ГВС должен определяться в схеме теплоснабжения. Учитывая низкое качество проработки сложных вопросов в семах теплоснабжения, необходимо ввести требование обязательной экспертизы схем предусматривающих сохранение «открытого» варианта в «Совете рынка теплоснабжения» или в уполномоченных Минстроем РФ организациях».

Более подробное освещение вариантов перехода на «закрытую» схему в г.Саров (в том числе и в части необходимых инвестиций) отражено в разделе 11 "Предложения по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения".

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 8. Решение об определении единой теплоснабжающей организации

г.Саров

2020 г.

Раздел 8. Решение об определении единой теплоснабжающей организации г.Сарова

В соответствии со статьей 2 пункта 28 Федерального закона 190 «О теплоснабжении»:

«Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее – единая теплоснабжающая организация) – теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (далее – федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения), или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации».

В соответствии со статьей 6 пункта 6 Федерального закона 190 «О теплоснабжении»:

«К полномочиям органов местного самоуправления поселений, городских округов по организации теплоснабжения на соответствующих территориях относится утверждение схем теплоснабжения поселений, городских округов с численностью населения менее пятисот тысяч человек, в том числе определение единой теплоснабжающей организации».

Предложения по установлению единой теплоснабжающей организации осуществляются на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации, установленных в правилах организации теплоснабжения, утверждаемых Правительством Российской Федерации. Предлагается использовать для этого раздел Ш Постановления Правительства РФ от 08.08.2012 №808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ».

Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации.

1. Статус единой теплоснабжающей организации присваивается органом местного самоуправления или федеральным органом исполнительной власти (далее – уполномоченные органы) при утверждении схемы теплоснабжения поселения, городского округа, а в случае смены единой теплоснабжающей организации – при актуализации схемы теплоснабжения.

2. В проекте схемы теплоснабжения должны быть определены границы зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций). Границы зоны (зон) деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций) определяются границами системы теплоснабжения, в отношении которой присваивается соответствующий статус.

В случае, если на территории поселения, городского округа существует несколько систем теплоснабжения, уполномоченные органы вправе:

- определить единую теплоснабжающую организацию (организации) в каждой из систем теплоснабжения, расположенных в границах поселения, городского округа;

- определить на несколько систем теплоснабжения единую теплоснабжающую организацию, если такая организация владеет на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в каждой из систем теплоснабжения, входящей в зону еë деятельности.

Для присвоения статуса единой теплоснабжающей организации впервые на территории поселения, городского округа, лица, владеющие на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями на территории поселения, городского округа вправе подать в течение одного месяца с даты размещения на сайте поселения, городского округа, города федерального значения схемы теплоснабжения в орган местного самоуправления заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации с указанием зоны деятельности, в которой указанные лица планируют исполнять функции единой теплоснабжающей организации. Орган местного самоуправления обязан разместить сведения о принятых заявках на сайте поселения, городского округа.

3. В случае, если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подана одна заявка от лица, владеющего на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей системе теплоснабжения, то статус единой теплоснабжающей организации присваивается указанному лицу. В случае, если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подано несколько заявок от лиц, владеющих на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей системе теплоснабжения, орган местного самоуправления присваивает статус единой теплоснабжающей организации в соответствии с критериями настоящих Правил.

4. Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:

Владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;

Размер собственного капитала- размер уставного (складочного) капитала хозяйственного товарищества или общества, уставного фонда унитарного предприятия должен быть не менее остаточной балансовой стоимости источников тепловой энергии и тепловых сетей, которыми указанная организация владеет на праве собственности или ином законном основании в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации. Размер уставного капитала и остаточная балансовая стоимость имущества определяется по данным бухгалтерской отчетности на последнюю отчетную дату перед подачей заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.

Способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.

Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием у организации технических возможностей и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами, и обосновывается в схеме теплоснабжения.

5. В случае, если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации не подано ни одной заявки на присвоение соответствующего статуса, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, владеющей в соответствующей зоне деятельности источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями, и соответствующей критериям настоящих Правила.

6. Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности 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.

надлежащим образом исполнять обязательства перед иными теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;

осуществлять контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей деятельности.

В настоящее время предприятие АО «Саровская Теплосетевая Компания» (АО «СТСК») отвечает всем требованиям критериев по определению единой теплоснабжающей организации, а именно:

Владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации или тепловыми сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации.

К тепловым сетям ОАО «СТСК» непосредственно подключен источник тепловой энергии ТЭЦ ЗАО «СГК» располагаемой мощностью 594,2 Гкал/час.

На балансе предприятия ОАО «СТСК» находятся все магистральные сети города Саров, источник тепловой энергии установленной мощностью 9,3Гкал/час, а также имеется договор покупку тепловой энергии в целях передачи и компенсации тепловых потерь в рамках холдинга ОАО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» с ТЭЦ ЗАО «СГК».

Тепловые сети и оборудование, эксплуатируемые на 1.03.2013г . ОАО «СТСК»:

АО «СТСК» АО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» – 63 293,3м в 2-х трубном исчислении;

АО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» - 48 738,26 м в 2-х трубном исчислении;

Муниципальные – 49 526,2 м в 2-х трубном исчислении (сети МКР-15,16,21,22, ввода в здания)-по договорам безвозмездного пользования в АО «СТСК».

ЦТП – 12 шт. (7 шт. – АО «СТСК», 5 шт. – муниципальные по договорам безвозмездного пользования в АО «СТСК»).

Второй по величине балансодержатель тепловых сетей в г.Сарове ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» имеет на балансе 63 395,4 м тепловых сетей в 2-х трубном исчислении.

Статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.

Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием у предприятия ОАО «СТСК» технических возможностей и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами.

Предприятие АО «СТСК» согласно требованиям критериев по определению единой теплоснабжающей организации при осуществлении своей деятельности фактически уже исполняет обязанности единой теплоснабжающей организации, а именно:

а) заключает и надлежаще исполняет договоры теплоснабжения со всеми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии в своей зоне деятельности – на 1.04.2013 у АО «СТСК» заключено порядка 270 договоров теплоснабжения.;

б) надлежащим образом исполняет обязательства перед иными теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;

в) осуществляет контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей деятельности в структуре АО «СТСК» имеется группа технического энергоаудита для выполнения данной функции ;

г) АО «СТСК» будет осуществлять мониторинг реализации схемы теплоснабжения и подавать в орган, утвердивший схему теплоснабжения, отчеты о реализации, включая предложения по актуализации схемы теплоснабжения.

Таким образом, на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации, установленных в Постановлении Правительства РФ от 08.08.2012 №808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ» предлагается определить единой теплоснабжающей организацией города Сарова предприятие АО «Саровская Теплосетевая Компания» (АО «СТСК»).

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 9. Решения о распределении тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии

г.Саров

2020 г.

В соответствии с Главой 4 обосновывающих материалов «Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки» и Разделом 4 «Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии» предлагается распределить нагрузку потребителей тепловой энергии по источникам тепловой энергии следующим образом:

ТЭЦ АО «СГК».

Таблица 1.1 Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК» по состоянию 01.01.2020г.

Наименование

оборудования

Мощность отборов

Отборы пара в тоннах

Мощность источника по пару, Гкал

Мощность источника по горячей воде, Гкал

т/а № 6 ПТ-30-90/10/1,2

мощность производственного отбора

140

86,4

86,4

мощность теплофикационного отбора

35

19,4

19,4

т/а № 7 ПР-25-90/110/0,9

мощность регулируемого отбора

96

58,6

58,6

мощность противодавления

50

27,1

27,1

т/а № 8 ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

70

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

50

27,8

27,8

т/а № 9 ПТ-25-90/10/1,2

мощность производственного отбора

70

43,2

43,2

мощность теплофикационного отбора

50

27,8

27,8

Установленная мощность турбоагрегатов

463

334

334

ПВК (ПТВМ-100) 3 ед.

300

РОУ

91

91

ИТОГО ТЭЦ

425

725

С момента строительства I и II очереди станции и до 2016 года установленная мощность станции оставалась неизменной.

В связи со списанием в 2007 году турбинной установки ВР-6-3 ст.№ 5 (акт списания № 9290/1014 от 30.05.2007г.) установленная мощность уменьшилась на 6 МВт. В 2010 г в соответствии с актом об установленной генерирующей мощности АО «СГК» (акт ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» от 9.11.2009г.) -96 МВт.

Установленная тепловая мощность по состоянию на 2020 г. составляет 725 Гкал/ч, в т.ч.: турбоагрегатов –334 Гкал/ч, РОУ-91 Гкал/ч, пиковых водогрейных котлов – 300 Гкал/ч.

следующие:

Таблица 1.2               Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии в зонах действия источника тепловой энергии ТЭЦ АО «СГК» по состоянию на 01.01.2019

ТЭЦ АО «СГК»

№

Наименование

Максимальные (договорные) нагрузки на 31.12.2019 г.

Пар (макс.)

ГВС (макс)

Цирк.

Отопл.(макс)

Вент.(макс)

1.

ТЭЦ АО «СГК»

9,86358 Гкал/ч

97,134646 Гкал/ч

11,7806 Гкал/ч

329,109983 Гкал/ч

192,449235 Гкал/ч

ГВС (макс) без учета КБ-50

Отопл.(макс) без учета КБ-50

Вент.(макс) без учета КБ-50

95,174646

325,689983

190,460235

Всего

640,338044 Гкал/ч с учетом КБ-50

632,969044 без учета КБ-50

Перспективные мощности станции с учетом поэтапного введения нового оборудования и вывода оборудования, выработавшего ресурс, приведены в таблице 1.3

Таблица 1.3 Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО «СГК»

Состав основного оборудования

ст.№

Тип

31.12.2013-31.12.2016

01.01.2017

01.01.2018

01.01.2019

2020

2021-2023

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

МВт

Гкал/ч

Паровые турбины

1

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

2

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

3

П-4-35/5 "Лаваль"

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

17,5

4

П-4-35/5 "Лаваль"

4

23,6

4

23,6

4

23,6

4

23,6

6

ВПТ-25-4

30

105,9

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

30

105,8

7

ПР-25-90/10/0,9

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

25

85,7

8

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

71

-

71

25,83

71

25,83

71

9

ПТ-25-90/10

-

-

-

-

-

-

-

-

25,743

71

25,743

71

Паровые котлоагрегаты

1

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

2

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

3

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

4

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

5

ТС-35

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

6

ТП-170

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

7

БКЗ-160-100ФБ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

8

БКЗ-160-100ФЖШ

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

9

Е-220-100

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

10

Е-220-100

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

б/н

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

-

91

-

91

Пиковые водогрейные котлы

1

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

2

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

3

ПТВМ-100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

-

100

Итого Саровская ТЭЦ

71

594

71

594

71

715

71

715

106,573

725

106,573

725

в том числе отборов паровых турбин

-

274

-

274

-

345

-

345

334

-

334

РОУ

-

20

-

20

-

70

-

70

91

-

91

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ по состоянию на 01.01.2020г. года составляет 725,0 Гкал/ч.

Таблица 1.4              Баланс перспективной тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в зоне действия ТЭЦ АО «СГК»

ТЭЦ АО «Саровская

генерирующая компания» г. Саров

2017

(факт)

2018

(факт)

2019 (факт)

2020

2021

2022

2023

2024-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность ТЭЦ, в т.ч.

715

715

715

725

725

725

725

725

Тепловая мощность на собственные нужды

22

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

26.2

Тепловые потери

25

25

25

25

25

25

25

25

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

7.893

1.612

1,124

6.105

15,996

8,839

23,733

49,812(с учетом ввода МКР-1А)

Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации и фактических тепловых нагрузок вводимых объектов

Расчетная присоединенная договорная тепловая нагрузка

629,966

633,051

640,338(с КБ-50 без пара)

646.436

662,432

671,271

695.004

744,816

Договорные нагрузки потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Расчетный резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

38.034

30,749

23.462

27.364

11,368

2.529

-21.204

-71.016

Величины резерва и дефицита указаны исходя из договорных нагрузок потребителей и расчетных нагрузок в условиях подключения с 2019года с учетом подключения нагрузки КБ-50 от ТЭЦ (7,369Гкал/час без пара)

Котельная КБ-50 АО «СТСК».

Включение оборудования котельной производится в период профилактических ремонтов сетей ГВС и в межотопительный период до включения 1-й системы теплоснабжения.

Отопительно – производственная Котельная КБ-50 установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС в качестве резервного источника (основной источник – ТЭЦ АО «СГК»), а также паром на технологические нужды прачечной в качестве основного источника.

Дальнейшее развитие территории больничного городка и изменение тепловых нагрузок не планируется.

Расчетная присоединенная нагрузка котельной КБ-50:

- На отопление и вентиляцию 5,409 Гкал/ч

- На ГВС 1,960 Гкал/ч- На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч

Всего 7,758 Гкал/ч

Имеется возможность подключения теплоснабжения зданий КБ-50 к тепловым сетям от АО «СГК».

Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии представлены в таблицах 1.4 и 2.1.

Таблица 2.1              Баланс существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки

в зоне действия котельной КБ-50 в качестве резервного источника.

Котельная КБ-50 ОАО «СТСК» г. Саров

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020-

2022

2023-

2028

Примечания

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Гкал/час

Установленная тепловая мощность , в т.ч.

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

Тепловая мощность на собственные нужды

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

Тепловые потери

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка

-

-

-

-

-

-

-

-

Присоединенная договорная тепловая нагрузка

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

7,758

Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

1,172

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 10. Решения по бесхозяйным тепловым сетям

г.Саров

2020 г.

В соответствии с Главой 1 Часть 3 обосновывающих материалов «Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты» определен следующий перечень выявленных бесхозяйных сетей.

Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей

№ п/п

Адрес

участок сети

Протяженность, м (по линии лотка)

1

пр.Мира, 13

от тепловой камеры К-2.1-61/1 до К-12/3 (включая камеру К-12/3)

16

2

ул.Раменская, 13/ 3

от тепловой камеры К-М-15-11 до внешней границы стены МКД по ул.Раменская, 13/3

81,71

3

ул.Садовая, 72

от здания ЦТП (стр.№13), МКР-22, квартал 1, ул.Зернова, сооружение 15, до внешней границы стены МКД по ул.Садовая, д.72.

47,2

4

ул.Куйбышева, 19

от тепловой камеры К-1.20-2 до К-1.20-3 (включая К-1.20-3)

3

5

ул.Курчатова, 28

проходящий в техническом подполье МКД по ул.Курчатова, д.28, и до тепловой камеры К-М16-30 (К 16-18)

134,4

6

ул.Курчатова, 34

от задвижки в доме по улКурчатова,34 до внешней границы стены дома по ул.Курчатова 34

9,8

7

ул.Московская, 30

от тепловой камеры ТК-3.32 до МКД

76

8

ул.Раменская, 13

от тепловой камеры К-М15-11 до МКД

116

9

ул.Раменская, 13/2

от тепловой камеры К-М15-12 до МКД

179,2

10

ул.Раменская, 13/1

от тепловой камеры К-М15-12 до МКД

75,6

11

ул.Курчатова, 8/2

от тепловой камеры К-М15-16 до МКД

60

12

ул.Курчатова, 6

от тепловой камеры К-М15-17 до МКД

56

13

ул.Курчатова, 6/1

от тепловой камеры К-М15-18 до МКД

64

14

ул.Курчатова, 4/2

от тепловой камеры К-М15-18 до МКД

207,32

15

ул.Курчатова, 4/3

от тепловой камеры К-М15-18 до МКД

24

16

пр.Музрукова, 37

от тепловой камеры К-М5-5 до тепловой камеры К-М5-5А, включая камеру К-М5-5А

409,2

17

пр.Музрукова, 37/1

от тепловой камеры К-М5-5А до МКД

164

18

пр.Музрукова, 37/3

от тепловой камеры К-М5-5А до МКД

312

19

пр.Музрукова, 37

от МКД по пр.Музрукова, 37/3 до МКД по пр.Музрукова, 37/4

24

20

пр.Музрукова, 37

от МКД по пр.Музрукова, 37/1 до МКД по пр.Музрукова, 37/2

16

21

ул.Курчатова 29

от тепловой камеры ТК-4.22 до тепловой камеры к_4.22-1, включая тепловую камеру К-4.22-1

152

22

ул.Московская, 37

от тепловой камеры К-М15-30 до МКД

70

23

ул.Московская, 37

от тепловой камеры К-М15-31 до МКД

132

24

ул.Павлика Морозова, 8

от тепловой камеры К-М21-44 до МКД

172

25

ул.Лесная, 21

от тепловой камеры К-М21-44 до МКД

104

26

ул.Павлика Морозова, 10

от тепловой камеры К-М21-43 до МКД

152

27

ул.Лесная, 23

от тепловой камеры К-М21-43А до МКД

104

28

ул.Лесная, 25

от тепловой камеры К-М21-43А до МКД

176

29

ул.Лесная, 27

от тепловой камеры К-М21-43А до МКД

236

30

ул.Павлика Морозова, 12

от тепловой камеры К-М21-33 до МКД

48

31

ул.Лесная, 29

от тепловой камеры К-М21-33 до МКД

88

32

пр.Музрукова, 39 корпус 3

от тепловой камеры К-3.35-10 до МКД

34,46

33

ул.Московская, 31

от тепловой камеры К-М15-27 до МКД

39

34

ул.Московская, 25

от тепловой камеры К-М15-26 до МКД

7

35

ул.Московская, 13

от тепловой камеры К-М15-3 до МКД

26

36

ул.Курчатова, 4/1

от тепловой камеры К-М15-20 до МКД

15

37

ул.Московская,26/1

от тепловой камеры К-М16-24 до МКД

43,52

38

пр.Музрукова, 26

от тепловой камеры УТ-2 до первой запорной арматуры на трубопроводах Т3 и Т4; в подвале многоквартирного дома на пр.Музрукова,22 (включая тепловую камеру УТ-2)

21

39

ул.Менделеева, 76

от тепловой камеры К-М21-39 до МКД

12

40

ул.Гоголя, 24

от тепловой камеры К-М16-23 до МКД

60

41

МКР-15, ул.Раменская, 13/1

от тепловой камеры К-М15-10 до тепловой камеры К-М15-11 (включая камеру К-М15-11)

44,1

42

МКР-15, ул.Раменская, 13/1

от тепловой камеры К-М15-11 до тепловой камеры К-М15-12 (включая камеру К-М15-12)

13,2

43

МКР-15, ул.Курчатова, 6

от тепловой камеры К-М15-15 до тепловой камеры К-М15-17 (включая камеру К-М15-17)

58,46

44

МКР-15, ул.Курчатова, 6

от тепловой камеры К-М15-17 до тепловой камеры К-М15-18 (включая камеру К-М15-18)

36

45

МКР-15, ул.Курчатова, 8/2

от тепловой камеры К-М15-15 до тепловой камеры К-М15-16 (включая камеру К-М15-16)

15,5

46

МКР-15, ул.Курчатова, 6, стр.4

от тепловой камеры К-М15-5 до тепловой камеры К-М15-15 (включая камеру К-М15-14)

70,36

47

МКР-15, ул.Курчатова, 6, стр.4

от тепловой камеры К-М15-13 до тепловой камеры К-М15-15 (включая камеру К-М15-15)

43,73

В соответствии с требованиями Федерального закона «О теплоснабжении» №190-ФЗ АО «Саровская Теплосетевая Компания» уполномочена на содержание выявленных бесхозяйных участков тепловых сетей до оформления на них права муниципальной собственности.

Актуализированная схема теплоснабжения города Сарова на период до 2028 год

(по состоянию на 2021 год)

Раздел 11. Предложения по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения

г.Саров

2020 г.

Согласно части 9 статьи 29 Федерального закона от 27.07.2010 №190-ФЗ «О теплоснабжении» с 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.

С целью исполнения данного требования и обеспечения своевременного планирования и выполнения мероприятий по прекращению использования открытых систем теплоснабжения ЗАТО г.Саров для нужд горячего водоснабжения единой теплоснабжающей организацией АО «СТСК» и Администрацией г.Сарова проводятся мероприятия организационного и аналитического характера в части существующего технического состояния системы горячего водоснабжения ЗАТО г. Саров на предмет соответствия техническим терминам закрытости (открытости) систем ГВС и соответствия качества горячего водоснабжения нормативным требованиям.

Порядок, сроки принятия, требования и основания для принятия решения органа местного самоуправления о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) регламентируется Постановлением Правительства РФ от 29.07.2013 № 642 "Об утверждении Правил горячего водоснабжения»:

- Решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и об организации перевода абонентов, подключенных (присоединенных) к таким системам, на иную систему горячего водоснабжения принимается органом местного самоуправления в отношении организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения).

- Для принятия решения орган местного самоуправления в течение 3 рабочих дней со дня получения уведомления территориального органа федерального органа исполнительной власти, осуществляющего федеральный государственный санитарно-эпидемиологический надзор, о несоответствии средних уровней показателей проб горячей воды после ее приготовления нормативам качества горячей воды направляет организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), письменный запрос о представлении результатов технического обследования объектов и сетей открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения), принадлежащих на законном основании организации, осуществляющей горячее водоснабжение, и ориентировочного плана мероприятий по приведению качества горячей воды в соответствие с установленными требованиями с указанием финансовых потребностей для реализации мероприятий при наличии технической возможности их проведения либо обоснования отсутствия технической возможности для проведения мероприятий.

Указанная информация представляется в органы местного самоуправления в письменном виде с приложением обосновывающих документов и расчетов в течение 10 рабочих дней со дня получения соответствующего запроса.

- Орган местного самоуправления рассматривает представленные документы и в случае наличия технической возможности для проведения мероприятий на основании представленного организацией, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), расчета финансовых потребностей для реализации таких мероприятий вносит изменения в техническое задание на разработку или корректировку инвестиционной программы в части учета мероприятий, за исключением случая, если низкое качество горячей воды вызвано несоответствием параметров тепловой энергии (теплоносителя), используемой для приготовления горячей воды, установленным требованиям.

- В случае отсутствия технической возможности и (или) экономической нецелесообразности проведения мероприятий орган местного самоуправления в течение 8 рабочих дней со дня получения от организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), документов, направляет в такую организацию запрос о представлении информации о технической возможности перевода абонентов, подключенных к открытой системе теплоснабжения (горячего водоснабжения), на закрытую систему горячего водоснабжения с приложением ориентировочного плана мероприятий по переводу абонентов на закрытую систему горячего водоснабжения, предусматривающего финансовые потребности для реализации данных мероприятий.

Указанная информация представляется в орган местного самоуправления в письменном виде с приложением обосновывающих документов и расчетов в течение 20 рабочих дней со дня получения соответствующего запроса.

- Орган местного самоуправления до 1 июля принимает решение о порядке и сроках прекращения горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и об организации перевода абонентов, подключенных к таким системам, на иную систему горячего водоснабжения (далее - решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения) на основании:

а) информации, указанной в пункте 120 Правил горячего водоснабжения;

б) ориентировочного плана мероприятий, подготовленного органом местного самоуправления (в том числе с привлечением экспертной организации), и расчета финансовых потребностей для перевода абонентов на осуществление горячего водоснабжения с использованием закрытых систем горячего водоснабжения, в том числе с устройством индивидуальных тепловых пунктов с использованием тепловой энергии (теплоносителя), а также индивидуальных сооружений и устройств с использованием электрической энергии, газа для самостоятельного приготовления горячей воды.

Решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения должно содержать:

а) наименование и реквизиты организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения);

б) указание системы горячего водоснабжения (централизованная, нецентрализованная), с использованием которой будет осуществляться горячее водоснабжение абонентов;

в) план мероприятий по прекращению горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и по организации перевода абонентов, подключенных к таким системам, на иную систему горячего водоснабжения с указанием сроков их реализации;

г) указание лиц, ответственных за выполнение мероприятий по переводу абонентов на иную систему горячего водоснабжения;

д) источники финансирования мероприятий по переводу абонентов на иную систему горячего водоснабжения;

е) отражение принятого решения в схемах водоснабжения, теплоснабжения, электроснабжения;

ж) в случае принятия решения об использовании:

централизованной системы горячего водоснабжения - информацию об организации, к которой следует обращаться заявителю для получения условий на подключение (присоединение) объекта к централизованной системе горячего водоснабжения, заключения договора о подключении (присоединении) объекта, которая обязана осуществить мероприятия по подключению (присоединению) объекта для перевода абонентов с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) на систему централизованного горячего водоснабжения с использованием закрытых систем горячего водоснабжения;

нецентрализованной системы горячего водоснабжения - информацию об организациях, к которым следует обращаться заявителю для осуществления мероприятий по переводу абонентов с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) на систему нецентрализованного (индивидуального) горячего водоснабжения с устройством индивидуальных тепловых пунктов, а также индивидуальных сооружений и устройств с использованием электрической энергии, газа для самостоятельного приготовления горячей воды.

Абонент, подключенный к открытой системе теплоснабжения (горячего водоснабжения), в отношении которого принято решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения, вправе до 1 ноября года, в котором принято указанное решение, направить в орган местного самоуправления предложение о своем переходе с открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) на нецентрализованную систему горячего водоснабжения с указанием вида сооружений и устройств, а также ресурсов (тепловая энергия, электрическая энергия, газ), которые будут использоваться им при самостоятельном приготовлении горячей воды.

Решения органа местного самоуправления о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения горячего водоснабжения ежегодно отражаются в схеме водоснабжения и водоотведения.

Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 «Об утверждении требований к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» и Методические указания по разработке схем теплоснабжения (Утверждены приказом Минэнерго России от 5 марта 2019 г. N 212) регламентируют, что перевод от открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) к закрытой системе горячего водоснабжения должен быть выполнен по элементам групп подключенных жилых и административных зданий, которые должны быть разделены на группы.

К первой группе должны быть отнесены жилые здания, при переводе которых на закрытую систему горячего водоснабжения не требуется реконструкция и (или) модернизация внутридомовых систем горячего водоснабжения.

Ко второй группе должны быть отнесены жилые и административные здания, у которых отсутствует система горячего водоснабжения, а теплоноситель для целей горячего водоснабжения разбирается из отопительных приборов или стояков отопительной системы такого жилого или административного здания. Реализация проектов второй группы должна быть совмещена с капитальным ремонтом таких зданий и осуществляться за счет средств фонда капитального ремонта общего имущества в многоквартирном доме и (или) иных источников финансирования.

Техническая часть описания системы горячего водоснабжения.

1.Приготовление теплоносителя на источнике.

Источником водоснабжения ТЭЦ АО «СГК» является собственный подземный источник. Артезианские воды заключены между двумя водонепроницаемыми слоями.

Холодная вода на ТЭЦ расходуется на горячее водоснабжение, подпитку теплосетей отопления, на получение глубокоумягченной воды для питания котлов, на конденсацию пара в конденсаторах турбин, на охлаждение масла, на охлаждение подшипников, на охлаждение элементов котла не включенных в циркуляцию, на противопожарные и хозяйственные нужды ТЭЦ.

              Из артезианских скважин водозаборного узла ТЭЦ артезианская вода подается глубинными и погружными насосами первого подъема в промежуточные резервуары чистой воды. Все водоводы, идущие от артезианских скважин, между собой закольцованы. Из артезианских скважин вода подается погружными насосами типа в промежуточные резервуары чистой воды.

              НКС оборудована центробежными насосами второго подъема и предназначена для снабжения водой хозяйственно-противопожарной системы и технологической системы ТЭЦ.

Хозяйственно-противопожарная система обеспечивает водой внутренние противопожарные системы производственных и служебных помещений. Технологическая система обеспечивает водой технологические нужды производственных цехов.

Система охлаждения основного тепломеханического оборудования ТЭЦ циркуляционная (оборотная) с двумя градирнями (№1 и №3). Градирни имеют связь между чашами и фактически работают как одна.

Циркуляция в ОСО осуществляется двумя циркуляционными насосами производительностью 1500 м3/ч (зимний режим) и 3600 м3/ч (летний режим). В качестве охладителей воды в ОСО используются типовые башенные градирни.

Установка подготовки воды для подпитки системы горячего водоснабжения и теплосети располагается в здании ХВО I, II очереди и обеспечивает подготовку воды:

- для восполнения потерь водяных тепловых сетей 1-й и 1-й отопительных систем;

- для обеспечения горячей водой (ГВС) для бытовых нужд населения г. Саров и производственных площадок;

- для обессоливающей установки химического цеха.

              Установка обессоливающая предназначена для подготовки воды на восполнение потерь пара, воды, конденсата в пароводяном тракте ТЭЦ (подготовки добавочной воды энергетических паровых котлов). Подготовка добавочной воды для котлов высокого и среднего давления ТЭЦ осуществляется методом ионного обмена на ионообменных смолах в насыпных напорных фильтрах по схеме трехступенчатого обессоливания. Исходной водой для обессоливающей установки является декарбонизированная вода после установки подготовки воды для подпитки системы горячего водоснабжения.

Качество теплоносителя на нужды горячего водоснабжения отвечает всем нормативным требованиям питьевого водоснабжения:

- СанПиН 2.1.4.1074-01 "Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения", утвержденных постановлением Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 26 сентября 2001 г. N 24 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 31 октября 2001 г., регистрационный N 3011), с изменениями, внесенными постановлениями Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 7 апреля 2009 г. N 20 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 5 мая 2009 г., регистрационный N 13891), от 25 февраля 2010 г. N 10 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 22 марта 2010 г., регистрационный N 16679) и от 28 июня 2010 г. N 74 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 30 июля 2010 г., регистрационный N 18009);

Высокое качество горячей воды обеспечивается за счет следующих факторов:

1.              Подготовка подпиточной воды для подпитки системы теплоснабжения осуществляется из артезианского водозабора ТЭЦ АО «СГК», имеющего соответствующую лицензию и отвечающего требованиям питьевого водоснабжения.

2.              Обработка добытой из артскважин воды производится в полном соответствии с требованиями действующих правил и нормативов на действующей установке химводоподготовки на базе современного оборудования по умягчению воды с целью недопущения накипеобразования с удалением коррозионно-активных растворенных газов.

В результате производимой подготовки подпиточной воды в тепловых сетях открытой системы теплоснабжения г. Саров отсутствует коррозия, что подтверждается удовлетворительным состоянием трубопроводов со сроком службы более 60 лет.

На протяжении многолетней эксплуатации открытой системы теплоснабжения у потребителей г. Саров отсутствуют претензии к качеству горячего водоснабжения.

За соблюдением физико-химических показателей горячей воды как подаваемой потребителю, так и возвращаемой от потребителя на источник ведется постоянный мониторинг как аккредитованной лабораторией эколого-аналитического контроля, входящей в состав энергохолдинга ресурсоснабжающей организации АО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» (внутренний контроль), так и внешними надзорными органами.

2.Передача теплоносителя на нужды горячего водоснабжения до конечного потребителя.

Подача теплоносителя в системы теплопотребления происходит по централизованным тепловым сетям. Теплоснабжение г.Саров разделено на 2-е независимые системы:

- 1 система теплоснабжения обеспечивает теплоснабжение жилищно-коммунальной и социально-культурной сферы г.Саров и включает в себя:

- 4 магистрали отопления и горячего водоснабжения: ТЭЦ-Мкр.2, ТЭЦ-Боровое, ТЭЦ-Мкр.5, ТЭЦ-Мкр.14, работающие по радиальной схеме;

- 2 магистрали ГВС: ТЭЦ-Мкр.2, ТЭЦ-Боровое, работающие по закольцованной схеме;

Заречная часть города:

Магистрали ТЭЦ-Мкр.5, ТЭЦ-Мкр.14, обеспечивающие снабжение горячей водой и отоплением потребителей Заречной части города (Мкр. 5, 12, 14, 15, 16, 21, 22,) имеют 2-х трубную прокладку в формате транспорта от ТЭЦ до микрорайонов, далее по внутримикрорайонным отдельным сетям горячего водоснабжения конкретно теплоноситель передается до узлов ГВС потребителей.

Соответственно, согласно трактовки п. 133 раздела Х Методических указаний по разработке схем теплоснабжения (Утверждены приказом Минэнерго России от 5 марта 2019 г. N 212) здания Заречной части города, подключенные по 4-х трубной системе относятся к 1-й группе, при переводе которых на закрытую систему горячего водоснабжения не требуется реконструкция и (или) модернизация внутридомовых систем горячего водоснабжения.

Ряд зданий Заречной части города (воинская часть, Бани Центральные, Дом молодежи, жилые дома по ул. Матросова и Зернова, Центральной части в кв. 19 с подключением к магистрали ТЭЦ-МКР-5 ( ул. Харитона, Сев. переулок, пос. ИТР - в перспективе по программе реновации будут снесены) имеют отдельную систему горячего водоснабжения с разводкой до конечных водоразборных приборов ( узлы ГВС, трубопроводы, регуляторы и т.д.), осуществляя забор теплоносителя на ГВС от тепловых узлов внутренних систем теплопотребления путем смешения прямого и обратного теплоносителя.

Согласно определению п.9.1.1 «Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок» (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115) именно в тепловых пунктах предусматривается размещение оборудования, арматуры, приборов контроля, управления и автоматизации, посредством которых осуществляется:

- преобразование вида теплоносителя или его параметров;

- контроль параметров теплоносителя;

- регулирование расхода теплоносителя и распределение его по системам потребления теплоты;

- отключение систем потребления теплоты;

- защита местных систем от аварийного повышения параметров теплоносителя;

- заполнение и подпитка систем потребления теплоты;

- учет тепловых потоков и расходов теплоносителя и конденсата;

- сбор, охлаждение, возврат конденсата и контроль его качества;

- аккумулирование теплоты;

- водоподготовка для систем горячего водоснабжения.

Точек забора теплоносителя для целей горячего водоснабжения из отопительных приборов или стояков отопительной системы в данных зданиях не имеется (соответственно они не относятся ко второй группе зданий согласно п.134 раздела Х Методических указаний по разработке схем теплоснабжения (Утверждены приказом Минэнерго России от 5 марта 2019 г. N 212), реализация проектов по закрытию которой должна быть совмещена с капитальным ремонтом таких зданий и осуществляться за счет средств фонда капитального ремонта общего имущества в многоквартирном доме и (или) иных источников финансирования.

Кроме этого, теплоноситель на нужды горячего водоснабжения для Заречной части города во всех циклах от приготовления из артезианского водозабора ТЭЦ АО «СГК» до транспортировки до конечного потребителя не имеет контакта с открытыми источниками воды и другими потенциально опасными с точки зрения биологических заражений факторами.

По итогам проведенной представителями единой теплоснабжающей организации ОА «СТСК» и ДГХ Администрации г. Сарова камеральной проверки тепловых сетей и внутренних систем ГВС можно сделать предварительный вывод, что система горячего водоснабжения Заречной части города закрытая.

Согласно п. 121 Постановления Правительства РФ от 29.07.2013 № 642 "Об утверждении Правил горячего водоснабжения» данный вывод необходимо подтвердить комиссионным заключением с участием специализированной организации и последующим согласованием уполномоченным органом субъекта РФ.

Центральная часть города:

Магистрали ТЭЦ-Мкр.2 и ТЭЦ-Боровое, обеспечивающие теплоснабжение Центральной (старой) части города, имеют 4-х трубную прокладку с отдельными трубопроводами на отопление и горячее водоснабжение. Сети ГВС данных магистралей работают централизовано от подогревателей источника с забором исходной холодной воды из артезианского водозабора ТЭЦ АО «СГК» до транспортировки до конечного потребителя, имеющего отдельные узлы и трубопроводы ГВС с разводкой до конечных водоразборных приборов.

Предварительный вывод:

Система горячего водоснабжения Центральной части города закрытая.

2-я система теплоснабжения обеспечивает теплоснабжение промышленной зоны г.Саров, основной потребитель - производственные площадки ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ», и включает в себя:

- 3 отдельные магистрали отопления: ТЭЦ-Завод3, ТЭЦ-Завод1, ТЭЦ-КБ, работающие по закрытой, радиальной схеме;

- 2 магистрали ГВС ТЭЦ-Завод1, ТЭЦ-КБ, работающие по закольцованной схеме;

Все потребители имеют отдельные вводы и узлы ГВС с подключением к отдельным сетям горячего водоснабжения.

Предварительный вывод:

2-я система теплоснабжения (горячего водоснабжения) закрытая.

Основные выводы:

Существующая система горячего водоснабжения в городе Сарове является надежной и обеспечивает надлежащее качество горячего водоснабжения;

Предварительный анализ проведения технических мероприятий по обеспечению закрытия системы горячего водоснабжения (теплоснабжения) показал значительную стоимость данных мероприятий ( от 1 до 2,5 миллиардов рублей ), при этом источники финансирования реализации данных мероприятий не определены в инвестиционной программе единой теплоснабжающей организации, согласованной в установленном порядке.

3. Учитывая неоднозначность трактовок понятия открытых и закрытых систем в действующих нормативных правовых актах, сложность и дороговизну выполнения мероприятий по закрытию системы теплоснабжения (горячего водоснабжения), экономическую нецелесообразность их проведения в силу наличия в городе Сарове надлежащего качества горячего водоснабжения, включая требования к качеству питьевой воды, неоднозначность последствий экономического и технического характера в случае принятия решений о характеристике и типе системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) в городе Сарове (закрытая или открытая), вопрос об установлении типа системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) требует серъезной проработки и привлечения специализированных организаций к обследованию действующих систем теплоснабжения и горячего водоснабжения;

4. Окончательное принятие решения о характеристике и установлении типа системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) в городе Сарове принять:

по результатам обследования системы теплоснабжения (горячего) водоснабжения города Сарова и заключения специализированной организации , на основании вывода о типе системы теплоснабжения (горячего водоснабжения), согласованного с ЕТСО, Администрацией города Сарова, Министерством энергетики и ЖКХ Нижегородской области;

с учетом оценки рисков и изменений, связанных с принятием решений о закрытии системы горячего водоснабжения (теплоснабжения) города Сарова.

При разработке данного раздела использовались следующие нормативные акты:

Федеральный закон от 27.07.2010 № 190 "О теплоснабжении".

Федеральный закон от 07.12.2011 № 416-ФЗ «О водоснабжении и водоотведении» в части требований к эксплуатации открытых систем теплоснабжения.

Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ».

Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 «Об утверждении требований к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения».

Постановление Правительства РФ от 29.07.2013 № 642 "Об утверждении Правил горячего водоснабжения и внесении изменения в постановление Правительства Российской Федерации от 13.02.2006 № 83".

Приказ Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 21.08.2015 № 606/пр «Об утверждении методики комплексного определения показателей технико-экономического состояния систем теплоснабжения (за исключением теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии, теплоносителя, а также источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработке электрической и тепловой энергии), в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов теплоснабжения, и порядка осуществления мониторинга таких показателей».

Схема водоснабжения и водоотведения города Сарова на период до 2023 года, утвержденная постановлением Администрации г.Сарова от 16.12.2013 № 6778.

Схема теплоснабжения города Сарова на период до 2028 года, утвержденная постановлением Администрации города Сарова от 16.12.2013 № 6781 (в редакции постановления Администрации города Сарова от 24.06.2019 № 2086).

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(по состоянию на 2021 год)

Раздел 12 "Синхронизация схемы теплоснабжения со схемой газоснабжения и газификации субъекта Российской Федерации и (или) поселения, схемой и программой развития электроэнергетики, а также со схемой водоснабжения и водоотведения поселения городского округа город Саров"

г.Саров

2020г.

СОДЕРЖАНИЕ:

Введение

стр. 3

1.

Описание решений (на основе утвержденной региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций) о развитии соответствующей системы газоснабжения в части обеспечения топливом источников тепловой энергии.

стр.6

2.

Описание проблем организации газоснабжения источников тепловой энергии.

стр. 12

3.

Предложения по корректировке утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций для обеспечения согласованности такой программы с указанными в схеме теплоснабжения решениями о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения

стр. 13

4.

Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы и программы развития Единой энергетической системы России) о строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и (или) модернизации, выводе из эксплуатации источников тепловой энергии и генерирующих объектов, включая входящее в их состав оборудование, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в части перспективных балансах тепловой мощности и энергии.

стр.14

5.

Предложения по строительству генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, указанных в схеме теплоснабжения, для их учета при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, схемы и программы развития Единой энергетической системы России, содержащие в том числе описание участия указанных объектов в перспективных балансах тепловой мощности и энергии.

стр.17

6.

Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы водоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения, утвержденной единой схемы водоснабжения и водоотведения Республики Крым) о развитии соответствующей системы водоснабжения в части, относящейся к системам теплоснабжения.

стр.22

7.

7. Предложения по корректировке утвержденной (разработке) схемы водоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения, единой схемы водоснабжения и водоотведения Республики Крым для обеспечения согласованности такой схемы и указанных в схеме теплоснабжения решений о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

стр.23

Введение

              Развитие систем теплоснабжения представляет собой комплексную задачу, от оптимального решения которой во многом зависят размеры инвестиций не только в эти системы, но и в системы водоснабжения и водоотведения, газификации и электроснабжения.

              Спрос на тепловую энергию основан на динамике развития города и всей его инженерной структуры.

Проработка перспективного развития осуществляется на стадии разработки генеральных планов в самом общем виде совместно с другими вопросами городской инфраструктуры. Подготавливается обоснование необходимости сооружения новых или расширение существующих источников тепла, электроэнергии, водозаборов, очистных сооружений, газораспределительных станций и соответствующих сетей для покрытия имеющегося дефицита мощности и возрастающих объемах потребления вышеперечисленных ресурсов.

Рассмотрение вопросов выбора основного оборудования для котельных или ТЭЦ, трасс тепловых сетей и других коммуникаций производится с учетом синхронизации их строительства и прокладки после технико-экономического обоснования принимаемых решений. Одними из основных предпроектных документов по развитию города принята практика составления перспективных схем теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения, электроснабжения и газификации городов.

Схемы разрабатываются на основе анализа фактических объемов потребления всех ресурсов с учётом перспективного развития, структуры топливного баланса региона, оценки состояния существующих источников тепла, коммуникаций и возможности их дальнейшего использования, рассмотрения вопросов надёжности, экономичности.

С повышением степени централизации инженерной инфраструктуры городов, как правило, повышается экономичность выработки и транспортировки тепловой и электрической энергии, холодной воды, снижаются начальные затраты и расходы по эксплуатации источников теплоснабжения, водозаборов, очистных сооружений, ГРС, трансформаторных подстанций.

Централизация всегда экономически выгодна при плотной застройке в пределах данного района. При централизации теплоснабжения только от котельных не осуществляется комбинированная выработка электрической энергии на базе теплового потребления (то есть не реализуется принцип теплофикации), поэтому суммарный расход топлива на удовлетворение теплового потребления больше, чем при теплофикации.

              Федеральный закон от 06.10.2003 № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в РФ» обязывает органы местного самоуправления обеспечивать организацию в границах поселения электро-, тепло-, газо- и водоснабжения населения, водоотведения, снабжения населения топливом в пределах полномочий, установленных законодательством Российской Федерации, соответственно без синхронизации развития указанной инженерной инфраструктуры невозможно обеспечение всеми требуемыми ресурсами.

Основой для разработки и реализации схемы теплоснабжения города Сарова до 2028 года является Федеральный закон от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ «О теплоснабжении» (далее по тексту ФЗ-190), регулирующий всю систему взаимоотношений в теплоснабжении и направленный на обеспечение устойчивого и надежного снабжения тепловой энергией потребителей.

Статья 23 ФЗ-190 «Организация развития систем теплоснабжения поселений, городских округов» одним из основных обязательных критериев в отношении развития системы теплоснабжения регламентирует согласование (синхронизацию) схем теплоснабжения с иными программами развития сетей инженерно-технического обеспечения, а также с программами газификации.

Государственная программа РФ «Энергоэффективность и развитие энергетики» (утв. Постановлением Правительства от 15 апреля 2014г. №321) синхронизацию модели рынка электроэнергии и модели рынка теплоснабжения в целях обеспечения приоритета комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и создания условий для повышения энергоэффективности сферы теплоснабжения определяет как стратегической целью развития электроэнергетики.

Особую актуальность синхронизация схемы теплоснабжения со схемой газоснабжения и газификации, схемой и программой развития электроэнергетики, а также со схемой водоснабжения и водоотведения приобретает в части обеспечения надежности функционирования источников тепловой энергии.

Согласно приказа Министерства регионального развития РФ №310 от 26 июля 2013г. «Методические указания по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения» для оценки надежности системы теплоснабжения используются следующие ключевые показатели, установленные в соответствии с пунктом 123 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 8 августа 2012 г. N 808:

- показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии;

- показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии;

- показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии;

Учитывая, вышесказанное обеспечение синхронизации развития систем теплоснабжения, газоснабжения, электроэнергетики, а также водоснабжения и водоотведения является необходимым условием надежного энергоснабжения города.

Ежегодно Администрацией города Сарова производится актуализация «Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры города Сарова на 2016-2025г.г. » по следующим направлениям:

«Строительство» и «Реконструкция» формата «Электроснабжение».

«Строительство» и «Реконструкция» формата «Генерация».

«Строительство» и «Реконструкция» формата «Теплоснабжение».

«Строительство» и «Реконструкция» формата «Газоснабжение».

«Строительство» и «Реконструкция» формата «Водоснабжение и водоотведения».

1.Описание решений (на основе утвержденной региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций) о развитии соответствующей системы газоснабжения в части обеспечения топливом источников тепловой энергии.

Газовое хозяйство источника тепловой энергии ТЭЦ АО «СГК»:

В качестве топлива для котлов ТЭЦ используются три вида энергетического топлива:

Основное: Природный газ СQ=Q=7900-8200 ккал/кг, V=0,84нм3/кг, с содержанием метана (СН4)=94%, тяжелых углеводородов (Сn Н2n+2)=4,5%, азота (W2)=1,5%. Пределы взрываемости 5%-15%. От ГРС газ по газопроводу ф530 мм с давлением 4,5 кгс/см2. Через откл. Задв. На ТЭЦ и разделяется на 2 потока. Далее через 2 ГРП (газораспределительных пункта), где давление газа понижается до (0,8 кгс/см2 в сторону БВД и ПВК и 0,45 в сторону БСД) и систему газопроводов газ направляется непосредственно для сжигания к топкам котлов.

Резервное: Донецкий уголь (марки АШ) с Q=5660 ккал/кг, с содержанием С=66,6%, Н=1.3%,О=1,8%, N=0,7, S=1,6%, А=20%, W=8,0%, Vл=6,26м3/кг, V0=6,63м3/кг. Поставляется на ТЭЦ железнодорожным транспортом и в данное время содержится на открытом складе в объеме 30 суточной полной нагрузки ТЭЦ по этому виду топлива. В бункерах сырого угля котлов попадает через дробильное отделение, транспортеры I и II подъема, метало уловители и грохоты.

Растопочное: (резервное для котлов типа ПТВМ-100). Если котлы БВД работают на резервном топливе при растопке и останове, а так же при нагрузках котлов меньших 30-35% D кот., для подсвечивания факела применяется малосернистый мазут марки «M-40» или марки «М-100» с Q=9240 ккал/кг, с содержанием С=87,5%, Н=10,7%, S=0,7%, O+N=0,8%, Ac=0,3%, Wp=4,0%, V0=10 м3/кг, Усл. Вязк=13-15,5 энт, t=1250 C. Поставляется на ТЭЦ в железнодорожных цистернах V=50-60 м3 и через приемно-сливное устройство попадает на хозяйство ТЭЦ.

В настоящее время основным видом топлива для ТЭЦ АО «СГК» является природный газ, получаемый с месторождения Медвежье Тюменской области по газопроводу Н. Тура-Пермь-Горький-Центр.

От ГРС газ по газопроводу ø 530 мм с давлением 4,5 кгс/см2 поступает на ТЭЦ и разделяется на 2 потока в ГРП 1,2, с которых газ под давлением 0,8 кгс/см2 поступает по газопроводам к энергетическим котлам БВД и в пиковую водогрейную котельную, газ под давлением 0,45 кгс/см2 поступает к энергетическим котлам БСД.

В соответствии с нормативными документами оборудованию газового хозяйства ТЭЦ устанавливается назначенный срок службы. За пределами назначенного срока службы оборудование подлежит экспертному обследованию.

По результатам обследования следующие газопроводы соответствует требованиям промышленной безопасности:

- внутренние газопроводы, газовое оборудование и газогорелочные устройства паровых котлов БВД;

- наружный и внутренние газопроводы, газовое оборудование и газогорелочные устройства паровых котлов БСД;

- наружный (надземный) газопровод и газовое оборудование от колодца №ГК 2-9 до ГРП-2.

Система газораспределения и газопотребления АО «СГК» представляет собой комплекс сооружений, установок и устройств и включает:

•              Газопровод высокого давления Ду350 от газового колодца № ГК-1-14 до ГРП-1 протяжённостью 150 м.

•              Газопровод высокого давления Ду530 от газового колодца № ГК-2-9 до ГРП-2 протяжённостью 336 м.

•              ГРП-1, ГРП-2.

•              Газопроводы среднего давления БСД Ду300.

•              Газопроводы среднего давления БВД Ду500, Ду720.

•              Газогорелочные устройства котлов БСД.

•              Газогорелочные устройства котлов БВД.

•              Газогорелочные устройства котлов ПВК.

•              Отключающие, регулирующие, предохранительные устройства

Помещения ГРП эксплуатируются персоналом ТЭЦ и расположены на территории ТЭЦ в отдельно стоящих зданиях.

Коммерческий учет количества поставляемого природного газа производится по показаниям установленных на ГРП приборов учета. В состав узла учета газового хозяйства входят следующие приборы:

- корректор СПГ761.1;

- сужающее устройство-диафрагма камерная;

- датчики перепада давления Метран 150 СD;

- термопреобразователь сопротивления медный ТСМ 0618;

- датчик избыточного давления.

Технический учет природного газа налажен на каждом котле, тип приборов РМТ-49.

Показатели качества природного газа принимаются по паспортам, ежемесячно представляемым поставщиком газа - АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород».

Теплотворная способность газа в 2015-2018 гг. в среднем составляла 8200-8250 ккал/нм3.

Отопительно-производственная котельная КБ-50.

Основным видом топлива (единственным) отопительно-производственной котельной КБ-50 является природный газ. Резервное топливо – отсутствует.

Газоснабжение котельной КБ-50 осуществляется от наружного газопровода высокого давления Р=6 гкс/см², Ду80. Редукцирование газа осуществляется в ГРП с высокого давления до среднего и низкого регулятором давления типа РДБК-100/50 и РДБК-50/25.

Потребителем газа являются горелки котлов типа РГМГ-4 и ГГ-1.

Газоснабжение котельной КБ-50 осуществляется природным газом от газопровода переданного в общем потоке по магистралям: Уренгой-Ужгород, Уренгой-Центр-1, Уренгой-Центр-2, Ямбург-Елец-1, Ямбург-Елец-2, Ямбург-Западная граница.

Средняя теплота сгорания газа при 25°С поставленная в 2019г. составила 8104 ккал/м³

Включение оборудования котельной производится в период профилактических ремонтов сетей ГВС и в межотопительный период до включения 1-й системы теплоснабжения.

Проблем в части обеспечения природным газом источника тепловой энергии в г. Сарове не имеется.

Структура газоснабжения г. Сарова:

В городе Сарове эксплуатацию системы коммунального газоснабжения осуществляют следующие юридические лица:

- Федеральное государственное унитарное предприятие «Российский федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики» (ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ»);

- Администрация г. Сарова от имени муниципального образования городского округа города Сарова;

- АО «СаровГаз».

              В комплекс инженерной инфраструктуры газоснабжения входят в том числе:

- газораспределительная станция (ГРС) «Арзамас-2» – 1 шт.;

- коммерческий узел учета газа – 1 шт.;

- газорегуляторные пункты (ГРП) – 20 шт.;

- шкафные регуляторные пункты – 9 шт.;

- магистральный газопровод (отвод) – 6,9 км;

- газопровод высокого давления – 45,36 км;

- газопровод низкого давления – 130,73 км;

- бесхозяйные газопроводы низкого давления – 7,2 км.

Газификация города началась в 1962 году. Основная часть газораспределительных сетей строилась в 60-70 годы прошлого столетия. Поэтому, начиная с 2002 года, с привлечением экспертных организаций ежегодно проводится техническое диагностирование состояния подземных газопроводов, отработавших свой нормативный срок более 40 лет. По результатам диагностирования составляются Заключения промышленной безопасности, в которых указываются сроки, возможности и условия дальнейшей эксплуатации газопроводов. В среднем по статистическим данным нормативные сроки эксплуатации подземных распределительных газопроводов в нашем городе продлены на 10 лет, повторно диагностируемым газопроводам срок эксплуатации продлевают только на 5 лет. По этим причинам необходимо планировать финансирование работ по перекладке газопроводов.

Газораспределительная станция (ГРС) «Арзамас-2» введена в эксплуатацию в 1986 году. В период с 2012 по 2015 году проведено полное техническое перевооружение ГРС. В настоящее время проектная производительность ГРС - 150 000 м3/час, максимальный фактический расход зафиксирован на уровне 80 000 м3/час, минимальный – 10 000 м3/час.

В настоящее время введутся работы по техническому перевооружению линейных кранов первой нитки магистрального газопровода-отвода Ду-300 (1962 года ввода).

Проектная мощность ГРС -1314 млн. м3, фактическая мощность за 2018 год – 255,481 млн.м3, из них основными потребителями являлись:

- промышленность – 243,007 млн.м3;

- население – 9,6 млн.м3.

По группам потребителей :

- 2 группа – 240.181 млн.м3;

- 4 группа – 0.889 млн.м3;

- 5 группа – 0.477 млн.м3;

- 6 группа – 1.541 млн.м3;

- транзит – 2.813 млн.м3.

Основным потребителем газа в городе является ТЭЦ.

Газоснабжение жилых домов в старой части города осуществляется от 5 ГРП. Газоснабжение жилых домов в заречной части города разделено на следующие микрорайоны:

- газоснабжение ТИЗ-1 осуществляется от 2 ГРП;

- газоснабжение п. «Яблоневый сад» осуществляется от 1 ГРП;

- газоснабжение п. Н. Финский осуществляется от 2 ГРП;

- газоснабжение п. Рабочий осуществляется от 1 ГРП;

- газоснабжение п. Балыково осуществляется от 1 ГРП;

- газоснабжение Мкр 22 осуществляется от 1 ГРП;

- газоснабжение п. Строитель осуществляется от 2 ГРП;

- газоснабжение ул. Зернова и ул. Матросова осуществляется от 1 ГРП.

Газифицированных детских садов, школ, столовых в городе нет.

Организация системы эксплуатации, наладки и ремонта проводится на основании и в соответствии с ФНП в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» и ГОСТ Р 54983-2012 «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа»

Обслуживание осуществляется силами специализированной организации, в составе которой имеется аварийно-диспетчерская служба (АДС), обеспечивающая круглосуточное обслуживание газовых объектов г. Саров, включая выходные и праздничные дни. Имеется система телемеханики, которая позволяет диспетчеру АДС в режиме он-лайн отслеживать данные в ГРП и ГРС по давлению газа, текущему расходу, температуре газа и помещений, уровню загазованности помещений и несанкционированному проникновению посторонних лиц и т.д. Выполняются мероприятия по графикам планово-предупредительных ремонтов. В рамках производственного контроля проводятся инструментальные проверки, приборно-техническое обследование газопроводов.

Диагностика газовых объектов выполняется по утвержденному графику в соответствии с нормативным сроком службы объекта. Инвентаризация газовых сетей проведена.

Эксплуатирующей организацией обеспечивается:

- бесперебойное круглосуточное газоснабжение в течение года;

- соответствие свойств подаваемого газа требованиям законодательства РФ о техническом регулировании (ГОСТ 5542-87);

- установленное давление газа.

Весь поступивший в ГРС природный газ подлежит приборному учёту, который производится в коммерческом узле учета газа. Далее, поступивший в ГРС газ, подаётся в распределительную сеть.

Учет объемов природного газа в точках поставки осуществляется по приборам:

- для предприятий – 100%;

- для населения, проживающего в индивидуальных домах – 82%;

- для населения, проживающего в многоквартирных домах – 2,5%.

Резервная мощность – 70000 м3/час. Имеющийся дефицит связан с пропускной способностью трубопроводов в отдельных районах города.

На обслуживании:

- Федерального государственного унитарного предприятия «Российский федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики» (ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ») находится 135,89 км газовых стальных трубопроводов. Введены в эксплуатацию в период с 1962 по 2017 годы. Физический износ сетей – 75,4%;

- муниципального образования город Саров находится 40,2 км газовых стальных, полиэтиленовых трубопроводов. Введены в эксплуатацию в период с 1999 по 2018 годы. Физический износ сетей – 24%;

- АО «СаровГаз» находится 3,65 км газовых стальных, полиэтиленовых трубопроводов. Введены в эксплуатацию в период с 1996 по 2014 годы. Физический износ сетей – 7,8%;

Воздействие на окружающую среду оказывается в пределах установленных законодательством РФ нормативных показателей.

За 2019 год на сетях произошло 4 повреждения (инцидента), среднее время восстановительных работ – от 2 до 4 часов.

В целом система газоснабжения надёжна. Существующий резерв установленных мощностей позволит в случае увеличения спроса обеспечить газоснабжением потребителей в рамках мощности ГРС в установленной черте города, при условии увеличения пропускной способности газораспределительной сети.

В настоящее время существует необходимость в разработке плановых мероприятий и выделению финансирования на замену (капитальный ремонт) сетей. Не проводя работ по замене (капитальному ремонту) в достаточном объеме износ сетей может достигнуть 100%.

2. Описание проблем организации газоснабжения источников тепловой энергии.

Проблем в части обеспечения природным газом источников тепловой энергии ТЭЦ АО «СГК» и котельной больничного городка АО «СТСК» в г. Сарове не имеется.

В настоящее время существуют следующие проблемы в сфере газоснабжения городской инфраструктуры г. Сарова:

1. Отсутствует возможность вывода в ремонт газораспределительной станции (ГРС).

2. Недостаточная пропускная способность газопроводов в отдельных районах города, в основном связанных с развивающимся индивидуальным жилищным строительством.

В последнее время в городе появилось ещё одно перспективное и доступное направление жилищной проблемы населения: перевод садовых участков под индивидуальное жилищное строительство и здесь природный газ является самым оптимальным видом топлива для целей отопления, приготовления пищи и горячего водоснабжения переводимого фонда (ПФ).

За последние три года в АО «СаровГаз» поступило порядка 80 заявлений о газификации подобных земельных участков (в.т.ч. и уже переведённых в статус ИЖС). По всем указанным заявлениям был отказ ввиду того, что при проектировании и строительстве в 90-х и начале 2000 годах газовых сетей индивидуального жилого фонда это направление не учитывалось и пропускной способности действующих газопроводов высокого и низкого давления (и соответственно ГРП) для ПФ явно недостаточно.

Ситуация усугубляется ещё и тем, что с момента перевода участка в статус ИЖС, строение на нём становится объектом капитального строительства и попадает под действие пп.№ 1314 «О технологическом присоединении » и отказать (как было ранее) в газификации заявителям нельзя.

Для решения указанной проблемы АО «СаровГаз» предложены мероприятия по перекладке действующих газопроводов высокого давления до ГРП-14 (пос. Балыково) и до МКР ТИЗ-1 с заменой на больший диаметр Ду-300.

3. Более 50% подземных газопроводов нуждаются в постоянной диагностике с целью установления предельного срока эксплуатации (перехода объекта в предельное состояние).

4. Достаточно значительная потребность финансирования работ по перекладке газопроводов (отслуживших нормативный срок и с целью увеличения пропускной способности), которая не обеспечивается действующим тарифом.

5. В существующей гидравлической схеме газоснабжения не были заложены дополнительные объёмы газа под развитие городского строительства в северном направлении за пределами нынешних границ ЗАТО, а также на энергоёмкие производственные объекты в рамках государственной программы развития ТОСЭР;

6. Линейные краны магистрального газопровода- отвода Ду-300 (первая очередь 1962 г) изношены физически и морально устарели.

Для решения существующих в настоящее время проблем в сфере газоснабжения считаем целесообразным обеспечить реализацию следующих мероприятий, которые отражены в следующем разделе 3.

3. Предложения по корректировке утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций для обеспечения согласованности такой программы с указанными в схеме теплоснабжения решениями о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения;

Для решения существующих в настоящее время проблем в сфере газоснабжения городских объектов считаем целесообразным обеспечить реализацию следующих мероприятий:

1. Развитие новых сетей газоснабжения для строящихся объектов промышленности и населения.

2. Перекладку газопроводов, отслуживших нормативный срок.

3. Перекладку газопроводов с целью увеличения пропускной способности.

4. Строительство закольцованных систем газоснабжения.

5. Строительство новой модульно-блочной АГРС производительностью 30 тыс.куб/час для нужд газификации объектов северной части города выход которой закольцевать с действующей газораспределительной сетью высокого давления второй категории г. Саров

6. Выполнение мероприятий по обеспечению учета объемов природного газа в точках поставки по приборам.

7. Проведение активной работы по привлечению инвесторов в жилищно-коммунальный комплекс.

8. Разработку долгосрочной целевой программы по реконструкции комплекса сооружений и замене газопроводных сетей (при стабильном и постоянном финансировании из бюджетов различных уровней и привлечении средств инвесторов).

9. Реализацию мероприятий по программе энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

4. Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы и программы развития Единой энергетической системы России) о строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и (или) модернизации, выводе из эксплуатации источников тепловой энергии и генерирующих объектов, включая входящее в их состав оборудование, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в части перспективных

Обоснование предлагаемых для строительства источников тепловой энергии в формате строительства 3-й очереди ТЭЦ:

Надежность и безопасность эксплуатации оборудования III очереди ТЭЦ не может вызывать сомнений по следующим причинам:

В проекте III очереди применена классическая технологическая схема тепловой электростанции с типовым оборудованием, выпускаемым российскими заводами-изготовителями, имеющими разрешения на изготовление данного оборудования Ростехнадзора РФ. Аналогичное оборудование долгие годы безаварийно работает на тепловых электростанциях РФ, в том числе на действующей ТЭЦ АО «СГК».

Оборудование III очереди зарегистрировано в органах Ростехнадзора.

Основные разделы проектной документации получили положительное заключение Главгосэкспертизы РФ.

Дефицит тепловой и электрической мощности оборудования действующей ТЭЦ АО «СГК» определен с учетом текущих нагрузок и заявленных мощностей новых потребителей электрической и тепловой энергии, как промышленной, так и жилищно-коммунальной сфер экономики ЗАТО г. Саров. Учитывая, что практически все оборудование АО «СГК» выработало ресурс, проблема дефицита из-за возможного вывода из работы действующего оборудования может значительно обостриться.

Все альтернативные варианты строительству III очереди ТЭЦ привели бы к значительному увеличению капитальных затрат по следующим причинам:

Потребуется поиск строительной площадки для новой котельной. В условиях сложившейся застройки ЗАТО г. Саров найти новую площадку практически невозможно.

Строительство новой котельной требуемой мощности 900 Гкал/час по капитальным затратам превышает стоимость строительства III очереди в три раза.

III очередь подключается к действующим энергетическим коммуникациям (газ, мазут, вода, канализация, тепловые и электрические сети, связь, железные и автомобильные дороги). Для новой котельной все перечисленные коммуникации потребуется строить заново.

Стоимость строительства новых высоковольтных линий электропередач вместо практически установленных генераторов III очереди ТЭЦ ориентировочно превысит стоимость строительства всей III очереди в три раза, учитывая высокую стоимость технологического присоединения и удаленность ближайших подстанций ОАО «ФСК ЕЭС» (ПС «Радуга» - более 150 км и ПС «Арзамасская» более 100 км).

Статьей 3 190 – ФЗ «О теплоснабжении» оговаривается приоритетное использование комбинированной выработки электрической и тепловой энергии при организации теплоснабжения. Строительство котельной противоречит данному положению.

Основным и критическим недостатком варианта с применением парогазовых технологий является неоптимальное соотношение устанавливаемых тепловой и электрической мощностей применительно к площадке ТЭЦ АО «СГК». При установке ПГУ очень значительно увеличивается электрическая мощность и в значительно меньшей степени увеличивается тепловая мощность. Так применительно к III очереди ТЭЦ чтобы заместить 275 Гкал/час устанавливаемой тепловой мощности (два котла БКЗ-220) по существующему проекту вариантом с применением ПГУ, потребуется установка ориентировочно 300 МВт электрической мощности вместо 50 МВт. Это ведет к резкому росту затрат на реализацию проекта до 15 млрд. рублей вместо 1,319 млрд. рублей. Кроме этого, вписать данные мощности в уже построенное здание будет невозможно. А для выдачи мощности потребуется пересмотр схемы выдачи мощности (по существующему проекту она не меняется). Существующее открытое распредустройство ОРУ 110 кВ и 220 кВ ТЭЦ не позволяет столь значительное увеличение мощности. Кроме реконструкции ОРУ потребуется реконструкция, а возможно и строительство новых высоковольтных линий электропередач. Все это в комплексе делает вариант с применением ПГУ практически нереализуемым.

Таким образом, реализация существующего проекта Ш очереди ТЭЦ с вводом турбогенераторов №8,9 суммарной мощностью 50МВт является единственным безальтернативным вариантом решения проблем энергокомплекса ЗАТО г. Саров:

-морального и физического износа оборудования 1 и 2 очереди ТЭЦ;

-перспективного дефицита электрической мощности;

-дефицита тепловой мощности;

-финансовой устойчивости АО «СГК».

Кроме этого, реализация проекта «Строительство III очереди ТЭЦ» обеспечит достижение следующих показателей:

• увеличение установленной тепловой и электрической мощности источника и ликвидация дефицита мощности;

• создание условий для обеспечения потребностей энергоснабжения ЗАТО г. Саров, в т.ч. ФГУП "РФЯЦ - ВНИИЭФ";

• создание условий для развития жилищного сектора и инфраструктуры г. Саров;

• повышение энергоэффективности производства тепловой и электрической энергии;

• повышение качества, надежности и безопасной эксплуатации оборудования опасного производственного объекта АО «Саровская Генерирующая Компания».

Предстоящие ключевые мероприятия проекта «Строительство III очереди ТЭЦ»

Ввод в эксплуатацию турбоагрегата ПТ-25-90/10 ст. № 9

Ввод в эксплуатацию котла БКЗ 220-100-9 ст. № 10 в 2022 году.

5. Предложения по строительству генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, указанных в схеме теплоснабжения, для их учета при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, схемы и программы развития Единой энергетической системы России, содержащие в том числе описание участия указанных объектов в перспективных балансах тепловой мощности и энергии;

Ежегодно в части актуализации «Схемы и программы развития электроэнергетики Нижегородской области» направляется информация о существующем состоянии и перспективном развитии электрических сетей и генерирующих объектов в Министерство Энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Нижегородской области.

С 2010 года в г Саров предприятием АО «СЭСК» взят активный курс на обновление существующих объектов электросети и развитие электросетевого хозяйства, обеспечивающие социально-экономическое развитие городской инфраструктуры и промышленного производства. Инвестиционные программы АО «СЭСК» включают реконструкцию существующих и строительство новых электросетевых объектов.

В результате выполнения инвестиционной программы и мероприятий по технологическим присоединениям, капитальное строительство кабельных линий электросетевой организацией позволило переломить тенденцию старения электрических сетей 0,4кВ – показатели изношенности и выработки ресурса снизились с 64,5% в 2015г. до 49,6% в 2019г, а электрических сетей 6 кВ снизились с 81% в 2015 до 79% в 2019.

В 2019 г. выведено из эксплуатации турбогенераторов ст. № 1, 2, 3, 4 АО «СГК» общей установленной мощностью 16 МВт по причине полного физического износа, несоответствия современным техническим требованиям, отсутствия запасных частей и материалов. Указанное оборудование произведено в 1950 – 1951 г.г. на заводе De Laval (Швеция).

Вывод из эксплуатации указанного оборудования не приведет к угрозе возникновения дефицита теплоснабжения потребителей, поскольку установленная мощность АО «СГК» с 01.01.2019 увеличена на 25,83 МВт, а с 01.01.2020 будет увеличена еще на 25,743 МВт за счет ввода новых генерирующих мощностей (турбогенераторов ст. № 8, 9).

Вывод из эксплуатации согласован приказом Министерства энергетики РФ от 23.08.2013 № 486.

В соответствии с Правилами вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденных постановлением Правительства РФ от 06.09.12 № 889, вывод из эксплуатации оборудования электростанции, функционирующей в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, включенного в перечень объектов диспетчеризации субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, осуществляется по согласованию с органом местного самоуправления.

Электроэнергия, выработанная станцией, используется для электроснабжения собственных потребителей по фидерам 6 кВ, а также передается в энергосистему по линиям 110 кВ и 220 кВ.

В состав электрической схемы станции входят: шесть турбогенераторов ТГ-1 - ТГ-4, ТГ-6, ТГ-7, ТГ-8; три трансформатора связи Т-1 - Т-3 между распределительными устройствами; открытые распределительные устройства ОРУ-110 кВ и ОРУ-220 кВ; главные распределительные устройства ГРУ-1-6 кВ и ГРУ-2-6 кВ; комплектные распределительные устройства собственных нужд КРУСН-6 кВ, а также распределительные устройства собственных нужд РУСН-0,4 кВ.

Главное распределительное устройство ГРУ-2-6 кВ также состоит из четырех секций, между которыми установлены секционные выключатели и реакторы: 5 и 6 секции - два выключателя СМВ-4А, СМВ-4Б и реактор; 6 и 7 секции - выключатель СМВ-5 и реактор; 7 и 8 секции - выключатель СМВ-6, реактор и шунтирующий разъединитель; 5 и 8 секции - выключатель СМВ-7 и реактор.

Распределительные устройства ГРУ-1-6 кВ и ГРУ-2-6 кВ соединены между собой линиями связи: ЛС-1, ЛС-1А, 1Б; ЛС-2, ЛС-2А, 2Б с расщепленными токоограничивающими реакторами типа 2РБ-6-750; ЛС-3, ЛС-3А, 3Б; ЛС-4, ЛС-4А, 4Б с токоограничивающими реакторами типа РБ-10-1000, РБ-10-630 соответственно.

Генераторы второй очереди ТГ-6 и ТГ-7 типа ТВС-30-2, номинальной мощностью 30 МВт каждый, присоединены, соответственно, к 5 и 6 секции ГРУ-2-6 кВ.

От распределительных устройств ГРУ-1-6 кВ, ГРУ-2-6 кВ и КРУСН-6 кВ собственным потребителям станции отпускается электроэнергия по фидерам 6 кВ.

Главное распределительное устройство ГРУ-2-6 кВ электрически связано с распределительным устройством ОРУ-110 кВ посредством трансформаторов связи Т-1 и Т-2 типа ТДНГУ-40500/110, номинальной мощностью 40,5 МВА.

Открытое распределительное устройство ОРУ-110 кВ выполнено по схеме: две рабочие системы шин с обходной системой шин, с одним выключателем на цепь, с фиксированным распределением присоединений. Рабочие системы сборных шин связаны между собой шиносоединительным масляным выключателем. Обходная система шин предназначена для замены выключателей отходящих линий и подключается на время их ремонта шинным разъединителем перемычки 110 кВ. Все выключатели распределительного устройства масляные типа МКП-110М и ВМТ-110 Б. На системах сборных шин установлены измерительные трансформаторы напряжения типа НКФ-110-II-У1 и НКФ-110-57.

Для защиты оборудования ОРУ-110 кВ от перенапряжений на каждую рабочую систему шин установлены защитные разрядники типа РВС-110М. Системы шин оборудованы устройством резервирования отказа выключателей и дифференциальной защитой шин.

К сборным шинам ОРУ-110 кВ подключены пять высоковольтных линий электропередачи: ВЛ 110 кВ Саровская ТЭЦ – Первомайск (ВЛ 181); ВЛ 110 кВ Саровская ТЭЦ – Лесная № 2 (ВЛ 5С); ВЛ 110 кВ Саровская ТЭЦ – Лесная № 1 (ВЛ 4С); ВЛ 110 кВ Саровская ТЭЦ – Заречная с отпайкой на ПС 40 (ВЛ 2С); ВЛ 110 кВ Саровская ТЭЦ – Дивеево с отпайкой (ВЛ 182). В линиях установлены измерительные трансформаторы тока типа ТВ-110 и OSKF 123.

Связь с энергосистемой на напряжении 220 кВ осуществляется через глухую отпайку от линии электропередачи ВЛ-220 кВ Арзамасская – Сасово в открытом распределительном устройстве ОРУ-220 кВ.

В ОРУ-220 кВ установлен силовой трансформатор Т-3 с расщепленными обмотками типа ТРДЦН-63000/220/6,3-6,3, номинальной мощности 63 МВА. С низкой стороны обмотки трансформатора соединены с 7 и 8 секциями ГРУ-2-6 кВ.

Распределительное устройство ОРУ-220 кВ оборудовано масляным выключателем типа У-220, разъединителем горизонтально поворотного типа серии РГН2-220/1000, защитным разрядником типа РВМГ-220, устройством резервирования отказа выключателей. К ВЛ-220 кВ Арзамасская – Сасово с отпайкой присоединен измерительный трансформатор напряжения типа НКФ­245. Для токовых цепей измерений и защит присоединений используются трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б и ТВ-220 соответственно.

6.Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы водоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения, утвержденной единой схемы водоснабжения и водоотведения Республики Крым) о развитии соответствующей системы водоснабжения в части, относящейся к системам теплоснабжения.

Отношения, связанные с горячим водоснабжением, осуществляемым с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), регулируются Федеральным законом «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ, за исключением отношений, связанных с обеспечением качества и безопасности горячей воды.

Источником водоснабжения ТЭЦ АО «СГК» является собственный подземный источник. Артезианские воды заключены между двумя водонепроницаемыми слоями. Вода на ТЭЦ расходуется на горячее водоснабжение, подпитку теплосетей отопления, на получение глубокоумягченной воды для питания котлов, на конденсацию пара в конденсаторах турбин, на охлаждение масла, на охлаждение подшипников, на охлаждение элементов котла не включенных в циркуляцию, на противопожарные и хозяйственные нужды ТЭЦ.

Из артезианских скважин водозаборного узла ТЭЦ артезианская вода подается глубинными и погружными насосами первого подъема в промежуточные резервуары чистой воды. Все водоводы, идущие от артезианских скважин, между собой закольцованы. Из артезианских скважин вода подается погружными насосами типа в промежуточные резервуары чистой воды.

НКС оборудована центробежными насосами второго подъема и предназначена для снабжения водой хозяйственно-противопожарной системы и технологической системы ТЭЦ.

Хозяйственно-противопожарная система обеспечивает водой внутренние противопожарные системы производственных и служебных помещений. Технологическая система обеспечивает водой технологические нужды производственных цехов.

Система охлаждения основного тепломеханического оборудования ТЭЦ циркуляционная (оборотная) с двумя градирнями (№1 и №3). Градирни имеют связь между чашами и фактически работают как одна.

Циркуляция в ОСО осуществляется двумя циркуляционными насосами производительностью 1500 м3/ч (зимний режим) и 3600 м3/ч (летний режим). В качестве охладителей воды в ОСО используются типовые башенные градирни.

Установка подготовки воды для подпитки системы горячего водоснабжения и теплосети располагается в здании ХВО I, II очереди и обеспечивает подготовку воды:

- для восполнения потерь водяных тепловых сетей I II отопительных систем;

- для обеспечения горячей водой (ГВС) для бытовых нужд населения г. Саров и производственных площадок;

- для обессоливающей установки химического цеха.

Установка обессоливающая предназначена для подготовки воды на восполнение потерь пара, воды, конденсата в пароводяном тракте ТЭЦ (подготовки добавочной воды энергетических паровых котлов). Подготовка добавочной воды для котлов высокого и среднего давления ТЭЦ осуществляется методом ионного обмена на ионообменных смолах в насыпных напорных фильтрах по схеме трехступенчатого обессоливания. Исходной водой для обессоливающей установки является декарбонизированная вода после установки подготовки воды для подпитки системы горячего водоснабжения.

Проблем в части холодного водоснабжения ТЭЦ АО «СГК» не имеется.

Электроснабжение Городского водозаборного узла осуществляется по трем кабельным линиям напряжением 6 кВ, подключённых к фид.№851 и №454 ГРУ ТЭЦ и ячейке №2 РП-21. Суммарная мощность трансформаторных подстанций составляет 3830 кВа. Главным элементом электроснабжения Городского водозаборного узла являются распределительные устройства (РУ) 6 кВ, ТП-46а и ТП-46 от безаварийной работы которых зависит обеспечение холодной водой потребителей города.

7. Предложения по корректировке утвержденной (разработке) схемы водоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения, единой схемы водоснабжения и водоотведения Республики Крым для обеспечения согласованности такой схемы и указанных в схеме теплоснабжения решений о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

В г. Саров отсутствуют проблемы с качеством горячего водоснабжения для потребителей. На протяжении длительного времени (более 50 лет) качество горячего водоснабжения полностью соответствует требованиям, предъявляемых к питьевой воде. За соблюдением физико-химических показателей горячей воды как подаваемой потребителю, так и возвращаемой от потребителя на источник ведется постоянный мониторинг как аккредитованной лабораторией эколого-аналитического контроля, входящей в состав энергохолдинга ресурсоснабжающей организации АО «Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ» (внутренний контроль), так и внешними надзорными органами.

Высокое качество горячей воды обеспечивается за счет следующих факторов:

1.              Подготовка подпиточной воды для подпитки системы теплоснабжения осуществляется из артезианского водозабора ТЭЦ АО «СГК», имеющего соответствующую лицензию и отвечающего требованиям питьевого водоснабжения.

2.              Обработка добытой из артскважин воды производится в полном соответствии с требованиями действующих правил и нормативов на действующей установке химводоподготовки на базе современного оборудования по умягчению воды с целью недопущения накипеобразования с удалением коррозионно-активных растворенных газов.

В результате производимой подготовки подпиточной воды в тепловых сетях открытой системы теплоснабжения г. Саров отсутствует коррозия, что подтверждается удовлетворительным состоянием трубопроводов со сроком службы более 60 лет.

Кроме этого, на протяжении многолетней эксплуатации системы теплоснабжения у потребителей г. Сарова отсутствуют претензии к качеству горячего водоснабжения.

Предложений по корректировке утвержденной (разработке) схемы водоснабжения г. Саров для обеспечения согласованности такой схемы и указанных в схеме теплоснабжения решений о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения не имеется по причине наличия собственного водозабора на ТЭЦ.

Актуализированная схема теплоснабжения города Сарова на период до 2028 год

(по состоянию на 2021 год)

Раздел 13. "Индикаторы развития систем теплоснабжения городского округа город Саров"

г.Саров

2020 г.

Индикаторы развития систем теплоснабжения г. Сарова содержит результаты оценки существующих и перспективных значений следующих индикаторов развития систем теплоснабжения, рассчитанных в соответствии с методическими указаниями по разработке схем теплоснабжения:

1.Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях.

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1.1

по тепловым сетям

1.1.1

количество прекращений подачи тепловой энергии

2

16

10

9

8

7

6

6

1.1.2

количество тепловых сетей в двухтрубном исчислении, км

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

1.1.3

отношение количества прекращений подачи тепловой энергии к количеству км тепловых сетей

0,0128

0,1025

0,0641

0,0577

0,0513

0,0448

0,0384

0,0384

2.Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии.

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1.2

по источнику - котельная БГ

1.2.1

количество прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии

0

0

0

0

0

0

0

0

1.2.2

установленная мощность источника, Гкал/ч

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

1.2.3

Количество прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на источнике тепловой энергии на 1 Гкал/час установленной мощности

0

0

0

0

0

0

0

0

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1.2

по источнику – ТЭЦ АО «СГК»

1.2.1

количество прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии

0

0

0

0

0

0

0

0

1.2.2

установленная мощность источника, Гкал/ч

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

9,12

1.2.3

Количество прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на источнике тепловой энергии на 1 Гкал/час установленной мощности

0

0

0

0

0

0

0

0

3.Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии (отдельно для тепловых электрических станций и котельных);

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2.2

по источнику - котельная БГ

2.2.1

Расход топлива на производство, т.у.т

1017,34

323,66

229,59

229,59

229,59

229,59

229,59

229,59

2.2.2

Выработка тепловой энергии, тыс.Гкал

6,229

2,096

1,412

1,412

1,412

1,412

1,412

1,412

2.2.3

Показатель энергетической эффективности, определяемый удельным расходом топлива на производство единицы тепловой энергии, кг у.т./Гкал

163,32

154,42

162,60

162,60

162,60

162,60

162,60

162,60

4.Отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети.

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2.1

по тепловым сетям

2.1.1

технологические потери тепловой энергии, Гкал

183326,15

122595

148049,4

148049,4

148049,4

148049,4

148049,4

148049,4

технологические потери теплоносителя, м³*

568097,71

442773,00

434981,60

434981,60

434981,60

434981,60

434981,60

434981,60

2.1.2

материальная характеристика тепловой сети, м²

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

2.1.3

отношение технологических потерь тепловой энергии к материальной характеристике тепловых сетей, Гкал/м²

2,315

1,548

1,870

1,870

1,870

1,870

1,870

1,870

отношение технологических потерь теплоносителя к материальной характеристике тепловых сетей, м³/м²

7,174

5,591

5,493

5,493

5,493

5,493

5,493

5,493

5.Коэффициент использования установленной тепловой мощности.

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

План

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

5

по ТЭЦ

5.1.

Отпуск тепла потребителям, Гкал

1200365

1102605

1138975

1108482

1108482

1108482

1108482

1108482

5.2.

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч

594

715

725

725

725

725

725

725

П-4-35/5 «Лаваль» ст.№1

23,6

23,6

-

-

-

-

-

-

П-4-35/5 «Лаваль» ст.№2

23,6

23,6

-

-

-

-

-

-

П-4-35/5 «Лаваль» ст.№3

17,5

17,5

-

-

-

-

-

-

П-4-35/5 «Лаваль» ст.№4

17,5

17,5

-

-

-

-

-

-

ВПТ-25-4 ст №6

105,9

105,9

105,9

105,9

105,9

105,9

105,9

105,9

ПР-25-90 ст.№7

85,7

85,7

85,7

85,7

85,7

85,7

85,7

85,7

ПТ-25-90 ст.№8

-

71

71

71

71

71

71

71

ПТ-25-90 ст.№9

-

-

71

71

71

71

71

71

РОУ

20

70

91

91

91

91

91

91

ПТВМ-100 ст.№1

100

100

100

100

100

100

100

100

ПТВМ-100 ст.№2

100

100

100

100

100

100

100

100

ПТВМ-100 ст.№3

100

100

100

100

100

100

100

100

5,3.

Число часов использования тепловой мощности , ч

8760

8760

8784

8760

8760

8760

8784

8760

5.4.

Коэффициент использования установленной тепловой мощности

0,23

0,18

0,18

0,18

0,18

0,18

0,17

0,18

6.Удельная материальная характеристика тепловых сетей, приведенная к расчетной тепловой нагрузке.

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по тепловым сетям

1

материальная характеристика тепловой сети, м²

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

2

Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час

633.051

640,338

646.436

662,432

671,271

695,004

744,816

744,816

3

удельная материальная характеристика тепловых сетей АО «СТСК», м2/Гкал/ч

125,092

123,669

122,502

119,544

117,97

113,94

106,322

106,322

7.Доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме (как отношение величины тепловой энергии, отпущенной из отборов турбоагрегатов, к общей величине выработанной тепловой энергии в границах поселения, городского округа, города федерального значения.

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по источнику – котельная БГ

1

Выработка тепловой энергии, Гкал/год

6229

2096

2096

2096

2096

2096

2096

2096

2

Отпуск тепловой энергии, Гкал/год

6117

1877

1877

1877

1877

1877

1877

1877

3

доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме, %

98,20

89,55

89,55

89,55

89,55

89,55

89,55

89,55

8.Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии;

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по источнику – ТЭЦ

Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, гр/кВт˖ч

210,5

210,1

218,7

218,7

218,7

218,7

218,7

218,7

9.Коэффициент использования теплоты топлива (только для источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии);

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

9

по источнику – ТЭЦ

9.1

Отпуск тепла потребителям, Гкал

1200365

1102605

1138975

1108482

1108482

1108482

1108482

1108482

9.2

Отпуск электроэнергии, МВт˖ч

390079

400092

391947

400952

400952

400952

400952

400952

9.3

Расход газа, т.у.т.

280048

265495

275043

270317

270317

270317

270317

270317

9.4

Коэффициент использования теплоты топлива

0,78

0,78

0,77

0,77

0,77

0,77

0,77

0,77

10.Доля отпуска тепловой энергии, осуществляемого потребителям по приборам учета, в общем объеме отпущенной тепловой энергии;

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по тепловым сетям

1

Объем отпущенной тепловой энергии, тыс.Гкал

988,78813

942,75565

944,5529

944,5529

944,5529

944,5529

944,5529

944,5529

2

Объем отпущенной тепловой энергии потребителям по приборам учета, тыс.Гкал

630,6491

680,1982

708,4147

748,0859

803,8145

833,0957

853,8758

853,8758

3

Доля отпущенной тепловой энергии потребителям по приборам учета, %

63,78

72,15

75

79,2

85,1

88,2

90,4

90,4

11.Средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей (для каждой системы теплоснабжения).

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по тепловым сетям

1

количество тепловых сетей в двухтрубном исчислении, км

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

156,079

2

материальная характеристика тепловой сети, м²

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

3

средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей, лет

39,84

40,83

41,81

42,79

43,78

44,76

45,75

43,73

12.Отношение материальной характеристики тепловых сетей, реконструированных за год, к общей материальной характеристике тепловых сетей (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для каждой системы теплоснабжения, а также для поселения, городского округа, города федерального значения).

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по тепловым сетям

1

Материальная характеристика реконструированных тепловых сетей, м2

0

128,8

264,16

319

319

319

318

318

2

материальная характеристика всей тепловой сети, м²

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

79190

3

Отношение материальных характеристик реконструированных сетей и всей тепловой сети , %

0

0,16

0,33

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

13.Отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, реконструированного за год, к общей установленной тепловой мощности источников тепловой энергии (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для поселения, городского округа, города федерального значения).

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по ТЭЦ

13.1.

Установленная тепловая мощность,Гкал

594

715

725

725

725

725

725

725

13.2

Тепловая мощность вновь вводимых источников тепловой энергии

ПТ-25-90 ст.№8

-

71

-

-

-

-

-

-

ПТ-25-90 ст.№9

-

-

71

-

-

-

-

-

РОУ

-

50

21

-

-

-

-

-

13.3

Отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, вновь вводимого за год, к общей установленной тепловой мощности .

0

0,17

0,13

0

0

0

0

0

14.Отсутствие зафиксированных фактов нарушения антимонопольного законодательства (выданных предупреждений, предписаний), а также отсутствие применения санкций, предусмотренных Кодексом Российской Федерации об административных правонарушениях, за нарушение законодательства Российской Федерации в сфере теплоснабжения, антимонопольного законодательства Российской Федерации, законодательства Российской Федерации о естественных монополиях

ПОКАЗАТЕЛИ

Факт

план

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

по АО «СТСК» и АО «СГК»

1

факты нарушения антимонопольного законодательства

0

0

0

0

0

0

0

0

2

применение санкций, предусмотренных Кодексом Российской Федерации об административных правонарушениях

0

0

0

0

0

0

0

0

2.1

нарушение законодательства Российской Федерации в сфере теплоснабжения

0

0

0

0

0

0

0

0

2.2

нарушение антимонопольного законодательства Российской Федерации

0

0

0

0

0

0

0

0

2.3

нарушение законодательства Российской Федерации о естественных монополиях

0

0

0

0

0

0

0

0

Всего

0

0

0

0

0

0

0

0

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРОВА

НА ПЕРИОД ДО 2028 ГОДА

(ПО СОСТОЯНИЮ НА 2021 ГОД)

Раздел 14. Ценовые (тарифные) последствия.

г.Саров

2020 г.

1.Тарифно-балансовая расчетная модель теплоснабжения потребителей ЕТО АО "СТСК" (1 и 2 системы теплоснабжения)

(без НДС)

Наименование

Ед. изм.

2021 год

1 полугодие

2 полугодие

год

Подконтрольные расходы

тыс. руб.

82 812,54

42 038,30

124 850,83

Неподконтрольные расходы

тыс. руб.

62 841,33

60 859,41

123 700,74

Энергоресурсы

тыс. руб.

672 747,54

512 118,99

1 184 866,53

Покупка тепловой энергии в горячей воде у АО "СГК" (на технологические цели, компенсация потерь)

тыс. руб.

666 771,62

507 437,96

1 174 209,58

Расходы на приобретение холодной воды и теплоносителя, электрической энергии, расходы на топливо

тыс. руб.

5 975,92

4 681,03

10 656,95

Прибыль, РПП

тыс. руб.

6 584,65

4 934,96

11 519,61

Итого необходимая валовая выручка (НВВ) на горячую воду (без учета инвестиционной составляющей)

тыс. руб.

824 986,06

619 951,66

1 444 937,72

Тариф на тепловую энергию в горячей воде (без учета инвестиционной составляющей)

руб./Гкал

1 597,48

1 661,38

x

Объем реализации тепловой энергии потребителям в горячей воде

Гкал

516 429,67

373 154,64

889 584,31

Индекс роста тарифа АО «СТСК» с 01.07.2021 без учета инвестиционной составляющей (тепловая энергия в горячей воде)

4,00%

Прибыль на финансирование инвестиционной программы по собственным сетям

тыс. руб.

0,00

15 000,00

15 000,00

Налог на прибыль на величину инвестиционной составляющей из прибыли

тыс. руб.

0,00

3 750,00

3 750,00

Тариф на тепловую энергию в горячей воде (с учетом инвестиционной составляющей)

руб./Гкал

1 597,48

1 711,63

1 645,36

Индекс роста тарифа АО «СТСК» с 01.07.2021 учетом инвестиционной составляющей (тепловая энергия в горячей воде)

7,15%

Справочно:

Потери в тепловых сетях ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ" горячая вода (учтенные при установлении тарифов на 2019-2023 гг.) горячая вода

Гкал

19 531,90

15 040,44

34 572,34

Потери в тепловых сетях АО "СТСК" горячая вода (учтенные при установлении тарифов на 2019-2023 гг.) горячая вода

Гкал

75 421,30

62 845,40

138 266,70

Расход тепловой энергии на хозяйственные нужды котельной КБ-50 АО "СТСК" (горячая вода)

Гкал

50,90

61,80

112,70

Объем отпуска тепловой энергии источниками ТЭЦ АО "СГК" и котельной КБ №50 АО "СТСК" (горячая вода)

Гкал

611 433,77

451 102,28

1 062 536,05

в т.ч. объем тепловой энергии в горячей воде от ТЭЦ АО "СГК"

Гкал

610 670,05

450 646,00

1 061 316,05

в т.ч. объем тепловой энергии в горячей воде от котельной АО "СТСК"

Гкал

763,72

456,28

1 220,00

Объем отпуска тепловой энергии источником ТЭЦ АО "СГК" (пар)

Гкал

24 209,98

22 956,07

47 166,05

Объем отпуска тепловой энергии источником котельной КБ №50 АО "СТСК" (пар)

Гкал

284,44

305,56

590,00

Объем отпуска тепловой энергии источниками ТЭЦ АО "СГК" и котельной КБ №50 АО "СТСК" (ВСЕГО)

Гкал

635 928,18

474 363,92

1 110 292,10

Тариф АО "СГК" на тепловую энергию в горячей воде, руб./Гкал

руб./Гкал

1 127,95

1 164,90

x

Индекс роста тарифа АО "СГК" (тепловая энергия в горячей воде) с 01.07.2021 года

3,28%

2.Результаты оценки ценовых (тарифных) последствий реализации проектов схемы теплоснабжения на основании разработанных тарифно-балансовых моделей.

2.1.Описание изменений (фактических данных) в оценке ценовых (тарифных) последствий реализации проектов схемы теплоснабжения.

              Ценовые (тарифные) последствия реализации проектов схемы теплоснабжения на 2021 год сформированы с учетом актуализированных прогнозных показателей по отпуску тепловой энергии от ТЭЦ АО "Саровская Генерирующая Компания", а также от котельной АО «СТСК» в 2021 году. Величина необходимой валовой выручки (без учета инвестиционной составляющей) сформирована с учетом подконтрольных расходов, расходов на приобретение энергетических ресурсов, а также размера расчетной предпринимательской прибыли, утвержденных органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов в 2019 году при корректировке тарифов на тепловую энергию в горячей воде на 2021 год (Решение Региональной службы по тарифам Нижегородской области № 58/31 от 05.12.2019г.).

Стоимость покупной тепловой энергии в горячей воде у АО «Саровская Генерирующая Компания» (АО «СГК») отражена в тарифно-балансовой модели в соответствии с прогнозными показателями по отпуску тепловой энергии на 2021 год и величинами тарифов на тепловую энергию, поставляемую АО «Саровская Генерирующая Компания» на 2021 год, утвержденных Решением Региональной службы по тарифам Нижегородской области № 58/31 от 05.12.2019г.

Согласно тарифно-балансовой модели - совокупный индекс роста тарифа (без учета инвестиционной составляющей) на тепловую энергию в горячей воде, поставляемую АО «СТСК» потребителям с 01.07.2021 составит 4%, что соответствует параметрам роста совокупного платежа граждан за коммунальные услуги с 01.07.2021 согласно актуальному на 30.09.2019 прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года.

Параметрами тарифно-балансовой модели предусмотрен совокупный индекс роста тарифа на тепловую энергию в горячей воде, поставляемую АО «СТСК» потребителям с 01.07.2021 в размере 7,15% и превышающий индекс роста платы граждан за коммунальные услуги (за счет инвестиционной составляющей, соответствующей проекту инвестиционной программы АО «Саровская Теплосетевая Компания» в сфере теплоснабжения на 2021-2023 гг.).