Приложение 3

Схема
теплоснабжения г. Сарова на период до 2028 года
(Утверждаемая часть)

Раздел 4 Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии (раздел актуализирован по состоянию на 01.04.2017 года)

Разработчик:

АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ"

Муниципальный контракт

N 177683 от 01.07. 2013 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. 27
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 ЗАО "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. N К-112.

Рабочая документация выполнялась Приволжским филиалом института "ВНИПИЭНЕРГОПРОМ" г. Казань в 1985 - 1989 годах.

Установленная тепловая мощность ТЭЦ составляет 594 Гкал/час. В соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2011 N 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 блока среднего давления I очереди тепловая мощность ТЭЦ составит 725 Гкал/час.

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 31.12.2016 г. представлен в таблице N 1.

N	Наименование	Ед. изм.		Показатель	Примечание
При расчетной температуре Тнв = - 32°С и максимальных договорных и фактических тепловых нагрузках
1	Установленная тепловая мощность ТЭЦ		Гкал/час	710		энергетические котлы (8 шт.) - 410 Гкал/час, пиковые водогрейные котлы (3 шт.) - 300 Гкал/час
	в том числе тепловая мощность на выработку электроэнергии		Гкал/час	116
	в том числе нормативные потери тепла в теплосетях		Гкал/час	22,0
	в том числе расход на собственные нужды ТЭЦ		Гкал/час	25,0
2	Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ		Гкал/час	547,0		= (710 - 116 - 22 - 25)
3	Договорная максимальная тепловая нагрузка абонентов, в том числе:		Гкал/час	622,221		при Тнв = -32°С
	на отопление и вентиляцию		Гкал/час	505,24
	на горячее водоснабжение		Гкал/час	103,82
	на технологию (пар)		Гкал/час	13,171
4	Текущий дефицит при работе в режиме максимальных договорных нагрузок		Гкал/час	- 75,26		=(710 - 116 - 22 - 25 - 622,221)
5	Перспективный дефицит с учетом перспективных подключений до 2028 г (на 92.545 Гкал/час с учетом МКР-1А)) с учетом ввода 3-й очереди ТЭЦ		Гкал/час	- 36.66		см. Раздел 2
6	Перспективный дефицит с учетом перспективных подключений до 2028 г (на 92.545 Гкал/час с учетом МКР-1А) без ввода 3-й очереди ТЭЦ		Гкал/час	- 167.66		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" - 90.15 МВт (в соответствии с планом развития ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ" до 2025 года);

Для ввода жилья и социальной инфраструктуры развиваемых территорий - 34,95 МВт (в соответствии с программой развития инженерной инфраструктуры г. Саров).

2. Рост потребления тепловой энергии в размере 92.545 Гкал/час (согласно выданным условиям на подключение с 2015 по 2019 г.г. и с учетом перспективы ввода МКР-1А) в том числе:

Развитие ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ" - 31.205 Гкал/час;

Кластер и жилищное строительство - 24.918 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 N 2:

Перспективный максимум потребления до 2025 г.	185.1 МВт (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 N 3:

Перспективный максимум потребления до 2025 г.	185.1 МВт
Мощность ТЭЦ с вводом III очереди ТЭЦ и выводом I очереди	105 МВт
Перспективный дефицит	80.1 МВт

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. N 9 (135 Гкал/час);

- котлоагрегат Е-220-100 ст. N 10 (135 Гкал/час);

- турбоагрегат ПТ-25-90/10 ст. N 8 (25,0 МВт);

- турбоагрегат ПТ-25-90/10 ст. N 9 (25,0 МВт).

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 1 очереди 725 Гкал/час), в т.ч.: турбоагрегатов -,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 N 4 и N 5.

Таблица N 4. Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО "СГК".

Состав основного оборудования	ст. N	Тип	31.12.2013		31.12.2014		01.01.2015		31.12.2016		01.01.2017		01.01.2018				01.01.2019 - 01.01.2023
			МВт	Гкал/ч	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	4	23,6	4		23,6		-		-
	2	П-4-35/5 "Лаваль"	4	17,5	4	17,5	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	17,5	4		17,5		-		-
	4	П-4-35/5 "Лаваль"	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4		23,6		-		-
	6	ВПТ-25-4	30	105,9	30	105,9	30	105,9	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		25		85,7
	8	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	25	71	25		71		25		71
	9	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-		25		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	-	20	-	20	-	70	-		70		-		91
Пиковые водогрейные котлы	1	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-		100		-		100
	2	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-		100		-		100
	3	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-		100		-		100
Итого Саровская ТЭЦ			71	594	71	594	71	594	71	594	96	715	96	715		105		725
в том числе отборов паровых турбин			-	274	-	274	-	274	-	274	345	-	345	-		333,5
РОУ			-	20	-	20	-	20	-	20	70	-	70	-		91

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ по состоянию на 31.12.2016 года составляет 594,0 Гкал/ч.

Таблица N 5. Баланс перспективной тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в зоне действия ТЭЦ АО "СГК"

ТЭЦ АО "Саровская генерирующая компания" г. Саров	2013 (факт)	2014 (факт)	2015 (факт)	2016 (факт)	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 ТЭЦ, в т.ч.	594	594	594	594	715	715	725	725	2016 - 2017 год - ввод турбины N 8 2019 - ввод турбины N 9 и вывод мощности БСД
Тепловая мощность на собственные нужды	20,8	20,8	20,8	22	22	22	22	22
Тепловые потери	22	22	22	25	25	25	25	25
Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка	2,895	3.867	9,142	3.546	4,101	18,140	30,928	39.376 (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.
Присоединенная договорная тепловая нагрузка	621,047	619,368	621,066	622,221	626,322	644.462	675,43	714.766
Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности	-69,847	-68,168	-69.866	-75,221	41,668	23,538	2,57	-36,66

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 N 8, 9 суммарной мощностью 50 МВт 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"

N	Реализованные мероприятия/вехи	Дата	Описание полученного результата
1	Получение положительного заключения Государственной экспертизы на проектную документацию и результаты инженерных изысканий	09.07.2012 г.	Положительное заключение получено, что подтвердило целесообразность реализации проекта
2	Подготовка конкурсной документации	Июль - август 2012 г.	Эти мероприятия позволили организовать конкурентные процедуры
3	Проведение конкурентных процедур, заключение договоров на СМР по объектам I этапа строительства	Август - декабрь 2012 г.	Эти мероприятия позволили определить подрядчиков для выполнения строительно-монтажных работ
4	Получение разрешения на строительство	06.12.2012 г.	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. N 9	март - июнь 2013 г.
7	Ввод в эксплуатацию котла N 9. Подписан акт приемки оборудования после комплексного опробования.	05.11.2013 г.
8	Ввод в эксплуатацию ГРП-1 с газопроводами высокого и среднего давления.	27.10.2014 г.
9	Начало пусконаладочных работ турбоагрегата ПТ-25-90/10 ст. N 8	2016

Предстоящие ключевые мероприятия проекта "Строительство III очереди ТЭЦ"

N	Предстоящие ключевые вехи/ события проекта	Плановая дата	Ожидаемая дата
1	Проведение закупочных процедур по объектам II этапа строительства	начало работ - январь 2016 г. окончание работ - июль 2016 г.	начало работ - январь 2016 г. окончание работ - июль 2016 г.
2	Ввод в эксплуатацию турбоагрегата ПТ-25-90/10 ст. N 8	2016 - 2017 г	2016 - 2017 г
3.	Ввод в эксплуатацию турбоагрегата ПТ-25-90/10 ст. N 9	2019 г	2019 г

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 30°С 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 (45°С) 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 N 1/676-п от 09.08.2011 г. Государственной Корпорации "Росатом", писем Департамента развития научно-производственной базы ЯОК N 1-43/12117 от 03.04.2015 г. и N 1-43/51082 от 22.12.2015 г. о ежегодном снижении потребления энергоресурсов на 3% по отношению к базовым показателям 2015 г.

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. N 261-ФЗ в АО "Саровская Генерирующая Компания" проведено 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 N 1.

Реконструкция градирни была произведена в 1997 г. с заменой:

- безнапорной системы водораспределения на напорную с раструбными соплами 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 N 3.

Реконструкция градирни была произведена в 1997 г. с заменой:

- безнапорной системы водораспределения на напорную с тарельчатыми соплами 26 (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 N 5, N 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. N 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. N 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 N 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. N 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. N 6 и N 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 N 1;

- модернизация насосных агрегатов НКС N 1, 4, 5, 6 с применение частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов артезианских скважин N 1 - 4 с применение частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов декарбонизированной воды N 1, 2, 5, 6 с применение частотного регулирования;

- система частотного регулирования перекачивающего насоса ГВС N 2;

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

- система частотного регулирования насосных агрегатов летних сетевых насосов N 1, 3;

- система частотного регулирования конденсатных насосных агрегатов N 6, N 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 в части "Генерация", утвержденной решением Городской думы за N 83/6ГД от 20.10.2016 г. (актуализированная на декабрь 2016 г.)

N п/п	Наименование мероприятия	Срок выполнения	Источник финансирования	Общая стоимость мероприятий на 2016 - 2025 г.г.	Потребность в средствах на 2016 - 2025 г.г.	Сумма по годам
						2016	2017	2018	2019	2020	2021 - 2025
Генерация
Строительство
1	Строительство III очереди ТЭЦ	2016 - 2017	ВИ	677 352	677 352	405 000	272 352
2	Итого по строительству:			677 352	677 352	405 000	272 352
Реконструкция (модернизация)
3	Оснащение автоматической пожарной сигнализацией и системой оповещения и управления эвакуацией персонала при пожаре помещений ТЭЦ	2016	ВИ	3547	3547	3547
4	Реконструкция питательного насоса ПЭ270-150-3 с заменой электродвигателя на турбопривод	2016	ВИ	75306	75306	75306
5	Техперевооружение ГРУ-2 с заменой масляного выключателя СМВ-6 на вакуумный с заменой РЗА на микропроцессорную защиту	2017	ВИ	9966	9966		9966
6	Замена оросителя градирни N 1	2017	ВИ	8500	8500		8500
7	Итого по реконструкции (модернизации):		ВИ	97 319	97 319	78853	18466	0	0	0	0
8	Итого по генерации:		ВИ	774 671	774 671	483 853	290 818	0	0	0	0

ВИ - внебюджетные источники, в т.ч. средства ОАО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ"

По состоянию на февраль 2017 года откорректирован объем финансирования 3-й очереди ТЭЦ и актуализирован формат мероприятий:

N п/п	Наименование мероприятия	Срок выполнения	Источник финансирования	Потребность в средствах на 2016 - 2025, тыс. руб.
					2016	2017	2018	2019	2020	2021 - 2025
Генерация
Строительство
1	Строительство III очереди ТЭЦ *	2010 - 2016	ВИ	663 767	300 000	363 767
	Итого по строительству:			663 767	300 000	363 767	0	0	0	0
Кап. строительство
2	Монтаж трубопровода декарбонизированной воды ХВО-ГВС с установкой тепловой изоляции			3 461		3 461
	Итого по кап. строительству:		ВИ	3 461	0	3 461	0	0	0	0
Реконструкция
3	Реконструкция релейной защиты и автоматики ВЛ 220			5 230		5 230
4	Техническое перевооружение оборудования блока среднего давления ТЭЦ			64 389			31 669	32 720
	Итого по реконструкции:		ВИ	69 619	0	5 230	31 669	32 720	0	0
Техперевооружение
5	Техперевооружение собственными силами			16 803	8 543	590	3 540	4 130
6	Оснащение автоматической пожарной сигнализацией и системой оповещения и управления эвакуацией персонала при пожаре помещений ТЭЦ			3 895	2 033	1 862
7	Поставка и монтаж сплит-системы в мастерской БСД			77	77
8	Установка инженерно-технических средств охраны ограждения ТЭЦ			460	460
9	Разработка рабочей документации автоматической установки пожарной сигнализации и системы оповещения и управления эвакуацией на объектах АО "СГК"			413	413
10	Модернизация ГРУ-2 с заменой масляного выключателя СМВ-5 на вакуумный с заменой РЗА на микропроцессорную защиту.			8 992	8 992
11	Техперевооружение силового оборудования ГРУ-2, яч. 512 и 624			7 986	7 986
12	Проектирование объектов строительства ТЭЦ			29 324	6 468	22 856
13	Поставка и монтаж сплит-системы в служебных помещениях ТЭЦ			58	58
14	Приобретение силового оборудования ГРУ яч. 512 и 628 и ПСД на техническое перевооружение ячеек N 512 и 624			11 095	11 095
15	Выполнение проекта модернизации КИПиА установки ГВС			431	431
16	Система видеонаблюдения на проходных ТЭЦ			581	581
17	Поставка и монтаж сплит-системы в служебном помещении БВД			51	51
18	Техперевооружение ГРУ-2 с заменой масляного выключателя СМВ-6 на вакуумный с заменой РЗА на микропроцессорную защиту			11 760		11 760
19	Поставка и монтаж сплит-систем в помещения БСД			95		95
20	Поставка и монтаж сплит-систем в помещения БВД			95		95
21	Техперевооружение ГРУ, КРУСН с заменой масляных выключателей, на вакуумные и заменой РЗА на микропроцессорную защиту с проектом замены.			7 996		7 996
22	Замена оросителя градирни N 1			10 030		10 030
23	Модернизация АСУ ТП ГВС			17 700		17 700
24	Техперевооружение ГРУ-2 с заменой масляного выключателя СМВ-4А на вакуумный с заменой РЗА на микропроцессорную защиту			12 508			12 508
25	Техперевооружение ГРУ-2 с заменой масляного выключателя СМВ-4Б на вакуумный			11 682				11 682
	Итого по техперевооружению:		ВИ	152 031	47 188	72 983	16 048	15 812	0	0
Приобретение объектов основных средств
26	Приобретение объектов основных средств			3 885		3 885
	Итого по ПООС:		ВИ	3 885	0	3 885	0	0	0	0
	Итого по генерации:		ВИ	892 763	347 188	449 326	47 717	48 532	0	0

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 N 127 от 18.02.2010 г. и N 278 от 09.04.2010 г. Государственной Корпорации Росатом, реализованы следующие мероприятия:

- введена в эксплуатацию система частотного регулирования агрегатов сетевых насосов бойлерной установки N 1;

- модернизация насосных агрегатов НКС N 1, 4, 5, 6 с применение частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов артезианских скважин N 1 - 4 с применение частотного регулирования;

- модернизация насосных агрегатов декарбонизированной воды N 1, 2, 5, 6 с применение частотного регулирования;

- система частотного регулирования перекачивающего насоса ГВС N 2;

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

- система частотного регулирования насосных агрегатов летних сетевых насосов N 1, 3;

- система частотного регулирования конденсатных насосных агрегатов N 6, N 7.

В перспективных планах развития генерирующего комплекса планируется следующие мероприятия:

- 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. N 261-ФЗ в ЗАО "Саровская Генерирующая Компания" проведено 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

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

Реконструкция питательной электроустановки с установкой турбопривода заключается в замене электропривода питательного насоса на паровую турбину - турбопривод. При использовании электродвигателя регулирование работы питательного насоса осуществляется дросселированием. Регулирование дросселированием крайне неэкономично и ведет к быстрому износу насоса и арматуры.

При использовании же турбопривода регулирование работы питательного насоса производится изменением числа оборотов ротора. Такой вид регулирования является наиболее экономичным.

При решении проблемы увеличения тепловой нагрузки ТЭЦ целесообразно использовать взамен электропривода питательного насоса турбину, пар на которую будет поступать из коллектора 13 ата, а отработанный пар подаваться в теплофикационный коллектор 1,2 - 2,5 ата.

Таким образом, использование турбопривода питательного насоса взамен электродвигателя позволяет решить следующие основные задачи:

1. Эффективно регулировать производительность насоса за счет изменения числа оборотов ротора.

2. Поддержания при помощи питательного насоса минимального перепада давления на регулирующем клапане котлоагрегата.

3. Снизить потребление электроэнергии на собственные нужды за счет замены электропривода питательного насоса на турбопривод.

4. Увеличить выработку и отпуск электроэнергии и тепла на станции, за счет того, что в головную часть турбины подается дополнительный острый пар в количестве, необходимом для работы турбопривода.

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.

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 настоящее время за пределами назначенного срока службы работает оборудование Блока среднего давления Блок среднего давления введён в эксплуатацию 1951/1954 г.г.

В соответствии с Приложением N 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. N 1, 2, 3, 4 установленной мощностью по 4 МВт каждый), как не соответствующее минимальным техническим требованиям.

Вывод из эксплуатации турбогенераторов "Лаваль" ст. N 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 N 484 "О выводе объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации" вывод из эксплуатации оборудования, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, должен быть согласован органами местного самоуправления.

Текущий дефицит тепловой мощности на 2016 год составляет 75.221 Гкал/час;

дефицит электрической мощности составляет летом 21.2 МВт (при существующих присоединенных потребителях);

В рамках реализация мероприятия "Техническое перевооружение оборудования блока среднего давления ТЭЦ" в 2019 году планируется разработать техническое обоснование на перевооружение блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ).

Содержание и состав работы "Разработка технического обоснования на перевооружение блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ)".

Этап 1. Разработка технических решений на перевооружение блока среднего давления АО "СГК":

- Анализ технического состояния основного и вспомогательного оборудования АО "СГК", а также объектов инфраструктуры, прогноз по остаточном ресурсу;

- Выбор вариантов модернизации блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ), обеспечивающих изменение конструкции узла и/или оборудования путем замены деталей и/или узлов (элементов) на более совершенные в соответствии с современными нормами, направленными на улучшение характеристик оборудования и/или энергоустановки в целом, повышающих его надежность, эффективность, маневренность и безопасность эксплуатации;

- Выбор вариантов реконструкции блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ), обеспечивающих замещение морально и физически устаревшего оборудования и/или элементов технологической схемы на новые более совершенные;

- Выбор на основе проведенного анализа и согласование с Заказчиком наиболее приемлемых вариантов состава генерирующего оборудования блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ) при выполнении нового строительства объекта генерации;

- Согласование результатов с Заказчиком и разработка базовых вариантов для дальнейшей проработки проектных решений.

- Этап 2. Разработка основных проектных решений перевооружения блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ):

- Разработка и согласование основных проектных решений, составление сводного сметного расчета и графика реализации проекта.

- Этап 3. Разработка финансово-экономической модели Проекта, оценка эффективности основных вариантов реализации Проекта и разработка технического обоснования на перевооружение блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ):

- Разработка финансово-экономической модели технического обоснования на перевооружение блока среднего давления ТЭЦ и оценка эффективности Проекта для различных макроэкономических и технологических вариантов реализации Проекта;

- Анализ чувствительности основных финансово-экономических показателей проанализированных вариантов реализации Проекта.

- Разработка технического задания на выполнение проектной (проектно-сметной) документации на перевооружение блока среднего давления АО "СГК" (ТЭЦ).

АО "Саровская Генерирующая компания" Заместителю Председателя Правления ОАО "СО ЕЭС" поданы заявления на вывод из эксплуатации 4 турбогенераторов "Лаваль" ст. N 1, 2, 3, 4.

От ОАО "СО ЕЭС" получено Заключение о возможности вывода из эксплуатации турбогенераторов "Лаваль" ст. N 1, 2, 3, 4 Саровской ТЭЦ ЗАО "Саровская Генерирующая компания".

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.

Ввиду 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 в пиковый режим работы нецелесообразен.

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 ЗАО "СГК".

Таблица 7.1 Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ АО "СГК" по состоянию на 31.12.2015 г.

Наименование оборудования	Мощность отборов	Отборы пара в тоннах	Мощность источника по пару, Гкал	Мощность источника по горячей воде, Гкал
т/а N 1 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
	тепловая мощность конденсатора	11		6,09
т/а N 2 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
т/а N 3 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
т/а N 4 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
	тепловая мощность конденсатора	11		6,09
т/а N 6 ПТ-30-90/10/1,2	мощность производственного отбора	140	86,46	86,5
	мощность теплофикационного отбора	35	19,38	19,4
т/а N 7 ПР-25-90/110/0,9	мощность регулируемого отбора	96	58,62	58,6
	мощность противодавления	50	27,08	27,08
Установленная мощность турбоагрегатов		463	261,5	273,7
ПВК (ПТВМ-100) 3 ед.				300
РОУ			20	20
ИТОГО ТЭЦ			282	594

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. N 5 (акт списания N 9290/1014 от 30.05.2007 г.) 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 9.11.2009 г.) - 71 МВт.

Установленная тепловая мощность по состоянию на декабрь 2016 г. составляет 594 Гкал/ч, в т.ч.: турбоагрегатов - Гкал/ч, РОУ-20 Гкал/ч, пиковых водогрейных котлов - 300 Гкал/ч.

следующие:

Таблица 7.2 Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии в зонах действия источника тепловой энергии ТЭЦ АО "СГК" по состоянию на 31.12.2016 г.

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

N	Наименование	Максимальные (договорные) нагрузки на 01.12.2016 г.
		Пар (макс.)		ГВС (макс)	Цирк.	Отопл.(макс)	Вент.(макс)
1.	ТЭЦ АО "СГК"	13,171 Гкал/ч		92,31 Гкал/ч	11,5 Гкал/ч	316,636 Гкал/ч	188,604 Гкал/ч
Всего	622,221 Гкал/ч

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. N	Тип	31.12.2013		31.12.2014		01.01.2015		31.12.2016		01.01.2017		01.01.2018		01.01.2019 - 01.01.2023
			МВт	Гкал/ч	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	4	23,6	4	23,6	-	-
	2	П-4-35/5 "Лаваль"	4	17,5	4	17,5	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	17,5	4	17,5	-	-
	4	П-4-35/5 "Лаваль"	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	-	-
	6	ВПТ-25-4	30	105,9	30	105,9	30	105,9	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	25	85,7
	8	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	25	71	25	71	25	71
	9	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	25	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	-	20	-	20	-	70	-	70	-	91
Пиковые водогрейные котлы	1	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
	2	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
	3	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
Итого Саровская ТЭЦ			71	594	71	594	71	594	71	594	96	715	96	715	105	725
в том числе отборов паровых турбин			-	274	-	274	-	274	-	274	345	-	345	-	333,5
РОУ			-	20	-	20	-	20	-	20	70	-	70	-	91

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ по состоянию на 31.12.2016 года составляет 594,0 Гкал/ч.

Таблица 7.4 Баланс перспективной тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в зоне действия ТЭЦ ЗАО "СГК".

ТЭЦ ЗАО "Саровская генерирующая компания" г. Саров	2013 (факт)	2014 (факт)	2015 (факт)	2016 (факт)	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 ТЭЦ, в т.ч.	594	594	594	594	715	715	725	725	2016 - 2017 год - ввод турбины N 8 2019 - ввод турбины N 9 и вывод мощности БСД
Тепловая мощность на собственные нужды	20,8	20,8	20,8	22	22	22	22	22
Тепловые потери	22	22	22	25	25	25	25	25
Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка	2,895	3.867	9,142	3.546	4,101	18,140	30,928	39.376 (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.
Присоединенная договорная тепловая нагрузка	621,047	619,368	621,066	622,221	626,322	644.462	675,43	714.766
Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности	-69,847	-68,168	-69.866	-75,221	41,668	23,538	2,57	-36,66

7.2 Котельная КБ-50 ОАО "СТСК".

Отопительно-производственная Котельная КБ-50 ОАО "СТСК" 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; 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

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.

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, благодаря 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 10,8 м3/ч на 1 МВт расчетной нагрузки отопления (12,5 м3/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 N 2 промышленного района) и по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения (для системы теплоснабжения N 1).

Требование обеспечения надежности теплоснабжения при значительном износе оборудования и сетей промышленного района и КБ-50 привели к необходимости оптимизации расчетных параметров графиков путём срезки температуры воды в подающих магистралях на уровне 130 °С.

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 КБ-50 и 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 N 1	центральное, качественное	открытая	-32	+20	60	нет	150/70
ТЭЦ АО "СГК", система N 2	центральное, качественное	отсутствует	-32	+18	нет	130	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 полностью соответствует принципам государственной политики в области теплоснабжения, отраженной в статье 3 Федерального закона "О теплоснабжении" от 27 июля 2010 г. N 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. N 190-ФЗ:

- осуществление теплоснабжения потребителя 1-й категории - КБ-50 (здания больничного городка КБ-50) может осуществляться как от автономной котельной ОАО "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 2016 - 2017 г. для первой системы теплоснабжения

Рисунок 1 б - График зависимости температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха на отопительный период 2017 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 коэффициента 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), поскольку 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 250 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 50 КВт 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", 12 жилых домов ООО "Евросталь" в МКР-22 , 6 жилых домов ООО "Евросталь" в МКР-21 (кВ.4), радиотелевизионная передающая станция, торговый центр "Атом", здание пожарного депо в районе КПП-3,жилой дом N 156, 157 (пойма), Музрукова 39/2, Музрукова 391.

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.

Технико-экономическое обоснование применения температурного графика 150 - 70°С в сравнении с графиком 95 - 70°С.(цены 2015 года) представлено в таблице N 7.

Ключевые показатели функционирования системы теплоснабжения	Температурный график 150 - 70°С		Температурный график 95 - 70°С		Примечания
	Нат. показатель	Стоимость, тыс. руб.	Нат. показатель	Стоимость, тыс руб.
1	2	3	4	5	6
Тепловые потери	180761 Гкал/год	180761 х 899,47 = 162589 Тыс. руб/год	115080 Гкал/год - на 36% меньше, чем при 150 - 70°С	65681 Гкал/год (экономия 59078 тыс. руб/год)	Среднегодовая цена Гкал на генерацию 899,47 руб (решение РСТ N 60/50 от 19.12.2014 г)
Затраты на увеличение диаметров тепловых сетей	0	0	60 км	3300000	55 млн. руб. на монтаж 1 км. теплосетей по укрупненным показателям (2015 г.)
Расход теплоносителя	5000т/ч (в работе в среднем 5 насосов)	630 х 5 х 212 х 24 х 1,17 = 18751,8 тыс. руб/год	15000 т/ч (в работе в среднем 15 насосов)	630 х 15 х 212 х 24 х 1,17 = 56255 тыс. руб/год (увеличение на 37504 тыс. руб.)	Цена 1 кВт-ч на собственные нужды - 1.17 руб. (2015 г.) Nнас = 630 кВт, Q = 1000т/ч
Затраты на модернизацию тепловых узлов и тепловых энергоустановок абонентов	0	0	1870 зданий	49050 + 1215500 = 1264550 тыс. руб	1635 зданий с элеваторными узлами, РТП, АТП. (укрупненные затраты на модернизацию 1 элеваторного узла - 30 тыс. руб., на реконструкцию систем отопления и теплоснабжения калориферов в части увеличения диаметров трубопроводов и площадей нагревательных поверхностей - 650 тыс. руб.
Затраты на проектирование и установку сетевых насосов	0	0	10 насосов	2500 х 10 + 15000 = 40000 тыс. руб.	2500 тыс. руб. - стоимость насоса типа АЦН (г. Сумы) + 15000 тыс. руб проектирование и строительство площадей

Из приведенной таблицы следует, что переход на низкотемпературный теплоноситель в условиях г. Сарова - неокупаемое мероприятие:

- ежегодная экономия затрат в части тепловых потерь - 59078 тыс. руб./год.

- увеличение затрат собственных нужд источника на электроэнергию - 37504 тыс. руб./год.

- затраты на реконструкцию и капстроительство ТЭЦ, тепловых сетей и тепловых энергоустановок - 4604550 тыс. руб.

В итоге, срок окупаемости составит 79 лет.

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 N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Постановление Правительства РФ от 26.12.2014 N 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 N 190-ФЗ от 27 июля 2010 г. "О теплоснабжении", "Правила и нормы технической эксплуатации жилищного фонда" (утверждены Постановлением Госстроя РФ от 27.09.2003 N 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 выпукло и 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) Go, 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 (to1 = 150 °С, to2 = 70 °С, to3 = 95 °С, tе.р. = 18 °С) 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,

- расчетный расход сетевой воды, поступающий в элеваторные узлы,

- расчетный расход воды, поступающий в приборы отопления, Gп = (1 + u)Go,

- 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

- 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

°C,

°C,

°C

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 .

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")

°С (3')

.

Из (1), (2"), (3') следует система уравнений промежуточного вида

°С,

°С,

°С.

Решение приведенной системы имеет вид:

°С, °С, °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 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 :

; °С; °С; °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) х 100% = 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- 0,2 х (0,4 - 0,3) / 0,3] х 100% = 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 - 0,45 х (1,0 - 0,35) / 1,0] х 100% = 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 0,45 х 0,5 / 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 0,933 х (0,55 + 0,225 / 2,4) х 100% = 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 2014 году суммарное количество суток с температурой наружного воздуха ниже -17°С и соответственно с температурой теплоносителя на коллекторах ТЭЦ выше 115 °С 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).

Учитывая цикличность и малую продолжительность по времени архивирования указанных диапазонов температур в г. Саров целесообразно проанализировать возможность применения температурного графика со срезкой на 115 °С 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 N 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 ЗАО "СГК":

2016 - 2017 г.- турбины N 8 и N 9 ПТ-25-90/10.

2017 г. - котел N 10 Е-220-100.

Предложения по перспективной установленной тепловой мощности ТЭЦ ЗАО "СГК" отражены в таблице N 8.

Таблица N 8 Перспективная тепловая мощность ТЭЦ ЗАО "СГК" со сроками ввода и демонтажа оборудования.

Состав основного оборудования	ст. N	Тип	31.12.2013		31.12.2014		01.01.2015		31.12.2016		01.01.2017		01.01.2018		01.01.2019 - 01.01.2023
			МВт	Гкал/ч	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	4	23,6	4	23,6	-	-
	2	П-4-35/5 "Лаваль"	4	17,5	4	17,5	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	17,5	4	17,5	-	-
	4	П-4-35/5 "Лаваль"	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	-	-
	6	ВПТ-25-4	30	105,9	30	105,9	30	105,9	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	25	85,7
	8	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	25	71	25	71	25	71
	9	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	25	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	-	20	-	20	-	70	-	70	-	91
Пиковые водогрейные котлы	1	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
	2	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
	3	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
Итого Саровская ТЭЦ			71	594	71	594	71	594	71	594	96	715	96	715	105	725
в том числе отборов паровых турбин			-	274	-	274	-	274	-	274	345	-	345	-	333,5
РОУ			-	20	-	20	-	20	-	20	70	-	70	-	91

Таблица N 9. Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО "СГК" и объем подключенных нагрузок.

ТЭЦ АО "Саровская генерирующая компания" г. Саров	2013 (факт)	2014 (факт)	2015 (факт)	2016 (факт)	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 ТЭЦ, в т.ч.	594	594	594	594	715	715	725	725	2016 - 2017 год - ввод турбины N 8 2019 - ввод турбины N 9 и вывод мощности БСД
Тепловая мощность на собственные нужды	20,8	20,8	20,8	22	22	22	22	22
Тепловые потери	22	22	22	25	25	25	25	25
Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка	2,895	3.867	9,142	3.546	4,101	18,140	30,928	39.376 (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.
Присоединенная договорная тепловая нагрузка	621,047	619,368	621,066	622,221	626,322	644.462	675,43	714.766
Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности	-69,847	-68,168	-69.866	-75,221	41,668	23,538	2,57	-36,66

Таблица N 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