Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Схема
теплоснабжения г. Сарова на период до 2028 года
(Утверждаемая часть)
Раздел 2. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей
(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. Радиус эффективного теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение новых или увеличивающих тепловую нагрузку теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе на единицу тепловой мощности, определяемой для зоны действия каждого источника тепловой энергии |
4 |
2. Обоснование вывода из эксплуатации теплосети до п. Сатис |
12 |
3. Описание существующих и перспективных зон действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии |
20 |
4. Описание существующих и перспективных зон действия индивидуальных источников тепловой энергии |
25 |
5. Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в перспективных зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе |
27 |
Список использованной литературы
ФЗ РФ от 27.07.2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении"
Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения"
В.Н. Папушкин. Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое // Новости теплоснабжения, N 9 (сентябрь), 2010 г. с. 44-49
Экспресс-анализ зависимости эффективности транспорта тепла от удаленности потребителей. Новости теплоснабжения. - N 6. - 2006 г. - с. 36-38
Радиус эффективного теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение новых или увеличивающих тепловую нагрузку теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе на единицу тепловой мощности, определяемой для зоны действия каждого источника тепловой энергии
В ФЗ РФ от 27.07.2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении" [1] появилось определение радиуса эффективного теплоснабжения, который представляет собой максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения.
В ПП РФ от 22.02.2012 г. "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" [2] в п. 41 (м) после слов "расчет радиусов эффективного теплоснабжения" стоят в скобках слова "зоны действия источников тепловой энергии". Это означает тождественность радиуса эффективного теплоснабжения и зоны действия источника тепловой энергии. Данное обстоятельство подтверждается в статье В.Н. Папушкина "Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое" [3], где сказано, что в практике разработки перспективных схем теплоснабжения используется вполне адекватное радиусу эффективного теплоснабжения понятие зоны действия источника тепловой энергии.
В [2] дается понятие зоны действия источника тепловой энергии, под которой подразумевается территория поселения, городского округа или ее часть, границы которой устанавливаются закрытыми секционирующими задвижками тепловой сети системы теплоснабжения.
Решение задачи о том, нужно или не нужно трансформировать зону действия источника тепловой энергии, является базовой задачей построения эффективных схем теплоснабжения. В [3] также указано, что критерием выбора решения о трансформации зоны является не просто увеличение совокупных затрат, а анализ возникающих в связи с этим действием эффектов и необходимых для осуществления этого действия затрат.
Для оценки затрат применяется методика, изложенная в статье "Экспресс-анализ зависимости эффективности транспорта тепла от удаленности потребителя" журнала "Новости теплоснабжения" N 9-2010 г. [4], которая основывается на допущении, что в среднем по системе централизованного теплоснабжения, состоящей из источника тепловой энергии, тепловых сетей и потребителей затраты на транспорт тепловой энергии для каждого конкретного потребителя пропорциональны расстоянию до источника и мощности потребления.
Среднечасовые затраты на транспорт тепловой энергии от источника до потребителя определяются по формуле:
, (1) где
- мощность потребления;
- протяженность тепловой сети от источника до потребителя;
- коэффициент пропорциональности, который представляет собой удельные затраты в системе на транспорт тепловой энергии (на единицу протяженности тепловой сети от источника до потребителя и на единицу присоединенной мощности потребителя).
Для упрощения расчетов зону действия централизованного теплоснабжения рассматриваемого источника тепловой энергии будем условно разбивать на несколько крупных зон нагрузок. Для каждой из этих зон рассчитаем усредненное расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки () по формуле:
(2) где
- номер зоны нагрузок;
- расстояние по трассе (либо эквивалентное расстояние) от каждого здания зоны до источника тепловой энергии;
- присоединенная нагрузка здания;
- суммарная присоединенная нагрузка рассматриваемой зоны,
;
Присоединенная нагрузка к источнику тепловой энергии:
(3)
Средний радиус теплоснабжения по системе определяется по формуле:
(4)
Определяется годовой отпуск тепла от источника тепловой энергии (А), Гкал. При этом:
(5) где
- годовой отпуск тепла по каждой зоне нагрузок. Среднюю себестоимость транспорта тепла в зоне действия источника тепловой энергии принимаем равной тарифу на транспорт Т (руб./Гкал).
Годовые затраты на транспорт тепла в зоне действия источника тепловой энергии, (руб./год):
(6)
Среднечасовые затраты на транспорт тепла по зоне источника тепловой энергии:
, (7) где
- число часов работы системы теплоснабжения в год.
Удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла рассчитываются по формуле:
(8)
Величина Z остается одинаковой для всей зоны действия источника тепловой энергии.
Среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон, (руб./ч):
(9)
Вычислив Сi и Z, можно рассчитать для каждой выделенной зоны нагрузок в зоне действия источника тепловой энергии разницу в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника.
Подход к расчету радиуса эффективного теплоснабжения источника тепловой энергии.
На электронной схеме наносится зона действия источника тепловой энергии с определением площади территории тепловой сети от данного источника и присоединенной тепловой нагрузки.
Определяется средняя плотность тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии (Гкал/ч/Га, Гкал/ч/км2).
Зона действия источника тепловой энергии условно разбивается на зоны крупных нагрузок с определением их мощности Qi и усредненного расстояния от источника до условного центра присоединенной нагрузки (Li).
Определяется максимальный радиус теплоснабжения, как длина главной магистрали от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя, присоединенного к этой магистрали Lмах (км) [4].
Определяется средний радиус теплоснабжения по системе Lср.
Определяются удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла
Определяются среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон Сi , руб./ч.
Определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне с учетом расстояния до источника Вi, млн. руб.
Определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне без учета расстояния до источника
, млн. руб.
Для каждой выделенной зоны нагрузок в зоне действия источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника и делаются выводы об эффективности транспорта тепла в ту или иную зону в зависимости от расстояния, о перспективе подключения новой нагрузки, расположенной ближе к источнику тепловой энергии или о строительстве нового источника для покрытия нагрузок.
1.1 Определение радиусов эффективного теплоснабжения ТЭЦ
Плотность тепловой нагрузки по ТЭЦ составляет 2,998 (Гкал/ч)/га.
На рисунке 1 показана расчетная схема ТЭЦ.
Для определения радиуса действия ТЭЦ зона ее действия разбита на 2 зоны с определением расстояния от центра зоны до ТЭЦ.
В таблице 1 приведены результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне ТЭЦ с определением радиуса эффективного теплоснабжения.
Таблица 1 - Результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне ТЭЦ с определением радиуса эффективного теплоснабжения
Показатель |
зоны теплоснабжения |
Сумма |
|
1 система |
2 система |
||
Исходные данные | |||
Расстояние Li, км |
7,021 |
6,468 |
13,489 |
Мощность Qi, Гкал/ч |
369,47 |
237,91 |
607,38 |
Годовой отпуск Аi, тыс. Гкал |
795,21 |
230,95 |
1026,16 |
Расчет с учетом расстояния до источника | |||
Li x Qi, км х Гкал/ч |
2594,05 |
1538,80 |
4132,85 |
Средний радиус теплоснабжения Lср, км | |||
Эффективный радиус теплоснабжения Lэф, км |
8,40 |
4,11 |
|
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла В, тыс. руб. |
|
|
1269524,11 |
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла по каждой зоне Вi, тыс. руб. |
796836,80 |
472687,30 |
1269524,11 |
Удельные затраты на выработку и транспорт тепла Z, руб./ч /((Гкал/ч) х км) |
|
|
36,05 |
Среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Сi, руб./ч |
93525,45 |
55479,73 |
149005,18 |
Удельные на единицу отпуска тепла среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Si, руб./ч/Гкал |
0,118 |
0,240 |
|
Себестоимость выработки и транспорта тепла Si0, руб./Гкал |
1002,04 |
2046,70 |
|
Расчет без учета расстояния | |||
Годовые затраты на транспорт тепла Вi0, тыс. руб. |
983802,00 |
285722,10 |
1269524,11 |
Рис. 1 зоны теплоснабжения ТЭЦ
Анализ зоны теплоснабжения ТЭЦ
Максимальный радиус теплоснабжения зоны ТЭЦ составляет 11,919 км (расстояние от ТЭЦ до п. Сатис).
Радиус эффективного теплоснабжения составляет по зоне "1 система" - 8,4 км, по зоне "2 система" - 4,11 км
При расчете с учетом расстояния до источника, себестоимость транспорта тепла в зоне 2 системы превышает принятую себестоимость.
Вывод:
1. Существующие и перспективные тепловые мощности объектов 1-й системы теплоснабжения находятся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения.
2. П. Сатис и объекты бывшей в/ч "Барракуда" находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения. "Правила вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей" (утверждены постановлением Правительства РФ от 06.09.2012 N 889) предусматривают, что если продолжение эксплуатации объектов по требованию органа местного самоуправления ведет к некомпенсируемым финансовым убыткам, собственникам или иным законным владельцам указанных объектов должна быть обеспечена компенсация в соответствии с бюджетным законодательством Российской Федерации.
АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" в 2016 году начинает реализовывать процедуру вывода теплосети до п. Сатис из эксплуатации в сентябре 2016 года. Соответствующие уведомления за N 201/048 от 14.01.2016 г. направлены Главе Администрации Дивеевского района, Главе Администрации Сатисского сельсовета, Директору МП "Сатисское ЖКХ".
Обоснование вывода из эксплуатации теплосети до п. Сатис.
Предполагаемый срок вывода из эксплуатации тепловой сети до п. Сатис - октябрь 2016 г (истечение 8 месячного срока получения органом местного самоуправления уведомления о выводе. Уведомление о выводе направлено Главе Администрации Дивеевского района письмом за N 201/413 от 11.02.2016 г.
Причиной вывода сети из эксплуатации является то обстоятельство, что ее эксплуатация убыточна (убытки около 10 млн. руб. в год):
- данная теплосеть выработала нормативный срок службы, источника финансирования на реконструкцию нет, поскольку период окупаемости свыше 10 лет;
- потребители п. Сатис и объекты бывшей в/ч "Барракуда" находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения;
- основная часть этой сети находится за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров, что существенно усложняет обслуживание, кроме этого часто происходит хищение покровного и теплоизоляционного слоя трубопроводов, порча изоляции при сжигании сухой травы в весенний период;
- фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП "Сатисское ЖКХ";
- для соблюдения температурного режима в объектах МП "Сатисское ЖКХ" вынуждено потреблять повышенный расход теплоносителя из-за большой протяженности теплосети, что приводит к дополнительному потреблению электроэнергии насосного оборудования источника и нерациональному гидравлическому режиму работы теплосети.
Причиной вывода сети из эксплуатации является то обстоятельство, что ее эксплуатация убыточна (убытки около 10 млн. руб. в год):
- данная теплосеть выработала нормативный срок службы, источника финансирования на реконструкцию нет, поскольку период окупаемости свыше 10 лет;
- потребители п. Сатис и объекты бывшей в/ч "Барракуда" находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения;
- основная часть этой сети находится за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров, что существенно усложняет обслуживание, кроме этого часто происходит хищение покровного и теплоизоляционного слоя трубопроводов, порча изоляции при сжигании сухой травы в весенний период;
- фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП "Сатисское ЖКХ";
- для соблюдения температурного режима в объектах МП "Сатисское ЖКХ" вынуждено потреблять повышенный расход теплоносителя из-за большой протяженности теплосети, что приводит к дополнительному потреблению электроэнергии насосного оборудования источника и нерациональному гидравлическому режиму работы теплосети.
АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" ранее неоднократно направляло в адрес Администрации Дивеевского района запросы о планируемых сроках строительства в п. Сатис котельных. Однако до настоящего времени ситуация со стороны Администрации Дивеевского района не разрешена.
При этом обращаю Ваше внимание, что в случае принятия решения о приостановлении вывода тепловой сети из эксплуатации, оставляем за собой право требовать возмещения из бюджета Дивеевского района и/или бюджета поселка Сатис некомпенсируемых финансовых убытков согласно нормам Правил и положений бюджетного законодательства.
Анализ отпуска и реализации тепловой энергии по тепловой сети ТЭЦ-п. Сатис на основании фактических показаний приборов в павильоне N 3 и у абонентов в отопительном сезоне 2016 г.
Таблица 8*
N п/п |
Наименование показателя |
Ед. изм. |
январь |
февраль |
март |
апрель |
октябрь |
ноябрь |
декабрь |
ИТОГО |
1 |
Отпуск т/э от Пав. N 3 |
Гкал |
6380,746 |
4095,168 |
4073,112 |
2116,765 |
3033,483 |
4388,614 |
6047,950 |
30135,836 |
2 |
Потребление т/э в/ч Барракуда (ЦТП2) |
Гкал |
297,790 |
167,800 |
181,050 |
95,830 |
134,200 |
197,470 |
264,150 |
1338,290 |
|
Потери |
32,751 |
30,638 |
32,751 |
28,525 |
32,751 |
31,694 |
32,751 |
221,861 |
|
3 |
Потребление т/э п. Сатис (ЦТП1) |
Гкал |
1836,600 |
1103,280 |
1175,460 |
619,500 |
811,800 |
1257,240 |
1665,640 |
8469,520 |
|
Потери |
25,656 |
24,001 |
25,656 |
22,346 |
25,656 |
24,828 |
25,656 |
173,799 |
|
4 |
Всего потребления т/э |
Гкал |
2134,390 |
1271,080 |
1356,510 |
715,330 |
946,000 |
1454,710 |
1929,790 |
9807,810 |
5 |
Всего тепловые потери по тс потребителя |
Гкал |
58,407 |
54,639 |
58,407 |
50,871 |
58,407 |
56,523 |
58,407 |
395,660 |
6 |
Всего потребление и тепловые потери потребителя |
Гкал/мес |
2192,797 |
1325,719 |
1414,917 |
766,201 |
1004,407 |
1511,233 |
1988,197 |
10203,470 |
6 |
факт. потери по т/с АО "СТСК" |
Гкал |
4187,949 |
2769,449 |
2658,195 |
1350,564 |
2029,076 |
2877,381 |
4059,753 |
19932,366 |
7 |
нормативные потери по т/с АО "СТСК" |
Гкал |
1234,600 |
942,444 |
985,900 |
765,823 |
712,298 |
1032,794 |
1197,330 |
6871,188 |
8 |
сверхнормативные потери по т/с АО "СТСК" |
Гкал |
2953,349 |
1827,005 |
1672,295 |
584,742 |
1316,777 |
1844,587 |
2862,423 |
13061,178 |
9 |
температура наружного воздуха |
град. С |
-10,45 |
-1,01 |
0,08 |
8,34 |
4,68 |
-2,97 |
-8,04 |
-0,62 |
10 |
Стоимость покупки тепловой энергии АО "СТСК" с ТЭЦ |
руб. |
5980928,74 |
3838564,398 |
3817890,615 |
1984128,32 |
2968505,403 |
4294609,399 |
5918402,5 |
28803029,39 |
11 |
Стоимость покупки топлива АО "СГК" |
руб. |
4046031,23 |
2596745,775 |
2582760,192 |
1342240,56 |
1962026,211 |
2838511,326 |
3911753,3 |
19280068,61 |
12 |
Стоимость реализации тепла АО "СТСК" |
руб. |
2622475,54 |
1585493,38 |
1692169,957 |
916337,598 |
1323748,13 |
1991714,262 |
2620324,3 |
12752263,19 |
13 |
Убыток АО "СТСК" |
руб. |
3358453,19 |
2253071,018 |
2125720,657 |
1067790,72 |
1644757,273 |
2302895,137 |
3298078,2 |
16050766,20 |
Из приведенного анализа следует:
1. Фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис в 1,9 раза превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП "Сатисское ЖКХ" (19932 Гкал/год и 10203 Гкал/год соответственно).
2. АО "СТСК" в 2016 году понес затраты на покупку тепловой энергии для п. Сатис в количестве 30135 Гкал на сумму 28.8 млн. руб., реализация тепловой энергии составила 10203 Гкал/год (12,75 млн. руб).
3. Фактические потери тепловой энергии превышают нормативные в 2.92 раза.
Нумерация разделов приводится в соответствии с источником
12.2 Определение радиусов эффективного теплоснабжения котельной КБ-50
Плотность тепловой нагрузки по котельной Больничного городка составляет 1,072 (Гкал/ч)/га.
На рисунке 2 показана расчетная схема котельной Больничного городка.
Для определения радиуса действия котельной Больничного городка зона ее действия разбита на 4 зоны с определением расстояния от центра зоны до котельной.
В таблице 2 приведены результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне котельной Больничного городка с определением радиуса эффективного теплоснабжения.
Таблица 2 - Результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне котельной КБ-50 с определением радиуса эффективного теплоснабжения
|
зоны теплоснабжения |
Сумма |
||||
Показатель |
А |
Б |
В |
Г |
|
|
Исходные данные | ||||||
Расстояние Li, км |
0,229 |
0,407 |
0,715 |
0,83 |
0,636 |
|
Мощность Qi, Гкал/ч |
0,552 |
1,189 |
1,962 |
1,661 |
5,364 |
|
Годовой отпуск Аi, тыс. Гкал |
1,31 |
2,82 |
4,66 |
3,94 |
12,74 |
|
Расчет с учетом расстояния до источника | ||||||
Li x Qi, км х Гкал/ч |
0,13 |
0,48 |
1,40 |
1,38 |
3,39 |
|
Средний радиус теплоснабжения Lср, км |
0,63 |
|
|
|
|
|
Эффективный радиус теплоснабжения Lэф, км |
1,75 |
0,98 |
0,56 |
0,48 |
|
|
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла В, тыс. руб. |
|
|
|
|
15755,23 |
|
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла по каждой зоне Вi, тыс. руб. |
587,18 |
2247,87 |
6516,30 |
6403,88 |
15755,23 |
|
Удельные затраты на выработку и транспорт тепла Z, руб./ч /((Гкал/ч)хкм) |
|
|
|
|
545,20 |
|
Среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Сi, руб./ч |
68,92 |
263,83 |
764,82 |
751,63 |
1849,21 |
|
Удельные на единицу отпуска тепла среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Si, руб./ч/Гкал |
0,053 |
0,093 |
0,164 |
0,191 |
|
|
Себестоимость выработки и транспорта тепла Si0, руб./Гкал |
448,04 |
796,30 |
1398,91 |
1623,91 |
|
|
Расчет без учета расстояния | ||||||
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла Вi0, тыс. руб. |
1621,34 |
3492,35 |
5762,81 |
4878,71 |
15755,23 |
Рис. 2 Зоны теплоснабжения котельной КБ-50
Анализ зоны теплоснабжения котельной Больничного городка
Максимальный радиус теплоснабжения зоны котельной Больничного городка составляет 0,83 км.
Радиус эффективного теплоснабжения составляет
По зоне "А" - 1,75 км, по зоне "Б" - 0,98 км, по зоне "В" - 0,56, по зоне "Б" - 0,48
При расчете с учетом расстояния до источника, себестоимость транспорта тепла в зонах В и Г превышает принятую себестоимость.
Нумерация разделов приводится в соответствии с источником
2. Описание существующих и перспективных зон действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии
На территории города Саров в настоящее время имеются 2 источника тепловой энергии - ТЭЦ АО "Саровская Генерирующая Компания" и отопительно-производственная котельная Больничного городка КБ-50, находящаяся на балансе ОАО "Саровская Теплосетевая Компания".
2.1. Зона действия котельной КБ-50 АО "СТСК".
Отопительно-производственная Котельная КБ-50 установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС, а также паром на технологические нужды прачечной.
Дальнейшее развитие территории больничного городка, подключение новых объектов и изменение тепловых нагрузок программами развития города не предусмотрено. Зона действия котельной в перспективе сохранится без изменений.
Расчетная присоединенная нагрузка котельной КБ-50 на 31.12.2016:
- На отопление и вентиляцию 5,409 Гкал/ч
- На ГВС 1,960 Гкал/ч - На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч
Всего 7,758 Гкал/ч
Зона действия котельной КБ-50
2.2. Зона действия ТЭЦ АО "СГК".
Саровская ТЭЦ установленной тепловой мощностью 594 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение селитебной и промышленной частей г. Саров. В перспективе до 2027 года в зону действия ТЭЦ будут включены все вновь строящиеся объекты кроме застройки Северного района города и зон индивидуального теплоснабжения.
Присоединенная нагрузка ТЭЦ АО "СГК" по состоянию на 31.12.2016 г.:
- На отопление и вентиляцию 505,24 Гкал/ч (в т.ч. вентиляция 188.604 Гкал/ч)
- На ГВС 92,31 Гкал/ч (в т.ч. циркуляция 11,5 Гкал/ч)
- На технологические нужды(пар) 13,171 Гкал/ч
Всего 622,221 Гкал/ч
Зона ТЭЦ
3. Описание существующих и перспективных зон действия индивидуальных источников тепловой энергии
Зоны децентрализованного теплоснабжения располагаются, прежде всего, в кварталах застройки одно-двухквартирными жилыми домами с приусадебными земельными участками с плотностью тепловой нагрузки 0,12 - 0,25 Гкал/час на 1 га.
Теплоснабжение данных жилых домов осуществляется бытовыми газовыми котлами.
Указанные существующие области децентрализованного теплоснабжения расположены в следующих районах:
Центральный район:
- в западной части города: ул. Димитрова, Южная, Заводская, Речная, Гайдара, переулки Речной, Заводской;
- в южной части города: ул. Ключевая, ул. Родниковая.
Заречный район:
- в северной части города: ул. Дорожная, ТИЗ (ул. Энтузиастов, проезды Ореховый, Ясеневый, Земляничный, Сиреневый, Солнечный, Осенний, Дружбы, Цветочный, Светлый, Радужный, ул. Нижегородская, Тенистая, Новая, Рябиновая, Товарищеская), Балакирева, Котовского, Разина, Осипенко, Полевая, Московская, Строительная, Красногвардейская, 8 Марта, Гоголя, Герцена, Мичурина, Горького, Маяковского;
- в западной части города: ул. Кирова, Чехова, Тургенева, Буденного, Садовая, Озерная, Чкалова, Лесная, Менделеева, Озерная, Кутузова, Ломоносова, Володарского, Комсомольская, Западная, Зорге, Комсомольский проезд.
Администрацией города Сарова с учетом планируемых темпов строительства предполагается, что объемы жилищного строительства к концу 2020 года в зонах действия индивидуальных источников тепловой энергии составят:
Градостроительные направления развития города Сарова в зонах действия индивидуальных источников тепловой энергии |
Объемы жилищного строительства (тыс. кв. м) |
Численность населения (чел.) |
Сроки освоения территории строительством объектов |
|
Западное направление развития |
МКР 20 кварталы 1, 2, 3 (коттеджное строительство) |
15 |
345 |
2010 - 2012 |
МКР-22 квартал 7 (коттеджное строительство) |
3,7 |
90 |
2012 - 2013 |
|
Территория между техническим кварталом 23 и территорией садоводческого товарищества им. Гагарина (коттеджное строительство) |
11 |
260 |
2014 - 2016 |
|
Район поймы реки Сатис (смешанная жилая застройка) |
65,7 |
1 500 |
2012 - 2018 |
|
Северное направление развития |
ТИЗ-1 (индивидуальное жилищное строительство) |
90,6 |
1 800 |
2010 - 2020 |
Кварталы 1, 2А, 2Б, 3 Северного жилого района (коттеджное строительство) |
37,5 |
850 |
2010 - 2012 |
|
Северное направление развития (резервные территории) |
ТИЗ-2 (индивидуальное жилищное строительство) |
96,6 |
1 930 |
2016 - 2020 |
4. Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в перспективных зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе
4.1 Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источников тепловой энергии.
Таблица 4.1.1 Перспективная тепловая мощность котельной КБ-50 ОАО "СТСК"
Марка установленных котлов |
Производительность парового котла, т/час |
Установленная тепловая мощность котла, Гкал |
КПД котла, % |
Год ввода в эксплуатацию |
КВГМ-4-150 |
- |
4 |
89,8 |
2000 |
КВГМ-4-150 |
- |
4 |
89,1 |
2000 |
Е-1,0-0,9Г-Д |
1 |
0,56 |
86,3 |
2002 |
Е-1,0-0,9Г-Д |
1 |
0,56 |
86,5 |
2002 |
ИТОГО |
|
9,12 |
|
|
Общая установленная мощность теплофикационного оборудования котельной составляет 9,12 Гкал/ч
Техническое освидетельствование оборудования, поднадзорного Ростехнадзору РФ, проводится в сроки установленные нормативными документами в области промышленной безопасности.
Оборудование с продленным срокам эксплуатации отсутствует. Предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации котельной не имеется.
Значения установленной тепловой мощности основного оборудования отопительно-производственной котельной КБ-50 в перспективе до 2027 года изменяться не будут.
Таблица 4.1.2 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.
4.2 Существующие и перспективные технические ограничения на использование установленной тепловой мощности и значения располагаемой мощности основного оборудования источников тепловой энергии
Располагаемая тепловая мощность станции на 31.12.2016 г. составляет:
Наименование оборудования (турбины) |
Стационарный номер |
тип |
Мощность отборов |
Установленная мощность источника по пару, Гкал/час |
Установленная мощность источника по горячей воде, Гкал/час |
Располагаемая мощность источника по пару, Гкал/час |
Располагаемая мощность источника по горячей воде, Гкал/час |
Турбина |
1 |
П-4-35/5 |
мощность регулируемого отбора |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
тепловая мощность конденсатора |
|
6,1 |
|
6,094 |
|||
Турбина |
2 |
П-4-35/5 |
мощность регулируемого отбора |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
тепловая мощность конденсатора |
|
|
0 |
0 |
|||
Турбина |
3 |
П-4-35/5 |
мощность регулируемого отбора |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
тепловая мощность конденсатора |
|
|
0 |
0 |
|||
Турбина |
4 |
П-4-35/5 |
мощность регулируемого отбора |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
тепловая мощность конденсатора |
|
6,1 |
|
6 |
|||
Турбина |
6 |
ПТ-30-90/10/1,2 |
мощность производственного отбора |
86,5 |
86,5 |
86,5 |
86,5 |
мощность теплофикационного отбора |
19,4 |
19,4 |
19,4 |
19,4 |
|||
Турбина |
7 |
ПР-25-90/110/0,9 |
мощность регулируемого отбора |
58,6 |
58,6 |
58,6 |
58,6 |
мощность противодавления |
27,0 |
27 |
27 |
27 |
|||
Установленная мощность турбоагрегатов |
261,5 |
273,5 |
261,5 |
273,5 |
|||
ПВК |
3 |
|
|
0 |
300 |
0 |
300 |
РОУ |
|
|
|
20 |
20 |
20 |
20 |
ИТОГО ТЭЦ |
|
282 |
594 |
282 |
594 |
Ограничений тепловой мощности оборудования станции нет.
Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии ТЭЦ АО "СГК"
N |
Наименование |
Максимальные (договорные) нагрузки на 31.12.2016 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 |
Располагаемая тепловая мощность станции с вводом двух котлоагрегатов Е-220-100 и двух турбоагрегатов ПТ-25-90/10:
Наименование оборудования (котлов) |
Стационарный номер |
Маркировка |
Отпуск пара тонн |
Мощность котлоагрегатов Гкал |
Наименование оборудования (турбины) |
Расход пара на турбины, РОУ, ПТВМ тонн |
В Гкал |
Отпуск тепла потребителям в Гкал с отборов, РОУ и ПВК |
||
Котлоагрегат |
1 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 1 |
41 |
26 |
23,6 |
||
Котлоагрегат |
2 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 2 |
41 |
26 |
17,5 |
||
Котлоагрегат |
3 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 3 |
41 |
26 |
17,5 |
||
Котлоагрегат |
4 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 4 |
41 |
26 |
23,6 |
||
Котлоагрегат |
5 |
ТС-35 |
35 |
22 |
|
|
|
|
||
ИТОГО БСД |
175 |
110 |
|
164 |
103 |
82,1 |
||||
Котлоагрегат |
6 |
ТП-170 |
170 |
102 |
турбины N 6 |
240 |
144 |
105,8 |
||
Котлоагрегат |
7 |
БКЗ-160 |
160 |
99 |
турбина N 7 |
190 |
114 |
85,7 |
||
Котлоагрегат |
8 |
БКЗ-160 |
160 |
99 |
турбина N 8 |
180 |
111 |
71 |
||
Котлоагрегат |
9 |
БКЗ-220 |
220 |
135 |
|
|
|
|
||
Котлоагрегат |
10 |
БКЗ-220 |
220 |
135 |
турбина N 9 |
180 |
111 |
71 |
||
ИТОГО БВД |
930 |
571 |
|
790 |
480 |
333,5 |
||||
С паровых котлоагрегатов |
1105 |
681 |
|
954 |
583 |
415,6 |
||||
ПВК |
3 ед. |
ПТВМ-100 |
|
300 |
|
|
300 |
300 |
||
С РОУ |
|
|
|
|
|
151 |
85 |
84,5 |
||
ИТОГО ТЭЦ |
|
|
1105 |
981 |
|
1105 |
977 |
800 (без вывода БСД) |
||
ИТОГО ТЭЦ |
|
|
|
|
|
|
|
725 (с выводом БСД) |
Перспективных технических ограничений на использование установленной тепловой мощности ТЭЦ не планируется.
4.3 Существующие и перспективные затраты тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды источников тепловой энергии.
Расчет расхода тепла на собственные нужды оборудования турбинного цеха в 2016 г.
Показатели |
Обозначение |
Един. Изм. |
Январь |
Февраль |
Март |
Апрель |
Май |
Июнь |
Июль |
Август |
Сентябрь |
Октябрь |
Ноябрь |
Декабрь |
БСД |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура наружного воздуха |
tн.в. |
°С |
-10,5 |
-1,01 |
0,08 |
8,76 |
15,7 |
19,2 |
22,3 |
22 |
10,8 |
4,7 |
-2,97 |
-8,04 |
Количество пусков турбин БСД |
nт |
|
3 |
2 |
2 |
3 |
8 |
11 |
|
2 |
4 |
3 |
1 |
3 |
Коэффициент простоя котлов |
|
|
1 |
1 |
0,983 |
1 |
1 |
1 |
0,999 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0,978 |
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов |
|
|
0 |
0 |
0,02 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,02 |
Расход тепла на с.н. при пусках турбин |
Q пуск |
Гкал |
9,3 |
6,2 |
6,2 |
9,3 |
24,8 |
34,1 |
0 |
6,2 |
12,4 |
9,3 |
3,1 |
9,3 |
Часовой расход тепла на отопление |
_ Q о. |
Гкал/ час |
0,35 |
0,19 |
0,18 |
0,05 |
|
|
|
|
0,035 |
0,115 |
0,22 |
0,28 |
Часовой расход тепла на вентиляцию |
_ Q в. |
Гкал/ час |
0,12 |
0 |
0 |
0 |
|
|
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД |
Q с.н.т |
Гкал |
359 |
138,4 |
140,1 |
45,3 |
24,8 |
34,1 |
0 |
6,2 |
18,3 |
94,9 |
161,5 |
217,6 |
БВД |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Количество пусков турбин БВД |
nт |
|
|
|
|
|
1 |
1 |
|
|
3 |
1 |
0 |
1 |
Расход тепла на с.н. при пусках турбин |
Qпуск |
Гкал |
0 |
0 |
0 |
0 |
4 |
4 |
|
|
12 |
4 |
0 |
4 |
Коэффициент простоя котлов |
|
|
0,249 |
0,223 |
0,270 |
0,394 |
0,750 |
0,8 |
0,8 |
0,75 |
0,679 |
0,363 |
0,357 |
0,496 |
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов |
|
|
0,66 |
0,648 |
0,587 |
0,448 |
0,206 |
0,2 |
0,2 |
0,178 |
0,254 |
0,503 |
0,521 |
0,462 |
Часовой расход тепла на отопление главного корпуса |
_ Q о. |
Гкал/ час |
0,2 |
0,12 |
0,1 |
0,026 |
|
|
|
|
0,02 |
0,07 |
0,15 |
0,25 |
Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса |
_ Q в. |
Гкал/ час |
0,37 |
0,225 |
0,2 |
0,1 |
0,05 |
|
|
|
0 |
0,14 |
0,22 |
0,25 |
Температура холодного воздуха БВД |
tх. в. БСД |
°С |
15 |
17 |
15 |
18 |
18 |
|
|
|
18 |
16 |
16 |
15 |
Часовой расход на отопление и вентиляцию помещений 2 категории |
_ Q о+в.2 |
Гкал/ час |
0,35 |
0,22 |
0,2 |
0,08 |
0,04 |
|
|
|
0 |
0,14 |
0,24 |
0,3 |
Время отопления |
tотоп |
час |
744 |
696 |
744 |
720 |
0 |
0 |
0 |
0 |
168 |
744 |
720 |
744 |
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД |
Qс. н. К |
Гкал |
684,5 |
393,2 |
372 |
148,3 |
10,5 |
4 |
0 |
0 |
15,4 |
264,4 |
439,2 |
599,2 |
Расхода тепла на собственные нужды оборудования котельного цеха в 2016 г.
Показатели |
Обозначение |
Ед. Изм. |
Январь |
Февраль |
Март |
Апрель |
Май |
Июнь |
Июль |
Август |
Сентябрь |
Октябрь |
Ноябрь |
Декабрь |
|
БСД |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура наружного воздуха |
tн.в. |
°С |
-10,5 |
-1,01 |
0,08 |
8,76 |
15,7 |
19,2 |
22,3 |
22 |
10,8 |
4,7 |
-2,97 |
-8,04 |
|
температура при отоплении |
|
|
|
|
|
|
|
12,4 |
|
|
9,1 |
|
|
|
|
Время работы котлов |
ф |
|
0 |
0 |
62 |
0 |
0 |
0 |
2,7 |
0 |
0 |
0 |
0 |
82,7 |
|
Количество пусков котлов БСД |
nк |
|
0 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
|
Расход тепла на с.н. при пусках котлов |
Qпуск |
Гкал |
0 |
0 |
8,2 |
0 |
0 |
0 |
8,2 |
0 |
0 |
0 |
0 |
16,4 |
|
Расход глубокоумягченной воды на восполнение пароводяных потерь в цикле |
Gгув |
тыс. т. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
0 |
|
Выработка перегретого пара котлами |
Gк |
тыс. т. |
|
|
2,1 |
|
|
|
0,1 |
|
|
|
0 |
2,4 |
|
Часовой расход тепла |
Qбр |
|
0 |
0 |
1,9 |
0 |
0 |
0 |
0,1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2,1 |
|
Коэффициент простоя котлов |
|
|
1 |
1 |
0,983 |
1 |
1 |
1 |
0,999 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0,978 |
|
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,018 |
|
Расход тепла на восполнение паровод. потерь в цикле БСД |
Qвпу |
Гкал |
0,0 |
0 |
0,004 |
0 |
0 |
0 |
0,0001 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,005 |
|
Потери тепла с непрерывной и периодической продувкой |
Qнпп |
Гкал |
0 |
0 |
0,005 |
0 |
0 |
0 |
0,0001 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,005 |
|
Часовой расход тепла на отопление главного корпуса |
_ Qо. |
Гкал/ час |
1,3 |
0,7 |
0,65 |
0,08 |
|
|
|
|
|
|
0,85 |
1,15 |
|
Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса |
_ Qв. |
Гкал/ час |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номинальный расход тепла на общеобменную вентиляцию главного корпуса |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура холодного воздуха БСД |
tх. в. БСД |
0С |
18 |
18 |
18 |
18 |
18 |
18 |
18 |
18 |
16 |
16 |
16 |
15 |
|
Время отопления |
|
час |
744 |
696 |
744 |
720 |
0 |
0 |
0 |
0 |
168 |
744 |
720 |
744 |
|
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД |
Q с. н. К |
Гкал |
967,2 |
487,2 |
491,8 |
57,6 |
0 |
0 |
8,2 |
0 |
0 |
0 |
612,0 |
872, |
|
БВД |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Количество пусков котлов |
nк |
|
4 |
|
1 |
2 |
1 |
2 |
|
|
|
2 |
3 |
2 |
3 |
Время работы котлов |
ф |
|
2234 |
2088 |
2172 |
1746 |
745 |
720 |
744 |
744 |
926 |
1897 |
1850,5 |
1499,3 |
|
Расход тепла на с.н. при пусках котлов |
Qпуск |
Гкал |
71,6 |
0 |
17,9 |
35,8 |
17,9 |
35,8 |
0 |
0 |
35,8 |
53,7 |
35,8 |
53,7 |
|
Расход глубокоумягченной воды на восполнение пароводяных потерь в цикле |
Gгув |
тыс. т. |
56 |
48 |
52 |
49 |
42 |
40 |
39 |
36 |
39 |
50 |
52 |
52 |
|
Невозврат конденсата пара от потребителей |
Gнев |
тыс. т. |
8,6 |
8,08 |
8,67 |
8,01 |
6,18 |
5,37 |
7,30 |
5,18 |
6,37 |
7,21 |
7,9 |
8,73 |
|
Выработка перегретого пара котлами |
Gк |
тыс. т. |
347,3 |
308,2 |
308,4 |
227,5 |
108,5 |
99,8 |
99,6 |
93,3 |
129 |
264,5 |
264,8 |
242,8 |
|
Часовой расход тепла |
_ Qбр |
|
287,6 |
282,5 |
255,4 |
194,7 |
89,8 |
85,4 |
82,5 |
77,3 |
110,5 |
219 |
226,6 |
201,04 |
|
Коэффициент простоя котлов |
|
|
0,25 |
0,22 |
0,27 |
0,39 |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
0,68 |
0,36 |
0,36 |
0,5 |
|
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов |
|
|
0,66 |
0,65 |
0,59 |
0,45 |
0,21 |
0,2 |
0,19 |
0,18 |
0,25 |
0,5 |
0,52 |
0,46 |
|
Расход тепла на восполнение паровод. Потерь в цикле БСД |
Qвпу |
Гкал |
6,43 |
5,63 |
6,36 |
6,18 |
5,3 |
5,07 |
4,89 |
4,55 |
4,7 |
5,94 |
6,14 |
6,06 |
|
Потери тепла с непрерывной и периодической продувкой |
Qнпп |
Гкал |
1,22 |
1,08 |
1,08 |
0,8 |
0,38 |
0,35 |
0,35 |
0,33 |
0,45 |
0,93 |
0,93 |
0,85 |
|
Часовой расход тепла на отопление главного корпуса |
_ Qо. |
Гкал/ час |
0,6 |
0,35 |
0,3 |
0,08 |
|
|
|
|
0,1 |
0,2 |
0,45 |
0,7 |
|
Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса |
_ Qв. |
Гкал/ час |
0,57 |
0,35 |
0,3 |
0,12 |
|
|
|
|
0,08 |
0,22 |
0,37 |
0,4 |
|
Температура холодного воздуха БВД |
tх.в.БСД |
0С |
15 |
15 |
17 |
18 |
|
|
|
|
18 |
15 |
18 |
15 |
|
Часовой расход тепла на технологическую вентиляцию |
_ Qобщ. |
Гкал/ час |
0,57 |
0,35 |
0,3 |
0,22 |
0,19 |
|
|
|
0,08 |
0,54 |
0,37 |
0,4 |
|
Часовой расход на отопление и вентиляцию помещений 2 категории |
_ Qо+в.2 |
Гкал/ час |
0,68 |
0,35 |
0,32 |
0,05 |
|
|
|
|
|
0 |
0,42 |
0,6 |
|
Время отопления |
|
час |
744 |
696 |
744 |
720 |
72 |
|
|
|
168 |
744 |
720 |
744 |
|
Количество сожженного мазута |
Вмаз |
тонн |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
0 |
0 |
|
|
|
Время сжигания мазута |
tмаз |
час |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Удельный расход тепла на слив мазута |
м qсл |
Гкал/т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расход тепла на потери в окружающую среду |
_ м. Qпот. |
Гкал/ час |
0,198 |
0,192 |
0,191 |
0,187 |
0,182 |
|
|
|
0,186 |
0,189 |
0,193 |
0,195 |
|
Расход тепла на нагрев мазута |
_ м Qсж. |
Гкал/ час |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарный расход тепла на мазутное хозяйство |
Qмх |
Гкал |
148,8 |
130,3 |
143,5 |
136 |
36 |
|
|
|
27,1 |
142 |
140,4 |
146,5 |
|
Расход тепла с паром на мазутные форсунки |
Qмф |
Гкал |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД |
Qс.н.К |
Гкал |
1921 |
1123 |
1176 |
625 |
286 |
41,2 |
5,2 |
4,9 |
93,9 |
915 |
1025,6 |
1472 |
|
Номинальный расход тепла на отопление и вентиляцию ПВК часовой |
|
|
0,285 |
0,19 |
0,18 |
0,09 |
|
|
|
|
0 |
0,13 |
0,21 |
0,26 |
|
Расход тепла на отопление ПВК |
|
|
212 |
127,7 |
133,9 |
64,8 |
|
|
|
|
0 |
96,7 |
151,2 |
193,44 |
|
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД и ПВК |
Qс.н.К |
Гкал |
2133 |
1251 |
1310 |
690 |
286 |
41,2 |
5,2 |
4,9 |
93,9 |
1012 |
1176,8 |
1665,4 |
Расход тепла на собственные нужды ТЭЦ
Расход тепла на хозяйственные нужды ТЭЦ
Расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды (факт 2016 года)
Показатели |
Един. Изм. |
Январь |
Февраль |
Март |
Апрель |
Май |
Июнь |
Июль |
Август |
Сентябрь |
Октябрь |
Ноябрь |
Декабрь |
Итого за год |
котельный цех. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД |
Гкал |
967,2 |
487,2 |
491,8 |
57,6 |
0 |
0 |
8,2 |
0 |
0 |
0 |
612 |
872 |
3496 |
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД |
Гкал |
2132,7 |
1250,7 |
1309,7 |
690 |
286 |
41,2 |
5,2 |
4,9 |
93,9 |
1011,7 |
1176,8 |
1665,4 |
9668,3 |
ИТОГО собственные нужды котельный цех |
Гкал |
3099,9 |
1737,9 |
1801,5 |
747,6 |
285 |
41,2 |
13,4 |
4,9 |
93,9 |
1011,7 |
1788,8 |
2537,4 |
13164,3 |
турбинный цех | ||||||||||||||
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД |
Гкал |
359 |
138,4 |
140,1 |
45,3 |
24,8 |
34,1 |
0 |
6,2 |
18,3 |
94,9 |
161,5 |
217,6 |
1240,2 |
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД |
Гкал |
684,5 |
393,3 |
372 |
148,3 |
10,5 |
4 |
0 |
0 |
15,3 |
264,4 |
439,2 |
599,2 |
2930,68 |
ИТОГО собственные нужды турбинный цех |
Гкал |
1043,5 |
531,7 |
512,1 |
193,6 |
35,3 |
38,1 |
0 |
6,2 |
33,6 |
359,3 |
600,7 |
816,82 |
4170,88 |
Расход тепла на хоз. нужды |
Гкал |
1679,1 |
901,06 |
890,6 |
505,6 |
442,3 |
467 |
477,7 |
499 |
422,1 |
486,4 |
912,6 |
1395,97 |
9079,41 |
ИТОГО расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды (Гкал) |
26414,6 |
Расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды с вводом двух котлоагрегатов Е-220-100 и двух турбоагрегатов ПТ-25-90/10
Показатели |
Един. Изм. |
Январь |
Февраль |
Март |
Апрель |
Май |
Июнь |
Июль |
Август |
Сентябрь |
Октябрь |
Ноябрь |
Декабрь |
Итого за год |
котельный цех. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД |
Гкал |
923 |
860,8 |
596 |
195,5 |
0,5 |
0,5 |
0,4 |
0,5 |
84,50 |
253,6 |
511,8 |
819,1 |
4246,2 |
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД |
Гкал |
2788,0 |
2375,3 |
1895,2 |
1170,0 |
257,5 |
113,3 |
115,7 |
135,1 |
561,40 |
1259,4 |
1698,1 |
2216,9 |
14585,9 |
ИТОГО собственные нужды котельный цех |
Гкал |
3711,0 |
3236,1 |
2491,2 |
1365,5 |
258,0 |
113,8 |
116,1 |
135,6 |
645,9 |
1513,0 |
2209,9 |
3036,0 |
18832,1 |
турбинный цех | ||||||||||||||
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД |
Гкал |
315 |
255,1 |
178,6 |
76,6 |
3,1 |
0,00 |
0 |
0 |
9,00 |
91,5 |
165,6 |
248,6 |
1343,1 |
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД |
Гкал |
692 |
558,0 |
409 |
174 |
0,00 |
0 |
0 |
0 |
28,00 |
224,00 |
374 |
543 |
3002 |
ИТОГО собственные нужды турбинный цех |
Гкал |
1007,0 |
813,1 |
587,6 |
250,6 |
3,1 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
37,0 |
315,5 |
539,6 |
791,6 |
4345,1 |
Расход тепла на хоз. нужды |
Гкал |
|
13997,6 |
|||||||||||
ИТОГО расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды (Гкал) |
37174,8 |
Перспективный расход тепла на собственные и хозяйственные нужды ТЭЦ
4.4 Значения существующей и перспективной тепловой мощности источников тепловой энергии нетто
Значения существующей тепловой мощности станции нетто на 31.12.2016 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 |
||
Тепловые нагрузки на собственные и хозяйственные нужды |
20,8 |
||||
Тепловые потери в сетях |
22 |
||||
Существующая тепловая мощность станции нетто |
551,2 |
Значения перспективной тепловой мощности станции с вводом двух котлоагрегатов Е-220-100 и двух турбоагрегатов ПТ-25-90/10
Наименование оборудования (котлов) |
Стационарный номер |
Маркировка |
Отпуск пара тонн |
Мощность котлоагрегатов Гкал |
Наименование оборудования (турбины) |
Расход пара на турбины, РОУ, ПТВМ тонн |
В Гкал |
Отпуск тепла потребителям в Гкал с отборов, РОУ и ПВК |
Котлоагрегат |
1 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 1 |
41 |
26 |
23,6 |
Котлоагрегат |
2 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 2 |
41 |
26 |
17,5 |
Котлоагрегат |
3 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 3 |
41 |
26 |
17,5 |
Котлоагрегат |
4 |
ТС-35 |
35 |
22 |
турбина N 4 |
41 |
26 |
23,6 |
Котлоагрегат |
5 |
ТС-35 |
35 |
22 |
|
|
|
|
ИТОГО БСД |
175 |
110 |
|
164 |
103 |
82,1 |
|
|
Котлоагрегат |
6 |
ТП-170 |
170 |
102 |
турбины N 6 |
240 |
144 |
105,8 |
Котлоагрегат |
7 |
БКЗ-160 |
160 |
99 |
турбина N 7 |
190 |
114 |
85,7 |
Котлоагрегат |
8 |
БКЗ-160 |
160 |
99 |
турбина N 8 |
180 |
111 |
71 |
Котлоагрегат |
9 |
БКЗ-220 |
220 |
135 |
|
|
|
|
Котлоагрегат |
10 |
БКЗ-220 |
220 |
135 |
турбина N 9 |
180 |
111 |
71 |
ИТОГО БВД |
930 |
571 |
|
790 |
480 |
333,5 |
|
|
С паровых котлоагрегатов |
1105 |
681 |
|
954 |
583 |
415,6 |
|
|
ПВК |
3 ед. |
ПТВМ-100 |
|
300 |
|
|
300 |
300 |
С РОУ |
|
|
|
|
|
151 |
85 |
84,5 |
ИТОГО ТЭЦ |
|
|
1105 |
981 |
|
1105 |
977 |
800 (без вывода 1 очереди) |
Тепловая мощность на собственные и хозяйственные нужды |
22 |
|||||||
Тепловые потери в сетях |
25 |
|||||||
Перспективная тепловая мощность станции нетто |
753 (без вывода 1 оч.) |
|||||||
Перспективная тепловая мощность станции нетто |
678 (с выводом 1 оч.) |
4.5 Значения существующих и перспективных потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям, включая потери тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и потери теплоносителя, с указанием затрат теплоносителя на компенсацию этих потерь
Показатели существующих тепловых потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям приведены в таблицах N 1, 2.
Таблица N 1 Потери и затраты теплоносителя:
Наименование системы централизованного теплоснабжения |
2014 |
2015 |
2016 |
% к среднегод. объему тепловой сети |
|||
норматив, м3 (т) |
отчет, м3 (т) |
норматив, м3 (т) |
отчет, м3 (т) |
норматив, м3 (т) |
отчет, м3 (т) |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1-ая система СЦТ-1 |
Теплоноситель - вода (м3) |
||||||
341351,0 |
- |
319827,4 |
- |
320847 |
|
2424,7 |
|
Теплоноситель - пар (т) | |||||||
2,60 |
- |
2,6 |
- |
|
|
|
|
2-ая система СЦТ-1 |
Теплоноситель - вода (м3) |
||||||
109315,6 |
- |
113309 |
- |
113766,7 |
|
2466,4 |
|
Теплоноситель - пар (т) | |||||||
46,1 |
- |
46,1 |
- |
45,6 |
|
9,6 |
|
Система теплоснабжения г. Саров от котельной КБ-50 |
Теплоноситель - вода (м3) |
||||||
1798 |
- |
1798 |
- |
1804 |
|
2464,8 |
|
Теплоноситель - пар (т) | |||||||
0,0042 |
- |
0,0042 |
- |
0,0042 |
|
1,6 |
|
Теплоноситель - конденсат (м3) | |||||||
0,62 |
- |
0,62 |
- |
0,62 |
|
606,3 |
Таблица N 2 Потери тепловой энергии:
Наименование системы |
2014 |
2015 |
2016 |
|||||||||
|
норматив, тыс. Гкал |
отчет, тыс. Гкал |
Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал |
% потерь к отпуску |
норматив, тыс. Гкал |
отчет, тыс. Гкал |
Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал |
% потерь к отпуску |
Норматив (сети СТСК), тыс. Гкал |
Отчет( все потери), тыс. Гкал |
Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал |
% потерь к отпуску |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
Теплоноситель - вода |
|||||||||||
1-ая система СЦТ-1 |
101,64 |
96,528 |
886,082 |
10,89 |
107,95 |
138,344 |
825,97 |
16,75 |
107,76 |
145,55 |
868,213 |
16,76 |
|
Теплоноситель - пар |
|||||||||||
1,56 |
1,56 |
5,29 |
29,43 |
1,56 |
1,56 |
5,29 |
29,49 |
|
|
|
|
|
2-ая система СЦТ-1 |
Теплоноситель - вода |
|||||||||||
33,01 |
50,96 |
249,717 |
20,41 |
33,33 |
31,4362 |
238,491 |
13,18 |
34,14 |
31,306 |
246,019 |
12,73 |
|
Теплоноситель - пар | ||||||||||||
9,79 |
9,77 |
70,4 |
13,89 |
9,7774 |
9,7555 |
62,6537 |
15,57 |
9,8037 |
9,771 |
61,216 |
15,96 |
|
Система теплоснабжения г. Саров от котельной КБ-50 |
Теплоноситель - вода |
|||||||||||
1,3 |
1,255 |
14,073 |
8,92 |
1,28 |
1,2193 |
13,68 |
8,91 |
1,21 |
1,214 |
12,614 |
9,62 |
|
Теплоноситель - пар | ||||||||||||
0,004 |
0,00672 |
0,707 |
0,95 |
0,0044 |
0,00669 |
0,65 |
1,03 |
0,0044 |
0,658 |
0,6264 |
1,07 |
|
Теплоноситель - конденсат | ||||||||||||
0,00234 |
|
- |
- |
0,00234 |
|
- |
- |
0,00234 |
- |
- |
- |
Всего за 2016 г:
Нормативные тепловые потери СТСК и ФГУП РФЯЦ-ВНИИЭФ - 187,981 тыс. Гкал
Фактические тепловые потери СТСК -189,699 тыс. Гкал, фактические тепловые потери выше нормативных, поскольку в 2016 г. наблюдалась более низкая среднемесячная температура наружного воздуха и более раннее начало отопительного периода.
График тепловых потерь в сетях за 2016 г
Значения существующих и перспективных потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям
N п/п |
Наименование показателя |
Ед. изм. |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 - 2028 |
1 система теплоснабжения | ||||||||
1. |
Отопление |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
72 672 |
78 587 |
83313 |
83344 |
81888 |
82 587 |
1.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
12 540 |
13 852 |
14282 |
13995 |
13657 |
13 852 |
1.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
60 132 |
64 735 |
69031 |
69349 |
68231 |
68 735 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. |
ГВС |
|
|
|
|
|
|
|
2.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
55 441 |
59 252 |
59905 |
59478 |
59251 |
60 952 |
2.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
5 944 |
6 687 |
5019 |
4924 |
4920 |
6 687 |
2.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
49 497 |
52 565 |
54886 |
54554 |
54331 |
54 265 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. |
Пар |
|
|
|
|
|
|
|
3.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
1 365 |
1 557 |
|
|
|
|
3.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
1,4 |
1,4 |
|
|
|
|
3.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
1363,6 |
1555,6 |
|
|
|
|
2 система теплоснабжения | ||||||||
1. |
Отопление |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
32 159 |
31 228 |
30783,7 |
31827,6 |
30824,8 |
22 501 |
1.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
5 285 |
5 404 |
5 893 |
6080 |
5921 |
5 404 |
1.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
26 874 |
25 824 |
24890,7 |
25748 |
24903,8 |
17 097 |
2. |
ГВС |
|
|
|
|
|
|
|
2.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
1 855 |
1 786 |
2544 |
2316 |
2320 |
2316 |
2.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
129 |
105 |
125 |
115 |
115 |
115 |
2.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
1 726 |
1 681 |
2419 |
2200 |
2205 |
2200 |
3. |
Пар |
|
|
|
|
|
|
|
3.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
10 753 |
9 789 |
9 777 |
9804 |
9778 |
9804 |
3.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
33 |
31 |
31 |
31,3 |
31,3 |
31,3 |
3.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
10 720 |
9 758 |
9 746 |
9773 |
9746,7 |
9773 |
Итого по системе теплоснабжения от ТЭЦ | ||||||||
1. |
Т/потери в сетях от ТЭЦ всего, в т.ч. |
Гкал |
174 245,0 |
182 199,3 |
187 879,2 |
186768,6 |
184062,8 |
178160 |
1.1 |
по ГВ |
Гкал |
162 127,0 |
170 853,3 |
176545,1 |
176964,6 |
174284,3 |
168356 |
1.2 |
по пару |
Гкал |
12 118,0 |
11 346,0 |
11334,1 |
9804 |
9778,4 |
9804 |
Тепловые сети от котельной КБ-50 | ||||||||
1. |
Отопление |
|
|
|
|
|
|
|
1.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
530 |
618 |
598 |
602 |
592 |
602 |
1.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
53 |
62 |
60 |
61 |
60 |
61 |
1.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
477 |
556 |
538 |
542 |
532 |
542 |
2. |
ГВС |
|
|
|
|
|
|
|
2.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
626 |
686 |
686 |
603 |
635 |
603 |
2.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
34 |
37 |
37 |
35 |
35 |
35 |
2.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
592 |
649 |
649 |
569 |
600 |
569 |
3. |
Пар |
|
|
|
|
|
|
|
3.1 |
Тепловые потери |
Гкал |
5,6 |
6,7 |
6,7 |
6,7 |
6,7 |
6,7 |
3.2 |
в т.ч. с ПСВ |
Гкал |
0,072 |
0,069 |
0,069 |
0,069 |
0,069 |
0,069 |
3.3 |
В т.ч. через изоляцию |
Гкал |
5,528 |
6,631 |
6,631 |
6,631 |
6,631 |
6,631 |
Итого по тепловым сетям котельной КБ-50 | ||||||||
1. |
Т/потери в сетях от котельной КБ-50 всего, в т.ч. |
Гкал |
1 161,8 |
1 310,7 |
1 290,4 |
1212,4 |
1234 |
1212,4 |
1.1 |
по ГВ |
Гкал |
1 156,2 |
1 304,0 |
1283,7 |
1205,7 |
1227,3 |
1205,7 |
1.2 |
по пару |
Гкал |
5,6 |
6,7 |
6,7 |
6,7 |
6,7 |
6,7 |
Всего по системе теплоснабжения г. Саров |
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Т/потери в сетях всего, в т.ч. |
Гкал |
175 406,8 |
183 510,0 |
189169,6 |
187981 |
185296,8 |
179372.4 |
1.1 |
по ГВ |
Гкал |
163 283,2 |
172 157,3 |
177828,8 |
178170,3 |
175511,7 |
169561.7 |
1.2 |
по пару |
Гкал |
12 123,6 |
11 352,7 |
11340,8 |
9810,7 |
9785,1 |
9810,7 |
4.6 Затраты существующей и перспективной тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей
В существующей и перспективной схеме теплоснабжения затраты тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей отсутствуют.
Все затраты учитываются в расчетах нормативных технологических потерь при передаче тепловой энергии по тепловым сетям и приведены п. 4.5 настоящего раздела.
4.7 Значения существующей и перспективной резервной тепловой мощности источников теплоснабжения, в том числе источников тепловой энергии, принадлежащих потребителям, и источников тепловой энергии теплоснабжающих организаций, с выделением аварийного резерва и резерва по договорам на поддержание резервной тепловой мощности.
Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка в зоне действия ТЭЦ АО "СГК" (с вводом 3-й очереди):
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 |
|
В договорах теплоснабжения на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.
Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка в зоне действия в зоне действия ТЭЦ АО "СГК" (без ввода 3-й очереди):
ТЭЦ ЗАО "Саровская генерирующая компания" 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 ТЭЦ, в т.ч. |
594 |
594 |
594 |
594 |
594 |
594 |
594 |
594 |
Без учета вновь вводимого оборудования |
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 |
-75,22 |
-79.32 |
-97.462 |
-128.43 |
-167 |
|
В договорах теплоснабжения на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.
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 5,409 Гкал/ч
- На ГВС 1,960 Гкал/ч
- На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч
Всего 7,758 Гкал/ч
Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии представлены в таблицах.
Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка в зоне действия в зоне действия 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 |
|
В договорах теплоснабжения на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.
Значения существующей и перспективной тепловой нагрузки потребителей, устанавливаемые по договорам теплоснабжения, договорам на поддержание резервной тепловой мощности, долгосрочным договорам теплоснабжения, в соответствии с которыми цена определяется по соглашению сторон, и по долгосрочным договорам, в отношении которых установлен долгосрочный тариф.
Таблица 4.8.1 Значения существующей нагрузки потребителей, установленной по договорам теплоснабжения в зонах действия существующих источников тепловой энергии
N |
Наименование |
Дог. |
Дог. |
Дог. |
Дог. |
Дог. |
|
Пар (макс.) |
ГВС (макс) |
Цирк. |
Отопл.(макс) |
Вент.(макс) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Ед. измерения |
Гкал/ч |
Гкал/ч |
Гкал/ч |
Гкал/ч |
Гкал/ч |
1. |
ТЭЦ АО "СГК" |
13,171 |
92,31 |
11.5 |
316,636 |
188,604 |
2. |
Котельная КБ-50 ОАО "СТСК" |
0,389 |
1,739 |
0,221 |
3,420 |
1,989 |
3. |
Всего по ТЭЦ АО "СГК" |
622,221 |
||||
4. |
Всего по ОАО "СТСК" |
7,758 |
||||
5. |
Суммарная по 2-м источникам |
629,979 |
Значения перспективной присоединенной тепловой нагрузки потребителей в зонах действия существующих и перспективных источников тепловой энергии в городе Саров:
|
2013 |
2014 |
2015 (факт) |
2016 (факт) |
2017 (прогноз) |
2018 (прогноз) |
2019 - 2022 (прогноз) |
2023 - 2028 (прогноз) |
Примечания |
Гкал/час |
Гкал/час |
Гкал/час |
Гкал/час |
Гкал/час |
Гкал/час |
Гкал/час |
Гкал/час |
||
ТЭЦ АО "СГК" |
621,047 |
619,368 |
621,066 |
622.221 |
626,322 |
644.462 |
675,43 |
714.766 |
Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации. |
Котельная КБ-50 ОАО "СТСК" |
7,758 |
7,758 |
7,758 |
7,758 |
7,758 |
7,758 |
7,758 |
7,758 |
|
Всего: |
628,805 |
627,126 |
628,824 |
629.979 |
634,08 |
652,22 |
683,188 |
722.524 |
|
На момент разработки схемы теплоснабжения у АО "СТСК" отсутствуют договора на поддержание резервной тепловой мощности, долгосрочные договора теплоснабжения, в соответствии с которыми цена определяется по соглашению сторон, и по долгосрочным договорам, в отношении которых установлен долгосрочный тариф.
<< Приложение 1 Приложение 1 |
Приложение 3 >> Приложение 3 |
|
Содержание Постановление администрации города Сарова Нижегородской области от 30 марта 2017 г. N 848 "О внесении изменений в схему... |
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.