СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА КАНСКА С 2013 ПО 2028 ГОД

Обосновывающие материалы к схеме теплоснабжения муниципального

образования город Канск на период с 2013 года до 2028 года.

Глава 1.

Существующее положение в сфере производства, передачи

и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения

Часть 1. Функциональная структура теплоснабжения

Часть 2 Источники тепловой энергии

Часть 3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые

пункты

Часть 4. Зоны действия источников тепловой энергии

Часть 5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой

энергии, групп потребителей тепловой энергии в зонах

действия источников тепловой энергии

Часть 6. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки

104

в зонах действия источников тепловой энергии

Часть 7. Балансы теплоносителя

114

Часть 8. Топливные балансы источников тепловой энергии

117

и система обеспечения топливом

Часть 9. Надежность теплоснабжения

120

Часть 10. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

127

Часть 11. Описание существующих технических и

технологических проблем в системах теплоснабжения

129

поселения, городского округа

Глава 2.

Перспективное потребление тепловой энергии на цели

131

теплоснабжения

Глава 3.

Электронная модель системы теплоснабжения поселения,

140

городского округа

Глава 4.

Перспективные балансы тепловой мощности источников

142

тепловой энергии и тепловой нагрузки

Глава 5.

Перспективные балансы производительности

водоподготовительных установок и максимального

потребления теплоносителя теплопотребляющими

156

установками потребителей, в том числе в аварийных

режимах

Глава 6.

Предложения по строительству, реконструкции и

техническому перевооружению источников тепловой

160

энергии

Глава 7.

Предложения по строительству и реконструкции тепловых

172

сетей и сооружений на них

Глава 8.

Перспективные топливные балансы

178

Глава 9.

Оценка надежности теплоснабжения

180

Глава 10.

Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию

197

и техническое перевооружение

Глава 11. Обоснование предложения по определению единой

208

теплоснабжающей организации

Перечень используемой литературы

239

Глава 1. Существующее положение в сфере производства, передачи и

потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения.

Часть 1. Функциональная структура теплоснабжения.

Централизованным теплоснабжением охвачено 40 % территории города,

на которых проживает 70 % городского населения.

В границах муниципального образования город Канск действует 19

систем централизованного теплоснабжения, включающих в себя

источников тепловой энергии, в том числе две ТЭЦ:

Канская ТЭЦ;

ТЭЦ ООО "Тепло-Сбыт-Сервис";

Котельная №1 "пос. Строителей" ОАО "Гортепло";

Котельная №3 "ПТУ" ОАО "Гортепло";

Котельная №4 "Березка" ОАО "Гортепло";

Котельная №5 "Даурия" ОАО "Гортепло";

Котельная №7 "Мелькомбинат" ОАО "Гортепло";

Котельная №8 "ЛДК" ОАО "Гортепло";

Котельная №9 "Школа" ОАО "Гортепло";

Котельная №10 "Де-Корт" ОАО "Гортепло";

Котельная №11 "Альчет" ОАО "Гортепло";

Котельная №12 "Ново-Канская" ОАО "Гортепло";

Котельная №13 "5 военный городок" ОАО "Гортепло";

Котельная №15 "ДСУ-5" ОАО "Гортепло";

Котельная №16 "ЛТЦ-34" ОАО "Гортепло";

Котельная филиала «Восточный» ОАО

"Красноярскнефтепродукт";

Котельная КГБУСО "Канский психоневрологический интернат";

Котельная №53к "4 военный городок" филиала ОАО "РЭУ"

"Иркутский";

Котельная КГКУЗ "Красноярская краевая туберкулезная больница

№2";

Объекты

систем

теплоснабжения

эксплуатируются

теплоснабжающими и 3 теплосетевыми организациями:

· ОАО «Канская ТЭЦ»

· ОАО "Красноярская теплотранспортная компания"

· ООО "Канские тепловые сети"

· МУП "Канский Электросетьсбыт"

· ОАО "Гортепло"

· ООО "Тепло-Сбыт-Сервис"

· ОАО "Красноярскнефтепродукт", филиал Восточный

· КГБУСО "Канский психоневрологический интернат"

· Филиал ОАО "РЭУ" "Иркутский"

· КГКУЗ "Красноярская краевая туберкулезная больница №2"

Приложение 1: Зоны деятельности (эксплуатационной ответственности)

теплоснабжающих и теплосетевых организаций

Приложение 2: Границы систем теплоснабжения муниципального

образования город Канск

В границах системы теплоснабжения Канской ТЭЦ действует несколько

теплоснабжающих и теплосетевых организаций. Взаимодействие между

организациями регулируется следующими договорными отношениями:

ОАО «Канская ТЭЦ» заключены договоры на оказание услуг по

передаче тепловой энергии с ОАО «Красноярская теплотранспортная

компания», ООО «Канские тепловые сети», МУП «Канский

Электросетьсбыт» и ОАО «Гортепло».

Между МУП «Канский Электросетьсбыт» и ОАО «Гортепло» заключен

договор на оказание услуг по обслуживанию тепловых сетей, находящихся в

хозяйственном ведении МУП «Канский Электросетьсбыт».

Договоры на оказание услуг теплоснабжения заключены ОАО

«Красноярская теплотранспортная компания»: стандартные публичные - с

населением и индивидуальные - с прочими потребителями, получающими

тепловую энергию от ОАО «Канская ТЭЦ».

В границах других систем теплоснабжения действует по одной

теплоснабжающей организации.

Теплоснабжающие организации занимают монопольное положение на

рынке поставок тепла, что определяет их особые взаимоотношения с

потребителями. Договорные отношения накладывают на монополиста

особые обязательства по качеству оказания услуг.

Контроль за соблюдением качества оказываемых услуг осуществляется

территориальным отделением Федеральной службы по надзору в сфере

защиты прав потребителей «Роспотребнадзор», согласно п. 75 «Правил

предоставления коммунальных услуг гражданам»,

Кроме описанных выше систем централизованного теплоснабжения, в

городе действует две производственных котельных, покрывающих

собственную потребность в тепловой энергии.

Ряд кварталов индивидуальной жилой застройки является зонами

индивидуального и печного теплоснабжения.

В правобережном районе: кварталы 13, 14, 15;

В центральном районе кварталы 24, 25, 25а, 26, 27, 28, 33, 38;

В южном районе кварталы 51, 45, 46, 50, 54, 43, 47, 41, 40, 39, 52.

Внутри зон действия централизованного теплоснабжения зоны

индивидуального теплоснабжения отсутствуют.

Часть 1.2. Источники тепловой энергии.

Описание источников тепловой энергии основано на данных,

переданных разработчику схемы теплоснабжения по запросам заказчика

схемы теплоснабжения в адрес теплоснабжающих организаций,

действующих на территории поселения.

1.2.1. Общая характеристика источников тепловой энергии

В городе Канске действует

19 источников централизованного

теплоснабжения, в том числе две теплоэлектроцентрали.

Характеристика установленной и присоединенной тепловой мощности

приведена в табл. 1.2.1. Данные о присоединенной тепловой мощности

получены из электронной модели систем теплоснабжения.

Характеристика источников теплоснабжения г. Канска

Таблица 1.2.1

Нагрузки подключенных

Установленная

потребителей

№ п/п

Источник теплоснабжения

мощность

Отопление и

ГВС

вентиляция

Канская ТЭЦ, ОАО "Канская ТЭЦ"

337,4

114,664

22,5232

ТЭЦ ООО "Тепло-Сбыт-Сервис"

269

9,560

1,7739

Котельная №1 «пос. Строителей»

5,84

3,630

0,0051

Котельная №3 «ПТУ»

4,38

1,589

0,0000

Котельная №4 «Березка»

0,689

0,210

0,0517

Котельная №5 «Даурия»

0,88

0,177

0,0000

Котельная №7 «Мелькомбинат»

10,8

4,503

0,1797

Котельная №8 «ЛДК»

1,52

0,492

0,0014

Котельная №9 «Школа»

0,685

0,220

0,0023

10.

Котельная №10 «Де-Корт»

2,36

0,888

0,0000

11.

Котельная №11 «Альчет»

0,84

1,077

0,0000

12.

Котельная №12 «Ново-Канская»

0,81

0,088

0,0000

13.

Котельная №13 «5 военный городок»

4,386

1,782

0,0000

14.

Котельная №15 «ДСУ-5»

0,72

0,459

0,0054

15.

Котельная №16 «ЛТЦ-34»

0,388

0,050

0,0500

16.

Котельная филиала "Восточный" ОАО "КНП"

4,6

1,026

0,0000

17.

Котельная КГБУСО "КПНИ"

2,8

0,220

0,1000

18.

Котельная 4 военного городка ОАО "РЭУ" "Иркутский"

11,9

3,188

0,0000

Котельная КГКУЗ "Красноярская краевая туберкулезная

0,95

0,451

0,0000

19.

больница №2"

1.2.2. Канская ТЭЦ

Строительство Канской ТЭЦ начато в 1950 г. в качестве энергетического

цеха хлопчатобумажного комбината. Запуск ТЭЦ состоялся 18 октября 1953

году. В 1959 году ТЭЦ выделилась в самостоятельное энергетическое

предприятие. Существующие энергетические котлы Канской ТЭЦ введены в

4 очереди.

Канская ТЭЦ является основным источником теплоснабжения города

Канска и покрывает

% тепловой нагрузки централизованного

теплоснабжения, снабжает тепловой энергией промышленные предприятия

ОАО «Кантекс», ООО «Канский комбинат строительных материалов», ООО

«Канва» и другие.

1.2.2.1. Структура основного оборудования

Основное оборудование Канской ТЭЦ представлено котлоагрегатами №

7 БКЗ-75-39ФБ производства Белгородского котельного завода и

турбоагрегатами с паровыми турбинами П-6-35-5М, Р-12-3,4/0,5-1 и ПР-6-35-

/5/1,2.

Технические характеристики основного оборудования представлены в

табл. 1.2.2.1.1 и 1.2.2.1.2.

Технические характеристики паровых энергетических котлов Канской ТЭЦ

Таблица 1.2.2.1.1

Параметр

Ед.изм.

Величина параметра

Станционный номер

БКЗ-75-

Маркировка, тип

39ФБ

Год ввода в эксплуатацию

1977

1978

1968

1969

1989

1991

т/г

Принадлежность

ст.№ 1,2,3

Номинальное давление

кгс/см²

свежего пара

Номинальная

температура свежего

°С

440

пара

Максимальная

т/ч

паропроизводительность

Номинальная

т/ч

паропроизводительность

Минимально

допустимая

т/ч

паропроизводительность

Минимально

допустимая

паропроизводительность

т/ч

при работе на

«скользящих

параметрах»

Технические характеристики турбоустановок Канской ТЭЦ

Таблица 1.2.2.1.2

Единица

Параметр

измере-

Величина параметра

ния

Стационарный номер

Маркировка, тип

П-6-35-5М

Р-12-3,4/0,5-1

ПР-6-35/5/1,2

Дата введения в эксплуатацию

1995

2009

1968

Коллектор

Принадлежность

острого пара

котлов №1-7

Установленная

МВт

6,0

12,0

6,0

(номинальная) мощность

Максимальная мощность

МВт

6,0

12,0

6,0

Максимальная мощность при

работе в конденсационном

МВт

6,0

режиме

Номинальный расход пара в

т/ч

54,5

111,2

55,2

голову

Максимальный расход пара в

т/ч

54,5

111,2

55,2

голову

Расход пара в голову при

работе в конденсационном

т/ч

26,6

режиме

Номинальное давление

кгс/см²

35,0

свежего пара

Номинальная температура

°С

435,0

свежего пара

Маркировка, тип генератора

Т-6-2УЗ

ТПС-12-2ЕУЗ

Т-2-6-2

Номинальная активная

МВт

6,0

12,0

6,0

мощность

Номинальная полная

МВА

7,5

15,0

7,5

мощность

Частота вращения

об/мин

3000

Напряжение на выводах

кВ

6,3

1.2.2.2.

Параметры

установленной

тепловой

мощности

теплофикационного оборудования и теплофикационной установки

Теплофикационное оборудование представлено бойлерами БП-200У,

ПСВ-200У, ПСВ-200-7-15, ПСВ-500-14-23. Все бойлеры подключены к

коллектору пара 5,0 кгс/см². Подача пара на коллектор осуществляется из

отборов турбин и от редукционно-охладительных установок.

Параметры установленной тепловой мощности и прочие технические

характеристики теплофикационного оборудования представлены в табл.

1.2.2.2.1.

Технические характеристики редукционно-охладительных установок

включены в табл. 1.2.2.2.2.

Технические характеристики основных и пиковых бойлеров Канской ТЭЦ

Таблица 1.2.2.2.1

Параметр

Ед.изм.

Величина параметра

Станционный номер

ПСВ-

ПСВ-200-

ПСВ-500-

Тип

БП-200У

200У

7-15

14-23

Основной

Маркировка

бойлер

Коллектор

Место подключения по пару

5 кгс/см²

Площадь поверхности

м²

200

500

нагрева

Число ходов по воде

Номинальная тепловая

Гкал/ч

производительность

Номинальный расход

т/ч

58,5

53,2

105,7

греющего пара

Максимальный нагрев

°С

150

сетевой воды

Номинальное давление

кгс/см²

пара

Номинальное давление

кгс/см²

сетевой воды

Номинальный расход

т/ч

800

1800

сетевой воды

Минимально допустимый

т/ч

800

1800

расход сетевой воды

Технические характеристики РОУ Канской ТЭЦ

Таблица 1.2.2.2.2

Параметр

Ед.изм.

Величина параметра

Станционный номер

Маркировка, тип

РОУ39/5

РОУ40/11

РОУ39/1,2

РОУ40/11

Коллектор

Место подключения по пару

острого

пара

Номинальное

кгс/см²

давление свежего пара

Номинальная

температура свежего

°С

440

пара

Номинальное давление

редуцированного и

кгс/см²

1,2

охлажденного пара

Номинальная

температура

°С

250

130

250

редуцированного и

охлажденного пара

Номинальная

т/ч

производительность

1.2.2.3.

Ограничения тепловой мощности и параметры

располагаемой тепловой мощности

Ограничения тепловой мощности Канской ТЭЦ не установлены.

Располагаемая тепловая мощность источника теплоснабжения составляет

327,2 Гкал/ч

1.2.2.4. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и

теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры

тепловой мощности нетто

Собственные нужды Канской ТЭЦ в тепловой энергии и горячей воде

представлены потреблением тепловой энергии в горячей воде на

общехозяйственные нужды, отопление и горячее водоснабжение зданий.

Собственные нужды в водяном паре представлены расходом пара на

обдувку экранов паровых котлов.

Потребление тепловой энергии на собственные и хозяйственные нужды

Канской ТЭЦ

Таблица 1.2.2.4.1

Среднечасовое

Потребляемая

Наименование нужд

потребление

мощность, Гкал/ч

теплоносителя, т/ч

Общие собственные нужды

3,00

0,60

Общехозяйственные нужды

4,38

3,75

Объединенный

1,08

0,03

вспомогательный корпус

Административный корпус

0,49

1,65

Автохозяйство

1,22

5,94

Итого

10,16

11,97

1.2.2.5.

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного

оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к

эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по

продлению ресурса

Сроки ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования

представлены в табл. 1.2.2.2.1.

График освидетельствований теплофикационного оборудования

Таблица 1.2.2.5.1

Наименование

Заводской

Рег.

Дата

оборудования

номер

освидетельствования

Котлы

БКЗ-75-39 ФБ ст. № 1

2785

5410/к

29.05.2014

БКЗ-75-39 ФБ ст. № 2

3197

5515/к

25.10.2015

БКЗ-75-39 ФБ ст. № 3

1021

4090/к

30.05.2013

БКЗ-75-39 ФБ ст. № 4

1229

4282/к

30.03.2014

БКЗ-75-39 ФБ ст. № 5

1390

4362/к

29.05.2013

БКЗ-75-39 ФБ ст. № 6

4523

6898/к

05.10.2015

БКЗ-75-39 ФБ ст. № 7

4597

6985/к

20.09.2014

Подогреватели сетевой воды

ПСВ 200-7-15

9892

19834а

01.11.2021

ПСВ 200-7-15

9901

19835а

01.11.2021

ПСВ 200-7-15

9893

19837а

01.11.2021

ПСВ 200-7-15

9809

19836а

01.11.2021

ПСВ 500 ст. № 11

8073

18477а

06.09.2019

ПСВ 500 ст. № 12

7752

18478а

07.09.2019

ПСВ 500 ст. № 13

8218

18479а

07.09.2019

ПСВ 500 ст. № 14

2988

18480а

07.09.2019

Подогреватели ГВС

ПСВ 200 ст. № 1

1148

16380а

16.05.2015

ПСВ 315 ст. № 3

8230

18631а

18.08.2013

ПСВ 315 ст. № 4

7898

18632а

12.09.2013

ПСВ 315 ст. № 5

5318

18633а

07.08.2013

1.2.2.6.

Схемы выдачи тепловой мощности, структура

теплофикационных установок (если источник тепловой энергии

источник комбинированной выработки тепловой и электрической

энергии)

Подогрев сетевой воды осуществляется в основных бойлерах БП-200У,

ПСВ-200У, ПСВ-200-7-15, ПСВ-500-14-23. Все бойлеры подключены к

коллектору пара

5,0 кгс/см², Ø630 мм. Подача пара в коллектор

осуществляется из отборов паровых турбин и от редукционно-охладительных

установок. Конденсат из бойлеров охлаждается в охладителях конденсата,

нагревая декарбонизированную воду до подачи в деаэраторы, и направляется

в конденсатные баки.

Теплофикационные установки одноступенчатые. Сетевые подогреватели

двухходовые.

Система теплоснабжения - открытая, с водоразбором на нужды ГВС.

1.2.2.7. Способ регулирования отпуска тепловой энергии с

обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя

Способ регулирования отпуска тепловой энергии - качественный, в

ручном режиме, с погодозависимым регулированием температуры в

подающем трубопроводе тепловой сети в соответствии с утвержденным

температурным графиком 130/70 °С.

1.2.2.8. Среднегодовая загрузка оборудования

В качестве характеристики среднегодовой загрузки оборудования

применяются коэффициенты использования установленной мощности

(КИУМ). КИУМ равен отношению среднеарифметической мощности к

установленной мощности за определённый интервал времени.

Динамика коэффициентов использования установленной тепловой и

электрической мощности Канской ТЭЦ

Таблица 1.2.2.8.1

Год

2010

2011

2012

КИУМ тепловой

0,24

0,21

0,22

КИУМ электрический

0,51

0,56

0,4

1.2.2.9. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Учет тепловой энергии, отпускаемой в тепловые сети, организован на

основе тепловычислителей СПТ-961, выпускаемых ЗАО «НПФ Логика».

Учет тепловой энергии ведется раздельно на каждой магистрали и на

трубопроводах собственных нужд.

В качестве преобразователей расхода используются ультразвуковые

расходомеры UFM 001 и US-800 производства ООО "Эй-Си Электроникс". В

качестве преобразователей давления применяются малогабаритные датчики

давления «Метран», а в качестве преобразователей температуры

термопреобразователи «Метран», произведенные ЗАО «Промышленная

группа «Метран».

Применяемые в узлах учета тепловой энергии приборы соответствуют

Правилам учета тепловой энергии и теплоносителя и смонтированы в

соответствии с требованиями действующей нормативно-технической

документации.

1.2.2.10. Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии

Аварии и инциденты на протяжении последних пяти лет эксплуатации

не зарегистрированы. Внеплановые ремонты оборудования Канской ТЭЦ не

производились.

1.2.2.11. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации источников тепловой энергии

Предписания по запрещению эксплуатации источника тепловой энергии,

а также его основного и вспомогательного оборудования, отсутствуют.

1.2.3. ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-Сервис»

ООО «Тепло-Сбыт-Сервис» создано на базе имущества бывшей ТЭЦ

ЗАО «Канский БХЗ» 21.05.2009 г.

ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-Сервис» является крупнейшим источником

тепловой энергии в Южном планировочном районе города Канска и

снабжает тепловой энергией промышленное предприятие ООО ПКФ

"Канпласт".

1.2.3.1. Структура основного оборудования

Основное оборудование ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-Сервис» представлено

двумя котлоагрегатами ТС-35У, двумя котлоагрегатами К-35-40

производства Белгородского котельного завода и турбоагрегатами с

паровыми турбинами Р-4-35/5М, и ПР-6-35/15/5М производства Калужского

турбинного завода

Технические характеристики основного оборудования представлены в

табл. 1.2.3.1.1.

Технические характеристики основного энергетического оборудования ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-Сервис»

Таблица 1.2.3.1.1

Техниеское

Теплопроизводительность

состояние: в

резерве, в

ремонте, на

консервации,

списан с

эксплуатации

Паровой

котлоагрегат ТС-

1720

1971

440

1782

В работе

35У

Паровой

котлоагрегат ТС-

1457

1971

440

1782

В работе

35У

Белгородский

Паровой

котельный завод

котлоагрегат К-

3299

1981

440

1782

В резерве

35-40

Паровой

котлоагрегат ТП-

561

1964

440

2846

В работе

35У

Паровая турбина

7110

1974

Мощность 4 МВТ

В резерве

Р-4-35/5М

Калужский турбинный

завод

Паровая турбина

8944

1978

Мощность 6 МВТ

В работе

ПР-6-35/15/5М

Турбогенератор

Лысьвинский

3503

1960

Мощность 4 МВТ

В резерве

Т2-4-2

турбогенераторный

Турбогенератор

завод

56075

1978

Мощность 6 МВТ

В работе

Т6-2

1.2.3.3.

Ограничения тепловой мощности и параметры

располагаемой тепловой мощности

Ограничения тепловой мощности ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-Сервис» не

установлены. Установленная тепловая мощность ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-

Сервис» составляет 108 Гкал/ч в горячей воде и 140 т/ч в паре. Располагаемая

тепловая мощность источника теплоснабжения составляет 100,0 Гкал/ч в

горячей воде и 120 т/ч в паре.

1.2.3.4. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и

теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры

тепловой мощности нетто

Собственные нужды ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-Сервис» в тепловой

энергии и горячей воде представлены потреблением тепловой энергии в

горячей воде на общехозяйственные нужды, отопление и горячее

водоснабжение зданий.

Собственные нужды в водяном паре представлены расходом пара на

обдувку экранов паровых котлов.

Суммарное потребление тепловой энергии на собственные и

хозяйственные нужды достигает 22 %

1.2.3.5.

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного

оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к

эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по

продлению ресурса

Сроки ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования

представлены в табл. 1.2.3.2.1.

График освидетельствований теплофикационного оборудования

Таблица 1.2.3.5.1

№

Наименование

Изготовитель

п/п

оборудования

Паровой

28.10.12

28.10.16

котлоагрегат ст.

1970

1971

67,2

нет

г.

№ 2 ТС-35У

Паровой

30.07.09

30.07.13

котлоагрегат ст.

1968

1971

67,9

нет

г.

№ 3 ТС-35У

Белгородский

Паровой

котельный завод

12.10.10

12.10.14

котлоагрегат ст.

1978

1981

67,2

нет

г.

№ 6 К-35-40

Паровой

08.09.12

08.09.16

котлоагрегат ст.

1961

1964

67,9

нет

г.

№ 8 ТП-35У

1.2.2.6.

Схемы выдачи тепловой мощности, структура

теплофикационных установок (если источник тепловой энергии

источник комбинированной выработки тепловой и электрической

энергии)

Подогрев сетевой воды осуществляется в основных бойлерах БП-200У,.

Бойлеры подключены к коллектору пара 5,0 кгс/см², Ø630 мм. Подача пара в

коллектор осуществляется из отборов паровых турбин и от редукционно-

охладительных установок. Конденсат из бойлеров охлаждается в

охладителях конденсата, нагревая декарбонизированную воду до подачи в

деаэраторы, и направляется в конденсатные баки.

Теплофикационные установки одноступенчатые. Сетевые подогреватели

двухходовые.

Система теплоснабжения - открытая, с водоразбором на нужды ГВС.

1.2.3.7. Способ регулирования отпуска тепловой энергии с

обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя

Способ регулирования отпуска тепловой энергии - качественный, в

ручном режиме, с погодозависимым регулированием температуры в

подающем трубопроводе тепловой сети в соответствии с утвержденным

температурным графиком 90/70 °С.

1.2.3.8. Среднегодовая загрузка оборудования

В качестве характеристики среднегодовой загрузки оборудования

применяются коэффициенты использования установленной мощности

(КИУМ). КИУМ равен отношению среднеарифметической мощности к

установленной мощности за определённый интервал времени.

Динамика коэффициентов использования установленной тепловой и

электрической мощности ТЭЦ ООО «Тепло-Сбыт-Сервис»

Таблица 1.2.3.8.1

Год

2010

2011

2012

КИУМ тепловой

0,17

0,14

0,12

КИУМ электрический

0,7

0,63

0,52

1.2.3.9. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Учет тепловой энергии, отпускаемой в тепловые сети, организован на

основе тепловычислителей "КАРАТ", заводской № 17580401, и СПТ 961-02,

№ 22783.

Применяемые в узлах учета тепловой энергии приборы соответствуют

Правилам учета тепловой энергии и теплоносителя и смонтированы в

соответствии с требованиями действующей нормативно-технической

документации.

1.2.3.10. Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии

Аварии и инциденты на протяжении последних пяти лет эксплуатации

не зарегистрированы. Внеплановые ремонты оборудования ТЭЦ ООО

«Тепло-Сбыт-Сервис» не производились.

1.2.3.11. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации источников тепловой энергии

1.2.4.1. Структура основного оборудования;

Основное оборудование котельных ОАО «Гортепло», его характеристики и сроки эксплуатации

Таблица 1.2.4.1.1

Год ввода

Установле

Номер котельной

Кол-

Проивод-ть

№

нная

Год капитального

Наименование

эксплуата

Марка котлов

во,

котла,

Год замены котлов

п/п

мощность

ремонта котлов

котельной, адрес

цию

шт.

Гкал/час

котельной

№1-«пос.

1965

Братск-М

7,244

№1

0,731

2005

Строителей» , пос.

2009

Строителей, 65 А

Реконстру

Братск-М

№2

0,731

2006

кция

Братск-М

№3

0,731

котельной

Братск-М

№4

0,731

2006

2009

1999 г.

Квм-1,25К

№5

1,08

2007

2012

2009

Квм-1,25К

№6

1,08

2009

2012

Квм-1,25К

№7

1,08

2005

2010

Квм-1,25К

№8

1,08

2010

№3- «ПТУ»,

1990

ДКВР 2,5/13

4,38

№1

1,46

2005

ул.Декабристов,30

ДКВР 2,5/13

№2

1,46

2012

КЕ 2,5/13

№3

1,46

2006

№4- «Берёзка», ул.

1972

Универсал-6

0,689

№1

0,22

1998

Иланская , 50, стр.2,

Универсал-6

№2

0,22

1998

пом.6

ТМ 803-01

№3

0,11

2003

2010

ТМ 803-01

№4

0,139

2008

№5-«Даурия»,

1975

ТМ(РМУ) 803-

0,88

№1

0,33

1996

ул.Кайтымская, д.193,

Год ввода

Установле

Номер котельной

Кол-

Проивод-ть

№

нная

Год капитального

Наименование

эксплуата

Марка котлов

во,

котла,

Год замены котлов

п/п

мощность

ремонта котлов

котельной, адрес

цию

шт.

Гкал/час

котельной

стр.7

ТМ(РМУ) 803-

№2

0,55

2002

№7-«Мелькомбинат»,

1968

ДКВР 6,5/13

10,8

№1

3,6

2007-2010

пос. Мелькомбината,

ДКВР 6,5/13

№2

3,6

2009

4Б

ДКВР 6,5/13

№3

3,6

2008- 2010

№8-«ЛДК»,

1959

ТМ 793

1,52

№1

0,76

1998

ул.Краевая, д. 64А

ТМ 793

№2

0,76

2000

2011 г.

№9-«Школа»,

1968

ТМ(РМУ) 803-

0,645

№1

0,285

2000

ул.Элеваторная,23 А,

стр.2

ТМ(РМУ) 803-

№2

0,36

2000

2007

№10-«Де-Корт»,

1986

ТМ(РМУ) 803-

1,4

№1

0,22

1997

пер.Чкалова, 1/1,

стр.3, пом.8

ТМ(РМУ) 803-

№2

0,48

1998

ТМ(РМУ) 803-

№3

0,48

2002

2008

ТМ(РМУ) 803-

№4

0,22

2003

2012

№ 11-«Альчет»,

1973

ТМ 803-01

0,84

№1

0,42

2002

ул.Высокая, 10/1,

ТМ 803-01

№2

0,42

2011

стр.3, пом. 3

10.

№ 12 - «Ново-

1960

ТМ 803-01

0,81

№1

0,27

1994

Канская»,

ТМ 803-01

№2

0,27

1995

2007

ул.Лысогорская, 18,

ТМ 803-01

№3

0,27

1995

2009

стр.7

Год ввода

Установле

Номер котельной

Кол-

Проивод-ть

№

нная

Год капитального

Наименование

эксплуата

Марка котлов

во,

котла,

Год замены котлов

п/п

мощность

ремонта котлов

котельной, адрес

цию

шт.

Гкал/час

котельной

11.

№ 13 - « 5-й Военный

1994

Братск-М

4,386

№1

0,731

2009

городок», 5-й

Братск-М

№2

0,731

2010

Военный городок, д.

Братск-М

№3

0,731

Братск-М

№4

0,731

Братск-М

№5

0,731

2007, 2010

Братск-М

№6

0,731

2004, 2010

12.

№ 15- « ДСУ-5»,

1971

ТМ 803-01

0,72

№1

0,24

2004

ул.Гаражная, 20 В,

Е-1/9-1

№2

0,24

2008

стр.2, пом.10

ТМ 803-01

№3

0,24

2005

13.

№ 16 - «ЛТЦ-

1987

Универсал-6

0,388

№1

0,22

34»,ул.Иланская, зд.1,

ДЭ-5

№2

0,168

стр.1, пом.4

ИТОГО:

34,702

1.2.4.2.

Ограничения тепловой мощности и параметры

располагаемой тепловой мощности

Ограничения тепловой мощности для котельных ОАО «Гортепло» не

установлены.

Ввиду отсутствия данных для определения расходов теплоты на

собственные нужды котельных, используются нормативы расхода тепловой

энергии по элементам затрат согласно Методическим указаниям по

определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку

теплоты отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических

предприятий, в процентах от номинальной мощности котельной:

· растопка котлов: 0,06 %

· обдувка котлов: 0,36 %

· дутье под решетку котла: 2,5 %

· технологические нужды ХВО, хозяйственные нужды котельной,

потери теплоты трубопроводами, насосами, баками, утечки,

испарения, прочие неучтенные потери: 2 %

В соответствии с Методическими указаниями, располагаемая тепловая

мощность для котельных ОАО «Гортепло» принята в размере 95,08 % от

установленной.

Величины установленной и располагаемой тепловой мощности

котельных представлены в табл. 1.2.4.2.1.

Установленная и располагаемая мощность котельных ОАО «Гортепло»

Таблица 1.2.4.2.1

Установленная

Располагаемая

Котельная

мощность, Гкал/ч

Котельная №1 «пос. Строителей»

7,244

6,89

Котельная №3 «ПТУ»

4,38

4,16

Котельная №4 «Березка»

0,689

0,66

Котельная №5 «Даурия»

0,88

0,84

Котельная №7 «Мелькомбинат»

10,8

10,27

Котельная №8 «ЛДК»

1,52

1,45

Котельная №9 «Школа»

0,645

0,61

Котельная №10 «Де-Корт»

1,4

1,33

Котельная №11 «Альчет»

0,84

0,80

Котельная №12 «Ново-Канская»

0,81

0,77

Котельная №13 «5 военный городок»

4,386

4,17

Котельная №15 «ДСУ-5»

0,72

0,68

Котельная №16 «ЛТЦ-34»

0,388

0,37

1.2.4.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и

теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры

тепловой мощности нетто

Отпуск тепловой мощности производится только на нужды отопления и

горячего водоснабжения, следовательно, тепловая мощность котельных

нетто равна их располагаемой мощности.

Тепловая мощность нетто и величины собственных и хозяйственных

нужд котельных ОАО «Гортепло»

Таблица 1.2.4.3.1

Мощность нетто,

Собственные и хоз

Котельная

Гкал/ч

нужды, Гкал/ч

Котельная №1 «пос. Строителей» ОАО

6,89

0,34

«Гортепло»

Котельная №3 «ПТУ» ОАО «Гортепло»

4,16

0,20

Котельная №4 «Березка» ОАО «Гортепло»

0,66

0,03

Котельная №5 «Даурия» ОАО «Гортепло»

0,84

0,04

Котельная №7 «Мелькомбинат» ОАО

10,27

0,51

«Гортепло»

Котельная №8 «ЛДК» ОАО «Гортепло»

1,45

0,07

Котельная №9 «Школа» ОАО «Гортепло»

0,61

0,03

Котельная №10 «Де-Корт» ОАО «Гортепло»

1,33

0,07

Котельная №11 «Альчет» ОАО «Гортепло»

0,80

0,04

Котельная №12 «Ново-Канская» ОАО

0,77

0,04

«Гортепло»

Котельная №13 «5 военный городок» ОАО

4,17

0,21

«Гортепло»

Котельная №15 «ДСУ-5» ОАО «Гортепло»

0,68

0,03

Котельная №16 «ЛТЦ-34» ОАО «Гортепло»

0,37

0,02

1.2.4.4.

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного

оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к

эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по

продлению ресурса

Сроки ввода в эксплуатацию, капитального ремонта и замены всех

котлов указаны в табл.

1.2.4.1.1. Сведений о сроках проведения

освидетельствования нет.

Мероприятия по продлению ресурса котлов не проводятся. Котлы,

исчерпавшие свой ресурс, подлежат замене.

1.2.4.5. Схемы выдачи тепловой мощности

Тепловая энергия отпускается с горячей водой в соответствии с

утвержденным температурным графиком. Нагрев воды осуществляется в

водогрейных котлах. Водный объем котлов непосредственно соединен с

тепловой сетью. Циркуляция теплоносителя осуществляется сетевыми

насосами. Регулирование тепловой мощности котлов осуществляется

посредством изменения объемов подачи топлива.

Система теплоснабжения - открытая, с водоразбором на нужды ГВС.

1.2.4.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от

источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения

температур теплоносителя

Способ регулирования отпуска тепловой энергии - качественный, в

ручном режиме, с погодозависимым регулированием температуры в

подающем трубопроводе тепловой сети в соответствии с утвержденным

температурным графиком 95/70 °С.

1.2.4.7. Среднегодовая загрузка оборудования

В качестве характеристики среднегодовой загрузки оборудования

применяются коэффициенты использования установленной мощности

(КИУМ). КИУМ равен отношению среднеарифметической мощности к

установленной мощности за определённый интервал времени.

Динамика коэффициентов использования установленной тепловой

мощности котельных ОАО «Гортепло»

Таблица 1.2.4.7.1

Источник теплоснабжения

2010 г.

2011 г.

2012 г.

Котельная №1 «пос. Строителей»

0,22

0,21

Котельная №3 «ПТУ»

0,11

0,10

0,11

Котельная №4 «Березка»

0,25

0,23

0,21

Котельная №5 «Даурия»

0,09

Котельная №7 «Мелькомбинат»

0,21

0,19

Котельная №8 «ЛДК»

0,15

0,14

Котельная №9 «Школа»

0,13

0,12

0,13

Котельная №10 «Де-Корт»

0,13

0,12

Котельная №11 «Альчет»

0,21

0,19

Котельная №12 «Ново-Канская»

0,06

0,05

Котельная №13 «5 военный городок»

0,16

0,15

0,16

Котельная №15 «ДСУ-5»

0,24

0,23

0,20

Котельная №16 «ЛТЦ-34»

0,10

0,09

1.2.4.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Сведения об учете тепловой энергии на котельных ОАО «Гортепло» не

предоставлялись.

1.2.4.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии;

Аварии и инциденты на протяжении последних пяти лет эксплуатации

не зарегистрированы. Внеплановые ремонты оборудования котельных ОАО

«Гортепло» не производились.

1.2.5. Котельная филиала «Восточный» ОАО

«Красноярскнефтепродукт»

Филиал «Восточный» ОАО «Красноярскнефтепродукт» вырабатывает

тепловую энергию на собственной котельной, работающей на жидком

топливе (мазут топочный).

Котельная введена в эксплуатацию в 1970 году и предназначена для

выработки тепловой энергии в виде пара и горячей воды.

Пар используется для технологических целей в производстве продукции,

в пароводяных подогревателях для получения сетевой горячей воды, которая

направляется сторонним потребителям.

Тепловая энергия в горячей воде используется в отопительных приборах

систем отопления жилых и производственных зданий.

1.2.5.1. Структура основного оборудования

Основное оборудование котельной филиала «Восточный» ОАО «КНП»

Таблица 1.2.5.1.1

КПД

Параметры

брутто

Тип

№ п/п

Кол-во

котлоагрегата

N уст

Гкал/час

(котел)

(котельная)

ДКВР 2,5-13

1,5

ДКВР 4-13

2,5

4,6

Е-1/9-2М

0,6

1.2.5.2.

Ограничения тепловой мощности и параметры

располагаемой тепловой мощности

Ограничение тепловой мощности котельной составляет 4,0 Гкал/ч.

Располагаемая тепловая мощность с учетом собственных нужд составляет

3,88 Гкал/ч.

1.2.5.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и

теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры

тепловой мощности нетто

Собственные нужды котельной представлены потреблением пара на

деаэрацию и на подогрев топочного мазута. Объем потребления тепловой

энергии на собственные нужды котельной составляет

0,12 Гкал/ч.

Среднечасовое потребление тепловой энергии на хозяйственные и

производственные нужды составляет 0,6 Гкал/ч.

1.2.5.4.

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного

оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к

эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по

продлению ресурса

Теплофикационное оборудование введено в эксплуатацию в 1970 г. в

полном объеме. Дата последнего освидетельствования

07.11.2007 г.

Мероприятия по продлению ресурса не производились.

1.2.5.5. Схемы выдачи тепловой мощности

Подогрев сетевой воды осуществляется в двух пароводяных

кожухотрубных

сетевых

подогревателях-бойлерах,

соединенных

параллельно в одну ступень. Циркуляция сетевой воды обеспечивается

циркуляционными сетевыми насосами Д200, Д300, 3К6, 4К9.

Система теплоснабжения закрытая, водоразбора на нужды ГВС нет.

1.2.5.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от

источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения

температур теплоносителя

Способ регулирования отпуска тепловой энергии - качественный, в

ручном режиме, с погодозависимым регулированием температуры в

подающем трубопроводе тепловой сети в соответствии с утвержденным

температурным графиком 90/70 °С.

1.2.5.7. Среднегодовая загрузка оборудования

В качестве характеристики среднегодовой загрузки оборудования

применяются коэффициенты использования установленной мощности

(КИУМ). КИУМ равен отношению среднеарифметической мощности к

установленной мощности за определённый интервал времени.

Динамика коэффициентов использования установленной тепловой

мощности котельной ОАО «Красноярскнефтепродукт»

Таблица 1.2.5.7.1

Источник теплоснабжения

2010

2011

2012

Котельная филиала "Восточный" ОАО "КНП"

0,22

0,18

0,20

1.2.5.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Учет тепловой энергии, отпускаемой в тепловые сети, не ведется.

1.2.5.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии

Аварии и инциденты на протяжении последних пяти лет эксплуатации

не зарегистрированы. Внеплановые ремонты оборудования котельных ОАО

«Красноярскнефтепродукт» не производились.

1.2.5.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации источников тепловой энергии

В ходе оперативной проверки Енисейским межрегиональным

территориальным управлением технологического и экологического надзора

Ростехнадзора 07.11.2007 г. котел Е - 1/9-2М признан не удовлетворяющим

требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и

водогрейных котлов» и пребывает в законсервированном состоянии.

1.2.6. Котельная КГБУСО "Канский психоневрологический интернат"

Котельная используется для отопления главного корпуса и прачечной

КГБУСО "Канский психоневрологический интернат", а также жилого дома.

1.2.6.1. Структура основного оборудования

Основное оборудование котельной КГБУСО "КПНИ"

Таблица 1.2.6.1.1

Мощность

№

Завод-

Год ввода в

Тип котлов

единичная,

установленная,

п/п

изготовитель

эксплуатацию

Гкал/ч

Котел

0,52

трубносварной

Котел

0,52

трубносварной

Собственное

Котел

производство

0,52

трубносварной

Котел

2,8

0,52

трубносварной

Универсал-6

0,36

ООО

"Челябинский

энергомашино-

Универсал-6

0,36

строительный

завод"

1.2.6.2.

Ограничения тепловой мощности и параметры

располагаемой тепловой мощности

Ограничения тепловой мощности не установлены.

Ввиду отсутствия данных для определения расходов теплоты на

собственные нужды котельных, используются нормативы расхода тепловой

энергии по элементам затрат согласно Методическим указаниям по

определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку

теплоты отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических

предприятий, в процентах от номинальной мощности котельной:

· растопка котлов: 0,06 %

· обдувка котлов: 0,36 %

· дутье под решетку котла: 2,5 %

· технологические нужды ХВО, хозяйственные нужды котельной,

потери теплоты трубопроводами, насосами, баками, утечки,

испарения, прочие неучтенные потери: 2 %

В соответствии с Методическими указаниями, располагаемая тепловая

мощность для котельной КГБУСО "Канский психоневрологический

интернат" принята в размере 95,08 % от установленной, и составляет 2,66

Гкал/ч.

1.2.6.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и

теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры

тепловой мощности нетто

Объем потребления тепловой энергии на собственные нужды котельной

составляет 0,14 Гкал/ч. Отпуск тепловой мощности производится только на

нужды отопления и горячего водоснабжения, следовательно, тепловая

мощность котельных нетто равна их располагаемой мощности.

1.2.6.4.

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного

оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к

эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по

продлению ресурса

Сведения о сроках ввода в эксплуатацию, ремонтах и

освидетельствованиях оборудования не предоставлялись.

1.2.6.5. Схемы выдачи тепловой мощности

Тепловая энергия отпускается с горячей водой в соответствии с

утвержденным температурным графиком. Нагрев воды осуществляется в

водогрейных котлах. Водный объем котлов непосредственно соединен с

тепловой сетью. Циркуляция теплоносителя осуществляется сетевыми

насосами. Регулирование тепловой мощности котлов осуществляется

посредством изменения объемов подачи топлива.

Система теплоснабжения - открытая, с водоразбором на нужды ГВС.

1.2.6.7. Среднегодовая загрузка оборудования

В качестве характеристики среднегодовой загрузки оборудования

применяются коэффициенты использования установленной мощности

(КИУМ). КИУМ равен отношению среднеарифметической мощности к

установленной мощности за определённый интервал времени.

Динамика коэффициентов использования установленной тепловой

мощности котельной КГБУСО "Канский психоневрологический

интернат"

Таблица 1.2.6.7.1

Источник теплоснабжения

2010

2011

2012

Котельная КГБУСО

0,29

0,23

0,26

"Канский психоневрологический интернат"

1.2.6.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Сведения об учете тепловой энергии на котельной КГБУСО "Канский

психоневрологический интернат" не предоставлялись.

1.2.6.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии

Аварии и инциденты на протяжении последних пяти лет эксплуатации

не зарегистрированы. Внеплановые ремонты оборудования котельной

КГБУСО "Канский психоневрологический интернат" не производились.

1.2.6.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации источников тепловой энергии

Предписания по запрещению эксплуатации источника тепловой энергии,

а также их основного и вспомогательного оборудования, отсутствуют.

Основное оборудование котельной 4 военного городка

Таблица 1.2.7.1.1

Мощность

№

Завод-

Год ввода в

Тип котлов

единичная,

установленная,

Износ, %

п/п

изготовитель

эксплуатацию

Гкал/ч

Братск-М

0,731

50-65

2000

Братск-М

0,731

55-60

2000

Братск-М

0,731

55-60

2000

Братск-М

0,731

50-65

2000

Братск-М

0,731

50-60

2000

Братск-М

0,731

Братский

50-60

2000

8,772

Братск-М

0,731

котельный завод

100%, нерабочий

1999

Братск-М

0,731

100%, нерабочий

1999

Братск-М

0,731

100%, нерабочий

1999

Братск-М

0,731

100%, нерабочий

1999

Братск-М

0,731

100%, нерабочий

1999

Братск-М

0,731

100%, нерабочий

1999

1.2.7.2.

Ограничения тепловой мощности и параметры

располагаемой тепловой мощности

Тепловая мощность источника теплоснабжения ограничена на уровне

4,386 Гкал/ч ввиду выхода из строя котлов №7-12.

Ввиду отсутствия данных для определения расходов теплоты на

собственные нужды котельных, используются нормативы расхода тепловой

энергии по элементам затрат согласно Методическим указаниям по

определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку

теплоты отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических

предприятий, в процентах от номинальной мощности котельной:

· растопка котлов: 0,06 %

· обдувка котлов: 0,36 %

· дутье под решетку котла: 2,5 %

· хозяйственные

нужды

котельной,

потери

теплоты

трубопроводами, насосами, баками, утечки, испарения, прочие

неучтенные потери: 2 %

В соответствии с Методическими указаниями, располагаемая тепловая

мощность для котельной 4 военного городка филиала «Иркутский» ОАО

«РЭУ» принята в размере 95,08 % от установленной, и составляет 4,17

Гкал/ч.

1.2.7.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и

теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры

тепловой мощности нетто

Объем потребления тепловой энергии на собственные нужды котельной

составляет 0,216 Гкал/ч. Отпуск тепловой мощности производится только на

нужды отопления и горячего водоснабжения, следовательно, тепловая

мощность котельных нетто равна их располагаемой мощности.

1.2.7.4.

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного

оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к

эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по

продлению ресурса

Сроки вводы в эксплуатацию основного оборудования котельной

указаны в табл. 1.2.7.1.1. Освидетельствование оборудования и мероприятия

по продлению ресурса не выполнялись.

1.2.7.5. Схемы выдачи тепловой мощности

Тепловая энергия отпускается с горячей водой. Нагрев воды

осуществляется в водогрейных котлах. Водный объем котлов

непосредственно соединен с тепловой сетью. Циркуляция теплоносителя

осуществляется сетевыми насосами. Регулирование тепловой мощности

котлов осуществляется посредством изменения объемов подачи топлива.

Система теплоснабжения - открытая, с водоразбором на нужды ГВС.

1.2.7.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от

источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения

температур теплоносителя

Утвержденный температурный график качественного регулирования

отсутствует. Фактически отпуск тепловой энергии регулируется

качественным способом по температурному графику

95/70 °С.

1.2.7.7. Среднегодовая загрузка оборудования

Сведения по отпуску тепловой энергии в ретроспективе на последние

три года не предоставлены ввиду отсутствия приборов учета. Среднегодовая

загрузка оборудования, рассчитанная на среднюю температуру

отопительного периода

-8,8 °С (по СНиП

23-01-99 «Строительная

климатология"), составляет 1,8 Гкал/ч.

1.2.7.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Учет тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети, не ведется

1.2.7.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии

Аварии и инциденты на протяжении последних пяти лет эксплуатации

не зарегистрированы. Внеплановые ремонты оборудования котельной

военного городка филиала «Иркутский» ОАО «РЭУ» не производились.

1.2.7.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации источников тепловой энергии

Предписания по запрещению эксплуатации источника тепловой энергии,

а также их основного и вспомогательного оборудования, отсутствуют.

1.2.8. Котельная КГКУЗ "Красноярская краевая

туберкулезная больница №2"

1.2.8.1. Структура основного оборудования

Основное оборудование котельной Туберкулезной больницы № 2

Таблица 1.2.8.1.1

Мощность

№

Завод-

Год ввода в

Тип котлов

единичная,

установленная,

п/п

изготовитель

эксплуатацию

Гкал/ч

КВ-23-0.26/0.30

0,26

2011

ООО

КВ-23-0.26/0.30

0,26

2011

0,94

"Сибцветмет-

ТМ 803-01

0,21

1999

энерго"

ТМ 803-01

0,21

1999

1.2.8.2.

Ограничения тепловой мощности и параметры

располагаемой тепловой мощности

Ограничения тепловой мощности не установлены.

Ввиду отсутствия данных для определения расходов теплоты на

собственные нужды котельных, используются нормативы расхода тепловой

энергии по элементам затрат согласно Методическим указаниям по

определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку

теплоты отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических

предприятий, в процентах от номинальной мощности котельной:

· растопка котлов: 0,06 %

· обдувка котлов: 0,36 %

· дутье под решетку котла: 2,5 %

· хозяйственные

нужды

котельной,

потери

теплоты

трубопроводами, насосами, баками, утечки, испарения, прочие

неучтенные потери: 2 %

В соответствии с Методическими указаниями, располагаемая тепловая

мощность для котельной туберкулезной больницы № 2 принята в размере

95,08 % от установленной, и составляет 0,89 Гкал/ч.

1.2.8.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и

теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры

тепловой мощности нетто

Объем потребления тепловой энергии на собственные нужды котельной

составляет 0,05 Гкал/ч. Отпуск тепловой мощности производится только на

нужды отопления и горячего водоснабжения, следовательно, тепловая

мощность котельных нетто равна их располагаемой мощности.

1.2.8.4.

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного

оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к

эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по

продлению ресурса

Сроки ввода в эксплуатацию представлены в табл.

1.2.8.1.1.

Освидетельствования и мероприятии по продлению ресурса котлов не

проводились.

1.2.8.5. Схемы выдачи тепловой мощности

Тепловая энергия отпускается с горячей водой в соответствии с

температурным графиком. Нагрев воды осуществляется в водогрейных

котлах. Водный объем котлов непосредственно соединен с тепловой сетью.

Циркуляция

теплоносителя

осуществляется

сетевыми

насосами.

Регулирование тепловой мощности котлов осуществляется посредством

изменения объемов подачи топлива.

Система теплоснабжения - открытая, с водоразбором на нужды ГВС.

1.2.8.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от

источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения

температур теплоносителя

Способ регулирования отпуска тепловой энергии

- качественный.

Утвержденный температурный график отсутствует. Регулирование

температуры теплоносителя производится по температурному графику 95/70

°С, как паспортному графику установленных котлов.

1.2.8.7. Среднегодовая загрузка оборудования

Сведения по отпуску тепловой энергии в ретроспективе на последние

три года не предоставлены ввиду отсутствия приборов учета. Среднегодовая

загрузка оборудования, рассчитанная на среднюю температуру

отопительного периода

-8,8 °С (по СНиП

23-01-99 «Строительная

климатология"), составляет 0,24 Гкал/ч.

1.2.8.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Учет тепловой энергии, отпускаемой в тепловые сети, не ведется.

1.2.8.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии

Аварии и инциденты на протяжении последних пяти лет эксплуатации

не зарегистрированы. Внеплановые ремонты оборудования котельной

КГКУЗ "Красноярская краевая туберкулезная больница

№2" не

производились.

1.2.8.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации источников тепловой энергии

Предписания по запрещению эксплуатации источника тепловой энергии,

а также их основного и вспомогательного оборудования, отсутствуют.

Часть 1.3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты

Описание тепловых сетей основывается на данных, передаваемых

разработчику схемы теплоснабжения по запросам заказчика схемы

теплоснабжения, направляемым теплоснабжающим и теплосетевым

организациям, действующим на территории поселения, городского округа.

1.3.1. Описание структуры тепловых сетей от каждого источника

тепловой энергии, от магистральных выводов до центральных тепловых

пунктов или до ввода в жилой квартал или промышленный объект

Тепловые сети г. Канска преимущественно двухтрубные тупиковые, не

резервируемые. Преимущественный тип прокладки - подземная в непроходном

канале.

Сети системы теплоснабжения Канской ТЭЦ включают в себя

тепломагистралей: № 1, 1А, 2, 3, 4, 5.

Магистрали № 1, 2, 3, 4, 5 эксплуатируются ООО «Канские тепловые

сети». Магистраль № 1А эксплуатируется МУП «Канский Электросетьсбыт» и

обслуживается ОАО «Гортепло».

Тепломагистраль № 1 введена в эксплуатацию в 1968 году и обеспечивает

тепловой энергией потребителей ЖКХ. Тепломагистраль неоднократно

реконструировалась.

Тепломагистраль № 2 введена в эксплуатацию в 1966 - 1967 гг. и снабжает

тепловой энергией промзону.

Тепломагистраль № 3 введена в эксплуатацию в 1965 году и обслуживает

потребителей ряд микрорайонов в Правобережном планировочном районе

города.

Тепломагистраль № 4 введена в эксплуатацию в 1975 - 1978 гг. и

поставляет тепловой энергию в Центральный планировочный район.

Тепломагистраль № 5 введена в эксплуатацию в 1989 г и обслуживает

жилой микрорайон РМЗ.

Тепломагистраль № 1А была введена в эксплуатацию в 2009 году. ТМ 1А

выполнена параллельно ТМ 1 и обеспечивает возможность резервирования

ряда ее участков. ТМ 1А транспортирует тепловую энергию к ЦТП

микрорайона Солнечный.

1.3.2. Электронные и (или) бумажные карты (схемы) тепловых сетей в

зонах действия источников тепловой энергии

Схемы тепловых сетей в зонах действия источников тепловой энергии

выполнены в программном комплексе Zulu Thermo.

К настоящей Схеме прилагается электронная модель систем

теплоснабжения города Канска:

· в виде баз программного комплекса Zulu Thermo;

· в формате DWG.

Рекомендации по использованию электронной модели даны в главе 3

Обосновывающих материалов к Схеме теплоснабжения «Электронная модель

системы теплоснабжения поселения»

1.3.3. Параметры тепловых сетей, включая год начала эксплуатации, тип

изоляции, тип компенсирующих устройств, тип прокладки, краткую

характеристику грунтов в местах прокладки с выделением наименее

надежных участков, определением их материальной характеристики и

подключенной тепловой нагрузки

Полная характеристика тепловых сетей представлена в Приложении 7.

Приложение 7 содержит поэлементное описание всех сетей централизованного

теплоснабжения города Канска и включает в себя все требуемые сведения.

1.3.4. Описание типов и количества секционирующей и регулирующей

арматуры на тепловых сетях

Секционирующая и регулирующая арматура на тепловых сетях г. Канска в

настоящее время отсутствует.

1.3.5. Описание типов и строительных особенностей тепловых камер и

павильонов

Наиболее распространенным типом тепловой камеры на тепловых сетях г.

Канска является камера из сборного железобетона.

Широко распространены, но в меньшей степени, чем предыдущий тип,

сборные тепловые камеры с кирпичной стенкой и сборным железобетонным

перекрытием.

1.3.6. Описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с

анализом их обоснованности

Графики регулирования отпуска тепловой энергии всех источников

теплоснабжения - качественные. Применение качественного регулирования

обусловлено преобладанием элеваторных узлов в общем объеме узлов

присоединения потребителей тепловой энергии.

Температурные графики обусловлены применяемым теплофикационным и

котельным оборудованием.

На Канской ТЭЦ используется одноступенчатая схема пароводяного

подогрева теплоносителя паром

кгс/см².

Параметры пара в

теплофикационном коллекторе обусловлены техническими характеристиками

РОУ и паровых турбин и не подлежат изменению.

На ТЭЦ «Тепло-Сбыт-Сервис» также используется одноступенчатая схема

пароводяного подогрева теплоносителя паром 5 кгс/см². Температурный график

тепловых сетей может быть повышен до

95/70 °С, но не более, из-за

преобладающей прямой схемы присоединения потребителей. Однако,

изменение температурного графика приведет к снижению расхода

теплоносителя, и, как следствие, к разрегулировке системы теплоснабжения. В

данном случае изменение температурного графика не рекомендуется до

проведения реконструкции тепловых сетей с учетом изменения расхода сетевой

воды.

Температурные графики систем теплоснабжения ОАО «Гортепло» и

ведомственных котельных обусловлены паспортными и проектными

характеристиками установленного котельного оборудования, являются

оптимальными для данного оборудования и не могут быть изменены.

1.3.7. Фактические температурные режимы отпуска тепла в тепловые

сети и их соответствие утвержденным графикам регулирования отпуска

тепла в тепловые сети

Фактические температурные режимы отпуска тепловой энергии в

тепловые сети соответствуют утвержденным графикам регулирования отпуска

тепла. Верхние срезки температурного графика не применяются. Нижняя срезка

температурного графика на уровне

60 °С обусловлена гигиеническими

требованиями к открытым системам теплоснабжения (защита от колонизации

легионеллой).

Отпуск тепловой энергии потребителям происходит зачастую с

нарушением температурного графика по причине сверхнормативного

охлаждения теплоносителя при транспортировке. Охлаждение теплоносителя

вызвано неудовлетворительным состоянием теплоизоляционных конструкций

трубопроводов

тепловых

сетей,

также

несбалансированными

гидравлическими режимами.

В частности, значительное остывание теплоносителя происходит в

тепловых сетях ООО «Тепло-Сбыт-Сервис». Изменение температуры

теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети продемонстрировано

на рис. 1.3.7.1.

Из рис. 1.3.7.1. видно, что к отдельным потребителям при расчетной

температуре -42 °С поступает прямая сетевая вода с температурой менее 80°С.

Остывание теплоносителя в данном случае обусловлено завышенными

диаметрами ряда участков тепловой сети. Неоправданное увеличение диаметра

приводит к очень медленному движению теплоносителя в сети (от 0,05 м/с в

отдельных участках) и к увеличению поверхности охлаждения.

Оптимизация диаметров этих и других участков тепловых сетей

предложена в Схеме теплоснабжения в порядке плановой реконструкции

тепловых сетей г. Канска.

1.3.8. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические

графики

Гидравлические режимы тепловых сетей обусловлены качественным

способом регулирования и неизменны на протяжении отопительного периода.

Пьезометрические графики тепловых сетей от источников теплоснабжения

до наиболее удаленных потребителей представлены в Приложении 6.

1.3.9. Статистику отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за

последние 5 лет

Статистика отказов тепловых сетей добросоветно ведется всеми

теплоснабжающими и теплосетевыми организациями города Канска. Наиболее

подвержены отказам тепловые сети с исчерпанным эксплуатационным

ресурсом.

Распределение отказов (аварий и инцидентов) по участкам тепловых сетей

и по годам ретроспективы представлено в графической форме в Приложении 9.

1.3.10. Статистика восстановлений (аварийно-восстановительных

ремонтов) тепловых сетей и среднее время, затраченное на

восстановление работоспособности тепловых сетей, за последние 5 лет

Статистика восстановлении тепловых сетей с указанием среднего времени,

затраченного на восстановление их работоспособности, представлена в Главе

1.9 Обосновывающих материалов к Схеме теплоснабжения как исходные

данные для расчета параметров надежности тепловых сетей.

1.3.11. Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и

планирования капитальных (текущих) ремонтов

Диагностика состояния тепловых сетей г. Канска ведется следующими

способами:

· гидравлические испытания тепловых сетей на прочность и плотность

- дважды в год по утвержденному графику;

· шурфовка тепловых сетей

- по утвержденному графику в

межотопительный сезон;

· тепловизионная диагностика

- в отопительный сезон для

локализации порывов тепловых сетей.

Из числа методов диагностики, на данный момент не используемых на

тепловых сетях г. Канска, следует отметить оперативный дистанционный

контроль влажности изоляции (ОДК). Вместе с тем, предызолированные трубы

наиболее часто используются при реконструкции трубопроводов тепловых

сетей, и данный метод становится перспективным для качественной

эксплуатации тепловых сетей.

1.3.12. Описание периодичности и соответствия техническим

регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних

ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических,

температурных, на тепловые потери) тепловых сетей

Согласно п. 6.82 МДК 4-02.2001 «Типовая инструкция по технической

эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения»:

Тепловые сети, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться

следующим испытаниям:

· гидравлическим испытаниям с целью проверки прочности и

плотности трубопроводов, их элементов и арматуры;

· испытаниям на максимальную температуру теплоносителя

(температурным

испытаниям)

для

выявления

дефектов

трубопроводов и оборудования тепловой сети, контроля за их

состоянием, проверки компенсирующей способности тепловой сети;

· испытаниям на тепловые потери для определения фактических

тепловых потерь теплопроводами в зависимости от типа

строительно-изоляционных конструкций, срока службы, состояния и

условий эксплуатации;

· испытаниям на гидравлические потери для получения

гидравлических характеристик трубопроводов;

· испытаниям на потенциалы блуждающих токов (электрическим

измерениям для определения коррозионной агрессивности грунтов и

опасного действия блуждающих токов на трубопроводы подземных

тепловых сетей).

Все виды испытаний должны проводиться раздельно. Совмещение во

времени двух видов испытаний не допускается.

На каждый вид испытаний должна быть составлена рабочая программа,

которая утверждается главным инженером ОЭТС.

При получении тепловой энергии от источника тепла, принадлежащего

другой организации, рабочая программа согласовывается с главным инженером

этой организации.

За два дня до начала испытаний утвержденная программа передается

диспетчеру ОЭТС и руководителю источника тепла для подготовки

оборудования и установления требуемого режима работы сети.

Рабочая программа испытания должна содержать следующие данные:

· задачи и основные положения методики проведения испытания;

· перечень подготовительных, организационных и технологических

мероприятий;

· последовательность отдельных этапов и операций во время

испытания;

· режимы работы оборудования источника тепла и тепловой сети

(расход и параметры теплоносителя во время каждого этапа

испытания);

· схемы работы насосно-подогревательной установки источника тепла

при каждом режиме испытания;

· схемы включения и переключений в тепловой сети;

· сроки проведения каждого отдельного этапа или режима испытания;

· точки наблюдения, объект наблюдения, количество наблюдателей в

каждой точке;

· оперативные средства связи и транспорта;

· меры по обеспечению техники безопасности во время испытания;

· список ответственных лиц за выполнение отдельных мероприятий.

Руководитель испытания перед началом испытания должен:

· проверить выполнение всех подготовительных мероприятий;

· организовать проверку технического и метрологического состояния

средств измерений согласно нормативно-технической документации;

· проверить отключение предусмотренных программой ответвлений и

тепловых пунктов;

· провести инструктаж всех членов бригады и сменного персонала по

их обязанностям во время каждого отдельного этапа испытания, а

также мерам по обеспечению безопасности непосредственных

участников испытания и окружающих лиц.

Гидравлическое испытание на прочность и плотность тепловых сетей,

находящихся в эксплуатации, должно быть проведено после капитального

ремонта до начала отопительного периода. Испытание проводится по

отдельным отходящим от источника тепла магистралям при отключенных

водонагревательных установках источника тепла, отключенных системах

теплопотребления, при открытых воздушниках на тепловых пунктах

потребителей. Магистрали испытываются целиком или по частям в

зависимости от технической возможности обеспечения требуемых параметров,

а также наличия оперативных средств связи между диспетчером ОЭТС,

персоналом источника тепла и бригадой, проводящей испытание, численности

персонала, обеспеченности транспортом.

Каждый участок тепловой сети должен быть испытан пробным давлением,

минимальное значение которого должно составлять 1,25 рабочего давления.

Значение рабочего давления устанавливается техническим руководителем

ОЭТС в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной

эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

Максимальное значение пробного давления устанавливается в

соответствии с указанными правилами и с учетом максимальных нагрузок,

которые могут принять на себя неподвижные опоры.

В каждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается

техническим руководителем ОЭТС в допустимых пределах, указанных выше.

При гидравлическом испытании на прочность и плотность давление в

самых высоких точках тепловой сети доводится до значения пробного давления

за счет давления, развиваемого сетевым насосом источника тепла или

специальным насосом из опрессовочного пункта.

При испытании участков тепловой сети, в которых по условиям профиля

местности сетевые и стационарные опрессовочные насосы не могут создать

давление, равное пробному, применяются передвижные насосные установки и

гидравлические прессы.

Длительность испытаний пробным давлением устанавливается главным

инженером ОЭТС, но должна быть не менее 10 мин с момента установления

расхода подпиточной воды на расчетном уровне. Осмотр производится после

снижения пробного давления до рабочего.

Тепловая сеть считается выдержавшей гидравлическое испытание на

прочность и плотность, если при нахождении ее в течение 10 мин под заданным

пробным давлением значение подпитки не превысило расчетного.

Температура воды в трубопроводах при испытаниях на прочность и

плотность не должна превышать 40 °С.

Периодичность проведения испытания тепловой сети на максимальную

температуру теплоносителя (далее - температурные испытания) определяется

руководителем ОЭТС.

Температурным испытаниям должна подвергаться вся сеть от источника

тепла до тепловых пунктов систем теплопотребления.

Температурные испытания должны проводиться при устойчивых суточных

плюсовых температурах наружного воздуха.

За максимальную температуру следует принимать максимально

достижимую температуру сетевой воды в соответствии с утвержденным

температурным графиком регулирования отпуска тепла на источнике.

Температурные испытания тепловых сетей, находящихся в эксплуатации

длительное время и имеющих ненадежные участки, должны проводиться после

ремонта и предварительного испытания этих сетей на прочность и плотность,

но не позднее чем за 3 недели до начала отопительного периода.

Температура воды в обратном трубопроводе при температурных

испытаниях не должна превышать 90 °С. Попадание высокотемпературного

теплоносителя в обратный трубопровод не допускается во избежание

нарушения нормальной работы сетевых насосов и условий работы

компенсирующих устройств.

Для снижения температуры воды, поступающей в обратный трубопровод,

испытания

проводятся

включенными

системами

отопления,

присоединенными через смесительные устройства (элеваторы, смесительные

насосы) и водоподогреватели, а также с включенными системами горячего

водоснабжения, присоединенными по закрытой схеме и оборудованными

автоматическими регуляторами температуры.

На время температурных испытаний от тепловой сети должны быть

отключены:

· отопительные системы детских и лечебных учреждений;

· неавтоматизированные

системы

горячего

водоснабжения,

присоединенные по закрытой схеме;

· системы горячего водоснабжения, присоединенные по открытой

схеме;

· отопительные системы с непосредственной схемой присоединения;

· калориферные установки.

Отключение тепловых пунктов и систем теплопотребления производится

первыми со стороны тепловой сети задвижками, установленными на подающем

и обратном трубопроводах тепловых пунктов, а в случае неплотности этих

задвижек - задвижками в камерах на ответвлениях к тепловым пунктам. В

местах, где задвижки не обеспечивают плотности отключения, необходимо

устанавливать заглушки.

Испытания по определению тепловых потерь в тепловых сетях должны

проводиться один раз в пять лет на магистралях, характерных для данной

тепловой сети по типу строительно-изоляционных конструкций, сроку службы

и условиям эксплуатации, с целью разработки нормативных показателей и

нормирования эксплуатационных тепловых потерь, а также оценки

технического состояния тепловых сетей. График испытаний утверждается

техническим руководителем ОЭТС.

Испытания по определению гидравлических потерь в водяных тепловых

сетях должны проводиться один раз в пять лет на магистралях, характерных для

данной тепловой сети по срокам и условиям эксплуатации, с целью

определения эксплуатационных гидравлических характеристик для разработки

гидравлических режимов, а также оценки состояния внутренней поверхности

трубопроводов.

График

испытаний

устанавливается

техническим

руководителем ОЭТС.

Испытания тепловых сетей на тепловые и гидравлические потери

проводятся при отключенных ответвлениях тепловых пунктах систем

теплопотребления.

При проведении любых испытаний абоненты за три дня до начала

испытаний должны быть предупреждены о времени проведения испытаний и

сроке отключения систем теплопотребления с указанием необходимых мер

безопасности. Предупреждение вручается под расписку ответственному лицу

потребителя.

Техническое обслуживание и ремонт

ОЭТС должны быть организованы техническое обслуживание и ремонт

тепловых сетей.

Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта

несет административно-технический персонал, за которым закреплены

тепловые сети.

Объем технического обслуживания и ремонта должен определяться

необходимостью поддержания работоспособного состояния тепловых сетей.

При техническом обслуживании следует проводить операции

контрольного характера (осмотр, надзор за соблюдением эксплуатационных

инструкций, технические испытания и проверки технического состояния) и

технологические операции восстановительного характера (регулирование и

наладка, очистка, смазка, замена вышедших из строя деталей без значительной

разборки, устранение различных мелких дефектов).

Основными видами ремонтов тепловых сетей являются капитальный и

текущий ремонты.

При капитальном ремонте должны быть восстановлены исправность и

полный или близкий к полному, ресурс установок с заменой или

восстановлением любых их частей, включая базовые.

При текущем ремонте должна быть восстановлена работоспособность

установок, заменены и (или) восстановлены отдельные их части.

Система технического обслуживания и ремонта должна носить

предупредительный характер.

При планировании технического обслуживания и ремонта должен быть

проведен расчет трудоемкости ремонта, его продолжительности, потребности в

персонале, а также материалах, комплектующих изделиях и запасных частях.

На все виды ремонтов необходимо составить годовые и месячные планы

(графики). Годовые планы ремонтов утверждает главный инженер организации.

Планы ремонтов тепловых сетей организации должны быть увязаны с

планом ремонта оборудования источников тепла.

В системе технического обслуживания и ремонта должны быть

предусмотрены:

· подготовка технического обслуживания и ремонтов;

· вывод оборудования в ремонт;

· оценка технического состояния тепловых сетей и составление

дефектных ведомостей;

· проведение технического обслуживания и ремонта;

· приемка оборудования из ремонта;

· контроль и отчетность о выполнении технического обслуживания и

ремонта.

Организационная структура ремонтного производства, технология

ремонтных работ, порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приемки и

оценки состояния отремонтированных тепловых сетей должны соответствовать

НТД.

1.3.13. Описание нормативов технологических потерь при передаче

тепловой энергии (мощности), теплоносителя, включаемых в расчет

отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя

Технологические потери при передаче тепловой энергии складываются из

тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов, а так же с утечками

теплоносителя.

Методика определения тепловых потерь через изоляцию трубопроводов

регламентируется приказом Минэнерго №265 от 4 октября 2005 года "Об

организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской

Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при

передаче тепловой энергии". Тепловые потери через изоляцию трубопроводов

зависят от материальной характеристики тепловых сетей, а также года и

способа прокладки тепловой сети. Нормы тепловых потерь водяными

тепловыми сетями приведены в таблицах 1.3.13.1. - 1.3.13.8

Нормы тепловых потерь (плотность теплового потока) водяными теплопроводами в непроходных каналах и при бесканальной прокладке с

расчетной среднегодовой температурой грунта +5 ^оС на глубине заложения теплопроводов, спроектированными в период с 1959 по 1990 гг.

Таблица 1.3.13.1.

Нормы потерь тепла, Вт/м [(ккал/м·ч)]

Двухтрубной прокладки при разности

Двухтрубной прокладки при

Наружный диаметр труб

Обратный теплопровод при

среднегодовых температур воды и

разности среднегодовых температур

dн, мм

средней температуре воды

грунта 52,5°С

грунта 65°С

воды и грунта 75°С

tоcp.г=50°C

tncp.г=65°C

tncp.г =90°C

tncp.г =110°С

23 (20)

52 (45)

60 (52)

67 (58)

29 (25)

65 (56)

75 (65)

84 (72)

34 (29)

75 (64)

86 (74)

95 (82)

36 (31)

80 (69)

93 (80)

102 (88)

108

40 (34)

88 (76)

102 (88)

111 (96)

159

49 (42)

109 (94)

124 (107)

136 (117)

219

59 (51)

131 (113)

151 (130)

165 (142)

273

70 (60)

154 (132)

174 (150)

190 (163)

325

79 (68)

173 (149)

195 (168)

212 (183)

377

88 (76)

191 (164)*

212 (183)

234 (202)

426

95 (82)

209 (180)*

235 (203)

254 (219)

478

106 (91)

230 (198)*

259 (223)

280 (241)

529

117 (101)

251 (216)*

282 (243)

303 (261)

630

133 (114)

286 (246)*

321 (277)

345 (298)

720

145 (125)

316 (272)*

355 (306)

379 (327)

820

164 (141)

354 (304)*

396(341)

423 (364)

920

180 (155)

387 (333)*

433 (373)

463 (399)

1020

198 (170)

426 (366)*

475 (410)

506 (436)

1220

233 (200)

499 (429)*

561 (482)

591 (508)

1420

265 (228)

568 (488)

644 (554)

675 (580)

Нормы тепловых потерь (плотность теплового потока) одним изолированным теплопроводом на надземной прокладке с расчетной

среднегодовой температурой наружного воздуха +5 оС, спроектированными в период с 1959 по 1990 гг.

Таблица 1.3.13.2.

Нормы потерь тепла, Вт/м [(ккал/м·ч)]

Разность среднегодовой температуры сетевой воды в подающем или обратном трубопроводах и наружного воздуха, °С

Наружный диаметр труб dн, мм

120

17(15)

27(23)

36(31)

44(38)

21(18)

31(27)

42(36)

52(45)

24(21)

35(30)

46(40)

57(49)

29(25)

41(35)

52(45)

64(55)

32(28)

44(38)

58(50)

70(60)

108

36(31)

50(43)

64(55)

78(67)

133

41(35)

56(48)

70(60)

86(74)

159

44(38)

58(50)

75(65)

93(80)

194

49(42)

67(58)

85(73)

102(88)

219

53(46)

70(60)

90(78)

110(95)

273

61(53)

81(70)

101(87)

124(107)

325

70(60)

93(80)

116(100)

139(120)

377

82(71)

108(93)

132(114)

157(135)

426

95(82)

122(105)

148(128)

174(150)

478

103(89)

131(113)

158(136)

186(160)

529

110(95)

139(120)

168(145)

197(170)

630

121(104)

154(133)

186(160)

220(190)

720

133(115)

168(145)

204(176)

239(206)

820

157(135)

195(168)

232(200)

270(233)

920

180(155)

220(190)

261(225)

302(260)

1020

209(180)

255(220)

296(255)

339(292)

1420

267(230)

325(280)

377(325)

441(380)

Нормы тепловых потерь водяными теплопроводами в непроходных, спроектированными в период с 1990 по 1998 гг.

Таблица 1.3.13.3.

При числе часов работы в год 5000 и менее

При числе часов работы в год более 5000

Условный

проход

Трубопровод

трубопровода,

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

мм

Среднегодовая температура теплоносителя, °С

110

18(15)

12(10)

26(22)

11(9)

31(27)

10(9)

16(14)

11(9)

23(20)

10(9)

28 (24)

9(8)

19(16)

13(11)

27(23)

12(10)

33(28)

11(9)

17(15)

12(10)

24(21)

11(9)

30(26)

10(9)

21(18)

14(12)

29(25)

13(11)

36(31)

12(10)

18(15)

13(11)

26(22)

12(10)

32(28)

11(9)

22(19)

15(13)

33(28)

14(12)

40(34)

13(11)

20(17)

14(12)

28(24)

13(11)

35(30)

12(10)

27(23)

19(16)

38(33)

16(14)

47(40)

14(12)

23(20)

16(14)

34(29)

15(13)

40(34)

13(11)

29(25)

20(17)

41(35)

17(15)

51(44)

15(13)

25(22)

17(15)

36(31)

16(14)

44(38)

14(12)

100

33(28)

22(19)

46(40)

19(16)

57(49)

17(15)

28(24)

19(16)

41(35)

17(15)

48(41)

15(13)

125

34(29)

23(20)

49(42)

20(17)

61(53)

18(15)

31(27)

21(18)

42(36)

18(15)

50(43)

16(14)

150

38(33)

26(22)

54(46)

22(19)

65(56)

19(16)

32(28)

22(19)

44(38)

19(16)

55(47)

17(15)

200

48(41)

31(27)

66(57)

26(22)

83(71)

23(20)

39(34)

27(23)

54(46)

22(19)

68(59)

21(18)

250

54(46)

35(30)

76(65)

29(25)

93(80)

25(22)

45(39)

30(26)

64(55)

25(22)

77(66)

23(20)

300

62(53)

40(34)

87(75)

32(28)

103(89)

28(24)

50(43)

33(28)

70(60)

28(24)

84(72)

25(22)

350

68(59)

44(38)

93(80)

34(29)

117(101)

29(25)

55(47)

37(32)

75(65)

30(26)

94(81)

26(22)

400

76(65)

47(40)

109(94)

37(32)

123(106)

30(26)

58(50)

38(33)

82(71)

33(28)

101(87)

28(24)

450

77(66)

49(42)

112(96)

39(34)

135(116)

32(28)

67(58)

43(37)

93(80)

36(31)

107(92)

29(25)

500

88(76)

54(46)

126(108)

43(37)

167(144)

33(28)

68(59)

44(38)

98(84)

38(33)

117(101)

32(28)

600

98(84)

58(50)

140(121)

45(39)

171 (147)

35(30)

79(68)

50(43)

109(94)

41(35)

132(114)

34(29)

700

107(92)

63(54)

163(140)

47(40)

185(159)

38(33)

89(77)

55(47)

126(108)

43(37)

151(130)

37(32)

800

130(112)

72(62)

181(156)

48(41)

213(183)

42(36)

100(86)

60(52)

140(121)

45(39)

163(140)

40(34)

900

138(119)

75(65)

190(164)

57(49)

234(201)

44(38)

106(91)

66(57)

151(130)

54(46)

186(160)

43(37)

1000

152(131)

78(67)

199(171)

59(51)

249(214)

49(42)

117(101)

71(61)

158(136)

57(49)

192(165)

47(40)

1200

185(159)

86(74)

257(221)

66 (57)

300(258)

54(46)

144(124)

79(68)

185(159)

64(55)

229(197)

52(45)

1400

204(176)

90(77)

284 (245)

69 (59)

322(277)

58(50)

152(131)

82(71)

210(181)

68(59)

252(217)

56(48)

Нормы тепловых потерь (плотность теплового потока) одним изолированным теплопроводом на надземной прокладке, спроектированными в

период с 1959 по 1990 гг.

Таблица 1.3.13.4.

При числе часов работы в год 5000 и менее

При числе часов работы в год более 5000

Средняя температура теплоносителя, °С

Условный проход трубопровода, мм

100

150

100

150

Нормы линейной плотности теплового потока Вт/м (ккал/м ч)

10 (9)

20 (17)

30 (26)

11 (10)

22 (19)

34 (29)

11 (10)

22 (19)

34 (29)

13 (11)

25 (22)

38 (33)

13 (11)

25 (22)

37 (32)

15 (13)

28 (24)

42 (36)

15 (13)

29 (25)

44 (38)

18 (15)

33 (28)

49 (42)

17 (15)

31 (27)

47 (40)

19 (16)

36 (31)

53 (46)

19 (16)

36 (31)

54 (46)

23 (20)

41 (35)

61 (53)

21 (18)

39 (34)

58 (50)

25 (22)

45 (39)

66 (57)

100

24 (21)

43 (37)

64 (55)

28 (24)

50 (43)

73 (63)

125

27 (23)

49 (42)

70 (60)

32 (28)

56 (48)

81 (70)

150

30 (26)

54 (46)

77 (66)

35 (30)

63 (54)

89 (77)

200

37 (32)

65 (56)

93 (80)

44 (38)

77 (66)

109 (94)

250

43 (37)

75 (65)

106 (91)

51 (44)

88 (76)

125 (108)

300

49 (42)

84 (72)

118 (102)

59 (51)

101 (87)

140 (121)

350

55 (47)

93 (80)

131 (113)

66 (57)

112 (96)

155 (133)

400

61 (53)

102 (88)

142 (122)

73 (63)

122 (105)

170 (146)

450

65 (56)

109 (94)

152 (131)

80 (69)

132 (114)

182 (157)

500

71 (61)

119 (102)

166 (143)

88 (76)

143 (123)

197 (170)

600

82 (71)

136 (117)

188 (162)

100 (86)

165 (142)

225 (194)

700

92 (79)

151 (130)

209 (180)

114 (98)

184 (158)

250 (215)

800

103 (89)

167 (144)

213 (183)

128 (110)

205 (177)

278 (239)

900

113 (97)

184 (158)

253 (218)

141 (121)

226 (195)

306 (263)

1000

124 (107)

201 (173)

275 (237)

155 (133)

247 (213)

333 (287)

Нормы тепловых потерь водяными теплопроводами в непроходных каналах и при бесканальной прокладке, спроект. с 1998 по 2003гг.

Таблица 1.3.13.5.

При числе часов работы в год 5000 и менее

При числе часов работы в год более 5000

Условный

проход

Трубопровод

трубопровода,

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

мм

Среднегодовая температура теплоносителя, °С

110

15(13)

10(9)

22(19)

10(9)

26(22)

9(8)

14(12)

9(8)

20(17)

9(8)

24(21)

8(7)

16(14)

11(9)

23(20)

11(9)

28(24)

10(9)

15(13)

10(9)

20(17)

10(9)

26(22)

9(8)

18(16)

12(10)

25(22)

12(10)

31(27)

11(9)

16(14)

11(9)

22(19)

11(9)

27(23)

10(9)

19(16)

13(11)

28(24)

13(11)

34(29)

12(10)

17(15)

12(10)

24(21)

12(10)

30(26)

11(9)

23(20)

16(14)

32(28)

14(12)

40(34)

13(11)

20(17)

13(11)

29(25)

13(11)

34(29)

12(10)

25(22)

17(15)

35(30)

15(13)

43(37)

14(12)

21(18)

14(12)

31(27)

14(12)

37(32)

13(11)

100

28(24)

19(16)

39(34)

16(14)

48(41)

16(14)

24(21)

16(14)

35(30)

15(13)

41(35)

14(12)

125

29(25)

20(17)

42(36)

17(15)

52(45)

17(15)

26(22)

18(16)

38(33)

16(14)

43(37)

15(13)

150

32(28)

22(19)

46(40)

19(16)

55(47)

18(16)

27(23)

19(16)

42(36)

17(15)

47(41)

16(14)

200

41(35)

26(22)

55(47)

22(19)

71(61)

20(17)

33(28)

23(20)

49(42)

19(16)

58(50)

18(16)

250

46(40)

30(26)

65(56)

25(22)

79(68)

21(18)

38(33)

26(22)

54(47)

21(18)

66(57)

20(17)

300

53(46)

34(29)

74(64)

27(23)

88(76)

24(21)

43(37)

28(24)

60(52)

24(21)

71(61)

21(18)

350

58(50)

37(32)

79(68)

29(25)

98(84)

25(22)

46(40)

31(27)

64(55)

26(22)

80(69)

22(19)

400

65(56)

40(34)

87(75)

32(28)

105(91)

26(22)

50(43)

33(28)

70(60)

28(24)

86(74)

24(21)

450

70(60)

42(36)

95(82)

33(28)

115(99)

27(23)

54(47)

36(31)

79(68)

31(27)

91(78)

25(22)

500

75(65)

46(40)

107(92)

36(31)

130(112)

28(24)

58(50)

37(32)

84(72)

32(28)

100(86)

27(23)

600

83(72)

49(42)

119(103)

38(33)

145(125)

30(26)

67(58)

42(36)

93(80)

35(30)

112(97)

31(27)

700

91(78)

54(47)

139(120)

41(35)

157(135)

33(28)

76(66)

47(41)

107(92)

37(32)

128(110)

31(27)

800

106(91)

61(53)

150(129)

45(39)

181(156)

36(31)

85(73)

51(44)

119(103)

38(33)

139(120)

34(29)

900

117(101)

64(55)

162(140)

48(41)

199(172)

37(32)

90(78)

56(48)

128(110)

43(37)

150(129)

37(32)

1000

129(111)

66(57)

169(146)

51(44)

212(183)

42(36)

100(86)

60(52)

140(121)

46(40)

163(141)

40(34)

1200

157(135)

73(63)

218(188)

55(47)

255(220)

46(40)

114(98)

67(58)

158(136)

53(46)

190(164)

44(38)

1400

173(149)

77(66)

241(208)

59(51)

274(236)

49(42)

130(112)

70(60)

179(154)

58(50)

224(193)

48(41)

период с 1959 по 1990 гг.

Таблица 1.3.13.6.

При числе часов работы в год 5000 и менее

При числе часов работы в год более 5000

Условный проход

Среднегодовая температура теплоносителя, °С

трубопровода, мм

обратный

подающий

обратный

подающий

Нормы линейной плотности теплового потока, Вт/м [ккал/(м·ч)]

100

150

100

150

9(8)

18(16)

28(24)

8(7)

16(14)

24(21)

11(9)

21(18)

31(27)

9(8)

18(16)

28(24)

12(10)

23(20)

34(29)

11(9)

20(17)

30(26)

15(13)

27(23)

40(34)

12(10)

24(21)

36(31)

16(14)

30(26)

44(38)

14(12)

25(22)

38(33)

19(16)

34(29)

50(43)

15(13)

29(25)

44(38)

21(18)

37(32)

54(47)

17(15)

32(28)

47(41)

100

23(20)

41(35)

60(52)

19(16)

35(30)

52(45)

125

26(22)

46(40)

66(57)

22(19)

40(34)

57(49)

150

29(25)

52(45)

73(63)

24(21)

44(38)

62(53)

200

36(31)

63(54)

89(77)

30(26)

53(46)

75(65)

250

42(36)

72(62)

103(89)

35(30)

61(53)

86(74)

300

48(41)

83(72)

115(99)

40(34)

68(59)

96(83)

350

54(47)

92(79)

127(109)

45(39)

75(65)

106(91)

400

60(52)

100(86)

139(120)

49(42)

83(72)

115(99)

450

66(57)

108(93)

149(128)

53(46)

88(76)

123(106)

500

72(62)

117(101)

162(140)

58(50)

96(83)

135(116)

600

82(71)

135(116)

185(159)

66(57)

110(95)

152(131)

700

94(81)

151(130)

205(177)

75(65)

122(105)

169(146)

800

105(91)

168(145)

228(197)

83(72)

135(116)

172(148)

900

116(100)

185(159)

251(216)

92(79)

149(128)

205(177)

1000

127(109)

203(175)

273(235)

101(87)

163(141)

223(192)

Нормы тепловых потерь водяными теплопроводами в непроходных каналах и продолжительности работы в год более 5000 ч, с 2004г.

Таблица 1.3.13.7.

Среднегодовая температура теплоносителя (подающий/обратный), ºС

Условный проход трубопровода, мм

65/50

90/50

110/50

Суммарная линейная плотность теплового потока, Вт/м [ккал/(м·ч)]

27(23)

32(28)

36(31)

29(25)

35(30)

39(34)

31(27)

37(32)

42(36)

35(30)

41(35)

47(40)

41(35)

49(42)

54(46)

45(37)

52(45)

59(51)

100

49(42)

58(50)

66(57)

125

56(48)

66(57)

73(63)

150

63(54)

73(63)

82(71)

200

77(66)

93(80)

100(86)

250

92(79)

106(91)

117(101)

300

105(90)

121(104)

133(114)

350

118(101)

135(116)

148(127)

400

130(112)

148(127)

163(140)

450

142(122)

162(139)

177(152)

500

156(134)

176(151)

194(167)

600

179(154)

205(176)

223(192)

700

201(173)

229(197)

149(128)

800

226(194)

257(221)

179(154)

900

250(215)

284(244)

308(265)

1000

275(236)

312(268)

338(291)

1200

326(280)

368(316)

398(342)

1400

376(323)

425(365)

461(396)

Нормы тепловых потерь (плотность теплового потока) водяными теплопроводами при прокладке на открытом воздухе и продолжительности

работы в год более 5000 ч, спроектированными в период с 2004г.

Таблица 1.3.13.8.

Температура теплоносителя, ºС

Условный проход трубопровода, мм

100

150

Плотность теплового потока, Вт/м [ккал/(м·ч)]

9(8)

17(15)

25(21)

10(9)

19(16)

28(24)

11(9)

20(17)

31(27)

12(10)

23(20)

35(30)

14(12)

26(22)

38(33)

16(14)

29(25)

43(37)

17(15)

31(27)

46(40)

100

19(16)

34(29)

50(43)

125

21(18)

38(33)

55(47)

150

23(20)

42(36)

61(52)

200

28(24)

50(43)

72(62)

250

33(28)

57(49)

82(71)

300

39(34)

67(58)

95(82)

350

45(39)

77(66)

108(93)

400

49(42)

84(72)

117(101)

450

54(47)

91(78)

127(109)

500

58(50)

98(84)

136(117)

600

67(58)

112(96)

154(132)

700

75(65)

124(107)

170(146)

800

83(71)

137(118)

188(162)

900

91(78)

150(129)

205(176)

1000

100(86)

163(140)

222(191)

1400

133(114)

215(185)

291(250)

Методика определения тепловых потерь с утечками теплоносителя

также регламентируется приказом Минэнерго №265 от 4 октября 2005 года

"Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской

Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при

передаче тепловой энергии".

Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой

определяются по формуле:

, м³,

где:

а - норма среднегодовой утечки теплоносителя, (м³/ч*м³), установленная

правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и

правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах

0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час;

V^ср.год - среднегодовая емкость тепловой сети, м³;

n_год - продолжительность функционирования тепловой сети в течение года, ч;

m_у.год.н - среднечасовая годовая норма потерь теплоносителя, обусловленных

утечкой, м3/ч.

1.3.14. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года при

отсутствии приборов учета тепловой энергии

Согласно постановлению Правительства РФ от 22.10.2012 № 1075 "О

ценообразовании в сфере теплоснабжения" в состав тарифа на передачу

тепловой энергии и теплоносителя могут быть включены затраты на

приобретение тепловой энергии для компенсации нормативных потерь

тепловой энергии в тепловых сетях. Затраты на компенсацию

сверхнормативных затрат в состав тарифа быть включены не могут.

Так как не все потребители обеспечены индивидуальными узлами учета

тепловой энергии, потери тепловой энергии в тепловых сетях определяют

расчетным способом.

После установки приборов учета тепловой энергии у

100%

потребителей, тепловые потери при транспорте тепловой энергии будут

определяться путем вычитания показателей счетчиков отпущенной тепловой

энергии, установленных на источниках централизованного теплоснабжения,

и показаний приборов учета тепловой энергии, установленных у

потребителей. Ниже приведены данные по фактическим и нормативным

потерям в тепловых сетях теплоснабжающих организаций города Канска.

Потери тепловой энергии в системах теплоснабжения г. Канска за 2010-2012 годы

Табл 1.3.14.1

Потери за

№ п/п

Источник теплоснабжения

2010 г., Гкал/ч

2011 г., Гкал/ч

2012 г., Гкал/ч

Канская ТЭЦ, ОАО "Канская ТЭЦ"

30988,7

ТЭЦ ООО "Тепло-Сбыт-Сервис"

4813,3

Котельная №1 «пос. Строителей»

1081,8

Котельная №3 «ПТУ»

306,2

Котельная №4 «Березка»

28,2

Котельная №5 «Даурия»

49,1

Котельная №7 «Мелькомбинат»

2105,3

Котельная №8 «ЛДК»

114,0

Котельная №9 «Школа»

10,6

10.

Котельная №10 «Де-Корт»

249,9

11.

Котельная №11 «Альчет»

112,8

12.

Котельная №12 «Ново-Канская»

23,9

13.

Котельная №13 «5 военный городок»

320,6

14.

Котельная №15 «ДСУ-5»

115,9

15.

Котельная №16 «ЛТЦ-34»

36,7

16.

Котельная филиала "Восточный" ОАО "КНП"

353,7

17.

Котельная КГБУСО "КПНИ"

38,3

18.

Котельная 4 военного городка ОАО "РЭУ" "Иркутский"

1078,0

Котельная КГКУЗ "Красноярская краевая туберкулезная

160,3

19.

больница №2"

1.3.15. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации участков тепловой сети и результаты их исполнения

Предписаний надзорных органов по запрещению эксплуатации участков

тепловых сетей нет.

1.3.16. Описание типов присоединений теплопотребляющих установок

потребителей к тепловым сетям с выделением наиболее

распространенных, определяющих выбор и обоснование графика

регулирования отпуска тепловой энергии потребителям

Общее число потребителей тепловой энергии, подключенных к сетям

централизованного теплоснабжения г. Канска, на текущий момент составляет

1341.

585 потребителей подключены по схеме с открытым водоразбором ГВС

и непосредственным присоединением системы отопления к тепловой сети.

Схема подключения этих потребителей позволяет потреблять тепловую

энергию с температурным графиком не более 95/70°С, в соответствии с

Приложением Б СНиП

41-01-2003 «Отопление, вентиляция и

кондиционирование».

716 потребителей подключены по элеваторной схеме присоединения, с

открытым водоразбором ГВС.

Данная схема подключения позволяет снижать температуру

теплоносителя перед подачей во внутренние системы теплопотребления

зданий.

40 потребителей подключены только к сети горячего водоснабжения с

открытым водоразбором и циркуляционной линией.

1.3.17. Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой

энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов

по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя

Руководствуясь пунктом

5 статьи

13 Федерального закона от

23.11.2009г. №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической

эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты

Российской Федерации» собственники жилых домов, собственники

помещений в многоквартирных домах, введенных в эксплуатацию на день

вступления Закона № 261-ФЗ в силу, обязаны в срок до 1 января 2012 года

обеспечить оснащение таких домов приборами учета используемых воды,

природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, а также ввод

установленных приборов учета в эксплуатацию. При этом многоквартирные

дома в указанный срок должны быть оснащены коллективными

(общедомовыми) приборами учета используемых коммунальных ресурсов, а

также индивидуальными и общими (для коммунальной квартиры) приборами

учета.

Сведения о фактической оснащенности потребителей тепловой энергии

г. Канска приборами учета тепловой энергии предоставлены не были.

1.3.18. Анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих

(теплосетевых) организаций и используемых средств автоматизации,

телемеханизации и связи

Тепломеханическое оборудование на источниках централизованного

теплоснабжения имеет низкую степень автоматизации. Электрифицирована

незначительная часть запорной арматуры на теплоисточниках.

Тепловые сети имеют слабую диспетчеризацию. Регулирующие и

запорные задвижки в тепловых камерах не имеют средств телемеханизации.

Перекладываемые участки тепловых сетей с ППУ изоляцией не имеют

системы дистанционного контроля.

Диспетчерские теплосетевых организаций оборудованы телефонной

связью и доступом в интернет, принимают сигналы об утечках и авариях на

сетях от жителей города и обслуживающего персонала.

1.3.19. Уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых

пунктов, насосных станций

Центральные тепловые пункты и насосные станции автоматизированы и

не требуют ручного регулирования.

1.3.20. Сведения о наличии защиты тепловых сетей от превышения

давления

Защита тепловых сетей от превышения давления осуществляется на

теплоисточниках путем установки предохранительных клапанов, баков-

экспанзоматов открытого и закрытого типа, а также противоударных

перемычек в группах сетевых насосов.

1.3.21. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей и обоснование

выбора организации, уполномоченной на их эксплуатацию

По состоянию на 2013 год выявлены две группы участков бесхозяйных

тепловых сетей.

Сведения о них приведены в рисунках и таблицах.

Рис. 1.3.21.1. Схема бесхозяйных тепловых сетей по адресу:

ул. 40 лет Октября, д.47

Перечень участков бесхозяйных тепловых сетей по ул. Нефтебазы и ул.

Нефтяников

Таблица 1.3.21.2

Внутpенний

Внутренний

Вид

Наименование

Длина

диаметp

диаметр

Наименование

прокладки

начала

участка,

подающего

обратного

конца участка

тепловой

участка

тpубопpовода,

трубопровода,

сети

Подземная

ТК-5-в

в-отв ДР

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв ДР

в-отв 55

0,1

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв ДР

0,032

56Б

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв 55

0,05

55/3

бесканальная

Подземная

в-отв55

в-отв53

0,1

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв53

0,05

53/2

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв53

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв43

ТК-3-в

0,1

бесканальная

Подземная

ТК-3-в

в-отв45

0,1

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв45

0,1

49-47

бесканальная

Внутpенний

Внутренний

Вид

Наименование

Длина

диаметp

диаметр

Наименование

прокладки

начала

участка,

подающего

обратного

конца участка

тепловой

участка

тpубопpовода,

трубопровода,

сети

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв45

0,02

бесканальная

Подземная

ТК-3-в

в-отв6

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв6

в-отв10

0,1

бесканальная

ул.

Подземная

в-отв10

0,02

Нефтяников, 9

бесканальная

ул.

Подземная

в-отв6

0,02

Нефтяников, 5

бесканальная

Подземная

ТК-1-в

ТК-4-в

100

0,1

бесканальная

Подземная

ТК-4-в

ТК-5-в

0,1

бесканальная

Подземная

ТК-4-в

в-отв16

0,05

бесканальная

ул.

Подземная

в-отв16

Нефтяников,

0,025

бесканальная

ул.

Подземная

в-отв16

Нефтяников,

0,05

бесканальная

Подземная

ТК-1-в

ТК-2-в

0,1

бесканальная

Подземная

ТК-2-в

в-отв5

0,1

бесканальная

Внутpенний

Внутренний

Вид

Наименование

Длина

диаметp

диаметр

Наименование

прокладки

начала

участка,

подающего

обратного

конца участка

тепловой

участка

тpубопpовода,

трубопровода,

сети

Подземная

в-отв5

в-отв9

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв9

в-отв13

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв13

в-отв17

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв17

в-отв21

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв21

в-отв25

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв25

в-отв29

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв29

в-отв31

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв31

в-отв35

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв35

в-отв39

0,1

бесканальная

Подземная

в-отв39

в-отв43

0,1

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв43

0,02

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв39

0,02

39-41

бесканальная

Внутpенний

Внутренний

Вид

Наименование

Длина

диаметp

диаметр

Наименование

прокладки

начала

участка,

подающего

обратного

конца участка

тепловой

участка

тpубопpовода,

трубопровода,

сети

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв35

0,02

35-37

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв31

0,02

31-33

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв29

0,02

29-27

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв25

0,02

25-23

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв21

0,02

21-19

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв17

0,02

17-15

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв13

0,02

13-11

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв9

0,02

9-7

бесканальная

ул. Шоссейная,

Подземная

в-отв5

0,02

5-3

бесканальная

Подземная

в-отв10

в-отв12

0,1

бесканальная

ул.

Подземная

в-отв12

Нефтяников,

0,02

бесканальная

ул.

Подземная

в-отв12

Нефтяников,

0,02

бесканальная

Внутpенний

Внутренний

Вид

Наименование

Длина

диаметp

диаметр

Наименование

прокладки

начала

участка,

подающего

обратного

конца участка

тепловой

участка

тpубопpовода,

трубопровода,

сети

ул.

Подземная

в-отв10

Нефтяников,

0,02

бесканальная

ул.

Подземная

в-отв6

0,02

Нефтяников, 6

бесканальная

Статья 15, пункт 6 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-

ФЗ «О теплоснабжении»: «В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей

(тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган

местного самоуправления поселения или городского округа до признания

права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение

тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую

организацию,

тепловые сети которой непосредственно соединены с

указанными

бесхозяйными

тепловыми

сетями,

или

единую

теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую

входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет

содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган

регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание

бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на

следующий период регулирования».

В качестве организации, уполномоченной на эксплуатацию бесхозяйных

тепловых

сетей

зонах

действия

источника

ОАО

«Красноярскнефтепродукт»,

предлагается

определить

ОАО

«Красноярскнефтепродукт» до момента объединения систем теплоснабжения

котельных ОАО «Красноярскнефтепродукт» и ОАО «Гортепло».

В качестве организации, уполномоченной на эксплуатацию

бесхозяйных тепловых сетей в зоне действия Канской ТЭЦ, предлагается

определить ООО «Канские тепловые сети». К таким сетям относятся сети,

проложенные по ул. 40 лет Октября в районе дома №47.

Принятие на учет бесхозяйных тепловых сетей должно осуществляться

на основании Постановления Правительства РФ от 17 сентября 2003 г. № 580

«Об утверждении положения о принятии на учет бесхозяйных недвижимых

вещей».

Регистрация права собственности на бесхозяйные тепловые сети должна

проводиться в соответствии с Распоряжением Администрации г. Канска от

12.03. 2013 г. № 130 «Об утверждении графика государственной регистрации

прав муниципальной собственности на объекты энергетики и коммунальной

сферы, в том числе бесхозяйные объекты муниципального образования город

Канск».

Часть 1.4. Зоны действия источников тепловой энергии

В границах города Канска действует 19 источников тепловой энергии.

Границы зон действия источников графически представлены в Приложении

Площади зон теплоснабжения и зон деятельности теплоснабжающих и

теплосетевых организаций

Таблица1.4.1.

Площадь, м²

№

Организация

Зона

п/п

теплоснабжения

деятельности

Канская ТЭЦ ОАО "Енисейская

9870676

ТГК-13"

ООО "Канские тепловые сети"

8074800

ОАО "Гортепло"

1178896

2254629

ООО "Тепло-Сбыт-Сервис"

1475553

МУП "Канский Электросетьсбыт"

306718

КГБУСО "Канский

19376

психоневрологический интернат"

КГКУЗ "Красноярская краевая

34815

туберкулезная больница №2"

Филиал "Восточный" ОАО

133969

"Красноярскнефтепродукт"

ОАО "РЭУ", филиал "Иркутский"

182395

Радиусы эффективного теплоснабжения источников тепловой энергии г.

Канска отражены в Приложении 3.

В зону эффективного радиуса теплоснабжения Канской ТЭЦ входит

большинство систем теплоснабжения г. Канска. Однако, подключение

большей части этих систем к сетям Канской ТЭЦ нецелесообразно ввиду

наличия естественных препятствий, обусловленных рельефом и

геологическими условиями.

Все

экономически

целесообразные

переключения

систем

теплоснабжения запланированы на срок до 2023 года.

Часть 1.5 Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп

потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой

энергии

1.5.1. Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах

территориального деления при расчетных температурах наружного

воздуха

В действующем Генеральном плане города Канска в качестве расчетного

элемента территориального деления приняты планировочные районы.

Ввиду утраты достоверности сведений о фактической и планируемой

застройке города Канска, приведенных в Генеральном плане, Заказчиком

были предоставлены скорректированные планы застройки. Сведения

приведены в табл. 1.5.1.1.

На основании предоставленных данных о планируемых величинах

отапливаемой площади, а также сведений о текущем уровне потребления

тепловой энергии, была составлена таблица фактического и планируемого

уровня потребления тепловой энергии. Сведения о них приведены в табл.

1.5.1.2.

Фактические и планируемые показатели отапливаемой площади

Таблица 1.5.1.1.

Площадь застройки города Канска

Плановые величины, тыс. кв. м.

Второй

Третий

Назначение

Фактические величины, тыс. кв.м.

Первый пятилетний этап

пятилетний

площадей

этап

01.01.2010

01.01.2011

01.01.2012

01.01.2013

01.01.2014

01.01.2015

01.01.2016

01.01.2017

01.01.2022

01.01.2028

Северный (правобережный) планировочный район

Итого

2848,4

2900,3

2952,3

3004,3

3056,4

3108,4

3160,6

3212,5

3368,3

3497,3

Многоэтажная

715,1

736,9

758,7

780,5

802,4

824,2

846,1

867,9

977,4

1016,2

застройка

Индивидуальная

коттеджная

148,5

150,1

151,7

153,4

155

156,6

158,3

159,9

168,1

220

застройка

Общественные

228,7

231

233,5

235,8

238,2

240,7

243,1

245,5

257,4

269,5

здания

Производственные

здания

1756,1

1782,3

1808,4

1834,6

1860,8

1886,9

1913,1

1939,2

1965,4

1991,6

промышленных

предприятий

Центральный планировочный район

Итого

875,9

904,1

932,2

960,5

988,7

1017

1045,2

1073,3

1185,4

1411,3

Многоэтажная

414,4

432

449,6

467,2

484,8

502,4

520

537,6

625,6

778,8

застройка

Площадь застройки города Канска

Плановые величины, тыс. кв. м.

Второй

Третий

Назначение

Фактические величины, тыс. кв.м.

Первый пятилетний этап

пятилетний

площадей

этап

01.01.2010

01.01.2011

01.01.2012

01.01.2013

01.01.2014

01.01.2015

01.01.2016

01.01.2017

01.01.2022

01.01.2028

Индивидуальная

коттеджная

119,5

121,2

122,9

124,6

126,3

128,1

129,8

131,5

140,1

197,3

застройка

Общественные

155,9

157,5

159,1

160,8

162,4

164,1

165,7

167,3

175,5

183,7

здания

Производственные

здания

186,1

193,4

200,6

207,9

215,2

222,4

229,7

236,9

244,2

251,5

промышленных

предприятий

Южный планировочный район

Итого

1430,6

1441,575

1452,75

1463,825

1474,9

1485,975

1497,05

1508,025

1545,9

1589,575

Многоэтажная

262,6

265,6

268,6

271,7

274,7

277,8

280,8

283,8

299

320,4

застройка

Индивидуальная

коттеджная

184,3

186,4

188,6

190,7

192,8

194,9

197,1

199,1

209,8

219,9

застройка

Общественные

146,5

148

149,6

151,1

152,7

154,2

155,7

157,3

164,9

172,7

здания

Производственные

здания

837,2

841,6

846

850,3

854,7

859,1

863,5

867,8

872,2

876,6

промышленных

предприятий

Фактические и планируемые показатели тепловой нагрузки

Таблица 1.5.1.2.

Тепловые нагрузки, Гкал/ч

Второй

Третий

Назначение площадей

Первый пятилетний этап

пятилетний этап

01.01.2013

01.01.2014

01.01.2015

01.01.2016

01.01.2017

01.01.2022

01.01.2028

Северный (правобережный) планировочный район

Итого

116,505

119,174

124,648

133,280

145,661

175,806

221,953

Многоэтажная застройка

80,867

83,136

87,790

95,169

105,826

132,523

172,543

Индивидуальная коттеджная

1,617

1,634

1,668

1,721

1,794

1,966

2,820

застройка

Общественные здания

25,082

25,337

25,864

26,665

27,761

30,304

34,635

Производственные здания

8,940

9,067

9,326

9,725

10,279

11,012

11,955

промышленных предприятий

Центральный планировочный район

Итого

45,006

45,690

47,112

49,312

52,402

58,860

83,619

Многоэтажная застройка

26,597

26,959

27,717

28,873

30,472

34,263

54,254

100

Тепловые нагрузки, Гкал/ч

Второй

Третий

Назначение площадей

Первый пятилетний этап

пятилетний этап

01.01.2013

01.01.2014

01.01.2015

01.01.2016

01.01.2017

01.01.2022

01.01.2028

Индивидуальная коттеджная

1,193

1,209

1,243

1,295

1,367

1,537

2,434

застройка

Общественные здания

11,892

12,010

12,257

12,630

13,141

14,342

16,385

Производственные здания

5,324

5,511

5,895

6,513

7,422

8,718

10,546

промышленных предприятий

Южный планировочный район

Итого

25,372

25,646

26,204

27,056

28,227

30,964

36,169

Многоэтажная застройка

18,972

19,181

19,612

20,269

21,172

23,299

27,475

Индивидуальная коттеджная

1,487

1,503

1,536

1,588

1,658

1,824

2,103

застройка

Общественные здания

4,208

4,252

4,339

4,472

4,655

5,080

5,806

Производственные здания

0,705

0,708

0,716

0,727

0,742

0,761

0,784

промышленных предприятий

101

1.5.2. Случаи (условий) применения отопления жилых помещений в

многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных

источников тепловой энергии

В настоящее время ряд кварталов не присоединен к системам

централизованного теплоснабжения и отапливается индивидуальными

квартирными источниками.

Несмотря на значительную суммарную тепловую мощность при

расчетной температуре

151,3 Гкал/ч, тепловая нагрузка в кварталах

индивидуальной жилищной застройки очень рассредоточена. Средняя по

городу тепловая нагрузка на квартал индивидуальной жилищной застройки

составляет 0,36 Гкал/ч.

Строительство разветвленной тепловой сети, обеспечивающей тепловой

энергией ИЖС, в данных условиях нецелесообразно.

1.5.3. Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах

территориального деления за отопительный период и за год в целом

Потребление за

Годовое потребление,

Планировочный район

отопительный период,

Гкал/год

Северный

395860

329890

(Правобережный)

Центральный

152880

127426

Южный

86200

71845

1.5.4. Значения потребления тепловой энергии при расчетных

температурах наружного воздуха в зонах действия источника тепловой

энергии

Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах

наружного воздуха в зонах действия источников тепловой энергии были

представлены в табл. 1.2.1. Части 1.2 Обосновывающих материалов.

102

1.5.5. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для

населения на отопление и горячее водоснабжение

Потребители, чьи здания не оборудованы приборами учета, производят

оплату исходя из тарифа за единицу общей отапливаемой площади.

В связи с постоянным ростом стоимости энергоносителей, снижение

тарифов в ближайшей перспективе не ожидается.

Нормативы потребления тепловой энергии для населения устанавливаются

органами местного самоуправления в соответствии с требованиями Постановления

№ 306 от 23 мая 2006 г. «Об утверждении правил установления и определения

нормативов потребления коммунальных услуг»

103

Часть 6. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах

действия источников тепловой энергии.

6.1. Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и

тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях

и присоединенной тепловой нагрузки.

Постановление Правительства РФ

№154 от

22.02.2012 г., «О

требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и

утверждения» вводит следующие понятия:

Установленная мощность источника тепловой энергии - сумма

номинальных тепловых мощностей всего принятого по акту ввода в

эксплуатацию оборудования, предназначенного для отпуска тепловой

энергии потребителям на собственные и хозяйственные нужды;

Располагаемая мощность источника тепловой энергии - величина,

равная установленной мощности источника тепловой энергии за вычетом

объемов мощности, не реализуемой по техническим причинам, в том числе

по причине снижения тепловой мощности оборудования в результате

эксплуатации на продленном техническом ресурсе (снижение параметров

пара перед турбиной, отсутствие рециркуляции в пиковых водогрейных

котлоагрегатах и др.);

Мощность источника тепловой энергии нетто - величина, равная

располагаемой мощности источника тепловой энергии за вычетом тепловой

нагрузки на собственные и хозяйственные нужды.

104

Топливно-энергетические балансы по котельным ОАО «Гортепло»

Таблица 6.1.3.

2009 год

2010 год

№1 пос. Строителей, 65А

14005,5

11131,6

7571,7

42,856

525,947

13975,3

11091,8

7367,0

49,704

341,942

№3 ул.Декабристов, 30

4266,5

3388,6

2122,0

2,126

278,480

4075,8

3546,7

1976,6

2,624

236,664

№4 Иланская ул., 50

1282,1

1128,8

724,2

0,271

74,143

1512,9

1313,3

750,8

7,259

83,189

№5 ул.Кайтымская, 193

725,4

579,8

460,7

0,565

49,483

685,6

574,3

507,1

0,673

40,726

№7 п.Мелькобината, 4Б

20181,5

15350,2

10058,6

58,201

888,305

20101,4

15190,2

9768,9

52,236

684,926

№8 ул.Краевая, 64А

1981,4

1624,9

1284,2

1,856

137,473

1962,1

1558,8

1240,0

1,753

116,021

№9 ул.Элеваторная, 23А

682,6

615,6

422,7

0,308

28,082

708,6

637,1

427,8

0,426

32,044

№10 пер.Чкалова, 1/1

1638,1

1234,5

977,0

0,856

148,270

1552,5

1177,9

902,8

0,561

108,418

№11 ул.Высокая, 10/1

1730,4

1315,6

1078,7

0,355

56,979

1564,1

1169,0

950,7

0,592

73,801

№12 ул.Лысогорская, 18

452,4

339,0

287,4

0,523

32,819

396,2

277,9

245,5

0,865

30,788

№13 5й Воен. городок, 75

6002,1

5249,4

3222,5

17,782

287,446

6131,3

5317,8

3209,8

11,977

241,405

№15 ул.Гаражная, 20В

1454,5

1042,2

815,4

1,728

95,035

1487,3

1078,7

813,0

1,698

71,942

№16 ул.Иланская, 1

322,5

226,5

217,8

0,410

24,636

340,5

218,7

224,2

0,361

23,716

Итого

54725,0

43226,7

29242,9

127,837

2627,098

54493,6

43152,2

28384,2

130,729

2085,582

107

Таблица 6.1.3. (окончание)

2011 год

2012 год

№1 пос. Строителей, 65А

13393,3

10810,0

6191,6

45,721

249,871

13287,6

10701,9

5832,4

40,947

268,458

№3 ул.Декабристов, 30

3817,0

3328,3

1790,2

1,800

234,216

4381,6

3869,0

1950,7

1,830

295,966

№4 Иланская ул., 50

1396,4

1210,8

815,4

8,057

81,373

1239,4

1037,2

686,5

4,536

76,440

№5 ул.Кайтымская, 193

665,3

562,7

390,2

1,092

40,026

676,2

559,4

376,5

1,575

39,275

№7 п.Мелькобината, 4Б

18253,1

14013,2

9970,4

44,897

549,256

18414,3

13771,2

9557,5

37,555

508,212

№8 ул.Краевая, 64А

1866,9

1496,8

1085,7

1,639

129,670

1852,9

1466,5

1022,6

1,768

128,192

№9 ул.Элеваторная, 23А

679,5

622,9

397,2

0,749

32,629

728,6

688,1

404,1

1,710

32,038

№10 пер.Чкалова, 1/1

1465,0

1143,9

853,2

0,378

162,917

1418,4

1127,1

784,9

0,459

145,010

№11 ул.Высокая, 10/1

1405,5

1035,9

823,3

1,073

64,968

1384,9

1027,1

769,9

1,129

67,388

№12 ул.Лысогорская, 18

367,6

263,5

215,6

0,798

19,872

365,4

254,6

203,4

0,807

35,106

№13 5й Воен. городок, 75

5929,4

5118,8

2766,1

16,630

185,523

5980,5

5009,6

2647,2

13,772

202,244

№15 ул.Гаражная, 20В

1421,3

1094,3

818,6

1,946

69,170

1277,8

1051,9

698,5

1,780

67,467

№16 ул.Иланская, 1

335,4

221,8

196,8

0,780

34,837

317,5

200,9

176,7

0,584

57,528

Итого

50995,7

40922,9

26314,3

125,560

1854,328

51325,1

40764,5

25110,9

108,452

1923,324

108

В связи с тем, что основная часть теплосетей была проложена в 80-е

годы, к настоящему времени около

48,5% теплопроводов имеют

значительный износ, а 37,4% требуют срочной замены.

от 20 до 25 лет

11,1%

свыше 25 лет

от 10 до 20 лет

37,4%

22,7%

от 5 до 10 лет

14,0%

до 5 лет

14,7%

Рис. 6.1.1. Распределение тепловых сетей по сроку службы

Прокладка трубопроводов тепловых сетей подземная в каналах и

надземная на опорах. В качестве материала изоляции используется

минеральная вата, в редких случаях в последние годы использовалась ППУ

изоляция. Тепловая изоляция основной части подземных трубопроводов

находится в неудовлетворительном состоянии. Изоляция арматуры тепловых

сетей не предусмотрена.

Подключение многих потребителей к сетям велось хаотично, имеет

место параллельная прокладка участков теплопроводов, диаметры

трубопроводов тепловых сетей на ряде участков сети подобраны без

проведения гидравлического расчета, что является одной из причин

гидравлической разрегулировки тепловых сетей и нарушением теплового

режима концевых потребителей. Пропускной способности магистралей ТМ-4

и ТМ-3 недостаточно для подключения новых объектов. Износ

трубопроводов и изоляции тепловых сетей негативно сказывается на работе

109

системы теплоснабжения, в связи с чем необходима замена изношенных

теплосетей в ближайшее время.

Высокая протяженность сетей приводит к значительным тепловым

потерям. В настоящее время нормативные потери в тепловых сетях в среднем

составляют 14,6% от отпуска в сеть, а фактические достигают 17,3%, что

значительно увеличивает расход энергетических ресурсов и себестоимость

теплоэнергии для потребителей.

Структура потерь тепловой энергии в расчете нормативных потерь

ООО "Канские тепловые сети" на 2013 г.

Таблица 6.1.4.

Нормативные потери

Нормативные потери, Гкал/год

м3/год

Суммар

Наименование

на

через

ные

утечкам

заполн

Итого

утечкам

запол

изоляци

нормат

ение

нение

ивные

Суммарные поте

ри тепловойэнер

гии теплоносите

ля в тепловых

135627,87

10061,41

145689,28

7590,28

448,35

55818,72

63857,35

сетях (вода)

ООО "Канские

тепловые сети"

Расчетные потери тепловой энергии

утвержденные

в РЭК

Красноярского края- 64730,0000 Гкал.

Процент потерь тепловой энергии в сетях ООО «Канские тепловые

сети» -11,0466. Потери тепловой энергии от фактического отпуска в сеть -

62990,6 Гкал.

110

Потери теплоносителя по ОАО «Гортепло»

Таблица 6.1.5.

Годовые затраты и потери теплоносителя, м³ (т)

Годовые затраты и потери тепловой энергии, Гкал

Технологические затраты

через изоляцию

всего

Кот.№1

1457,112

153,704

307,408

1764,520

422,24

1246,46

1668,70

87,254

1755,950

Кот.№3

475,137

50,120

100,240

575,377

186,67

13,12

199,80

28,452

228,250

Кот.№4

21,267

2,243

4,487

25,754

64,67

1,274

65,947

горячая

Кот.№5

58,812

6,204

12,408

71,220

27,86

5,89

33,75

3,522

37,272

вода,

Кот.№7

5113,237

539,371

1078,742

6191,98

1486,20

1397,62

2883,82

306,187

3190,009

95/70°С

Кот.№8

61,821

6,521

13,042

74,863

226,46

35,07

261,52

3,702

265,226

Кот.№9

19,240

2,030

4,059

23,299

9,59

1,152

10,747

Кот.№10

175,310

18,493

36,985

212,295

122,42

50,86

173,27

10,498

183,773

Кот.№11

78,066

8,235

16,470

94,536

264,91

264,906

4,675

269,580

Кот.№12

горячая

7,629

0,805

1,610

9,239

21,51

0,457

21,969

Кот.№13

вода,

420,899

44,399

88,797

509,696

109,66

357,78

467,44

25,204

492,647

Кот.№15

95/70°С

50,451

5,322

10,644

61,094

123,48

3,021

126,503

Кот.№16

24,040

2,536

5,072

29,112

62,13

1,440

63,573

Итого:

7963,022

839,981

1679,962

9642,984

3127,82

3106,79

6234,61

476,835

6711,444

Кот.№4,

горячая

14,209

1,499

2,998

17,206

58,91

0,834

59,744

сети ГВС

вода,

Кот.№16,

60/55°С

2,587

0,273

0,546

3,132

17,05

0,152

17,204

сети ГВС

Итого:

16,795

1,772

3,54

20,339

75,96

0,00

75,96

0,986

76,949

111

Всего по котельным за

7979,817

841,753

1683,51

9663,32

3203,78

3106,79

6310,57

477,82

6788,39

отопител. период:

горячая

Кот.№4

вода,

7,674

29,31

0,338

29,648

95/70°С

Всего летний период:

7,674

29,31

0,338

29,648

Всего по котельным

7987,49

841,75

1683,51

9671,00

3233,09

3106,79

6339,88

478,16

6818,04

«Гортепло»за год:

ЦТП «1й

горячая

Военный

вода,

872,729

92,060

184,120

1056,849

657,972

53,054

711,026

городок»

95/70°С

Всего «1й Воен.гор.»

872,729

92,060

184,120

1056,849

657,972

53,054

711,026

Тепловые сети

горячая

после ЦТП

вода,

2406,343

253,834

507,667

2914,010

1323,511

664,959

1988,470

169,461

2157,931

мкр.Солнечны

130/70°С

й до «пл.10Ж»

Сети ГВС

после ЦТП

горячая

мкр.

вода,

1695,122

178,810

357,621

2052,742

1044,384

549,516

1593,899

99,621

1693,520

Солнечный до

60/55°С

«пл.10Ж»

Магистральные

тс после ЦТП

горячая

мкр.Солнечны

вода,

4882,528

515,035

1030,069

5912,597

68,419

1974,425

2042,844

296,814

2339,658

й до «пл.6Ж»,

95/70°С

пл.ВСО, пл.6-Г

Всего мкр.Солнечный за

8983,992

947,679

1895,357

10879,349

2436,314

3188,899

5625,213

565,896

6191,11

отопительный период:

Сети ГВС

после ЦТП

горячая

мкр.

вода,

715,241

406,127

136,761

542,888

30,495

573,382

Солнечный до

60/55°С

«пл.10Ж»

112

Часть 1.7. Балансы теплоносителя

В соответствии с требованиями СНиП 41-01-2003, расчетный часовой

расход воды для определения производительности водоподготовки и

соответствующего оборудования для подпитки системы теплоснабжения

следует принимать:

в закрытых системах теплоснабжения -

0,75

% фактического

объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к

ним системах отопления и вентиляции зданий. При этом для

участков тепловых сетей длиной более

5 км от источников

теплоты без распределения теплоты расчетный расход воды

следует принимать равным

0,5

% объема воды в этих

трубопроводах;

в открытых системах теплоснабжения

- равным расчетному

среднему расходу воды на горячее водоснабжение с

коэффициентом 1,2 плюс 0,75 % фактического объема воды в

трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах

отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. При

этом для участков тепловых сетей длиной более

5 км от

источников теплоты без распределения теплоты расчетный расход

воды следует принимать равным

0,5

% объема воды в этих

трубопроводах;

для отдельных тепловых сетей горячего водоснабжения при

наличии баков-аккумуляторов - равным расчетному среднему

расходу воды на горячее водоснабжение с коэффициентом 1,2; при

отсутствии баков - по максимальному расходу воды на горячее

водоснабжение плюс (в обоих случаях)

0,75

% фактического

объема воды в трубопроводах сетей и присоединенных к ним

системах горячего водоснабжения зданий.

Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна

предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не

обработанной и недеаэрированной водой, расход которой принимается в

количестве

% объема воды в трубопроводах тепловых сетей и

присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и в системах

горячего водоснабжения для открытых систем теплоснабжения. При наличии

114

Балансы теплоносителя и работа водоподготовительных установок

Таблица 1.7.1.

Объем тепловой

Водоразбор на нужды

Норматив подпитки,

Аварийная подпитка,

№

Наименование

сети, м³

ГВС, м³/ч

м³/ч

Канская ТЭЦ

4401,5

409,51

524,43

88,03

ООО "Тепло-Сбыт-Сервис"

1050,6

32,25

46,58

21,01

ОАО "Гортепло" котельная № 1

86,2

0,09

0,76

1,72

ОАО "Гортепло" котельная № 3

34,2

0,00

0,26

0,68

ОАО "Гортепло" котельная № 4

1,5

0,94

1,14

0,03

ОАО "Гортепло" котельная № 5

4,1

0,00

0,03

0,08

ОАО "Гортепло" котельная № 7

339,9

3,27

6,47

6,80

ОАО "Гортепло" котельная № 8

3,9

0,03

0,06

0,08

ОАО "Гортепло" котельная № 9

0,6

0,04

0,05

0,01

ОАО "Гортепло" котельная № 10

11,4

0,00

0,09

0,23

ОАО "Гортепло" котельная № 11

5,9

0,00

0,04

0,12

ОАО "Гортепло" котельная № 12

0,5

0,00

0,01

ОАО "Гортепло" котельная № 13

28,5

0,00

0,21

0,57

ОАО "Гортепло" котельная № 15

4,1

0,10

0,15

0,08

ОАО "Гортепло" котельная № 16

1,7

0,91

1,10

0,03

Филиал "Восточный" ОАО

18,8

0,00

0,14

0,38

"Красноярскнефтепродукт"

КГБУСО "Канский

3,2

1,82

2,21

0,06

психоневрологический интернат"

Котельная ОАО "РЭУ"

51,8509

0,00

0,39

1,04

КГКУЗ "Красноярская краевая

6,6385

0,00

0,05

0,13

туберкулезная больница №2"

116

Часть 1.8. Топливные балансы источников тепловой энергии и система

обеспечения топливом

1.8.1. Описание видов и количества используемого основного топлива для

каждого источника тепловой энергии

Все источники теплоснабжения г. Канска, кроме котельной ОАО

«Красноярскнефтепродукт», сжигают бурый уголь марки 2Б Канско-

Ачинского бассейна.

Производителями и поставщиками бурого угля выступают ЗАО «Разрез

Канский» и ОАО «Разрез Бородинский»

Котельная ОАО «Красноярскнефтепродукт» сжигает мазут топочный

марки 100, III вида с температурой застывания 25 °С.

117

Количество топлива, сжигаемого источниками теплоснабжения

Таблица 1.8.1.1.

Годовое

В условном

№

Наименование

потребление

топливе, т.у.т.

топлива, т

Канская ТЭЦ

271820,0

147559,43

ООО "Тепло-Сбыт-Сервис"

23000,0

12485,71

ОАО "Гортепло" котельная № 1

10880,0

5906,29

ОАО "Гортепло" котельная № 3

4405,0

2391,29

ОАО "Гортепло" котельная № 4

820,0

445,14

ОАО "Гортепло" котельная № 5

738,0

400,63

ОАО "Гортепло" котельная № 7

12830,0

6964,86

ОАО "Гортепло" котельная № 8

1825,0

990,71

ОАО "Гортепло" котельная № 9

755,0

409,86

ОАО "Гортепло" котельная № 10

2954,0

1603,60

ОАО "Гортепло" котельная № 11

3722,0

2020,51

ОАО "Гортепло" котельная № 12

310,0

168,29

ОАО "Гортепло" котельная № 13

5354,0

2906,46

ОАО "Гортепло" котельная № 15

1440,0

781,71

ОАО "Гортепло" котельная № 16

374,0

203,03

Филиал "Восточный" ОАО

880,0

1216,91

"Красноярскнефтепродукт"

КГБУСО "Канский

598,0

324,63

психоневрологический интернат"

Котельная ОАО "РЭУ"

5965,0

3238,14

КГКУЗ "Красноярская краевая

844,0

458,17

туберкулезная больница №2"

1.8.2. Описание видов резервного и аварийного топлива и возможности их

обеспечения в соответствии с нормативными требованиями

В качестве аварийного и резервного топлива используются бурый уголь

марки 2Б и топочный мазут. На источниках теплоснабжения созданы и

поддерживаются нормативные запасы аварийного и резервного топлива.

1.8.3. Описание особенностей характеристик топлив в зависимости от

мест поставки

Поставляемое топливо особенностей не имеет.

118

Часть 1.9. Надежность теплоснабжения

Расчет надежности теплоснабжения города Канска был выполнен в

соответствии с методическим указаниям, приведенными в приложении

№9

Методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения, утвержденных

приказом Министерством регионального развития Российской Федерации и

Министерством энергетики Российской Федерации №565/667 от 29.12.2012.

Согласно СНиП

41-02-2003 "Тепловые сети" расчет надежности

теплоснабжения должен производиться для каждого потребителя, при этом

минимально допустимый показатель вероятности безотказной работы для

тепловых сетей следует принимать для Ртс = 0,9.

1.9.1. Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими

указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых

товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих

деятельность по производству и (или) передаче тепловой энергии

Показатели надежности, определяемые числом нарушений в подаче

тепловой энергии, определяются интенсивностью отказов участков тепловой сети.

Под интенсивностью отказов понимается число отказов за год, отнесенное к

единице (1 км или 1 м) протяженности теплопроводов. Интенсивность отказов всей

тепловой сети (без резервирования) по отношению к потребителю представляется

как последовательное (в смысле надежности) соединение участков, при котором

отказ одного из всей совокупности элементов приводит к отказу всей системы в

целом. В случае резервирования интенсивность отказов всей тепловой сети

представляется как паралельно-последовательное или последовательно-

параллельное ( в смысле надежности) соединение участков.

Интенсивность отказов тепловой сети характеризуется распределением

Вейбулла и зависит от срока эксплуатации тепловой сети и от средневзвешенной

частоты отказов в конкретной системе теплоснабжения.

В качестве исходных данных для определения средневзвешенной частоты

отказов была использована статистика отказов и инцидентов на тепловых сетях за

2008-2012 гг., предоставленная теплоснабжающими организациями.

120

СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА КАНСКА С 2013 ПО 2028 ГОД - часть 1