содержание .. 3 4 5 6 ..
ПРОГРАММА КОМПЛЕКСНОГО РАЗВИТИЯ СИСТЕМ КОММУНАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ МО ГОРОД САЛЕХАРД НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА - часть 5
1
ТП N 8
1
630
910
Т-1
535
486
543
45,3
91,8
57,3
521,3
324,7
389,1
242,3
-41,2
резерв
дефицит
ТП N 8
1
630
910
Т-2
402
364
388
32,0
0,0
42,3
384,7
239,6
525,7
327,4
43,9
резерв
резерв
1
ТП N 9
1
630
910
Т-1
686
559
586
45,7
79,3
67,0
610,3
380,1
300,1
186,9
-96,6
резерв
дефицит
ТП N 9
1
630
910
Т-2
214
242
179
0,0
10,5
23,2
211,7
131,8
698,7
435,2
151,7
резерв
резерв
1
ТП N
1
400
578
Т-1
78
38
71
18,2
16,8
10,8
62,3
38,8
515,7
321,2
141,2
резерв
резерв
10
1
ТП N
1
630
910
Т-1
47,7
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
11
ТП N
1
630
910
Т-2
48,6
45,8
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
11
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
60,0
33,4
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
12
ТП N
1
1000
1445
Т-2
746
681
655
61,0
48,0
694,0
432,2
751,1
467,8
17,8
резерв
резерв
12
1
ТП N
1
630
910
Т-1
241
238
229
23,6
27,1
25,9
236,0
147,0
674,4
420,0
136,5
резерв
резерв
13
1
ТП N
1
400
578
Т-1
182
263
209
47,3
47,6
37,7
218,0
135,8
360,0
224,2
44,2
резерв
резерв
15
1
ТП N
1
400
578
Т-1
359
312
262
61,2
63,8
53,8
311,0
193,7
267,0
166,3
-13,7
резерв
дефицит
15А
1
ТП N
1
400
578
Т-1
255
257
142
27,7
39,2
37,7
218,0
135,8
360,0
224,2
44,2
резерв
резерв
16
1
ТП N
1
400
578
Т-1
517
515
708
94,3
103,7
100,3
580,0
361,2
-2,0
-1,2
-181,2
дефицит
дефицит
17
1
ТП N
1
630
910
Т-1
29,3
23,3
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
18
1
ТП N
1
630
910
Т-1
240
275
242
32,7
43,5
27,7
252,3
157,2
658,1
409,8
126,3
резерв
резерв
19
1
ТП N
1
400
578
Т-1
91
105
80
17,0
21,9
15,9
92,0
57,3
486,0
302,7
122,7
резерв
резерв
19А
1
ТП N
1
630
910
Т-1
345
433
491
65,5
53,4
46,5
423,0
263,4
487,4
303,6
20,1
резерв
резерв
20
1
ТП N
1
630
910
Т-1
197
278
164
29,3
35,2
23,4
213,0
132,7
697,4
434,3
150,8
резерв
резерв
21
ТП N
1
400
578
Т-2
319
237
458
42,6
94,5
58,5
338,0
210,5
240,0
149,5
-30,5
резерв
дефицит
21
1
ТП N
1
630
910
Т-1
633
542
579
36,2
72,9
64,2
584,7
364,1
325,7
202,9
-80,6
резерв
дефицит
22
ТП N
1
630
910
Т-2
232
171
107
61,7
0,0
18,7
170,0
105,9
740,4
461,1
177,6
резерв
резерв
22
1
ТП N
1
400
578
Т-1
181
276
174
38,3
65,0
36,4
210,3
131,0
367,7
229,0
49,0
резерв
резерв
23
ТП N
1
400
578
Т-2
484
497
397
60,3
90,9
79,5
459,3
286,1
118,7
73,9
-106,1
резерв
дефицит
23
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
626
620
585
35,2
48,6
42,2
610,3
380,1
834,8
519,9
69,9
резерв
резерв
24А
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
24А
1
ТП N
1
630
910
Т-1
711
658
510
93,8
66,6
68,8
626,3
390,1
284,1
176,9
-106,6
резерв
дефицит
25
ТП N
1
400
578
Т-2
520
359
579
62,7
73,9
84,1
486,0
302,7
92,0
57,3
-122,7
резерв
дефицит
25
1
ТП N
1
630
910
Т-1
297
242
348
27,6
40,7
32,5
295,7
184,1
614,7
382,9
99,4
резерв
резерв
26
1
ТП N
1
400
578
Т-1
223
410
314
41,3
68,3
54,6
315,7
196,6
262,4
163,4
-16,6
резерв
дефицит
27
ТП N
1
400
578
Т-2
168
160
147
31,0
50,1
27,4
158,3
98,6
419,7
261,4
81,4
резерв
резерв
27
1
ТП N
1
630
910
Т-1
180
178
170
31,8
21,6
19,3
176,0
109,6
734,4
457,4
173,9
резерв
резерв
29
ТП N
1
630
910
Т-2
260
310
281
34,1
44,6
31,2
283,7
176,7
626,7
390,3
106,8
резерв
резерв
29
1
ТП N
1
630
910
Т-1
538
627
599
45,1
0,0
64,6
588,0
366,2
322,4
200,8
-82,7
резерв
дефицит
30
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
0,0
61,6
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
30
1
ТП N
1
400
578
Т-1
518
576
590
37,7
95,6
97,1
561,3
349,6
16,7
10,4
-169,6
резерв
дефицит
32
ТП N
1
400
578
Т-1
350
331
460
66,0
64,9
65,8
380,3
236,9
197,7
123,1
-56,9
резерв
дефицит
33
1
ТП N
1
400
578
Т-1
230
430
355
27,5
71,3
58,5
338,3
210,7
239,7
149,3
-30,7
резерв
дефицит
35
ТП N
1
400
578
Т-2
127
126
256
59,7
34,8
29,4
169,7
105,7
408,4
254,3
74,3
резерв
резерв
35
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
510
470
470
15,6
24,0
33,4
483,3
301,0
961,8
599,0
149,0
резерв
резерв
36
ТП N
1
1000
1445
Т-2
140
108
99
0,0
0,0
8,0
115,7
72,0
1329,4
828,0
378,0
резерв
резерв
36
1
ТП N
1
315
455
Т-1
415
506
506
77,0
84,8
104,5
475,7
296,2
-20,5
-12,7
-154,5
дефицит
дефицит
37
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
0
0
0
12,7
12,8
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
38
ТП N
1
1000
1445
Т-2
687
624
679
27,4
36,4
45,9
663,3
413,1
781,8
486,9
36,9
резерв
резерв
38
1
ТП N
1
630
910
Т-1
0
0
0
26,3
19,4
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
40
ТП N
1
630
910
Т-2
263
270
253
31,1
51,2
28,8
262,0
163,2
648,4
403,8
120,3
резерв
резерв
40
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
0
0
0
6,9
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
41
ТП N
1
1000
1445
Т-2
30
0
44
0,0
12,4
1,7
24,7
15,4
1420,4
884,6
434,6
резерв
резерв
41
ТП N
1
1000
1445
Т-3
311
437
442
12,6
41,6
27,4
396,7
247,0
1048,4
653,0
203,0
резерв
резерв
41
ТП N
1
1000
1445
Т-4
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
41
1
ТП N
1
400
578
Т-1
624
521
565
81,5
88,3
98,6
570,0
355,0
8,0
5,0
-175,0
резерв
дефицит
42
1
ТП N
1
400
578
Т-1
348
260
200
64,8
67,9
46,6
269,3
167,7
308,7
192,3
12,3
резерв
резерв
43
1
ТП N
1
400
578
Т-1
475
467
510
84,2
70,4
83,7
484,0
301,4
94,0
58,6
-121,4
резерв
дефицит
44
1
ТП N
1
630
910
Т-1
335
406
367
52,0
53,9
40,6
369,3
230,0
541,1
337,0
53,5
резерв
резерв
45
1
ТП N
1
630
910
Т-1
727
687
760
0,0
24,2
79,6
724,7
451,3
185,7
115,7
-167,8
резерв
дефицит
46
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
74,5
65,7
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
46
1
ТП N
1
400
578
Т-1
165
71
168
49,4
35,3
23,3
134,7
83,9
443,4
276,1
96,1
резерв
резерв
47
ТП N
1
400
578
Т-2
177
217
281
0,0
50,1
38,9
225,0
140,1
353,0
219,9
39,9
резерв
резерв
47
1
ТП N
1
630
910
Т-1
468
568
517
41,6
47,9
56,9
517,7
322,4
392,7
244,6
-38,9
резерв
дефицит
50
1
ТП N
1
400
578
Т-1
147
146
158
0,0
0,0
26,0
150,3
93,6
427,7
266,4
86,4
резерв
резерв
51
ТП N
1
315
455
Т-2
0
0
0
19,3
35,2
0,0
0,0
0,0
455,2
283,5
141,8
резерв
резерв
51
1
ТП N
1
1600
2312
Т-1
465
314
424
8,4
5,9
17,3
401,0
249,7
1911,1
1190,3
470,3
резерв
резерв
51А
ТП N
1
1600
2312
Т-2
0
0
0
1,5
0,0
0,0
0,0
2312,1
1440,0
720,0
резерв
резерв
51А
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
139
188
179
0,8
1,2
11,7
168,7
105,0
1276,4
795,0
345,0
резерв
резерв
53
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
53
1
ТП N
1
400
578
Т-1
174
237
243
64,1
56,6
37,7
218,0
135,8
360,0
224,2
44,2
резерв
резерв
54
1
ТП N
1
400
578
Т-1
303
356
335
41,3
46,0
57,3
331,3
206,4
246,7
153,6
-26,4
резерв
дефицит
55
ТП N
1
630
910
Т-2
184
185
219
63,1
22,7
21,5
196,0
122,1
714,4
444,9
161,4
резерв
резерв
55
1
ТП N
1
630
910
Т-1
496
520
510
53,8
84,8
55,9
508,7
316,8
401,7
250,2
-33,3
резерв
дефицит
55А
ТП N
1
снят
55А
для
ТП-
107
1
ТП N
1
400
578
Т-1
0
0
0
0,0
31,6
0,0
0,0
0,0
578,0
360,0
180,0
резерв
резерв
56
ТП N
1
400
578
Т-2
482
444
480
67,6
1,7
81,1
468,7
291,9
109,4
68,1
-111,9
резерв
дефицит
56
1
ТП N
1
630
910
Т-1
483
893
608
67,7
119,9
72,6
661,3
411,9
249,1
155,1
-128,4
резерв
дефицит
57
1
ТП N
1
630
910
Т-1
321
300
292
0,0
47,3
33,4
304,3
189,5
606,1
377,5
94,0
резерв
резерв
58
ТП N
1
630
910
Т-2
188
266
256
68,7
61,5
26,0
236,7
147,4
673,7
419,6
136,1
резерв
резерв
58
1
ТП N
1
630
910
Т-1
511
571
635
18,6
44,8
62,9
572,3
356,4
338,1
210,6
-72,9
резерв
дефицит
59
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
26,5
29,5
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
59
1
ТП N
1
1600
2312
Т-1
807
1022,5
986
11,9
84,2
40,6
938,5
584,5
1373,6
855,5
135,5
резерв
резерв
60
ТП N
1
1600
2312
Т-2
0
0
0
38,0
0,0
0,0
2312,1
1440,0
720,0
резерв
резерв
60
1
ТП N
1
400
578
Т-1
123
121
139
2,6
14,5
22,1
127,7
79,5
450,4
280,5
100,5
резерв
резерв
61
1
ТП N
1
400
578
Т-1
56
33
30
0,0
10,4
6,9
39,7
24,7
538,4
335,3
155,3
резерв
резерв
62
ТП N
1
400
578
Т-2
227
227
210
81,7
32,6
38,3
221,3
137,8
356,7
222,2
42,2
резерв
резерв
62
1
ТП N
1
630
910
Т-1
0
0
0
14,0
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
63
ТП N
1
630
910
Т-2
334
330
343
35,1
43,8
36,9
335,7
209,1
574,7
357,9
74,4
резерв
резерв
63
1
ТП N
1
400
578
Т-1
142
230
191
31,5
44,7
32,5
187,7
116,9
390,4
243,1
63,1
резерв
резерв
65
1
ТП N
1
630
910
Т-1
507
478
465
78,2
63,0
53,1
483,3
301,0
427,1
266,0
-17,5
резерв
дефицит
66
ТП N
1
630
910
Т-2
368
498
309
62,3
43,2
43,0
391,7
243,9
518,7
323,1
39,6
резерв
резерв
66
1
ТП N
1
630
910
Т-1
320
325
370
0,0
54,0
37,2
338,3
210,7
572,1
356,3
72,8
резерв
резерв
67
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
42,2
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
67
1
ТП N
1
400
578
Т-1
71
86
85
91,1
36,2
14,0
80,7
50,2
497,4
309,8
129,8
резерв
резерв
72
ТП N
1
250
361
Т-2
278
299
263
21,2
82,1
77,5
280,0
174,4
81,3
50,6
-61,9
резерв
дефицит
72
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
457
563
452
31,9
45,0
34,0
490,7
305,6
954,4
594,4
144,4
резерв
резерв
73
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
73
1
ТП N
1
400
578
Т-1
220
210
213
29,2
53,2
37,1
214,3
133,5
363,7
226,5
46,5
резерв
резерв
75
1
ТП N
1
1250
1806
Т-1
756
728
750
30,4
43,1
41,2
744,7
463,8
1061,7
661,2
98,7
резерв
резерв
77
ТП N
1
1250
1806
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
1806,4
1125,0
562,5
резерв
резерв
77
1
ТП N
1
400
578
Т-1
272
240
300
66,3
56,2
46,8
270,7
168,6
307,4
191,4
11,4
резерв
резерв
78
ТП N
1
400
578
Т-2
387
390
271
0,0
25,2
60,4
349,3
217,6
228,7
142,4
-37,6
резерв
дефицит
78
1
ТП N
1
400
578
Т-1
180
313
240
38,1
40,1
42,3
244,3
152,2
333,7
207,8
27,8
резерв
резерв
79
ТП N
1
400
578
Т-2
356
334
404
44,1
63,8
63,1
364,7
227,1
213,4
132,9
-47,1
резерв
дефицит
79
1
ТП N
1
400
578
Т-1
309
295
321
74,7
53,1
53,3
308,3
192,0
269,7
168,0
-12,0
резерв
дефицит
80
ТП N
1
400
578
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
578,0
360,0
180,0
резерв
резерв
80
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
0
0
0
30,7
41,1
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
81
ТП N
1
1000
1445
Т-2
247
334
313
0,0
0,0
20,6
298,0
185,6
1147,1
714,4
264,4
резерв
резерв
81
1
ТП N
1
400
578
Т-1
218
210
193
43,3
59,6
35,8
207,0
128,9
371,0
231,1
51,1
резерв
резерв
84
ТП N
1
400
578
Т-2
0
0
0
19,7
14,7
0,0
0,0
0,0
578,0
360,0
180,0
резерв
резерв
84
1
ТП N
1
630
910
Т-1
221
282
325
22,5
11,5
30,3
276,0
171,9
634,4
395,1
111,6
резерв
резерв
85
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
10,5
28,9
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
85
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
22,5
19,8
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
85 нов
ТП N
1
1000
1445
Т-2
10,5
6,6
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
85 нов
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
777
786
778
23,8
25,0
54,0
780,3
486,0
664,8
414,0
-36,0
резерв
дефицит
85А
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0
0
0
49,1
34,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
85А
1
ТП N
1
630
910
Т-1
473
430
436
47,2
71,5
49,0
446,3
278,0
464,1
289,0
5,5
резерв
резерв
87
ТП N
1
400
578
Т-2
0
0
0
13,8
0,0
0,0
0,0
578,0
360,0
180,0
резерв
резерв
87
1
ТП N
1
400
578
Т-1
182
180
175
28,0
26,3
31,0
179,0
111,5
399,0
248,5
68,5
резерв
резерв
88
1
ТП N
1
400
578
Т-1
289
278
358
84,4
91,5
53,3
308,3
192,0
269,7
168,0
-12,0
резерв
дефицит
89
ТП N
1
630
910
Т-2
161
178
166
8,6
0,0
18,5
168,3
104,8
742,1
462,2
178,7
резерв
резерв
89
1
ТП N
1
400
578
Т-1
191
211
183
0,0
23,2
33,7
195,0
121,4
383,0
238,6
58,6
резерв
резерв
90
ТП N
1
630
910
Т-2
143
162
156
72,9
28,4
16,9
153,7
95,7
756,7
471,3
187,8
резерв
резерв
90
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
99
286
70
10,5
151,7
94,5
1293,4
805,5
355,5
резерв
резерв
91
1
ТП N
1
1000
1445
Т-2
603
547
634
51,1
61,1
41,2
594,7
370,4
850,4
529,6
79,6
резерв
резерв
91
2
ТП N
1
400
578
Т-1
117
81
43
76,3
13,9
80,3
50,0
497,7
310,0
130,0
резерв
резерв
92
1
ТП N
1
630
910
Т-1
105
128
50
3,1
7,1
10,4
94,3
58,8
816,1
508,2
224,7
резерв
резерв
93
1
ТП N
1
400
578
Т-1
359
482
609
76,3
79,6
83,6
483,3
301,0
94,7
59,0
-121,0
резерв
дефицит
94
1
ТП N
1
400
578
Т-1
133
299
152
26,8
32,1
33,7
194,7
121,2
383,4
238,8
58,8
резерв
резерв
95
ТП N
1
0
22,6
0,0
0,0
0,0
0,0
резерв
резерв
95
1
ТП N
1
400
578
Т-1
276
314
144
104,3
100,2
42,3
244,7
152,4
333,4
207,6
27,6
резерв
резерв
96
ТП N
1
400
578
Т-2
305
321
180
28,0
46,5
268,7
167,3
309,4
192,7
12,7
резерв
резерв
96
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
578
509
495
46,6
34,3
36,5
527,3
328,4
917,8
571,6
121,6
резерв
резерв
97
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0
0
0
0,0
14,3
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
97
1
ТП N
1
630
910
Т-1
452
601
513
34,7
49,4
57,3
522,0
325,1
388,4
241,9
-41,6
резерв
дефицит
98
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
20,4
20,2
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
98
1
ТП N
1
630
910
Т-1
0
0
0
42,9
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
99
ТП N
1
630
910
Т-2
471
572
457
0,0
0,0
54,9
500,0
311,4
410,4
255,6
-27,9
резерв
дефицит
99
1
ТП N
1
630
910
Т-1
32
34
45
12,9
12,1
4,1
37,0
23,0
873,4
544,0
260,5
резерв
резерв
100
ТП N
1
630
910
Т-2
522
549
513
71,1
116,0
58,0
528,0
328,8
382,4
238,2
-45,3
резерв
дефицит
100
1
ТП N
1
630
910
Т-1
469
397
325
92,8
55,3
43,6
397,0
247,3
513,4
319,7
36,2
резерв
резерв
101
ТП N
1
630
910
Т-2
340
242
320
44,7
46,4
33,0
300,7
187,3
609,7
379,7
96,2
резерв
резерв
101
1
ТП N
1
250
361
Т-1
101
23
86
27,7
26,1
19,4
70,0
43,6
291,3
181,4
68,9
резерв
резерв
103
1
ТП N
1
315
455
Т-1
114
130
130
9,7
3,5
27,4
124,7
77,6
330,5
205,9
64,1
резерв
резерв
104
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
0
0
0
0,0
33,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
106
ТП N
1
1000
1445
Т-2
509
535
618
0,0
10,9
38,3
554,0
345,0
891,1
555,0
105,0
резерв
резерв
106
1
ТП N
1
630
910
Т-1
249
331
352
84,7
68,3
34,1
310,7
193,5
599,7
373,5
90,0
резерв
резерв
107
ТП N
1
630
910
Т-2
155
240
294
0,0
0,0
25,2
229,7
143,0
680,7
424,0
140,5
резерв
резерв
107
1
ТП N
1
630
910
Т-1
284
318
279
47,1
49,0
32,3
293,7
182,9
616,7
384,1
100,6
резерв
резерв
108
ТП N
1
630
910
Т-2
56
43
37
6,4
0,0
5,0
45,3
28,2
865,1
538,8
255,3
резерв
резерв
108
1
ТП N
1
630
910
Т-1
536
396
352
29,4
46,5
47,0
428,0
266,6
482,4
300,4
16,9
резерв
резерв
109
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
23,4
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
109
1
ТП N
1
400
578
Т-1
426
473
385
87,7
89,5
74,0
428,0
266,6
150,0
93,4
-86,6
резерв
дефицит
110
ТП N
1
400
578
Т-2
88
162
160
0,0
0,0
23,6
136,7
85,1
441,4
274,9
94,9
резерв
резерв
110
1
ТП N
1
630
910
Т-1
416
410
431
82,7
12,2
46,0
419,0
261,0
491,4
306,0
22,5
резерв
резерв
115
ТП N
1
630
910
Т-2
433
438
445
0,0
57,0
48,2
438,7
273,2
471,7
293,8
10,3
резерв
резерв
115
1
ТП N
1
630
910
Т-1
35
44
71
16,1
8,6
5,5
50,0
31,1
860,4
535,9
252,4
резерв
резерв
115А
ТП N
1
630
910
Т-2
27
30
0
0,0
47,6
2,1
19,0
11,8
891,4
555,2
271,7
резерв
резерв
115А
1
ТП N
1
630
910
Т-1
221
223
214
28,0
20,7
24,1
219,3
136,6
691,1
430,4
146,9
резерв
резерв
116
1
ТП N
1
400
578
Т-1
275
264
257
66,2
53,9
45,9
265,3
165,2
312,7
194,8
14,8
резерв
резерв
117
1
ТП N
1
630
910
Т-1
226
144
253
16,6
35,3
22,8
207,7
129,3
702,7
437,7
154,2
резерв
резерв
119
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
119
1
ТП N
1
630
910
Т-1
89
75
125
22,5
17,5
10,6
96,3
60,0
814,1
507,0
223,5
резерв
резерв
119А
1
ТП N
1
630
910
Т-1
340
490
314
31,6
55,4
41,9
381,3
237,5
529,1
329,5
46,0
резерв
резерв
120
1
ТП N
1
630
910
Т-1
0
0
0
35,3
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
121
ТП N
1
630
910
Т-2
369
365
287
0,0
32,7
37,4
340,3
212,0
570,1
355,0
71,5
резерв
резерв
121
1
ТП N
1
630
910
Т-1
326
242
226
39,4
29,4
29,1
264,7
164,8
645,7
402,2
118,7
резерв
резерв
121А
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
121А
1
ТП N
1
630
910
Т-1
181
186
191
19,4
17,4
20,4
186,0
115,8
724,4
451,2
167,7
резерв
резерв
122
1
ТП N
1
630
910
Т-1
182
125
202
0,0
21,6
18,6
169,7
105,7
740,7
461,3
177,8
резерв
резерв
122А
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
11,6
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
122А
1
ТП N
1
400
578
Т-1
0
0
0
55,4
11,8
0,0
0,0
0,0
578,0
360,0
180,0
резерв
резерв
123
1
ТП N
1
250
361
Т-1
229
166
284
36,0
60,7
62,6
226,3
141,0
134,9
84,0
-28,5
резерв
дефицит
124
1
ТП N
1
400
578
Т-1
170
189
201
31,9
31,7
32,3
186,7
116,3
391,4
243,7
63,7
резерв
резерв
125
1
ТП N
1
630
910
Т-1
63
71
98
0,0
0,0
8,5
77,3
48,2
833,1
518,8
235,3
резерв
резерв
126
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
30,4
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
126
ТП N
1
1000
1445
Т-3
0
0
0
28,5
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
126
ТП N
1
1000
1445
Т-4
395
397
379
3,2
49,1
27,0
390,3
243,1
1054,8
656,9
206,9
резерв
резерв
126
1
ТП N
1
400
578
Т-1
231
236
237
55,6
47,3
40,6
234,7
146,2
343,4
213,8
33,8
резерв
резерв
126А
1
ТП N
1
160
231
Т-1
73
69
74
35,2
55,2
31,1
72,0
44,8
159,2
99,2
27,2
резерв
резерв
126Б
1
ТП N
1
400
578
Т-1
262
201
262
53,4
67,5
41,8
241,7
150,5
336,4
209,5
29,5
резерв
резерв
126В
ТП N
1
400
578
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
578,0
360,0
180,0
резерв
резерв
126В
1
ТП N
1
630
910
Т-1
414
427
449
0,0
40,3
47,2
430,0
267,8
480,4
299,2
15,7
резерв
резерв
127
ТП N
1
630
910
Т-2
200
233
216
70,9
23,5
23,8
216,3
134,7
694,1
432,3
148,8
резерв
резерв
127
1
ТП N
1
400
578
Т-1
82
102
99
14,7
11,9
16,3
94,3
58,8
483,7
301,2
121,2
резерв
резерв
130
1
ТП N
1
630
910
Т-1
505
421
259
35,5
37,9
43,4
395,0
246,0
515,4
321,0
37,5
резерв
резерв
133
1
ТП N
1
630
910
Т-1
577
589
623
43,9
10,4
65,5
596,3
371,4
314,1
195,6
-87,9
резерв
дефицит
136
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
0,0
59,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
136
1
ТП N
1
630
910
Т-1
292
280
232
0,0
29,5
29,4
268,0
166,9
642,4
400,1
116,6
резерв
резерв
137
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
27,4
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
137
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
687
800
660
29,0
28,7
49,5
715,7
445,7
729,4
454,3
4,3
резерв
резерв
138
ТП N
1
1600
2312
Т-2
934
792
867
25,0
34,5
37,4
864,3
538,3
1447,8
901,7
181,7
резерв
резерв
138
1
ТП N
1
400
578
Т-1
335
355
433
72,5
115,9
64,8
374,3
233,1
203,7
126,9
-53,1
резерв
дефицит
139
1
ТП N
1
630
910
Т-1
155
254
202
15,4
25,5
22,4
203,7
126,8
706,7
440,2
156,7
резерв
резерв
140
ТП N
1
0
Т-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
резерв
резерв
140
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
670
689
556
16,1
44,3
44,2
638,3
397,6
806,8
502,4
52,4
резерв
резерв
141
ТП N
1
1000
1445
Т-2
222
243
267
11,7
9,2
16,9
244,0
152,0
1201,1
748,0
298,0
резерв
резерв
141
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
714
753
958
0,0
0,0
55,9
808,3
503,4
636,8
396,6
-53,4
резерв
дефицит
144
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0
0
0
63,3
60,6
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
144
1
ТП N
1
400
578
Т-1
68
84
77
0,0
14,1
13,2
76,3
47,5
501,7
312,5
132,5
резерв
резерв
145
ТП N
1
400
578
Т-2
110
117
113
27,4
10,8
19,6
113,3
70,6
464,7
289,4
109,4
резерв
резерв
145
1
ТП N
1
250
361
Т-1
103
64
132
5,3
37,3
27,6
99,7
62,1
261,6
162,9
50,4
резерв
резерв
146
1
ТП N
1
630
910
Т-1
443
487
348
56,0
52,5
46,8
426,0
265,3
484,4
301,7
18,2
резерв
резерв
147
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
147
1
ТП N
1
630
910
Т-1
0
0
0
53,3
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
150
ТП N
1
630
910
Т-2
419
364
458
0,0
55,3
45,4
413,7
257,6
496,7
309,4
25,9
резерв
резерв
150
1
ТП N
1
400
578
Т-1
349
181
169
55,9
45,2
40,3
233,0
145,1
345,0
214,9
34,9
резерв
резерв
151
1
ТП N
1
630
910
Т-1
696
745
676
65,2
82,8
77,5
705,7
439,5
204,7
127,5
-156,0
резерв
дефицит
152
1
ТП N
1
400
578
Т-1
223
386
395
34,7
36,6
57,9
334,7
208,4
243,4
151,6
-28,4
резерв
дефицит
153
1
ТП N
1
1600
2312
Т-1
114
116
86
10,7
17,2
4,6
105,3
65,6
2206,8
1374,4
654,4
резерв
резерв
155
ТП N
1
1600
2312
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
2312,1
1440,0
720,0
резерв
резерв
155
1
ТП N
1
1600
2312
Т-1
201
163
214
10,7
14,5
8,3
192,7
120,0
2119,5
1320,0
600,0
резерв
резерв
155А
ТП N
1
1600
2312
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
2312,1
1440,0
720,0
резерв
резерв
155А
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
130
72
52
10,7
4,1
5,9
84,7
52,7
1360,4
847,3
397,3
резерв
резерв
156
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
156
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
149
129
151
0,0
0,0
9,9
143,0
89,1
1302,1
810,9
360,9
резерв
резерв
157
ТП N
1
1000
1445
Т-2
158
156
184
12,9
27,4
11,5
166,0
103,4
1279,1
796,6
346,6
резерв
резерв
157
1
ТП N
1
630
910
Т-1
229
345
238
17,2
31,5
29,7
270,7
168,6
639,7
398,4
114,9
резерв
резерв
158
ТП N
1
630
910
Т-2
0
0
0
7,7
0,0
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
158
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
35,5
81,3
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
159
ТП N
1
1000
1445
Т-2
21,1
0,0
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
159
1
ТП N
1
630
910
Т-1
0
0
0
41,4
37,3
0,0
0,0
0,0
910,4
567,0
283,5
резерв
резерв
160
ТП N
1
630
910
Т-2
263
306
291
0,0
0,0
31,5
286,7
178,5
623,7
388,5
105,0
резерв
резерв
160
ТП N
1
160
231
Т-1
4,0
0,0
0,0
0,0
231,2
144,0
72,0
резерв
резерв
161
1
ТП N
1
630
910
Т-1
260
112
253
13,2
19,6
22,9
208,3
129,8
702,1
437,3
153,8
резерв
резерв
162
1
ТП N
1
400
578
Т-1
434
220
401
26,0
77,4
60,8
351,7
219,0
226,4
141,0
-39,0
резерв
дефицит
163
1
ТП N
1
400
578
Т-1
264
326
169
43,3
51,2
43,8
253,0
157,6
325,0
202,4
22,4
резерв
резерв
164
1
ТП N
1
1600
2312
Т-1
0,0
25,8
0,0
0,0
0,0
2312,1
1440,0
720,0
резерв
резерв
165
ТП N
1
1600
2312
Т-2
0,0
0,0
2312,1
1440,0
720,0
резерв
резерв
165
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
0,0
24,8
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
166
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
166
1
ТП N
1
1600
2312
Т-1
0,0
13,8
0,0
0,0
0,0
2312,1
1440,0
720,0
резерв
резерв
171
ТП N
1
2500
3613
Т-2
0,0
3612,7
2250,0
1125,0
резерв
резерв
171
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
18,7
0,0
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
173
ТП N
1
1000
1445
Т-2
0,0
0,0
1445,1
900,0
450,0
резерв
резерв
173
1
ТП N
1
0
Т-1
0,0
0,0
0,0
179
ТП N
1
0
Т-2
0,0
0,0
0,0
179
1
ТП N
1
1000
1445
Т-1
353
350
342
72,0
27,1
24,1
348,3
216,9
1096,8
683,1
233,1
резерв
резерв
179А
ТП N
1
1000
1445
Т-2
72
65
63
60,0
15,2
4,6
66,7
41,5
1378,4
858,5
408,5
резерв
резерв
179А
1
ТП N
1
Т-1
188
ТП N
1
Т-2
188
1
ТП N
1
Т-1
189
ТП N
1
Т-2
189
1
ТП N
1
Т-1
192
ТП N
1
Т-2
192
1
ТП N
1
630
910
Т-1
221
263
229
20,9
26,1
237,7
148,0
672,7
419,0
135,5
резерв
резерв
194
1
ТП N
1
630
910
Т-1
377
271
409
21,3
38,7
352,3
219,4
558,1
347,6
64,1
резерв
резерв
201
1
ТП N
1
630
910
Т-1
495
640
574
0,0
61,0
62,6
569,7
354,8
340,7
212,2
-71,3
резерв
дефицит
203
2
Кол-во
4
4000
Кол-во объектов, испытывающих
2
49
РП
дефицит
154
Кол-во
252
162730
Суммарный дефицит мощности,
13,9692
3436,92
ТП,
кВА
КТП
Анализ загрузки ЛЭП 6 кВ города Салехард (табл. 14) показывает наличие перегрузки на 5 из имеющихся 45 участков ЛЭП 6 кВ. Суммарная
перегрузка по току составляет 226 А.
Безопасность и надежность системы
Значительное количество аварий и отключений участков ЛЭП вызвано высоким физическим износом. Технологические нарушения в сетях 6 и 0,4
кВ происходят с часто повторяющимися адресами (например, отходящие линии 0,4 кВ от ТП N 25, 137, 43, 46, 45, 66, 12, 44, 79, 60, 57, 95, 19, 21, 101, 96,
22, 41, 120 и др.) Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с ветхостью воздушных линий 0,4 кВ, составило
294,2 часа. Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с состоянием воздушных линий 6 кВ, составило 52,15 часа,
за 2008 год - 32,50 час. Недоотпуск электрической энергии за время этих отключений составил в 2008 году 12012,13 кВт.ч, а за 2009 год - 23156,7 кВт.ч.
МП "Салехардэнерго" регулярно проводит мониторинг состояния линий электропередачи. Результаты обследования свидетельствуют о многочисленных
фактах снижения качества напряжения у потребителей, частых обрывах проводов из-за их износа и несоответствия сечения действующим нагрузкам. Во
многих случаях сечение проводов существующих линий не соответствует возросшим за последние годы нагрузкам. Такое состояние линий приводит к
росту технических потерь электрической энергии. Состояние многих опор также неудовлетворительное. Железобетонные опоры имеют сколы и
трещины, отклонение от вертикальной оси многих из них значительно выше допустимого, велико количество загнивших деревянных опор - более 400 шт.
Данные по авариям и инцидентам в системе электроснабжения города отражает табл. 15.
Таблица 14
Загрузка ЛЭП 6 кВ г. Салехард
N
ПС
N
СШ
N
N Ф
Макс. нагрузка
Максималь
Ограничивающий нагрузку участок
Допустимая
Загр
Пере
пп
яч.
Тр
по фидеру зима
ная
ВЛ (КЛ)
нагрузка по
узка
груз
на
01.12.2010
нагрузка по
фидеру
ка
ЦП
фидеру
лето 2011
А
кВт
А
кВт
Марка
Место
А
кВт
%
А
1
Диз
25
III
Т-1
Ф-1
192
1883
79
775
АС-70
Участок от ЛР-11 до
265
2599
72
0
отпТП-76
2
Диз
26
III
Т-1
Ф-2
154
1511
57
559
А-95
Участок от ЛР-12 до
330
3237
47
0
отпТП-116
3
Диз
27
III
Т-1
Ф-3
315
3090
55
540
АС-95
Выход с ТП-44 в сторону
330
3237
95
0
ТП-35
4
Центр
10
II
Т-2
Ф-4
404
3963
220
2158
АС-95
Участок от ЛР-67 до
330
3237
122
74
отпТП-106
5
Центр
25
IV
Т-2
Ф-5
179
1756
30
294
6xАПвПг
Выход с ПС "Центр"
750
7357
24
0
1x185
6
Центр
28
IV
Т-2
Ф-6
285
2796
150
1471
А-70
Уч. от отп ТП-104 до отп
265
2599
108
20
ТП-167
7
Диз
24
III
Т-1
Ф-7
312
3060
138
1354
АС-70
Уч. от отпТП-1 до отпТП-
265
2599
118
47
194
8
ДЭС-2
902
I
Т-1
Ф-8
150
1471
94
922
АС-95
Участок от отпФ-19 до
330
3237
45
0
отпТП-50
9
Диз
32
IV
Т-2
Ф-9
38
373
117
1148
АС-95
Участок от ЛР-16 до
330
3237
12
0
отпТП-90
10
Центр
9
II
Т-2
Ф-10/1
608
5964
307
3011
2xАС-
Участок от КРН-129 до
1220
11967
50
0
240
КРН-130
11
Центр
4
I
Т-1
Ф-10/2
551
5405
289
2835
6xАПвПг
Выход с ПС "Центр"
1300
12752
42
0
1x500
12
Центр
24
IV
Т-2
Ф-11/1
219
2148
182
1785
АС-240
Участок от КРН-133 до
610
5984
36
0
КРН-134
13
Центр
17
III
Т-1
Ф-11/2
680
6670
340
3335
АС-240
Участок от КРН-131 до
610
5984
111
70
КРН-132
14
Диз
23
III
Т-1
Ф-12/1
48
471
35
343
АС-150
Участок от ЛР-9 до КРН-
450
4414
11
0
123
15
Диз
33
IV
Т-2
Ф-12/2
148
1452
69
677
АС-150
Участок от ЛР-17 до
450
4414
33
0
КРН-123
16
Турб
13
I
Т-1
Ф-13
7
69
14
137
АС-95
Участок от ЛР-49 до ТП-
330
3237
2
0
118
17
Турб
7
I
Т-1
Ф-14
206
2021
70
687
АС-95
Участок от ЛР-50 до ЛР-
330
3237
62
0
51
18
Турб
27
III
Т-1
Ф-15
179
1756
27
265
АС-95
Участок от ЛР-59 до ЛР-
330
3237
54
0
60
19
Турб
34
IV
Т-2
Ф-16
345
3384
89
873
АС-95
Участок от ЛР-63 до
330
3237
105
15
КРН-171
20
Турб
28
IV
Т-2
Ф-17
0
34
334
АС-95
Участок от ЛР-62 до
330
3237
0
0
КРН-170
21
Центр
23
IV
Т-2
Ф-18
102
1001
24
235
АС-95
Участок от КРН-137 до
330
3237
31
0
ЛР-96
22
Центр
19
III
Т-1
Ф-20
87
853
45
441
ААПлУ
Выход с ПС до ТП-97
314
3080
28
0
3x185
23
Центр
6
I
Т-1
Ф-21
236
2315
85
834
АС-95
Участок от ТП-110 до
330
3237
72
0
отпТП-19
24
Центр
18
III
Т-1
Ф-22
193
1893
98
961
АС-70
Участок от ТП-100 до
330
3237
58
0
ТП-67
25
РП-2
3
I
Т-1
Ф-23
74
726
16
157
2xАППл
Выход с РП-2 до ТП-36
550
5395
13
0
3x150
26
РП-2
16
II
Т-2
Ф-24/1
304
2982
101
991
А-95
Уч. от отпТП-39 до отп
320
3139
95
0
ТП-115
27
РП-2
7
I
Т-1
Ф-24/2
51
500
37
363
АС-150
Выход с РП-2 до отпТП-
450
4414
11
0
202
28
РП-2
18
II
Т-2
Ф-25/1
287
2815
112
1099
АС-150
Участок от КРН-142 до
450
4414
64
0
отпТП-77
29
РП-2
5
I
Т-1
Ф-25/2
388
3806
162
1589
АС-150
Выход с РП-2 до отпТП-
450
4414
86
0
77
30
РП-2
15
II
Т-2
Ф-26
0
84
824
6xАПвПг
Выход с РП-2 до ТП-166
1125
11035
0
0
1x185
31
РП-1
7
I
Т-1
Ф-27
31
304
50
490
АС-95
Участок от КРН-43 до
330
3237
9
0
КРН-47
32
РП-1
11
I
Т-1
Ф-28
345
3384
154
1511
2xААПл
Выход с РП-1 до ТП-107
562
5513
61
0
3x150
33
РП-1
9
I
Т-1
Ф-29
237
2325
150
1471
2ААПл
Выход с РП-1 до ТП-108
562
5513
42
0
3x150
34
РП-1
16
II
Т-2
Ф-30
0
0
0
2xААПл
Выход с РП-1 до ТП-106
562
5513
0
0
У 3x150
35
РП-1
14
II
Т-2
Ф-31
42
412
37
363
2xААПл
Выход с РП-1 до ТП-99
562
5513
7
0
У 3x150
36
РП-1
18
II
Т-2
Ф-32
206
2021
32
314
2xААПл
Выход с РП-1 до ТП-987
562
5513
37
0
У 3x150
37
Турб
8
II
Т-2
Ф-33
49
481
35
343
АС-95
Участок от КРН-155 до
330
3237
15
0
КРН-156
38
ДЭС-1
910
I
Т-1
Ф-34
0
0
0
АС-95
Участок от ЛР-28 до
330
3237
0
0
врезки до ф-7
39
РП-2
14
II
Т-2
Ф-35
60
589
33
324
2xААПл
Выход с РП-2 до ТП-155
628
6160
10
0
3x185
40
Турб
14
II
Т-2
Ф-36
53
520
14
137
АС-95
Участок от КРН-168 до
330
3237
16
0
отпТП-3
41
Центр
11
II
Т-2
Ф-37
5
49
53
520
6xАПвПг
Выход с ПС до ТП-171
880
8632
1
0
1x240
42
Центр
5
I
Т-1
Ф-38
44
432
97
951
6xАПвПг
Выход с ПС до ТП-171
880
8632
5
0
1x240
43
Центр
20
III
Т-1
Ф-39
0
0
0
6xАПвПг
Выход с ПС до ТП-173
660
6474
0
0
1x150
44
РП-1
25
I
Т-1
Ф-40
0
0
0
2xАПвПг
Выход с РП до ТП-173
660
6474
0
0
3x150
45
РП-2
30
IV
Т-2
Ф-41
199
1952
51
500
2xАПвПг
Выход с РП до ТП-174
661
6484
30
0
3x151
Максимальная нагрузка
А
кВт
Итого по:
ПС "Диз" Т1
1021,0
10015,1
ПС "Диз" Т2
385,0
3776,5
ДЭС-2 (ШГН)
150,0
1471,4
ПС "Центр" Т1
1791,0
17568,1
ПС "Центр" Т2
1802,0
17676,0
ПС "Турб" Т1
392,0
3845,2
ПС "Турб" Т2
447,0
4384,7
Всего:
5988,0
58736,9
Всего перегруженных ЛЭП, ед.
5
Суммарная перегрузка, А
226
Таблица 15
Данные по авариям и инцидентам
в системе электроснабжения МП "Салехардэнерго"
Наименование показателя
Ед.
2007
2008
2009
2010
изм.
Количество аварийных отключений в системе электроснабжения
ед.
предприятия, в том числе:
Из-за повреждений ВЛ
42
8
17
39
Из-за повреждений КЛ
7
8
6
11
Из-за повреждений трансформаторов в ТП и КТП
1
-
-
-
Из-за повреждений трансформаторов в ПС
-
-
-
-
Из-за повреждений коммутационной аппаратуры и защитных
10
7
1
8
устройств
Из-за повреждений энергетического оборудования потребителей
-
-
-
-
электроэнергии (абонентов)
Прочие отключения: (АО генер. обор.)
23
6
15
16
Продолжительность аварийных отключений в системе
час
электроснабжения предприятия, в том числе:
Средняя продолжительность одного аварийного отключения
1,2
2,3
0,9
1,1
Максимальная продолжительность одного аварийного
12,5
18,4
3,27
14,4
отключения
Общая (суммарная) продолжительность всех аварийных
100
67
36
82
отключений в течение года
Основные причины аварийных отключений в системе
ед.
электроснабжения предприятия, в том числе:
Из-за погодных условий (ветер, гроза, падающие деревья и т.д.)
31
7
17
39
Из-за пробоя изоляции
2
2
3
3
Из-за физического износа (старения) ВЛ
-
-
-
-
Из-за физического износа (старения) КЛ
-
-
-
-
Из-за механических повреждений ВЛ и КЛ сторонними
7
6
3
8
организациями
Из-за физического износа оборудования (трансформаторов) ТП и
-
1
-
-
КТП
Из-за перегрузки оборудования (трансформаторов) ТП и КТП
-
-
-
-
Из-за физического износа (старения) оборудования ПС
-
-
-
-
Из-за перегрузки оборудования ПС
-
-
-
-
Из-за перегрузки оборудования РП
-
-
-
-
Прочие причины (указать, какие именно)
Воздействие на окружающую среду
Основными элементами системы электроснабжения города Салехард, оказывающими
воздействие на окружающую среду, являются турбоагрегаты и дизель-генераторы электростанций.
Дизель-генераторы ДЭС и турбоагрегаты ГТЭС являются источниками загрязнения атмосферы.
Среди выбрасываемых загрязняющих веществ можно выделить:
- диоксид азота NO2;
- оксид углерода CO;
- диоксид углерода CO2;
- оксиды серы SOx;
- углеводороды CH;
- летучие органические соединения VOCs;
- аммиак NH3.
Также вредное воздействие на экологию со стороны объектов электроэнергетики в процессе
эксплуатации дополняется воздействием при строительстве и воздействием при утилизации
демонтированного оборудования и расходных материалов.
При строительстве объектов энергетики происходит вырубка лесов (просеки под трассы
ЛЭП), нарушение почв (земляные работы), нарушение естественной формы водоемов (отсыпки).
Элементы системы электроснабжения, оказывающие воздействие на окружающую среду
после истечения нормативного срока эксплуатации:
- масляные силовые трансформаторы и высоковольтные масляные выключатели;
- аккумуляторные батареи;
- масляные кабели.
Для снижения площади лесов, уничтожаемых при строительстве объектов
электроэнергетики, необходимо соблюдать нормативную ширину охранных зон ЛЭП при
строительстве либо занижать ее в допустимых пределах, принимая ее величину минимально
допустимой для условий стесненной прокладки.
Для снижения вредного воздействия на почвы при строительстве необходимо соблюдать
технологию строительства, установленную нормативной документацией для данного
климатического района.
Масляные силовые трансформаторы и высоковольтные масляные выключатели несут
опасность разлива масла и вероятность попадания его в почву и воду. Во избежание разливов
необходимо соблюдать все требования техники безопасности при осуществлении ремонтов,
замены масла и т.д. Необходима правильная утилизация масла и отработавших трансформаторов и
выключателей.
Для исключения опасности нанесения ущерба окружающей среде возможно применение
сухих трансформаторов и вакуумных выключателей вместо масляных.
Эксплуатация аккумуляторных батарей сопровождается испарением электролита, что
представляет опасность для здоровья людей. Также АКБ опасно разливом электролита и
попадания его в почву и воду. Во избежание нанесения ущерба окружающей среде необходима
правильная утилизация отработавших аккумуляторных батарей.
Масляные кабели по истечении срока эксплуатации остаются в земле и при дальнейшем
старении происходит разрушение изоляции и попадание масла в почву. Для предотвращения
данного воздействия необходимо использовать кабели с пластмассовой изоляцией либо с
изоляцией из сшитого полиэтилена.
Тарифы, надбавки, плата за подключение, структура себестоимости производства и
транспорта ресурса
Приказом Службы по тарифам Ямало-Ненецкого автономного округа от 10.12.2010 N 307-т
(с изменениями от 07.04.2011) в 2011 г. установлены цены (тарифы) на электрическую энергию
для населения и приравненным к ним категориям потребителей:
- для населения, проживающего в городских и сельских населенных пунктах в домах,
оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и
(или)
электроотопительными установками:
одноставочный тариф - 1,28 руб./кВт.ч (с НДС);
дифференцированный по двум зонам суток (пиковая зона) - 1,29 руб./кВт.ч (с НДС);
дифференцированный по двум зонам суток (ночная зона) - 0,64 руб./кВт.ч (с НДС);
- для прочего населения:
одноставочный тариф - 1,83 руб./кВт.ч (с НДС);
дифференцированный по двум зонам суток (пиковая зона) - 1,84 руб./кВт.ч (с НДС);
дифференцированный по двум зонам суток (ночная зона) - 0,92 руб./кВт.ч (с НДС);
- потребители, приравненные к населению:
одноставочный тариф - 1,83 руб./кВт.ч (с НДС);
дифференцированный по двум зонам суток (пиковая зона) - 1,84 руб./кВт.ч (с НДС);
дифференцированный по двум зонам суток (ночная зона) - 0,92 руб./кВт.ч (с НДС).
Приказом Службы по тарифам Ямало-Ненецкого автономного округа от 10.12.2010 N 307-т
(с изменениями от 07.04.2011) в 2011 г. установлены цены (тарифы) на электрическую энергию
для населения и приравненным к ним категориям потребителей:
- при присоединенной мощности от 15 до 100 кВт включительно - 159,93 руб./кВт (без
НДС);
- свыше 100 кВт - 19,92 руб./кВт (без НДС).
Приказом Службы по тарифам Ямало-Ненецкого автономного округа от 10.12.2010 N 330-т с
01.01.2011 установлены тарифы на электрическую энергию для потребителей МП
"Салехардэнерго" муниципального образования город Салехард для бюджетных и прочих
потребителей по диапазону напряжения СН-II и НН в размере (для всех объемов заявленной
мощности): 4111 руб./МВт-ч (без учета НДС).
В структуре себестоимости электрической энергии, принятой при установлении тарифа на
2010 г., основными статьями затрат являлись (табл. 16):
- топливо и транспортировка топлива - 32%;
- фонд оплаты труда с отчислениями - 30%;
- амортизация - 13%;
- общеэксплуатационные расходы - 8%;
- вспомогательные материалы - 6%;
- прочие расходы - 11%.
Таблица 16
Анализ себестоимости услуг электроснабжения
МП "Салехардэнерго" на 2010 - 2015 годы
N
Наименование статьи
Ед.
Принято СТ
2011 план
2012 план
2013 план
2014 план
2015 план
п/п
измерения
ЯНАО на
2010 год
Объем услуг (полезный отпуск)
тыс. кВт.ч
247010,0
248256,6
249503,2
250749,8
251996,4
253243,0
II
Себестоимость отпущенной
электроэнергии
1
Электроэнергия, полученная со стороны
тыс. руб.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2
Топливо
тыс. руб.
265718,5
319773,45
385792,97
467549,20
611342,89
749031,79
Выработано электроэнергии (газ)
тыс. кВт.ч
271876,1
308127,320
279668,319
Количество газ
тыс. м3
108639,1
118076,720
106762,370
110283,92
118886,07
119474,18
Цена за 1000 м3
руб.
1448
1839,10
2335,65
2966,28
3767,18
4784,32
Выработано электроэнергии (д/т)
тыс. кВт.ч
30259,8
46121,820
37905,786
Количество диз. топлива
тонн
6718,3
10681,110
8978,540
6820,01
7351,97
7388,34
Цена за 1 т
руб.
15454,8
16876,70
18277,46
19721,38
21299,09
23003,02
Удельный расход
гр./ кВт.ч
222,0
231,6
236,8
Количество диз. масла
т
97,3
129,26
137,15
98,76
106,46
106,99
Цена за 1 т
руб.
44949,2
49084,49
53158,50
57358,02
61946,66
66902,40
Котельная ГТЭС
194,089
213,013
231,852
251,418
292,711
317,692
Количество газ
тыс. м3
134,0
134,71
135,38
136,06
146,67
147,40
Цена за 1000 м3
руб.
1448
1581
1713
1848
1996
2155
3
Транспортировка топлива
тыс. руб.
24326,4
26784,0
29160,4
31629,9
36825,1
39979,7
4
Теплоэнергия
тыс. руб.
3458,0
3795,2
4130,9
4479,5
4861,9
5276,8
5
Холодная вода
тыс. руб.
2263,8
2484,5
2704,2
2932,4
3182,8
3454,4
6
Канализация
тыс. руб.
1325,9
1455,2
1583,9
1717,6
1864,2
2023,3
7
Вспомогательные материалы
тыс. руб.
58963,6
59261,2
59558,8
59856,3
60153,9
60451,5
8
Услуги производствен. характера
тыс. руб.
29295,8
29443,6
29591,5
29739,3
29887,2
30035,0
9
Фонд оплаты труда
тыс. руб.
223795,7
230666,8
248658,8
268800,2
293098,8
320179,8
10
Отчисления на социальные нужды
тыс. руб.
52346,99
47056,0
50726,4
54835,2
59792,2
65316,7
11
Цеховые расходы
тыс. руб.
12645,4
12709,2
12773,0
12836,9
12900,7
12964,5
12
Амортизационные отчисления
тыс. руб.
116279,8
140051,0
140051,0
142710,7
142710,7
142710,7
КонсультантПлюс: примечание.
Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.
12
Прочие расходы, всего
52794,0
52865,4
53402,9
53949,3
54523,4
55123,5
13
Всего прямые затраты
тыс. руб.
843213,9
926345,7
1018134,9
1131036,6
1311143,6
1486547,7
15
Общеэксплуатационные расходы
тыс. руб.
74071,8
74445,6
74819,4
75193,3
75567,1
75940,9
16
Дополнительные статьи затрат,
тыс. руб.
-
3590,9
2657,0
2859,8
558,4
0,0
связанные с реализацией инвестиционной
программы
Проценты по кредиту из себестоимости
тыс. руб.
3590,9
2657,0
2859,8
558,4
0,0
17
Итого полная себестоимость
тыс. руб.
917285,7
1004382,2
1095611,3
1209089,7
1387269,1
1562488,6
18
Прибыль всего
тыс. руб.
90548,1
70251,9
73628,8
69906,3
78124,4
Прибыль (рентабельность)
тыс. руб.
25918,9
50219,1
54780,6
60454,5
69363,5
78124,4
Рентабельность
%
2,8%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
Капитальные вложения,
тыс. руб.
-
29470,3
10310,4
8315,1
0,0
0,0
предусмотренные инвестиционной
программой
Проценты по кредиту из прибыли
тыс. руб.
-
2792,9
2066,6
2224,3
434,3
0,0
Налог на прибыль, от капвложений
тыс. руб.
8065,8
3094,3
2634,9
108,6
0,0
19
НВВ
тыс. руб.
909774,6
1094930,3
1165863,2
1282718,4
1457175,4
1640613,1
Себестоимость 1 кВт.ч
руб./ кВт.ч
3,714
4,046
4,391
4,822
5,505
6,170
20
Тариф на отпуск 1 кВт.ч
руб./ кВт.ч
3,683
4,410
4,673
5,116
5,783
6,478
С 2011 г. в плановом финансировании предусмотрены дополнительные статьи затрат,
связанные с реализацией инвестиционной программы в сумме 3,59 млн. руб. (0,4%). А также за
счет прибыли в плане на 2011 г. за счет прибыли в тариф включено финансирование капитальных
вложений, предусмотренных инвестиционной программой, и расходы на оплату кредитов и налога
на прибыль в сумме 40,3 млн. руб.
Технические и технологические проблемы в системе электроснабжения
Систему электроснабжения города Салехарда можно охарактеризовать наличием следующих
проблем:
- перегруженность ряда ТП в послеаварийном и ремонтном режимах;
- эксплуатация 14% силовых трансформаторов ТП, РП сверх нормативного срока;
- высокий процент загрузки генерирующего оборудования и трансформаторов в период
зимнего максимума;
- высокая степень износа электросетевых объектов (в среднем - 50%);
- высокая протяженность воздушных ЛЭП в городской черте;
- бесхозные объекты недвижимого имущества, используемого для передачи электрической
энергии, являющиеся результатом реорганизации, банкротства организаций, осуществляющих
строительство и иную предпринимательскую деятельность;
- из-за высоких объемов нового строительства частое повреждение воздушных и кабельных
линий строительными организациями и, соответственно, недоотпуск электрической энергии
потребителям. Повреждения значительно снижают уровень технического состояния и надежность
обеспечения потребителей электрической энергией. Многочисленные кабельные муфты и
контактные соединения, остающиеся после восстановительных работ, приводят к увеличению
потерь, недопустимо низкому уровню напряжения.
3.2. Система теплоснабжения
Институциональная структура
Основным поставщиком тепловой энергии является МП "Салехардэнерго". На балансе МП
"Салехардэнерго" находятся 39 котельных и 155,89 км тепловых сетей.
Характеристика системы ресурсоснабжения
Основные технические характеристики
- Источники теплоснабжения - 39 котельных (табл. 17)
- Установленная мощность - 358 Гкал/час
- Присоединенная нагрузка - 157,47 Гкал/час
- Установленное оборудование - 144 водогрейных котла (без учета котлов-утилизаторов на
электростанциях)
- Основное топливо - природный газ
- Резервное топливо - дизельное топливо
- Схема тепловых сетей - закрытая
- Протяженность тепловых сетей - 155,89 км
- Средний физический износ оборудования и тепловых сетей:
- оборудование - 40,1%;
- тепловые сети - 53,5%.
- Выработка тепловой энергии - 554777,72 Гкал
- Потери тепловой энергии - 82478,36 Гкал (15%)
- Полезный отпуск тепловой энергии - 458,6 тыс. Гкал
- Система теплоснабжения города Салехарда централизованная
Таблица 17
Технические характеристики источников
теплоснабжения г. Салехарда
N
Наименование объекта
Мощность, Гкал/ч
Присоеди
Резерв
Вид
Примечан
п/п
ненная
мощности,
топлива
ие
паспортна
фактическ
нагрузка,
Гкал/ч
я
ая
Гкал/ч
1
Котельная N 5
10,32
9,96
6,47
2,87
газ
2
Котельная N 6
6,88
6,62
3,85
2,081
газ
3
Котельная N 7
15,0
11,72
6,0
4,984
газ
4
Котельная N 8
18,92
17,93
11,227
5,092
газ
5
Котельная N 10
6,88
6,53
3,31
2,697
газ
6
Котельная N 11
3,44
3,28
0,46
2,487
газ
7
Котельная N 12
10,32
7,56
-
-
жидкое
резерв,
топливо
(ПВНС)
8
Котельная N 13
8,6
8,4
2,750
5,02
газ
9
Котельная N 14
6,88
6,77
3,37
2,821
газ
10
Котельная N 16
8,6
8,21
4,5
2,892
газ
11
Котельная N 21
40,5
12,21
28,81
1,677
газ
12
Котельная N 22
12,47
12,91
5,99
5,196
газ
13
Котельная N 25
3,44
2,49
0,51
1,634
жидкое
топливо
14
Котельная N 28
8,6
8,5
4,6
3,127
газ
15
Котельная N 29
16,0
14,64
3,18
11,066
газ
16
Котельная N 30
40,0
40,96
19,1
21,153
газ
17
Котельная N 32 (мыс
6,88
6,35
1,88
4,47
газ
Корчаги)
18
Котельная N 33
3,0
1,1675
1,175
1,113
газ
19
Котельная N 34
0,86
0,81
0,75
0,0473
газ
20
Котельная N 35
30,0
26,8
11,44
13,148
газ
21
Котельная N 36
33,0
29,0
20,457
7,142
газ
22
Котельная МБК
5,16
3,84
2,040
1,603
газ
23
Котельная
8,42
8,1
2,735
5,288
газ
администрации
24
Пиковая котельная
5,16
5,08
-
5,077
газ
25
ГТЭС-3
26
Котельная КОС
5,6
5,58
1,826
3,754
газ
27
Котельная N 7-1
2,58
2,3
0,70
1,588
газ
крышная
28
Котельная N 7-2
2,16
2,07
0,430
1,632
газ
крышная
29
Котельная N 7-3
1,38
1,26
0,370
0,8824
газ
крышная
30
Котельная N 7-4
1,38
1,14
0,440
0,692
газ
крышная
31
Котельная N 4-1
2,58
2,44
0,620
1,71
газ
крышная
32
Котельная N 4-2
2,15
2,14
0,660
1,445
газ
крышная
33
Котельная N 4-3
1,38
1,2
0,450
0,74
газ
крышная
34
Котельная N 4-4
1,72
1,72
0,410
1,302
газ
крышная
35
Котельная N 5-1а
1,72
1,72
0,420
1,292
газ
крышная
36
Котельная N 5-1б
1,03
0,94
0,220
0,716
газ
крышная
37
Котельная N 5.3-2
1,38
1,260
0,440
0,81
газ
крышная
38
ТП ТЭС-14
12,0
12,0
-
12,0
газ
39
ДЭС-1
12,0
10,0
5,88
2,918
газ
Итого
358,39
334,39
157,47
144,2
Основным топливом является природный газ, поставляемый в город ответвлением от
магистрального газопровода высокого давления "Лонг-Юган - Салехард - Лабытнанги - Харп". В
качестве резервного топлива используется дизельное топливо, хранящееся в стационарных
емкостях на территориях котельных. Калорийность газа, принятая в расчетах, - 7900 ккал/м3,
плотность - 0,675 кг/м3.
Несколько котельных промпредприятий работают на дизельном топливе.
Поставщик дизельного топлива - ОАО "Сибнефть - Омский НПЗ" и ОАО "Лукойл-ухта-
нефтепереработка".
Калорийность дизельного топлива - 10180 ккал/кг.
Резервное топливо хранится в стационарных емкостях на территориях котельных.
Анализ существующего технического состояния системы теплоснабжения
Основными источниками централизованного теплоснабжения в центральной части города
являются котельные N 30, 36, 21, 7, 8, 5.
Котельная N 30
- температурный график отпуска тепла с котельной - 95/70 °C;
- установленная мощность - 40 Гкал/ч;
- техническое состояние здания котельной - хорошее.
Котельная N 36 с встроенным центральным тепловым пунктом (ЦТП):
- температурный график отпуска тепла с котельной до ЦТП - 110/70 °C, после ЦТП - 85/67
°C;
- установленная мощность - 33,0 Гкал/ч;
- техническое состояние здания котельной хорошее.
Котельная N 21
- температурный график отпуска тепла с котельной - 90 - 70 °C;
- установленная мощность - 40,5 Гкал/ч;
- техническое состояние котельной удовлетворительное.
Котельная N 7
- температурный график отпуска тепла с котельной - 87/72 °C;
- установленная мощность - 15,0 Гкал/ч.
Котельная N 8
- температурный график отпуска тепла с котельной - 87/72 °C;
- установленная мощность - 18,92 Гкал/час.
Котельная N 5
- температурный график отпуска тепла с котельной - 87/72 °C;
- установленная мощность - 10,32 Гкал/ч.
Теплоснабжение юго-восточной части г. Салехарда осуществляется от котельных N 6, 10, 11,
12,
13,
16, МБК
(многопрофильного больничного комплекса). Котельные возводились
хозяйственным способом, без разработки проектной документации.
В северо-восточной части Центрального района города действует ГТЭС-3, газотурбинные
установки
(ГТУ) которой оснащены теплофикационным оборудованием
- двумя котлами-
утилизаторами типа КУ-25-115 номинальной тепловой мощностью 17 Гкал/ч каждый, а также
утилизационным теплообменником номинальной тепловой мощностью
13,5 Гкал/ч.
Теплофикационное оборудование предназначено для получения горячей воды температурой 115
°C, нагреваемой уходящими газами турбин.
Котельная N 35 обеспечивает тепловой энергией поселок Комбинат:
- температурный график отпуска тепла с котельной - 90/70 °C;
- установленная мощность - 30,0 Гкал/ч;
- техническое состояние хорошее.
ДЭС-1 обеспечивает теплоснабжение объектов в районе поселка Мостострой.
Энергетический комплекс на базе дизельной электростанции ДЭС-1 включает ЦТП-1, пиковую
котельную, теплоэлектростанцию ТЭС-14 и ДЭС-2, а также котельные N 22, N 14 и N 25.
Номинальная тепловая мощность ДЭС-1 - 10,74 Гкал/ч.
Анализ эффективности и надежности имеющихся источников теплоснабжения
Система теплоснабжения от котельных МП "Салехардэнерго" закрытая двухтрубная.
Котельная N 30
Для транспортировки теплоносителя от котельной до потребителей и поддержания
необходимых гидравлического и температурного режимов на тепловых сетях котельной N 30
организованы 3 узла регулирования (УР), в которых температура теплоносителя в подающем
трубопроводе понижается до 87 °C.
На узле УР-1 присоединение внутриквартальных тепловых сетей произведено по зависимой
схеме. Регулирование температуры и расхода теплоносителя после УР-1 производится
автоматически посредством изменения расхода греющего теплоносителя, поступающего из
котельной N 30 на УР-1.
На узлах УР-2 и УР-3, а также в индивидуальных тепловых пунктах
(ИТП) ряда
потребителей присоединение внутриквартальных и внутридомовых сетей произведено по
независимой схеме через теплообменники. Регулирование температуры и расхода теплоносителя
после теплообменников на УР-2, УР-3 и в ИТП производится автоматически посредством
изменения расхода греющего теплоносителя, поступающего из котельной N 30. Регулирование
температуры и расхода теплоносителя от котельной N 30 является качественно-количественным, с
изменением как температуры, так и расхода теплоносителя. В связи с наличием в составе узлов
регулирования повысительных насосов обеспечивается гидравлической режим тепловой сети.
Котельная покрывает тепловые нагрузки юго-восточных территорий центральной части города, а
также кварталов 15, 16, 17, 18, 26.
Котельная N 36
Котельная покрывает тепловые нагрузки территорий в границах кварталов 17, 18, 20, 21.
Схема и режим работы тепловых сетей котельной N 36 имеют свои особенности. Тепловая сеть
"основного контура" работает по температурному графику 110 - 70 °C, а тепловая сеть после
встроенного ЦТП котельной - по температурному графику 85 - 67 °C. Системы отопления
потребителей, подключенных к тепловой сети "основного контура", присоединены по зависимой
схеме с устройством автоматизированных узлов управления в ИТП.
Котельная N 21
Котельная покрывает тепловые нагрузки территории в границах кварталов 24, 40, 41, 42, 44,
45,
46,
47
(частично). В котельной N
21 работает установка химводоподготовки. В
непосредственной близости от котельной имеется ЦТП-21, предназначенный для работы от
газотурбинной электростанции ГТЭС-3. В настоящее время ЦТП-21 находится в резерве.
В котельной N
7 ресурсный срок службы котлов выработан, неудовлетворительно
функционирует оборудование химводоподготовки котельной. Наличие на территории склада
резервного топлива делает котельную опасным производственным объектом, находящимся в
плотно застроенной центральной части города. Планируется ликвидация котельной с
переключением тепловой нагрузки на другой теплоисточник.
Котельная N 12 эксплуатируется в качестве повысительной насосной станции (ПВНС) и
резервного источника теплоснабжения МБК. Котельная МБК является временной и не имеет
резервного топлива, в связи с чем не обеспечивает требуемой надежности теплоснабжения
больничного комплекса.
На ГТЭС-3 в отопительный максимум (tн = -42 °C), при работе всего оборудования в
номинальном режиме (в работе две газотурбинные установки), теплоэнергетический блок (ТЭБ)
ГТЭС-3 может покрывать тепловую нагрузку, равную
30,5 Гкал/ч. Тепловые нагрузки,
превышающие это значение, должны покрываться пиковой котельной. В аварийном режиме
(прекращение подачи природного газа) потребители будут обеспечены тепловой энергией в
количестве 13,5 Гкал/ч.
В настоящее время ГТЭС-3 работает без утилизации тепла уходящих газов, что с
экономической точки зрения крайне расточительно. Проводятся работы по включению ТЭБ
ГТЭС-3 в схему теплоснабжения города, выполнен пробный пуск тепла, пусконаладочные работы.
Дизель-генераторные установки
(ДГУ) ДЭС-1 оборудованы котлами
- утилизаторами.
Параметры теплоносителя в подающем трубопроводе на выходе - от 86 до 115 °C, в зависимости
от электрической нагрузки ДГУ, количества ДГУ в работе, включения и выключения
утилизационных котлов либо использования только отбора тепла от систем охлаждения
дизельных двигателей. В целях сглаживания неравномерности графиков выработки
электроэнергии и потребления тепла предусмотрена пиковая котельная мощностью 5,16 Гкал/ч (2
x 3 МВт). Пиковая котельная работает параллельно с котлами
- утилизаторами ДЭС-1 по
температурному графику отпуска тепла - 115 - 70 °C.
В соответствии с инвестиционной программой муниципального предприятия
"Салехардэнерго" по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального
образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2011 годы реализованы
мероприятия по расширению ДЭС-1 за счет ввода энергоблока мощностью 14 МВт. Введена в
эксплуатацию газо-поршневая теплоэлектростанция (ТЭС-14) в блочно-модульном исполнении, с
использованием вторичных энергоресурсов на каждом из агрегатов. ТЭС-14 работает в
номинальном режиме со средним коэффициентом загрузки установленной мощности
0,9.
Максимальная тепловая мощность ТЭС-14 может составить 13,0 МВт (11,1 Гкал/ч). Таким
образом, суммарная тепловая мощность ТЭС-14 и пиковой котельной составляет 16,26 Гкал/ч.
Теплоноситель с параметрами
115/70
°C от пиковой котельной, котлов-утилизаторов
поступает в ЦТП-1 на водо-водяные теплообменники. ЦТП-1 прокрывает часть тепловых нагрузок
поселка Мостострой. В
2007 году выполнена реконструкция ЦТП-1 с увеличением
производительности до 24 Гкал/ч. Подключенная тепловая нагрузка ЦТП-1 составляет 5,88 Гкал/ч.
ЦТП-1 не используется на полную мощность по ряду причин:
- отсутствуют тепловые сети от ЦТП-1 до потребителей близлежащих котельных N 14, N 22;
- недостаточно мощности пиковой котельной 5,16 Гкал/ч;
- невозможно получать тепловую энергию от ДЭС-1 постоянно по причине ее работы в
пиковом режиме в часы максимального электропотребления.
На ДЭС-2 установлено две ДГУ общей номинальной мощностью 12,5 МВт, одна из которых
оборудована котлом-утилизатором. Утилизация тепла уходящих газов и водяной рубашки
дизельных установок не производится по причине отсутствия тепловой трассы, соединяющей
котел-утилизатор ДЭС-2 и ЦТП-1 ДЭС-1.
Большая часть вырабатываемого в г. Салехарде тепла используется в системах отопления
зданий. Незначительное количество тепловой энергии используется в системах приточной
вентиляции и горячего водоснабжения.
Централизованным горячим водоснабжением охвачены несколько многоэтажных жилых
домов в Центральной части города (в основном от котельной N 36), а также больничный комплекс,
ледовый дворец и ряд административных зданий. В остальных зданиях горячее водоснабжение
осуществляется от индивидуальных газовых или электрических водоподогревателей.
Износ оборудования составляет 40% (табл. 18).
Таблица 18
Показатели надежности источников теплоснабжения г. Салехарда
Наименование показателей
2007
2008
2009
2010
Целевой
год
год
год
год
индикатор
Износ оборудования производства (%)
27,0
36,5
43,5
40,1
40
Фактический срок службы оборудования (лет), в том
4
5
6
7
5
числе:
Нормативный срок службы оборудования (лет), в том
10
10
10
10
10
числе:
Возможный остаточный срок службы оборудования (лет),
6
5
4
3
5
в том числе:
Проблемы:
- Действующая система централизованного теплоснабжения обеспечивается работой
значительного количества теплоисточников малой и средней мощности, эксплуатация которых не
всегда рентабельна;
- часть тепловой энергии вырабатывается за счет когенерации энергетического комплекса
поселка Мостострой на базе дизельной электростанции ДЭС-1 (с ЦТП-1, пиковой котельной, ТЭС-
14 и ДЭС-2);
- имеется возможность производства тепловой энергии на ГТЭС-3, ведутся работы по вводу
в эксплуатацию тепловых мощностей станции;
- оборудование действующих котельных и тепловые сети имеют значительный физический
износ;
- недостаточен уровень оснащенности теплоисточников системами автоматического
управления, диспетчеризации, а также узлами учета тепловой энергии;
- наличие складов жидкого топлива на территории котельной N 7 относит ее к категории
опасного производственного объекта, находящегося в центре жилой застройки;
Требуемые мероприятия:
- Для повышения эффективности и надежности системы централизованного теплоснабжения
требуется проведение мероприятий, направленных на более полное использование когенерации;
- укрупнение источников теплоснабжения, ликвидация мелких, нерентабельных и
потенциально-опасных котельных;
- обновление оборудования, а также строительство новых объектов и сетей для обеспечения
тепловой энергией перспективных объектов капитального строительства, планируемых к
строительству.
Анализ эффективности и надежности имеющихся сетей
Общая протяженность тепловых сетей города составляет 155,89 км, из них 32,028 км
являются бесхозными.
Прокладка теплосетей в жилищно-коммунальной застройке подземная и надземная.
Часть надземных тепловых сетей проложена в деревянных коробах с изоляцией из
минеральной ваты с рубероидом, отдельные участки находятся в ветхом состоянии и требуют
замены (табл. 19).
В последние годы почти все вновь вводимые тепловые сети выполняются в оцинкованном
кожухе в пенополиуретановой теплоизоляции.
Компенсация температурных расширений решена с помощью углов поворота теплотрассы и
П-образных компенсаторов.
Таблица 19
Характеристика теплотрассы (в двухтрубном исполнении)
N
D,
L, м
Объем системы
Способ прокладки
Материал изоляции
Материал
п/п
мм
теплоснабжения, м3
труб
1
530
135
29,77
100% - подземно
100% в ППУ
Сталь
2
426
3902
555,88
80% - на сваях
95% - ППУ
Сталь
5% - минвата
3
377
886
98,85
60% - подземно
80% - ППУ
Сталь
40% - на сваях
20% - Минвата
4
325
6408
531,33
45% - подземно
80% - ППУ
Сталь
55% - на сваях
20% - Минвата
5
273
3067
181,33
45% - подземно
90% - ППУ
Сталь
55% - на сваях
10% - минвата
6
219
17277
650,46
40% - подземно
60% - ППУ
Сталь
55% - на сваях
40% - минвата
5% - в д. коробе
7
159
28259
560,83
40% - подземно
60% - ППУ
Сталь
50% - на сваях
40% - минвата
10% - в д. коробе
8
133
663
9,21
40% - подземно
50% - ППУ
Сталь
50% - на сваях
50% - минвата
40% - в д. коробе
9
114
819
8,35
50% - на сваях
30% - ППУ
Сталь
50% - в д. коробе
70% - минвата
10
108
27053
247,69
20% - подземно
60% - ППУ
Сталь
40% - на сваях
40% - минвата
40% - в д. коробе
11
89
12240
76,12
10% - подземно
60% - ППУ
Сталь
45% - на сваях
40% - минвата
45% - в д. коробе
12
76
17326
78,55
5% - подземно
20% - ППУ
Сталь
20% - на сваях
80% - минвата
75% - в д. коробе
13
57
32662
83,34
60% - на сваях
40% - ППУ
Сталь
40% - в д. коробе
60% - минвата
14
48
2155
3,91
30% - на сваях
30% - ППУ
Сталь
70% - в д. коробе
70% - минвата
15
32
994
0,8
50% - на сваях
30% - ППУ
Сталь
50% - в д. коробе
70% - минвата
16
25
1152
0,58
20% - на сваях
20% - ППУ
Сталь
80% - в д. коробе
80% - минвата
17
20
197
0,06
5% - подземно
5% - ППУ
Сталь
20% - на сваях
95% - минвата
70% - в д. коробе
18
15
22
100% - на сваях
100% - ППУ
Сталь
Итого
155890
Схема работы тепловых сетей от котельной N 36 имеет свои особенности:
- тепловые сети - двухтрубные, тупиковые;
- тепловая сеть "основного контура" работает по температурному графику 110 - 70 °C, а
тепловая сеть от встроенного ЦТП котельной - по графику 95 - 70 °C;
- системы отопления потребителей, подключенных к тепловой сети "основного контура",
присоединены по зависимой схеме с устройством автоматизированных узлов регулирования,
обеспечивающих подмешивание части теплоносителя из обратного трубопровода;
- системы отопления потребителей, подключенных к тепловой сети от встроенного ЦТП,
присоединены по непосредственной схеме и не имеют оборудованных тепловых пунктов.
Водяные тепловые сети от остальных котельных города
(и магистральные, и
распределительные) - двухтрубные, расчетный график работы - 95 - 70 °C.
Схема присоединения систем отопления и вентиляции потребителей к тепловым сетям в
основном зависимая.
Системы отопления потребителей, подключенных к тепловой сети от ЦТП, присоединены по
непосредственной схеме и не имеют оборудованных тепловых пунктов.
Техническое состояние отдельных участков тепловых сетей котельных города
неудовлетворительное, что объясняется, в основном, значительным сроком их эксплуатации,
низким качеством теплоизоляции, а также недостаточной очисткой воды на ряде котельных.
Часть подземных сетей находится в затопленном состоянии (проникновение поверхностных
вод с рельефа, скопление воды при порывах трубопроводов, повышение уровня грунтовых вод,
вода от растепления вечномерзлых грунтов), что приводит к значительным потерям тепловой
энергии и сокращению сроков службы трубопроводов, к проседанию сетей теплоснабжения, что
приводит к разрушению вертикальной планировки рельефа и т.д. Поэтому приходится проводить
осушение непроходных каналов сетей, тратя на это значительные средства.
В рамках мониторинга состояния тепловых сетей проводятся обходы сетей.
Для защиты оборудования тепловых сетей от коррозии и других отложений с 2003 года
внедрена установка индикаторов коррозии и успешно ведется контроль за скоростью внутренней
коррозии трубопроводов.
В последние годы почти все вновь вводимые тепловые сети выполняются в оцинкованном
кожухе в пенополиуретановой теплоизоляции.
Таблица 20
Показатели надежности тепловых сетей г. Салехарда
Наименование показателей
2007
2008 г.
2009
2010
Целевой
г.
г.
г.
индикатор
Износ тепловых сетей (%)
33,4
44
49,7
53,5
40
Фактический срок службы
6
7
8
9
10
Нормативный срок службы
10
10
10
10
10
Возможный остаточный срок службы
4
3
2
1
1
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене (%)
0,221
0,307
0,311
0,3
0,309
Протяженность сетей, нуждающихся в замене (км)
32,9
46,935
48,64
48,6
48,67
Проблемы:
- Износ тепловых сетей составляет 54%.
Требуемые мероприятия:
- Реконструкция и строительство тепловых сетей.
Балансы мощности и ресурса
Тепловой баланс складывается из полезного отпуска тепловой энергии, расхода на собственные нужды источников, потерь в тепловых сетях.
Объем отпуска потребителям зависит от структуры потребителей (договоры о теплоснабжении, заключаемые с потребителями).
За 2010 г. общая выработка тепловой энергии всеми источниками тепловой энергии муниципального образования муниципальное образование
город Салехард составила 554,8 тыс. Гкал (табл. 21).
Таблица 21
Тепловой баланс по городу Салехарду за 2008 - 2010 г.
Показатель
Ед. изм.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
Темп
роста
2010 /
2008
гг., %
Установленная мощность
Гкал/час
358,4
358,4
358,4
100,0
Присоединенная нагрузка
Гкал/час
152,6
152,6
157,5
103,2
существующие потребители
Гкал/час
152,6
152,6
157,5
103,2
Присоединенная нагрузка с потерями на
Гкал/час
177,5
181,3
185,0
104,3
собственные нужды
Коэффициент использования установленной
%
42,0
42,0
44,0
104,8
мощности
Выработано тепловой энергии
тыс. Гкал
501,9
554,7
554,8
110,5
Расход на собственные нужды
тыс. Гкал
11,4
15,7
13,6
119,9
то же в %
%
2,3
2,8
2,5
108,7
Отпуск в сеть
тыс. Гкал
479,1
530,6
532,8
111,2
Потери
тыс. Гкал
68,0
82,9
82,5
121,3
то же в %
%
14,0
16,0
15,0
107,1
Полезный отпуск, из них:
тыс. Гкал
411,1
456,2
458,7
111,6
Население
тыс. Гкал
242,2
271,8
265,5
136,5
бюджетные потребители
тыс. Гкал
88,5
113,4
120,8
114,7
прочие потребители
тыс. Гкал
предприятия
тыс. Гкал
10,0
16,5
11,5
114,7
прочие
тыс. Гкал
74,1
54,5
60,9
82,1
Расход энергетических ресурсов
Электроэнергия
тыс. кВт.ч
24175,5
26114,3
25830,3
106,8
Топливо
тыс. м3
67550,6
75588,2
78644,0
116,4
тон
724,4
758,2
659,4
91,0
Вода
тыс. м3
293,0
276,5
272,6
93,1
Удельный расход энергетических ресурсов
Удельный расход топлива
кг
166,36
169,3
161,3
97,0
у.т./Гкал
Удельный расход электроэнергии
кВт.ч/Гка
50,7
52
46,6
91,8
л
Удельный расход воды
м3/Гкал
0,63
0,62
0,5
77,8
Расход тепловой энергии на собственные нужды в 2010 г. составил 2,5%. По факту 2010 г. отпуск тепловой энергии в сеть составил 532,7 тыс. Гкал.
Технологические потери при передаче тепловой энергии сложились на уровне 82,478 тыс. Гкал (15%).
Доля поставки ресурса по приборам учета
Доля ресурса, поставляемого с применением приборов учета в 2010 г., составила 41,4%, в 2011 г. - 49,2% (табл. 22).
Таблица 22
Потребление тепловой энергии
по г. Салехарду за 2008 - 2010 гг.
Наименование
2008 г.
2009 г.
2010 г.
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
411
456
423
По приборам, тыс. Гкал
144
189
208
Доля ресурса, поставляемого с применением приборов учета
35,0
41,4
49,2
Резервы и дефициты системы ресурсоснабжения
Новое жилищно-коммунальное строительство будет осуществляться преимущественно в
Центральном районе на незастроенных территориях и на территориях сноса ветхого жилья.
Предусматривается подключение к котельным всех намечаемых к строительству жилых
домов, в том числе индивидуальных домов в микрорайонах Теремки, Юбилейный, Полярный по
улицам Чупрова, Королева, Уфан.
Из намечаемых к строительству общественных зданий наиболее теплоемкими являются
многопрофильный колледж, бизнес-центр, окружная больница.
Развитие промышленности города в расчетный период по данным руководства действующих
предприятий ожидается незначительным.
В качестве опорных источников теплоты рассматривались:
- Котельная N 28 (пос. Ангальский Мыс), сохраняется в эксплуатации без изменения
основного оборудования (установленная тепловая мощность котельной - 9,9 МВт). Тепловая
нагрузка потребителей котельной на расчетный срок уменьшается за счет сноса ветхих строений.
- Котельная N 35 пос. Комбинат (существующие котлы: ДЕ 16-14 ГМ - 3 шт. и один - ДКВР
10-13), сохраняется в эксплуатации без изменения основного оборудования. Суммарная
установленная тепловая мощность котельной - 37,4 МВт. Котельная покрывает тепловые нагрузки
жилищно-коммунального сектора и производственных предприятий (в том числе РКЗ) поселка
Комбинат. С целью экономии топлива и использования дешевых энергоресурсов часть
потребителей котельной переключается на энергетический комплекс пос. Мостострой. Котел
ДКВР 10-13 ввиду физического износа возможно демонтировать.
- Котельная N 30, сохраняется в эксплуатации без изменения основного оборудования
(общая установленная мощность котельной 41,3 МВт). Котельная переведена в водогрейный
режим. Котельная N 30 будет обеспечивать теплом следующих потребителей:
все потребители, ранее подключенные к этой котельной;
потребители закрываемых котельных N 1, N 9, N 34;
часть новых жилищно-коммунальных объектов центральной части города и "Старого
города", строящихся в зоне действия этой котельной.
- Котельная N 36 (существующие котлы: ДЕВ 16-14 ГМ - 3 шт. и один - КВ-ГМ-3,15),
предлагается расширить на 1 котел ДЕВ 16-14 ГМ на 1-ю очередь строительства. Суммарная
установленная мощность котельной после расширения
50,2 МВт. Расширение котельной
проводится с учетом резервирования части потребителей котельной N 30. Котельная покрывает
существующие и перспективные тепловые нагрузки многопрофильного колледжа и жилищно-
коммунального сектора части Центра.
- Энергетический комплекс п. Мостострой с ЦТП-1, "пиковой" котельной в районе ДЭС-1 и
ЦТП-2 на базе ДЭС N 2:
реконструкция ЦТП-1 с доведением тепловой мощности до 11,6 МВт;
строительство ЦТП-2 тепловой мощностью 11,6 МВт с получением тепла от ДЭС-2;
на площадке возле ЦТП-1 предлагается сооружение новой пиковой котельной
установленной тепловой мощностью 15 МВт с установкой трех водогрейных котлов КСВа-5 (при
этом для возможности установки в перспективе еще одного котла здание котельной должно быть
запроектировано на четыре котла).
В случае вывода в резерв ДЭС-1 и ДЭС-2
(согласно предложениям "Схемы
электроснабжения") теплоснабжение потребителей будет осуществляться от пиковой котельной.
Суммарная мощность энергетического комплекса составит:
- на 1 очередь строительства и расчетный срок - 38,2 МВт
Энергетический комплекс будет обеспечивать теплом следующих потребителей:
- потребители, ранее подключенные к котельным N 14, N 22, N 27 и ЦТП-1 (котельные
закрываются);
- новые жилищно-коммунальные объекты пос. Мостострой;
- часть тепловых нагрузок пос. Комбинат;
- потребители котельных N 25 и N 31 (котельные закрываются).
- "ГДЭС" (газодизельная электростанция) мощностью 24 МВт с новой "Пиковой" котельной
в районе ПС "Центральная".
- Энергетический комплекс ГТЭС-3 с новой "Пиковой" котельной.
Рядом с площадкой ГТЭС-3 предлагается сооружение новой пиковой котельной
установленной тепловой мощностью 23,3 МВт на первую очередь с установкой двух водогрейных
котлов КВ-ГМ-11,63 и 69,8 МВт на расчетный срок с установкой дополнительно двух котлов КВ-
ГМ-23,26.
На первую очередь данный энергетический комплекс будет обеспечивать теплом следующих
потребителей:
- существующие потребители котельной N 21 (рядом с этой котельной предусматривается
строительство ЦТП-21);
- потребители котельной N 12, в том числе и растущие нагрузки больничного комплекса
(котельная N 12 остается как резервный источник тепла для потребителей 1-й категории, рядом
предусматривается строительство ЦТП-12);
- ВОС-5000;
- часть новых жилищно-коммунальных объектов Центра, строящихся в зоне действия
котельных N 21 и N 12.
На расчетный срок данный энергетический комплекс будет обеспечивать теплом следующих
потребителей:
- существующие потребители котельных N 6, N 10, N 13, N 16 (здания этих котельных будут
использоваться в качестве тепловых пунктов);
- новые жилищно-коммунальные объекты Центра и 2-го отделения, строящиеся в зоне
действия котельных N 6, 10, 12, 13, 16, 21.
- Новая котельная в составе 5-ти котлов КВ-ГМ-23,26 (суммарная установленная тепловая
мощность - 116,3 МВт).
Строительство котельной предусматривается осуществить в районе ПС "Центральная".
Котельная вводится в эксплуатацию на расчетный срок.
Котельная будет покрывать часть тепловых нагрузок учреждений и жилищно-
коммунального сектора Центра:
- существующие потребители, отапливаемые в настоящее время от котельных N 5, 7, 8
(котельная N 5 переоборудуется в ЦТП; котельные N 7, 8 закрываются);
- часть новых жилищно-коммунальных объектов центральной части города, строящихся в
зоне действия котельных N 5, 7, 8.
Котельные промпредприятий города сохраняются в эксплуатации без изменения основного
оборудования, их потребители на 1-ю очередь и расчетный срок - те же, что и на существующем
уровне.
- Котельная блочная, модульная "Термаль 4000" для обеспечения теплоснабжением и ГВС
здания администрации ЯНАО.
К котельным предусматривается подключить все намечаемые к строительству
крупногабаритные жилые здания, а также большую часть индивидуальной застройки.
Централизованным горячим водоснабжением на существующем уровне охвачен ряд 5-
этажных жилых домов в Центральной части города, а также больничный комплекс, ледовый
дворец и ряд административных зданий.
К расчетному сроку предусматривается обеспечение централизованным горячим
водоснабжением всех новых 3- и 5-этажных жилых и общественных зданий.
- ТЭС "Полярная" для обеспечения теплоснабжением и ГВС юго-восточной части города.
Производство тепловой энергии будет осуществляться за счет утилизации тепла в котлах-
утилизаторах. Установленная тепловая мощность составит 64 Гкал/ч.
Часовые нагрузки на расчетный срок составят 264,9 Гкал/ч (табл. 23).
Таблица 23
Часовые тепловые нагрузки потребителей источников
теплоснабжения г. Салехарда на расчетный срок 2020 г.
NN
Источники теплоснабжения
Итого по городу
п/п
ЖКС
предприятия и
Всего
учреждения (в
т.ч. в паре)
1
2
3
4
5
1
Котельная N 28
0,7
1,3
2
2
Котельная N 30
35,1
0,9
36
3
Котельная N 35
6
1,1
7,1
4
Котельная N 36
39,2
1,3
40,5
5
Котельная N 5.1 (по ул. Свердлова, 41а)
1,1
-
1,1
6
Котельная N 7.1 (по ул. Губкина, 1)
1,4
-
1,4
7
Котельная N 7.2 (по ул. Губкина, 3)
1,4
-
1,4
8
Энергетический комплекс ГЭТС-3 с пиковой котельной
68,5
21
89,5
9
Энергетический комплекс п. Мостострой ДЭС-1 (ЦТП-1), ДЭС-
7,4
8,8
16,2
2 (ЦТП-2) с пиковой котельной
10
Новая котельная
56,4
-
56,4
11
Котельная N 37 ОАО "Ямалфлот"
-
0,7
0,7
12
Котельная N 38 "Салехардагро"
-
0,6
0,6
13
Котельная N 39 производ. базы ИСК ЯНАО
-
2
2
14
Котельная N 40 ГУП ЯНАО "Ямалавтодор"
-
0,6
0,6
15
Котельная N 41
-
2
2
16
Котельная N 42 ОГУП УСГГ
3,3
3,3
17
Котельная N 43 площадки "Салехардремстрой"
-
1,9
1,9
18
Котельная N 44 "Ямалнефтепродукт"
-
1,7
1,7
19
Котельная N 45 Базы АИС
-
0,5
0,5
Всего
217,2
47,7
264,9
Анализ имеющихся резервов и дефицитов мощности
В настоящее время мощность источников теплоснабжения - 358,39 Гкал/час, присоединенная нагрузка составляет 157,47 Гкал/час (44%), имеется
резерв мощности - 56%. Существует возможность подключения новых потребителей к источникам теплоснабжения.
В 2020 г. мощность источников теплоснабжения составит 435,7 Гкал/час. Присоединенная нагрузка - 298,1 Гкал/час (68,4%), резерв - 137,6 Гкал/час
(31,6%) (табл. 24).
Таблица 24
Анализ имеющихся резервов и дефицитов мощности
в г. Салехарде на расчетный срок 2020 г.
Установленная
Присоединенн
Тепловая
Резерв (дефицит)
Протяжен
Плотность
мощность
ая тепловая
нагрузка с
тепловой мощности
ность
тепловой
Гкал/час
нагрузка,
учетом потерь и
тепловой
нагрузки,
Гкал/час
с/н, Гкал/час
Гкал/час
%
сети, км
Гкал/(ч.км)
435,7
264,9
298,1
137,6
31,6
170,0
1,3
При реализации разработанных мероприятий, в которые включены мероприятия по реконструкции и модернизации системы теплоснабжен ия, по
внедрению энергосберегающих технологий, будут снижены удельные расходы энергоресурсов (табл. 25).
Таблица 25
Тепловой баланс по городу Салехарду на 2008 - 2020 гг.
Наименование
Ед.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
изм.
Установленная тепловая
Гкал/
358,4
358,4
358,4
429,4
429,4
429,4
429,4
429,4
435,7
435,7
435,7
435,7
435,70
мощность
час
Присоединенная
Гкал/
152,6
152,6
157,5
182,1
192,34
202,58
212,82
223,06
233,31
243,55
253,79
264,0
264,90
нагрузка
час
Присоединенная
Гкал/
177,5
181,3
185,0
210,0
220,1
230,2
240,0
249,6
259,1
268,5
277,6
289,3
298,0
нагрузка с потерями на
час
собственные нужды
Коэффициент
%
49,5
50,6
51,6
48,9
51,3
53,6
55,9
58,1
59,5
61,6
63,7
66,4
68,4
использования
установленной
мощности
Выработано тепловой
тыс.
501,9
554,7
554,8
629,54
660,07
690,08
719,57
748,54
776,99
804,92
832,33
867,41
893,51
энергии,
Гкал
Собственные нужды
тыс.
11,4
15,7
13,6
25,2
25,2
25,1
24,9
24,6
24,1
23,6
22,9
22,3
23,0
котельных,
Гкал
То же в %
2,3
2,8
2,5
4
3,82
3,64
3,46
3,28
3,11
2,93
2,75
2,57
2,57
Отпуск тепловой
тыс.
479,1
530,6
532,8
604,36
634,85
664,94
694,65
723,95
752,86
781,36
809,46
845,13
870,6
энергии в сеть
Гкал
Потери тепловой
тыс.
68,0
82,9
82,5
68,3
67,5
66,3
64,6
62,5
60,0
57,0
53,7
53,7
53,7
энергии в сетях
Гкал
То же в %
14,0
16,0
15,0
11
11
10
9
9
8
7
7
6,3
6,2
Полезный отпуск
тыс.
411,1
456,2
458,7
536,07
567,34
598,67
630,05
661,45
692,88
724,33
755,77
786,04
816,9
тепловой энергии
Гкал
собственные нужды
тыс.
10,0
16,5
11,5
8,04
8,51
8,98
9,45
9,92
10,39
10,86
11,34
11,79
12,25
предприятия
Гкал
Реализация
тыс.
401,1
439,7
447,2
528,0
558,8
589,7
620,6
651,5
682,5
713,5
744,4
774,25
804,6
потребителям
Гкал
население
тыс.
236,66
259,43
263,84
341,7
321,33
325,74
328,96
330,87
329,12
326,80
323,91
320,46
316,44
Гкал
Бюджетные предприятия
тыс.
72,20
79,15
80,49
80,00
100,59
106,14
113,41
123,50
149,10
155,42
162,98
175,29
182,72
Гкал
промышленные
тыс.
56,16
61,56
62,61
65,00
78,24
90,56
95,88
103,93
108,25
118,85
126,94
140,34
148,54
предприятия
Гкал
прочие
тыс.
32,09
35,18
35,77
36,05
53,08
61,40
76,10
86,75
89,23
105,30
123,14
130,33
151,77
Гкал
Ресурсоснабжающие
тыс.
4,01
4,40
4,47
5,28
5,59
5,80
6,21
6,52
6,82
7,13
7,44
7,74
7,97
организации
Гкал
Расход энергетических
ресурсов
Электроэнергия
тыс.
24175,5
26114,3
25830,3
25830,3
27722,9
25532,9
23745,7
22456,1
19424,7
20123,0
20808,3
21546,7
22337,9
кВт.ч
Топливо
млн.
67,6
75,6
78,6
89,9
94,2
98,2
102,2
106,0
109,8
113,4
117,0
120,8
125,3
м3
Вода
тыс.
293,0
276,5
272,6
308,5
323,4
338,1
352,6
299,4
310,8
322,0
332,9
347,0
357,4
м3
Удельный расход
энергетических ресурсов
Удельный расход
кг
166,4
169,3
161,3
161,3
161,3
160,9
160,5
160,0
159,6
159,2
158,8
158,4
158,4
топлива
у.т./Гк
ал
Удельный расход
кВт.ч/
50,7
52,0
46,6
45,0
42,0
37,0
33,0
30,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
электроэнергии
Гкал
Удельный расход воды
м3/Гк
0,6
0,6
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
ал
КонсультантПлюс: примечание.
Нумерация подпунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.
3.2.4. Тарифы, надбавки, плата за подключение, структура себестоимости производства и
транспорта ресурса
КонсультантПлюс: примечание.
В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: приказ Службы по тарифам
ЯНАО от 24.12.2010 имеет номер 372-т, а не 374-2.
Приказами Службы по тарифам Ямало-Ненецкого автономного округа от 24.12.2010 N 374-
2, N 374-т на 2011 г. тарифы тепловую энергию в г. Салехарде установлены для потребителей МП
"Салехардэнерго" в размере:
- для населения - 1141 руб./Гкал;
- для бюджетных и прочих потребителей - 2022 руб./Гкал.
Постановлением Администрации города Салехарда от 30.11.2009 N 335 (с изменениями от
17.03.2010 N 71) с 01.01.2010 по 31.12.2010 установлена надбавка к тарифу на тепловую энергию,
вырабатываемую МП "Салехардэнерго", в размере 32,72 руб./Гкал (без учета НДС).
Постановлением Администрации города Салехарда от 30.11.2009 N 336 установлен тариф на
подключение к системе теплоснабжения вновь создаваемых
(реконструируемых) объектов
недвижимости с 01.12.2010 по 31.12.2011 в размере 3604082 руб. Гкал/час (без НДС).
3.2.5. Технические и технологические проблемы в системе теплоснабжения
- Котельные в основном укомплектованы морально устаревшим оборудованием.
- Большое количество существующих котельных города малой мощности и оборудовано
мелкими неэффективными котлами с низким КПД.
- На ДЭС-1 дизель-генераторные установки работают на дизельном топливе, что приводит к
повышению стоимости 1 Гкал тепловой энергии.
- На ДЭС-2 одна ДГУ оборудована котлом-утилизатором, требуется установка второго котла
утилизатора.
- Не утилизируется тепло в системе теплоснабжения п. Мостострой.
- Газотурбинная электростанция ГТЭС-3 в настоящее время работает без утилизации тепла
уходящих газов.
- Износ тепловых сетей.
- Не закольцованы тепловые сети.
- Низкие теплоизоляционные свойства изоляции тепловых сетей.
3.3. Система газоснабжения
Основные показатели существующей системы газоснабжения на 2011 г.:
- Количество ГРС - 1 ед.;
- Количество ГРП - 29 ед.;
содержание .. 3 4 5 6 ..