Об утверждении программы «Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры города Когалыма на 2010-2020 годы» icon

Об утверждении программы «Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры города Когалыма на 2010-2020 годы»



Смотрите также:
Собрание депутатов города шумерля решение...
Паспорт программы наименование Областная государственная целевая программа программы...
Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры...
Производственная программа ООО «Городские Теплосети» на 2010-2020 гг. 38...
Комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры...
Об исполнении Программы комплексного социально-экономического развития города Ярославля на...
Докладывает: Селютин В. А. начальник отдела строительства и жкх...
Российская Федерация администрация красносулинского района Ростовской области Постановление...
Программа комплексного социально-экономического развития городского округа Тольятти на 2010-2020...
Комплексный инвестиционный план социально-экономического развития города алатыря на 2010 2012...
Программа комплексного социально-экономического развития города Троицка Московской области...
Югры От «01»



страницы: 1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   33
вернуться в начало
скачать
^

4 Комплексное развитие системы теплоснабжения

4.1 Инженерно-технический анализ существующей организации систем теплоснабжения и выявление проблем функционирования

^

4.1.1 Источники теплоснабжения. Характеристика технологического процесса и техническое состояние основного оборудования


Основные технические данные

  • Источники теплоснабжения – 9 котельных (табл. 18)

  • Установленная мощность – 445,5 Гкал/час

  • Присоединенная нагрузка – 239,668 Гкал/час

  • Оборудование – 42 котла

  • Основной вид топлива – попутный нефтяной газ (аварийное топливо - сырая нефть)

  • Схема теплоснабжения – закрытая

  • Протяженность тепловых сетей составляет в двухтрубном исполнении 125,1 км

  • 100% котельных  имеют  аварийный источник электроснабжения - энергопоезда

  • 19 ЦТП


Система теплоснабжения города Когалыма централизованная.

ООО «Городские Теплосети» (далее - предприятие) обслуживает 2 изолированных тепловых района: Правобережный и Левобережный.

Правобережный тепловой район включает Центральный, Северный и Южный жилые районы, коммунальную зону, район малоэтажной застройки, очистные сооружения.

Левобережный тепловой район включает поселки Пионерный, Фестивальный.

В настоящее время теплоснабжение города обеспечивают 9 котельных (42 котла) установленной мощностью 445,5 Гкал/час (котельная ДЕ-16/14 находится на консервации).

Котельные коммунальной зоны (КВГМ-50, ДЕ-25/14 (1), ДЕ-25/14 (2)) обеспечивают теплоснабжением правобережный район города.

Котельные № 5, СУ-951, «Арочник», ПМК-177, СУ-78, КСАТ обеспечивают теплом потребителей левобережного района города.

Котельные отпускают тепловую энергию в виде горячей воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, согласно утвержденным температурным графикам. На предприятии внедрен приборный учет.

Основное топливо котельных − попутный (нефтепромысловый) газ Южно-Ягунского месторождения. Аварийное топливо − нефть Южно-Ягунского месторождения.

Поставщиком топлива является ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Транспортировку топлива и обслуживание газового оборудования осуществляет ОАО «Когалымгоргаз». Котельные оборудованы узлами учета газа.

Аварийный режим работы котельных обеспечивается запасом нефти в топливных резервуарах и оборудованием для ее подачи к котлам.

Поставщиком воды является ООО «Горводоканал». На котельных имеются емкости аварийного запаса воды. Котельные оборудованы узлами учета воды.

Электроснабжение котельных Правобережного теплового района осуществляется от п/ст «Южная», Левобережного теплового района – от п/ст № 30 и № 35.

Котельные относятся к потребителям 1 категории и обеспечиваются электроэнергией от 2-х фидеров. Котельные оборудованы узлами учета электроэнергии и имеют аварийные источники электроснабжения (энергопоезда).

Поставщиком электроэнергии являются Когалымские электрические сети ОАО «Тюменьэнерго», а на правах покупателя-перепродавца – ОАО «ЮТЭК-Когалым».

^ Таблица 18

Технические показатели котельных ООО «Городские Теплосети»


Наименование

котельной

^ Марка установленных котлов

Кол-во котлов, шт.

Производительность котлов,

Гкал/час

Присоединенная нагрузка, Гкал/час

1

2

3

4

5

№ 5

ВКГМ-4

6

24

49,68


ВКГМ-2,5

1

2,5

"Арочник"

ВКГМ-4

7

28

ВКГМ-2,5

1

2,5

СУ-951

КВГМ-4

3

12

ПМК-177

ВКГМ-7,5

5

37,5

КВГМ-4

1

4

СУ-78

ВКГМ-2,5

2

5

КСАТ

КВСА- 3М

4

10

КВГМ-50

КВГМ-50

4

200

189,988

ДЕ-25/14 № 1

ДЕ-25/14 ГМ

4

60

ДЕ-25/14 № 2

ДЕ-25/14 ГМ

4

60

Итого:




42

445,5

239,668


В настоящее время котлы и вспомогательное оборудование морально и физически устарели, выработали свой ресурс.

Состояние котельных левобережной части города не соответствует современным требованиям технической оснащенности и уровню надежности:

  • существующая схема теплоснабжения левобережной части города не позволяет произвести реконструкцию тепловых сетей и обеспечить качественную регулировку гидравлических режимов;

  • низкий коэффициент полезного действия (КПД = 78%) котлов ведет к перерасходу основного топлива – газа, что влияет на себестоимость производимой тепловой энергии;

  • высокий уровень износа оборудования (90%) (рис. 4).

Паровые котлы коммунальной зоны выработали ресурс – 12,5% от общего количества установленной мощности. Система автоматизации не соответствует современным требованиям качества ведения технологического режима и его безопасности.




Рисунок 4. Анализ срока эксплуатации котлов ООО «ГТС»


Проблемы:

  • состояние котельных левобережной части города Когалыма не соответствует современным требованиям технической оснащенности и уровню надежности:

  • котлы эксплуатируются более 20 лет (60% от общего количества водогрейных котлов выработали свой ресурс);

  • система автоматизации не соответствует современным требованиям;

  • отсутствует система водоподготовки;

  • высокий уровень износа оборудования и низкий коэффициент полезного действия котлов ведет к перерасходу основного топлива – газа, что влияет на себестоимость производимой тепловой энергии;

  • 12,5 % паровых котлов требуют замены в связи с выработкой ресурса;

  • система автоматизации не соответствует современным требованиям;

  • нет возможности подключения к системе теплоснабжения новых потребителей при уплотнении застройки и развитии городской инфраструктуры.


Требуемые мероприятия:

  • строительство новой котельной мощностью 52,5 Гкал/час в поселке Пионерный;

  • модернизация котельного оборудования;

  • реконструкция и модернизация энергохозяйства городских котельных с внедрением частотного привода на сетевые насосы и диспетчеризация;

  • автоматизация системы химводоочистки на котельных КВГМ-50, ДЕ-25/14 ГМ;

  • внедрение химводоочистки на котельных ПМК-177, СУ-78;

  • внедрение автоматизации теплоснабжения на котельных (АСУ ТП);

  • внедрение автоматизации газового хозяйства на котельных КВГМ-50, ДЕ-25/14 ГМ.


Ожидаемый эффект от внедрения мероприятий:

  • повышение надежности, качества ведения технологического режима и его безопасности;

  • увеличение КПД до 92%;

  • снижение удельных расходов энергоресурсов:

  • электрической энергии – 27%;

  • водопотребления – 33%;

  • топлива – 15%;

  • сокращение численности обслуживающего персонала на 20 чел.
^

4.1.2 Тепловые сети. Общая характеристика тепловых сетей


Общая протяженность тепловых сетей в однотрубном исполнении составляет 250,2 км диаметром от 50 до 1000 мм (табл. 19):

- правобережный тепловой район – 123,9 км;

- левобережный тепловой район – 126,3 км.

Тепловые сети Правобережного района – кольцевые, с резервными перемычками, Левобережного – тупиковые, соединенные между собой резервными перемычками. Прокладка трубопроводов тепловых сетей Правобережного района бесканальная, изоляция реконструированных трубопроводов – пенополиуретан (ППУ изоляция), остальные – минеральная вата. Прокладка трубопроводов тепловых сетей Левобережного района, в основном, надземная. Изоляция – минеральная вата. Износ составляет – 65,4%

Системы теплоснабжения – закрытые.

Метод регулирования отпуска тепловой энергии в котельных – центральный качественный, по температурному графику регулирования отпуска тепловой энергии: котельные Правобережного района – 130/70 0С, котельные Левобережного района – 95/70 0С.

Мощности источников тепла Правобережного района и диаметры магистральных тепловых сетей соответствуют присоединенным нагрузкам.

Планируется подключение потребителей, теплоснабжение которых в настоящее время осуществляется от котельной «Арочник», к тепловым сетям от объединенной котельной.

Таблица 19

Протяженность тепловых сетей предприятия

^ Диаметр трубопровода, (усл.) мм

Длина трубопровода, м

1000

220

500

3 313

400

3 251

350

0

300

3 699

250

6 901

200

8 499

150

16 694

125

0

100

36 419

80

13 855

70

14 761

50

17 044

40

147

32

197

25

100

Итого

125 100


Доля ежегодно заменяемых сетей за период 1997-2009 гг. составила 32,2% от общей протяженности, в 2009 году 1,1% (рис. 5). Общая протяженность тепловых сетей после реконструкции составила 26,9 км.




^ Рисунок 5. Замена тепловых сетей на трубы в ППУ изоляции Правобережной части города Когалыма (в однотрубном исполнении)

Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении города Когалыма в 2009 г. составила 125,1 км, при этом 30% сетей нуждается в замене. В течение 2003-2007 гг. наблюдается увеличение тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене (на 42%).

Технологические потери при передаче тепловой энергии на 2010 г. утверждены приказом Минпромэнерго России от 26.08.2009 № 383 в размере 93,955 тыс. Гкал.

Проблемы:

  • коррозия подземных трубопроводов;

  • технологические отказы при транспортировке в связи с порывами - количество порывов за 2009 год – 278 ед.;

  • износ тепловых сетей – 65%.

Требуемые мероприятия:

  • реконструкция внутриквартальных тепловых сетей;

  • установка АИТП.

Ожидаемый эффект от внедрения мероприятий:

  • регулирование температуры воздуха в помещениях в часы отсутствия людей – выходные дни, ночное время (для административных и производственных зданий) - 10–30% экономии;

  • снятие вынужденных «перетопов» в межсезонные периоды (для всех типов зданий) - 30–40% экономии в межсезонные периоды и до 2–6% в годовом теплопотреблении;

  • исключение влияния на потери тепла инерции тепловой сети – 3÷5% общего теплопотребления;

  • учет при управлении температурой отопления бытовых тепловыделений - экономия до 7% общего теплопотребления;

  • возможность нормированного снижения нагрузки на отопление в часы максимальной нагрузки на горячее водоснабжение - 1–3% экономии;

  • сокращение технологических порывов в период реализации мероприятий (2009-2015 гг.) ежегодно на 15-25% (на 10-20 шт.);

  • полная ликвидация технологических порывов по результатам реализации мероприятий Программы.

4.1.3 Потребители


Основные группы потребителей – население, промышленные и бюджетные предприятия города Когалыма.

В городе начат последовательный перевод систем теплопотребления на работу с оборудованием зданий индивидуальными тепловыми пунктами (ИТП). На данный момент ИТП установлено в 149 домах.

Потребители подключены к системе теплоснабжения по закрытой схеме.

Присоединенная тепловая нагрузка составляет Qтп = 239,668 Гкал/час, в том числе расчетная часовая тепловая отопительно-вентиляционная нагрузка Qот.р = 209,4 Гкал/час, средняя за неделю часовая тепловая нагрузка горячего водоснабжения Qг.ср = 30,268 Гкал/час (табл. 20).

Основным потребителем тепловой энергии ООО «Городские Теплосети» является население - 64% полезного отпуска. Бюджетные потребители составляют 13% полезного отпуска, прочие потребители − 22% полезного отпуска (рис. 6).



Рисунок 6. Структура потребления тепловой энергии


^

4.1.4 Структура потребления энергоресурсов


Обобщенная система энергетического обеспечения состоит из следующих локальных систем:

  • электроснабжения, предназначенного для обеспечения электроэнергией приводов основного и вспомогательного оборудования, освещения (наружного и внутреннего), обеспечения хозяйственных и бытовых нужд котельных и ЦТП;

  • газоснабжения для обеспечения работы котельных;

  • водоснабжения, предназначенной для обеспечения водой технологического процесса и собственных нужд котельных, ЦТП и вспомогательных объектов;

Выработка тепловой энергии и расход энергоресурсов предприятия за период 2007-2009 гг. приведены в табл. 21.

^ Таблица 20

Структура расчетной присоединенной тепловой нагрузки ООО «Городские Теплосети»


^ Наиме-нование системы тепло-снаб- жения, населен-ного пункта

Тип теплоно­сителя, его парамет­ры

Присоединенная тепловая нагрузка к тепловой сети, Гкал/час



^ Суммарные нагрузки (отоп.-вент., ГВС (ср.нед.)), Гкал/час



Предшествующий базовому периоду 2007 г.

Базовый период

2008 г.

Утвержденный период 2009 г.

Период регулирования

2010 г.

на отоп.- вент.

на ГВС (ср.нед)

на ГВС (макс)

на отоп.- вент.

на ГВС (ср.нед)

на ГВС (макс)

на отоп.- вент.

на ГВС (ср.нед)

на ГВС (макс)

на отоп.- вент.

на ГВС (ср.нед)

на ГВС (макс)

Предшествующий базовому периоду

базовый период

утвержденный период

период регулирования

Правобе-режная часть

горячая вода 130/70 0С

138,78

21,85

48,07

134,19

22,673

49,88

132,9

22,7

49,949

163,7

22,704

49,949

160,63

156,86

155,571

189,988

Левобе-режная часть

горячая вода 95/70 0С

44,24

7,21

15,86

43,6

6,69

14,71

43,7

5,98

13,16

43,7

5,98

13,16

51,449

50,29

49,68

49,68

^ Итого по предприятию

183,02

29,06

63,93

177,79

29,36

64,59

176,6

28,68

63,11

207,4

28,68

63,11

212,08

207,15

205,25



239,668


^ Таблица 21

Структура расхода энергоносителей за 2007-2009 гг.


Год

Выработка тепловой энергии, Гкал

Топливо,

тыс.м3

Электроэнергия, тыс. кВт·ч

Вода,

тыс. м3

2007

745 732

75 815

27 317

554,4

2008

728 415

72 982

29 842

656,1

2009

728 635

72 886

23 381

620,6



Проведенный анализ фактического расхода ТЭР предприятием показал, что в стоимостной структуре энергоресурсов затраты на топливо составили 71%, на электроэнергию – 23%, на воду – 6%. (рис. 7).



Рисунок 7. Структура потребления энергоресурсов, % от затрат


^

4.1.5 Система учета


В процессе деятельности предприятие потребляет энергоресурсы в виде электроэнергии, природного газа, горячей воды, водяного пара и холодной воды.

На всех котельных установлены приборы учета газа, воды, электро- и теплоэнергии (табл. 22). Система учета тепла («Взлет») позволяет вычислять количество переданного или потреблённого тепла. Учет тепла производится при производстве тепла − для оценки общего объема произведенной тепловой энергии и массы теплоносителя, параметров для оценки технико-экономических показателей, а также при поставке тепла конкретным потребителям на границе балансовой принадлежности. Головной узел учета электроэнергии находится на ЦРП-3, тип - ЕА10RT - Pit-3 - 2 шт. Узлы учета газа ИМ-2300 установлены на каждой котельной.

^ Таблица 22

Приборы теплотехнического контроля ООО «Городские Теплосети»




^ Наименование прибора

Наименование котельной

Кол-во единиц

1

2

3

4

1

Взлет ТСР, Взлет МР

КВГМ-50, ДЕ-25(1), ДЕ-25(2), Кот.№ 5, Арочник, СУ-951, СУ-78, ПМК-177

18

2

Термометр сопротивления (КТПТР)

18

3

Датчики давления (КРТ)

18

4

Датчики расхода (ППРЭ)

18

5

Датчики расхода (Взлет ЭР)

9

6

Датчики расхода (Метран-300)

10

7

Датчики расхода (ВСХН)

3

8

Узел учета газа

8

9

Термометры сопротивления (КТПТР)

8

10

Датчики давления (Метран-100)

8

11

Датчики перепада давления (Метран-100)

8

12

Сужающее устройство (Диафрагма)

8

13

Манометры (МТП)

3200

14

Датчики давления (Сапфир)

15

15

Теплоэнергоконтролер (ИМ 2300)

9

16

Датчики расхода врезные (ПЭА)

18

17

Теплоэнергоконтролер (MULTICAL)

Проливочный

10

18

Счетчик воды (KAMSTRUM)

КВГМ-50, ДЕ-25(1), ДЕ-25(2), Кот.№ 5, Арочник, СУ-951, СУ-78, ПМК

10

19

Датчики расхода (Прим)

30

20

Датчики расхода (ВСХН)

15

21

Датчики температуры (КТПТР)

60

22

Датчики расхода (Взлет ЭР)

10

23

Счетчики воды (UNIMAG)

30

24

Счетчики воды (СХВ-15, ВМХ-150, ПРИМ-50, СГВ-15 ВСТ – 40, ВМХ-80, СВМ – 25)

15

 

Итого

 

3555


Установленное оборудование удовлетворяет условиям эксплуатации, значения пределов допускаемой относительной погрешности измерения приборов в пределах нормы и в соответствии с нормативными документами:

  • Федеральным законом Российской Федерации от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»;

  • Правилами по метрологии, ПР 50.2.019 2006 года;

  • Правилами техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей. Утверждены Главгосэнергонадзором Российской Федерации 07.05.1992 г.;

  • Правилами измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80;

  • Методическими материалами по применению Правил РД 50-213-80;

  • Методическими указаниями «Расход жидкостей и газов. Методика выполнения измерений с помощью специальных сужающих устройств РД 5-411-83»;

  • ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Поверка средств измерений»;

  • МИ 2273-93 «ГСИ. Области использования средств измерений, подлежащих поверке»;

  • МИ 2164-91 «ГСИ. Теплосчетчики. Требования к испытаниям, метрологической аттестации, поверке»;

  • Постановлением Правительства РФ «Правила поставки газа» № 162 от 05.02.98;

  • Правилами учета газа. Приказ Минтопэнерго РФ от 14.10.96.

Метрологическое обеспечение коммерческого учета потребления природного газа удовлетворительное.

Метрологическое обеспечение учета электрической энергии удовлетворительное, т.к. все СИ находящиеся в эксплуатации, имеют действующие сроки поверки. МО производства и отпуска теплоносителя и тепловой энергии удовлетворительное.

Метрологическое обеспечение безопасной эксплуатации котельного оборудования и рационального сжигания топлива удовлетворительное, т.к. все СИ находящиеся в эксплуатации имеют действующие сроки поверки.

Метрологическое обеспечение коммерческого учета поступающей холодной воды удовлетворительное.
^

4.1.6 Тепловой баланс системы


Тепловой баланс складывается из полезного отпуска тепловой энергии, расхода на собственные нужды котельных, потерь в теплосетях.

Объем отпуска потребителям зависит от структуры потребителей (договоры о теплоснабжении, заключаемые с потребителями). По факту 2009 г. выработка тепловой энергии составила 728,635 тыс. Гкал (табл. 23).

^ Таблица 23

Фактические и плановые параметры работы котельных предприятия


Показатели

Ед.

изм.

Период

базовый,

2009 г.

утверждённый,

2010 г.

регулирование,

2011 г.

Выработка тепловой энергии

тыс. Гкал

728,635

709,448

700,177

Собственные нужды

тыс.Гкал

16,619

16,619

18,756

То же

%

2,35

2,41

2,68

Отпуск тепловой энергии

тыс.Гкал

712,016

692,829

681,421

Потери в сетях

тыс.Гкал

96,381

96,381

93,955

То же

%

13,54

13,91

13,79

Полезный отпуск, в том числе:

тыс.Гкал

615,635

596,448

587,466

-бюджетные

тыс.Гкал

82,834

72,86

82,827

-иные

тыс.Гкал

137,887

139,295

117,991

-собственное потребление

тыс.Гкал

3,24

3,24

4,258

-население

тыс.Гкал

391,674

381,053

382,390

Групповая норма расхода условного топлива

кг у.т./Гкал

150,0

158,8

159,9

Калорийный эквивалент, Э




1,5

1,5

1,5

Групповая норма расхода натурального топлива

м3/Гкал.

100,0

106,6

106,6

Расход натурального топлива

тыс.м3

72886

75105

74624


Технологические потери при передаче тепловой энергии составили 96,381 тыс. Гкал (13,54%).

Удельные расходы энергоресурсов составили:

  • удельный расход электроэнергии ­– 40,2 кВт∙ч/Гкал;

  • удельный расход природного газа – 150,0 кг у.т./Гкал;

  • удельный расход воды – 0,9 м3/Гкал.







оставить комментарий
страница11/33
Дата04.03.2012
Размер6,04 Mb.
ТипПрограмма, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   33
плохо
  2
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Документы

наверх