Российские законы

Решение Саратовской городской Думы от 19.02.2009 N 37-410 “Об утверждении инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения города Саратова на период с 01.04.2009 по 31.12.2013“

Утратил силу в связи с изданием решения Саратовской городской Думы от 25.11.2010 N 57-693, вступающего в силу со дня его официального опубликования.

Инвестиционная программа ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения города Саратова утверждена на период с 01.04.2009 по 31.12.2013.

Вступил в силу со дня официального опубликования (пункт 2 данного документа).

САРАТОВСКАЯ ГОРОДСКАЯ ДУМА

РЕШЕНИЕ

от 19 февраля 2009 г. N 37-410

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ ОАО “ВОЛЖСКАЯ ТГК“

ПО РАЗВИТИЮ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА САРАТОВА

НА ПЕРИОД С 01.04.2009 ПО 31.12.2013

В соответствии с Федеральным законом от 30.12.2004 N 210-ФЗ “Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса“ Саратовская городская Дума решила:

1. Утвердить Инвестиционную программу ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы
теплоснабжения города Саратова на период с 01.04.2009 по 31.12.2013 (прилагается).

2. Настоящее решение вступает в силу со дня его официального опубликования.

Глава

муниципального образования “Город Саратов“

О.В.ГРИЩЕНКО

Приложение

к решению

Саратовской городской Думы

от 19 февраля 2009 г. N 37-410

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА ОАО “ВОЛЖСКАЯ ТГК“

ПО РАЗВИТИЮ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ Г. САРАТОВА

НА ПЕРИОД С 01.04.2009 ПО 31.12.2013

ПАСПОРТ

Инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“

по развитию системы теплоснабжения г. Саратова

на период с 01.04.2009 по 31.12.2013

Наименование Инвестиционная программа ОАО “Волжская ТГК“ по развитию

программы системы теплоснабжения г. Саратова на период с 01.04.2009 по

31.12.2013 (далее ИПР)

Основание для Решение Саратовской городской Думы от 28.11.2006 N 12-92 “Об

разработки утверждении Технического задания на разработку

Инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК по развитию

системы теплоснабжения г. Саратова на период 2007 - 2012

гг.“

Заказчик ОАО “Волжская ТГК“

Разработчик ОАО “Волжская ТГК“ с привлечением ОАО “Инженерный центр

энергетики Поволжья“ на
конкурсной основе

Исполнитель ОАО “Волжская ТГК“

Сроки и этапы Период с 01.04.2009 по 31.12.2013

реализации

Цели и задачи Программа разработана в целях:

1. Повышения надежности работы системы теплоснабжения в г.

Саратове.

2. Обеспечения инженерными коммуникациями новых строительных

площадок согласно Генеральному плану г. Саратова.

3. Увеличения пропускной способности сетей теплоснабжения,

обеспечения и повышения качества тепловой энергии.

Основными задачами инвестиционной программы являются:

1. Оценка состояния сетей, расположенных на территории г.

Саратова.

2. Разработка концепции развития сетей для устойчивого

теплоснабжения потребителей г. Саратова.

3. Оценка перспективы прироста тепловой нагрузки по г.

Саратову.

4. Оценка возможностей централизованных теплоисточников и

тепловых сетей по обеспечению этого прироста.

5. Определение перечня и стоимости необходимого

строительства новых объектов теплосетевого оборудования.

6. Предоставление перечня, физических объемов и стоимости

технических мероприятий по восстановлению и модернизации

существующих сетей и оборудования на основе принятой

концепции развития с учетом использования имеющейся

разработанной проектно-сметной документации.

7. Определение мероприятий по районам застройки и годам

ввода в эксплуатацию сетей и оборудования.

Основные 1. Развитие коммунального комплекса г. Саратова.

направления 2. Строительство и модернизация объектов системы

теплоснабжения.

3. Обеспечение тепловых нагрузок объектов нового

строительства.

4. Повышение качества и надежности теплоснабжения.

Объемы и Стоимость ИПР на период 01.04.2009 - 2013, в прогнозных

источники ценах составляет - 759,98 млн. руб. (без НДС) с учетом

финансирования налога на прибыль (20 %) и погашения процентов по кредиту.

программы Источниками финансирования ИПР указанного периода являются:

1. Амортизация -
198,66 млн. руб. (без НДС);

2. Плата за подключение - 561,32 млн. руб. (без НДС).

Ожидаемые Развитие системы теплоснабжения г. Саратова на период 2009 -

результаты 2013 гг. должно обеспечить:

1. Возможность подключения дополнительных тепловых нагрузок

объектов нового строительства:

- Жилой застройки - 1 440,19 тыс. кв. м;

- Объектов социального назначения - 110,26 тыс. кв. м;

- Административно-бытовых, торговых помещений и объектов

культурного назначения - 358,19 тыс. кв. м.

2. Качественное и надежное теплоснабжение:

- Снижение аварийности в тепловых сетях к 2013 г. составит 5

% к уровню 2008 г., что приведет к обеспечению надежности и

качественности теплоснабжения потребителей тепловой энергии

г. Саратова.

- Снижение процента трубопроводов, отработавших свой

парковый ресурс вследствие их замены на больший диаметр на

46,5 % до 2013 гг.

- В результате снижения аварийности будет сокращение затрат

предприятия на проведение ремонтных работ:

- на 1,0 млн. руб. в 2009 г.;

- на 1,5 млн. руб. в 2010 г.;

- на 4,5 млн. руб. в 2011 - 2013 гг.

3. Возможный суммарный прирост тепловой нагрузки по новым

объектам строительства города на период с 01.04.2009 по

31.12.2013 в соответствии с ИПР составляет - 202,84 Гкал/ч.

4. Строительство новых тепловых сетей - 1,63 км.

Контроль за Контроль за выполнением программы осуществляется

выполнением администрацией города Саратова

программы

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая Инвестиционная программа ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период с 01.04.2009 по 31.12.2013 выполнена по техническому заданию на разработку “Инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период с 01.04.2009 по 31.12.2013“, утвержденному решением Саратовской городской Думы от 28.11.2006 N 12-92 “Об утверждении Технического задания на разработку Инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2007 - 2012 гг.“ (с учетом изменений).

Основной задачей Инвестиционной программы является оценка перспективы прироста тепловой нагрузки по городу, возможностей централизованных теплоисточников и тепловых сетей по обеспечению этого прироста, оценка затрат на выполнение мероприятий на теплоисточниках и в тепловых сетях, необходимых для реализации их возможностей по увеличению подключенной нагрузки с выходом на величину тарифов за подключение новых потребителей.

Период времени, предусмотренный техническим заданием (2009 - 2013 гг.) входит в расчетный срок службы тепловой сети (20 лет).

Инвестиционная программа ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период с 01.04.2009 по 31.12.2013 включает в себя
анализ системы теплоснабжения города, актуальное состояние тепловых сетей и резерва тепловой мощности теплоисточников г. Саратова, а также прогнозируемый прирост тепловой нагрузки до 2013 г. с перечнем мероприятий, необходимых для обеспечения прироста тепловой нагрузки.

ИПР выполнена в соответствии с действующими нормами и правилами и направлена на обеспечение безопасной эксплуатации проектируемых объектов.

Данная ИПР содержит информацию по каждому из разделов и вопросов, предусмотренных техническим заданием на ее разработку и ссылки на материалы “Инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2007 - 2012 гг.“, разработанной ОАО “ИЦЭ Поволжья“ для нужд ОАО “Волжская ТГК“ в 2007 году, соответствующие приложения, в которых данная информация представлена в развернутом виде:

- Приложение N 1. “Состояние схемы тепловых сетей ОАО “Волжская ТГК“ и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников: СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 в г. Саратове“.

- Приложение N 2. “Методика и обоснование выбора схемных решений, технических мероприятий в тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО “Волжская ТГК“ в г. Саратове. Предложения по техническим и организационным мероприятиям. Локальные сметные расчеты в ценах 4 квартала 2007 г.“.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

ИПР суммарно включает в себя 18 мероприятий (таблицы 8.1, 8.2, 8.3, 8.4, 8.5), проводимых в Саратовских тепловых сетях и на Саратовских ТЭЦ (филиалы ОАО “Волжская ТГК“: Саратовская ГРЭС, ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-5), направленных на обеспечение возможности подключения новых (дополнительных) тепловых нагрузок объектов жилищного строительства г. Саратова с перспективой до 2013 г.

Суммарный прирост тепловой нагрузки по новым объектам строительства города на период 2009 - 2013 гг. в соответствии с ИПР составляет - 202,84 Гкал/ч.

Стоимость ИПР в прогнозных ценах составляет - 759,98 млн. руб.
(без НДС) на период 2009 - 2013 гг. с учетом налога на прибыль (20 %) и погашения процентов по кредиту:

Источниками финансирования ИПР являются:

1. Амортизация - 198,66 млн. руб. (без НДС);

2. Прибыль от основной деятельности Общества - 0 млн. руб.;

3. Заемные средства - 0 млн. руб.;

4. Прочие источники - 0 млн. руб.;

5. Плата за подключение - 561,32 млн. руб. (без НДС);

6. Надбавка к тарифу на тепло - 0 млн. руб.;

7. Бюджетные средства - 0 млн. руб.

Итоговая оценка прироста нагрузки и затрат на выполнение ИПР на период 2009 - 2013 гг., в соответствии с наиболее вероятным сценарием развития жилищного строительства города, принятым за основу в ИПР, представлена в таблице 1.

Табл. 1

Прирост нагрузки и затраты

на выполнение ИПР на период 2009 - 2013 гг.

----T--------------------------T---------------------------------T---------¬

¦ N ¦ Показатели ИПР ¦ Годы ¦ Всего ¦

¦ ¦ +------T------T------T-----T------+ ¦

¦ ¦ ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦2012 ¦ 2013 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------------------+------+------+------+-----+------+---------+

¦ 1 ¦Суммарный прирост тепловой¦ 36,57¦ 37,29¦ 43,78¦46,22¦ 38,98¦ 202,84 ¦

¦ ¦нагрузки, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------------------+------+------+------+-----+------+---------+

¦ 2 ¦Затраты, млн. руб. (в ¦163,15¦143,71¦ 56,5 ¦57,63¦ 54,73¦ 475,72 ¦

¦ ¦ценах 2007 г. без НДС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------------------+------+------+------+-----+------+---------+

¦ 3 ¦Удельные капитальные ¦ 4,46¦ 3,85¦ 1,29¦ 1,25¦ 1,4 ¦ 2,45 ¦

¦ ¦затраты, млн. руб./Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(среднее ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦значение)¦

L---+--------------------------+------+------+------+-----+------+----------

Предлагается принять период тарифного регулирования с 01.04.2009 по 31.12.2013. Предложения по формированию величин тарифа на подключение к тепловым сетям и энергоисточникам ОАО “Волжская ТГК“ и надбавки к тарифу на теплоэнергию для конечного потребителя представлены в разделе настоящей ИПР 2.5. “Перечень, сроки, последовательность выполнения мероприятий на тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО “Волжская ТГК. Стоимость Инвестиционной программы до 2013 г.“.

2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Состояние схемы тепловых сетей ОАО “Волжская ТГК“

и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников:

СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 в г. Саратове

До 2005 года система теплоснабжения города включала в себя:

- централизованное теплоснабжение от ТЭС ОАО “Саратовэнерго“ с транспортом тепла через магистральные тепловые сети “Саратовских тепловых сетей“ (филиал ОАО “Саратовэнерго“) и распределительные (квартальные) муниципальные тепловые сети;

- централизованное теплоснабжение от более, чем двухсот отопительных котельных различной принадлежности с транспортом тепла через локальные тепловые сети, примыкающие к котельным;

- децентрализованное теплоснабжение (подомовое) от домовых котельных или отопительных печей.

С конца 2005 года по соглашению с городской администрацией ОАО “Саратовэнерго“ приняло в эксплуатацию 175 отопительных котельных вместе с примыкающими к ним распределительными тепловыми сетями. В настоящее время в собственности ОАО “Волжская ТГК“ находится 38 котельных и 154 котельных на правах пользования мощностью 833,63 Гкал/час. Кроме того, в эксплуатацию ОАО “Саратовэнерго“ были переданы распределительные (квартальные) сети, примыкающие к магистральным тепловым сетям филиала “Саратовские тепловые сети“. С 01.01.2006 в результате реформирования электроэнергетики электростанции и тепловые сети ОАО “Саратовэнерго“ вошли в состав ОАО “Волжская ТГК“.

Удельная норма обеспеченности общей площадью жилья на одного человека в г. Саратове - 22 кв. м. Объем жилищного строительства в последние годы составил около 600 тыс. кв. м/год или 0,75 кв. м/чел. год.

На основании статистических данных и проведенного анализа за отопительный период 2007 г. расчетная тепловая нагрузка от центральных источников (при средней нагрузке на горячее водоснабжение) с горячей водой по всем теплоисточникам составляет 1694,9 Гкал/час:

СарГРЭС 404 Гкал/час

ТЭЦ-1 125 Гкал/час

ТЭЦ-2 416,2 Гкал/час

ТЭЦ-5 749,7 Гкал/час

Оценены предельные возможности теплоисточников по отпуску тепла и

ГВ

горячей воды при установленном основном оборудовании (Q ).

уст

Они составили 2707,5 Гкал/час, в том числе по каждому источнику

СарГРЭС 475 Гкал/час

ТЭЦ-1 258 Гкал/час

ТЭЦ-2 747 Гкал/час

ТЭЦ-5 1227,5 Гкал/час

Сопоставление подключенной тепловой нагрузки и возможностей станции по отпуску тепла и горячей воды представлены в таблице 2.

Табл. 2

Тепловая нагрузка станций

--------------------------T---------------T---------------T---------------¬

¦ Наименование источника ¦ Расчетная ¦ Предельная ¦ Располагаемая ¦

¦ ¦присоединенная ¦ тепловая ¦ тепловая ¦

¦ ¦ тепловая ¦ мощность ¦ нагрузка (без ¦

¦ ¦нагрузка (сезон¦ станции ¦ выполнения ¦

¦ ¦ 2007) ¦ по гор. воде ¦ доп. ¦

¦ ¦ факт ¦ ГВ ¦мероприятий на ¦

¦ ¦ Q ¦ Q ¦ТЭЦ), Гкал/час ¦

¦ ¦ подкл, ¦ кг, ¦ ¦

¦ ¦ Гкал/час ¦ Гкал/час ¦ ¦

+-------------------------+---------------+---------------+---------------+

¦СарГРЭС ¦ 404 ¦ 475 ¦ 435 ¦

+-------------------------+---------------+---------------+---------------+

¦ТЭЦ-1 ¦ 125 ¦ 258 ¦ 150 ¦

+-------------------------+---------------+---------------+---------------+

¦ТЭЦ-2 ¦ 416,2 ¦ 747 ¦ 510 ¦

+-------------------------+---------------+---------------+---------------+

¦ТЭЦ-5 ¦ 749,7 ¦ 1227,5 ¦ 1063 ¦

+-------------------------+---------------+---------------+---------------+

¦Итого ¦ 1694,9 ¦ 2707,5 ¦ 2158 ¦

L-------------------------+---------------+---------------+----------------

Анализ работы теплоисточников выявил разрывы между установленной и располагаемой тепловой мощностью по отпуску тепла с горячей водой. Это в разной степени характерно для всех теплофикационных установок (далее - ТФУ):

- Саратовская ГРЭС. Разрыв мощности станции составляет 40 Гкал/час и

обусловлен особенностями гидравлической схемы станции и ограничена Q

max

водогрейных котлов (далее - ВК).

- ТЭЦ-1. Разрыв мощности по котельной составляет 108 Гкал/час и обусловлен недостаточностью поверхности нагрева пиковых бойлеров.

- ТЭЦ-2. Разрыв мощности по котельной составляет 237 Гкал/час и обусловлен особенностями гидравлической схемы станции и неработоспособностью водогрейных котлов.

- ТЭЦ-5. Разрыв мощности по станции составляет 164,5 Гкал/час и обусловлен особенностями гидравлической схемы ТФУ и ограничением максимальной нагрузки водяных котлов.

На базе источников тепла сформирована существующая система магистральных и распределительных тепловых сетей, обеспечивающая транспорт тепла к потребителям. Сети в городе выполнены по кольцевой схеме, соединены перемычками.

Анализ работы существующих тепловых сетей от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ГРЭС показал, что пропускная способность существующих магистральных трубопроводов в тепловых сетях обеспечивает пропуск фактических расходов сетевой воды, потери давления, в основном, не превышают нормативных значений. Удельное сопротивление головного участка 1 магистрали СарТЭЦ-5 значительно превышает нормативное значение.

Характеристика режима работы тепловых сетей:

Тепловые сети от ТЭЦ-1. На конечных участках тепломагистралей (У-290-148 и центральный тепловой пункт (далее - ЦТП) Отрадная располагаемый перепад давления имеет предельно малые величины. В данных районах потребители подключены по “независимой“ схеме, так как находятся в зоне высокого давления в обратном трубопроводе.

Тепловые сети от ТЭЦ-2. Основными проблемами на конечных участках являются повышенные значения давления в обратном трубопроводе (5,5 кгс/см) по ул. Азина В.М., ул. Васильковской и предельно малые располагаемые напоры у потребителей, расположенных на отдельных хвостовых участках теплосети.

Тепловые сети от ТЭЦ-5. Запас по пропускной способности тепловых сетей не превышает 2000 т/час и связан с объективной полной загруженностью головного участка 1-й магистрали. Тепловые сети за насосными станциями N 6, N 3 имеют значительные резервы. Имеются ответвления от основных магистралей, пропускная способность которых исчерпана из-за малых перепадов давления в концевых участках.

Тепловые сети от ГРЭС. На большинстве путей и выводов имеют место малые перепады давления в хвостовых участках. При этом потери давления по трассам не превышают расчетных значений. Причиной этого является малый перепад давлений на выводах теплоисточника (равен 5 кгс/см), который не может быть радикально увеличен из-за особенностей ГРЭС. Вывод N 3 перегружен. Подключение новых потребителей к нему вызовет необходимость реконструкции насосных станций N 4, N 5.

Более подробно состояние схемы тепловых сетей ОАО “Волжская ТГК“ и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников (СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5) приводится в Приложении N 1 к настоящей программе.

2.2. Прогноз прироста подключенных тепловых нагрузок на ТЭЦ

и тепловых сетях ОАО “Волжская ТГК“ до 2013 г.

Прогноз прироста тепловых нагрузок по г. Саратову составлялся до 2013 года. Для выполнения работы использованы следующие исходные данные и материалы:

- Фактически сложившийся прирост тепловых нагрузок по каждому теплоисточнику и каждой тепломагистрали отдельно за период с 2002 по 2008 г.;

- Данные Федеральной службы государственной статистики по Саратовской области (численность населения, объекты жилищного строительства);

Данные комитета по архитектуре и градостроительству администрации г. Саратова (объем застройки г. Саратова на 2009 - 2013 гг.);

- Генеральный план города Саратова;

- Постановление главы администрации города Саратова от 16.06.2008 N 784.

Фактический прирост подключенной тепловой нагрузки по централизованным источникам г. Саратова по данным ОАО “Волжская ТГК“ на основании выданных согласований на подключение тепловых нагрузок за период 2002 - 2008 гг. составил 74,6 Гкал/час (Табл. 3).

Табл. 3

Прирост тепловых нагрузок

------------------T------------------------------------------------T------¬

¦ Теплоисточник и ¦ Прирост тепловых нагрузок, Гкал/час ¦Итого ¦

¦ тепломагистраль +------T------T------T------T------T------T------+за ¦

¦ ¦ 2002 ¦ 2003 ¦ 2004 ¦ 2005 ¦ 2006 ¦ 2007 ¦ 2008 ¦2002 -¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2008 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гг. ¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦Саратовская ГРЭС ¦ 3,5¦ 2,5¦ 2,5¦ 3,3¦ 1,9¦ 0,8¦ 1,4¦ 15,9¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ в том числе по тепломагистралям ¦

+-----------------T------T------T------T------T------T------T------T------+

¦1-й тепловывод ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0,7¦ 0 ¦ 0,4¦ 1,1¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦2-й тепловывод ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0,3¦ 0 ¦ 0,8¦ 0 ¦ 1,1¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦3-й тепловывод ¦ 1,6¦ 2,5¦ 2,3¦ 1,3¦ 0 ¦ 0 ¦ 0,1¦ 7,8¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦4-й тепловывод ¦ 1,9¦ 0 ¦ 0,2¦ 1,7¦ 1,2¦ 0 ¦ 0,9¦ 5,9¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦Саратовская ТЭЦ-1¦ 0 ¦ 0,1¦ 0,7¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1,6¦ 2,4¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ в том числе по тепломагистралям ¦

+-----------------T------T------T------T------T------T------T------T------+

¦1-й тепловывод ¦ 0 ¦ 0,1¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1,6¦ 1,7¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦2-й тепловывод ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0,7¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0,7¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦Саратовская ТЭЦ-2¦ 1,4¦ 3,6¦ 1,1¦ 2 ¦ 1,4¦ 0,5¦ 4 ¦ 14 ¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ в том числе по тепломагистралям ¦

+-----------------T------T------T------T------T------T------T------T------+

¦1-й тепловывод ¦ 1,4¦ 1,9¦ 0,8¦ 2 ¦ 0 ¦ 0,5¦ 0 ¦ 6,6¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦2-й тепловывод ¦ 0 ¦ 1,7¦ 0,3¦ 0 ¦ 1,4¦ 0 ¦ 4 ¦ 7,4¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦Саратовская ТЭЦ-5¦ 7,3¦ 5,5¦ 4,5¦ 1,7¦ 5,2¦ 7,4¦ 10,7¦ 42,3¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ в том числе ¦

+-----------------T------T------T------T------T------T------T------T------+

¦1-й тепловывод ¦ 7,3¦ 5,5¦ 3,6¦ 1,7¦ 1,9¦ 2,5¦ 9,3¦ 31,8¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦5-й тепловывод ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0,9¦ 0 ¦ 3,3¦ 4,9¦ 1,4¦ 10,5¦

+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+

¦Итого по городу ¦ 12,2¦ 11,7¦ 8,8¦ 7 ¦ 8,5¦ 8,7¦ 17,7¦ 74,6¦

L-----------------+------+------+------+------+------+------+------+-------

Среднегодовая величина прироста подключенной нагрузки за прошедший период составила 10,7 Гкал/час. При сохранении среднегодового темпа прироста тепловых нагрузок на этом же уровне к 2013 г. нагрузка на централизованные источники теплоснабжения ОАО “Волжская ТГК“ повысилась бы на величину порядка 74,6 Гкал/час.

Вместе с тем, на основании утвержденного Генерального плана города

Саратова, постановления главы администрации города Саратова от 16.06.2008 N

784, данных по перспективной застройке города, полученных из комитета по

архитектуре и градостроительству администрации города Саратова (письмо N

1059/09 от 05.11.2008 (Табл. 4), а также с учетом нагрузки от закрываемых

котельных, в таблице 6 представлен прирост нагрузки (Q ) по городу

подкл

Саратову по годам, Гкал/час.

Отмечаем, что перевод котельных на централизованное теплоснабжение осуществляется за счет собственных средств ОАО “Волжская ТГК“.

Согласно СНиП 2.04.07-86 “Тепловые сети“: тепловые потоки при

отсутствии проектов отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий и

сооружений определяются:

для жилых районов городов и других населенных пунктов - по формулам:

а) максимальный тепловой поток, Вт, на отопление жилых и общественных

зданий

Q = q A x (1 + k );

omax 0 1

б) максимальный тепловой поток, Вт, на вентиляцию общественных зданий

Q = k k q A;

vmax 1 2 0

в) средний тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение жилых и

общественных зданий;

Q = q m;

hm h

где

k - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных

1

зданий; при отсутствии данных следует принимать равным 0,25;

k - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию

2

общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать

равным: для общественных зданий, построенных до 1985 г. - 0,4,

после 1985 г. - 0,6.

m - число человек, пользующихся горячим водоснабжением

q - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее

h

водоснабжение на 1-го человека (Вт)

q - укрупненный показатель максимального теплового потока на

o

отопление жилых зданий на 1 кв. м общей площади жилья

(приложение 2) Вт

А - общая площадь S жилых зданий кв. м.

Для определения тепловой нагрузки на отопление перспективных объектов

жилищного назначения используем следующие формулы:

q = 84 Вт/кв. м

h

Q = q A x (1 + k ) = 84A

omax 0 1

Q = q m = 334m; используем коэффициент 2,4

hm h

Из расчета того, что на 1 человека приходится 22 кв. м

(письмо N 1098/010 от 18.11.2008 комитета по архитектуре и

градостроительству)

m = A/22 кв. м

SUM Q = Q + Q = 84A + 36,44A = 120,44A

Ж omax hm

Известно, что 1 Гкал/ч = 1163000 Вт, таким образом, общая тепловая

нагрузка для перспективных объектов жилищного назначения составляет:

SUM Q = 120,44A = 120,44 x 440190 : 1163000 Вт = 149,16 ГКал/ч

Ж

Для определения тепловой нагрузки на отопление перспективных объектов

социального назначения, а также административно-бытовых объектов, торговых

помещений используем следующие формулы:

q = 84 Вт/кв. м

h

Q = q A x (1 + k ) = 84A x 1,25 = 105A

omax 0 1

Q = k k q A = 15,75А

vmax 1 2 0

Q = q m = 73m - для детских садов (СНиП 2.04.01-85*)

hm h

Q = q m = 10m - для школ (СНиП 2.04.01-85*)

hm h

Q = q m = 189m - для объектов торговли (СНиП 2.04.01-85*)

hm h

Q = q m = 15m - для объектов административно-делового назначения

hm h

(СНиП 2.04.01-85*)

Используем коэффициент - 2,4 для определения максимального теплового

потока.

m = A/22 кв. м

SUM Q = Q + Q + Q = 105A + 15,75A + 7,96A = 128,71A - для

дет. сад omax vmax hm

детских садов;

SUM Q = Q + Q + Q = 105A + 15,75A + 1,09A = 121,84A - для

школ omax vmax hm

школ;

SUM Q = Q + Q + Q = 105A + 15,75A + 20,62A = 141,37A - для

торг omax vmax hm

объектов торговли;

SUM Q = Q + Q + Q = 105A + 15,75A + 1,64A = 122,39A - для

адм-быт omax vmax hm

объектов административно-бытовых.

Общая тепловая нагрузка перспективных объектов социального назначения,

а также административно-бытовых объектов, торговых помещений составляет:

SUM Q = 128,71A = 128,71 x 59220 : 1163000 Вт = 6,55 ГКал/ч

д/с

SUM Q = 121,84A = 121,84 x 51040 : 1163000 Вт = 5,36 ГКал/ч

школы

SUM Q = 141,37A = 141,37 x 250730 : 1163000 Вт = 30,47 ГКал/ч

торг

SUM Q = 122,39A = 122,39 x 107460 : 1163000 Вт = 11,30 ГКал/ч

а/д

Результаты расчетов представлены в таблице 5.

Табл. 4

Застройка г. Саратова 2009 - 2012 гг., тыс. кв. м

--------------------------T---------------------------------------T-------¬

¦ Объекты строительства ¦ Период строительства ¦ Всего ¦

¦ +-------T-------T-------T-------T-------+ ¦

¦ ¦2009 г.¦2010 г.¦2011 г.¦2012 г.¦2013 г.¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Жилищное строительство ¦ 238,00¦ 248,63¦ 311,31¦ 354,25¦ 288,00¦1440,19¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Объекты социального ¦ 10,17¦ 21,83¦ 21,83¦ 28,22¦ 28,22¦ 110,27¦

¦назначения, в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦детские сады ¦ 10,17¦ 9,07¦ 9,07¦ 15“46¦ 15,46¦ 59,22¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦школы ¦ 0,00¦ 12,76¦ 12,76¦ 12,76¦ 12,76¦ 51,04¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Объекты торговли и ¦ 92,50¦ 78,92¦ 78,92¦ 55,55¦ 52,30¦ 358,19¦

¦адм.-делового ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦назначения, в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦объекты торговли ¦ 64,75¦ 55,24¦ 55,24¦ 38,89¦ 36,61¦ 250,73¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦адм.-деловые ¦ 27,75¦ 23,68¦ 23,68¦ 16,665¦ 15,69¦ 107,46¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Итого ¦ 340,67¦ 349,38¦ 412,05¦ 438,02¦ 368,52¦1908,64¦

L-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+--------

Табл. 5

Общий прирост тепловой нагрузки г. Саратову 2009 - 2013 гг.,

ГКал/ч

---------------------------T---------------------------------------T------¬

¦ Объекты строительства ¦ Прирост тепловой нагрузки, ГКал/ч ¦Всего ¦

¦ +-------T-------T-------T-------T-------+ ¦

¦ ¦2009 г.¦2010 г.¦2011 г.¦2012 г.¦2013 г.¦ ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Жилищное строительство ¦ 24,65¦ 25,75¦ 32,24¦ 36,69¦ 29,83¦149,16¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Объекты социального ¦ 1,13¦ 2,34¦ 2,34¦ 3,05¦ 3,05¦ 11,91¦

¦назначения, в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦детские сады ¦ 1,13¦ 1,00¦ 1,00¦ 1,71¦ 1,71¦ 6,55¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦школы ¦ 0,00¦ 1,34¦ 1,34¦ 1,34¦ 1,34¦ 5,36¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Объекты торговли и ¦ 10,79¦ 9,2 ¦ 9,2 ¦ 6,48¦ 6,1 ¦ 41,77¦

¦адм.-делового назначения, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦объекты торговли ¦ 7,87¦ 6,71¦ 6,71¦ 4,73¦ 4,45¦ 30,47¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦адм.-деловые ¦ 2,92¦ 2,49¦ 2,49¦ 1,75¦ 1,65¦ 11,30¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Итого ¦ 36,57¦ 37,29¦ 43,78¦ 46,22¦ 38,98¦202,84¦

L--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------

Табл. 6

Прирост нагрузки по городу Саратову

----------------T---------------------------------------------T-----------¬

¦ Теплоисточник ¦ Прогнозируемый прирост нагрузки ¦ Итого ¦

¦ +----------T--------T--------T--------T-------+ ¦

¦ ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2013 ¦ ¦

+---------------+----------+--------+--------+--------+-------+-----------+

¦Саратовская ¦ 5,85/5,4 ¦ 6,38/5 ¦ 9,7/- ¦ 8,0/- ¦ 5,1/- ¦ 35,03/10,4¦

¦ГРЭС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------------+----------+--------+--------+--------+-------+-----------+

¦Саратовская ¦ 1,2/2,4 ¦ 3,61/- ¦ 9,43/- ¦ 7,88/- ¦ 4,4/- ¦ 26,52/2,4 ¦

¦ТЭЦ-1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------------+----------+--------+--------+--------+-------+-----------+

¦Саратовская ¦ 2,3/1,5 ¦ 2,71/- ¦ 2,46/- ¦ 3,4/- ¦ 4,9/- ¦ 15,77/1,5 ¦

¦ТЭЦ-2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------------+----------+--------+--------+--------+-------+-----------+

¦Саратовская ¦27,22/10 ¦24,59/8 ¦22,19/20¦26,94/32¦24,58/-¦125,52/70 ¦

¦ТЭЦ-5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------------+----------+--------+--------+--------+-------+-----------+

¦Всего, Гкал/час¦36,57/19,3¦37,29/13¦43,78/20¦46,22/32¦38,98/-¦202,84/84,3¦

L---------------+----------+--------+--------+--------+-------+------------

Примечание: В графах “Прирост“ в числителе дан прирост нагрузки от новых потребителей, в знаменателе - прирост нагрузки от существующих потребителей закрываемых котельных.

Следует отметить, что одним из направлений развития теплоснабжения г. Саратова является перевод тепловых нагрузок потребителей муниципальных котельных на централизованные теплоисточники по г. Саратову, что отражено в разделе “Теплоснабжение“ Генерального плана города Саратова утвержденного 28.02.2008.

Предпосылками реализации данного проекта являются:

Технические причины реализации проекта:

- большой физический износ оборудования котельных.

Экономические причины реализации проекта:

- переключение на сети ТЭЦ суммарной нагрузки котельных;

- снижение стоимости Гкал/ч;

- повышение срока службы трубопровода теплосети за счет применения новых технологий;

- снижение затрат на эксплуатацию за счет применения шаровой арматуры;

- снижение тепловых потерь за счет применения пенополиуретановой изоляции (далее - ППУ) изоляция.

Социальные причины реализации проекта:

- повышение надежности теплоснабжения потребителей и, как следствие, доверия к поставщику тепловой энергии.

Экологические причины реализации проекта:

- снижение уровня загрязненности окружающей среды в черте города.

2.3. Методика и выбор схемных решений, технических

мероприятий в тепловых сетях и на энергоисточниках

ОАО “Волжская ТГК“ в г. Саратове

Разработка схемы теплоснабжения предполагает такие изменения инфраструктуры теплоснабжения как строительство новых теплоисточников, ввод нового теплогенерирующего оборудования на существующих источниках, строительство новых тепловых магистралей. Это требует как больших капиталовложений, так и продолжительного времени для реализации принятых решений.

Инвестиционная программа предполагает увеличение тепловой нагрузки за счет использования имеющихся резервов теплоисточника при минимальных затратах на реконструкцию и техперевооружение, что требует разработки новых методологических подходов, в основу которых должен быть положен принцип ликвидации технических ограничений в общем технологическом цикле теплоисточника и в тепловых сетях.

В процессе разработки программы определена (см. приложение N 1 к

настоящей программе) установленная (предельная) тепловая мощность

ГВ

теплоисточников по отпуску тепла с горячей водой Q , исходя из

уст

возможностей имеющегося основного оборудования, генерирующего тепловую

энергию (энергетические и водогрейные котлы). Также из анализа работы ТФУ

теплоисточников были определены их располагаемые тепловые мощности (Q ).

расп

ГВ

Разность между Q и Q составляют разрывы тепловой мощности.

уст расп

Перспективная нагрузка, присоединяемая к теплоисточнику до 2013 г.

ГВ

(Q ) сопоставлялась с Q и Q . В случае если

2013 ГВ уст расп

Q < Q , мероприятия по увеличению тепловой мощности станции не

2013 расп ГВ

предусматриваются. Если Q < Q < Q , разрабатываются

расп 2013 уст

мероприятия по сокращению разрывов мощности. В основном, эти мероприятия

предусматривают увеличение возможностей ТФУ по гидравлике. В случае если

Q < Q , рассматривается режим работы станции при максимально

2013 расп

возможном зимнем режиме. При обеспечении максимальной температуры

подаваемой сетевой воды 110°С (работа по температурному графику 130/70

со срезкой) считается возможным подключение к теплоисточнику дополнительной

нагрузки. Мероприятия при этом нацелены на обеспечение работы ТФУ с

требуемым гидравлическим режимом по давлению и расходу сетевой воды.

В Приложении N 1 к настоящей программе были выявлены “узкие места“ тепловых сетей с неудовлетворительным или предельным гидравлическим режимом. Для прогнозирования прироста тепловой нагрузки теплоисточника был применен метод многофакторного анализа. После этого был выполнен расчет гидравлического режима тепловых сетей с дополнительными присоединенными нагрузками. С учетом длительности срока службы тепловых сетей расчеты выполнялись на всю перспективную нагрузку до 2013 года. При этом количество “узких мест“ в тепловых сетях увеличилось.

При разработке организационно-технических мероприятий по реконструкции оборудования и трубопроводов тепловых сетей использовались следующие принципы:

- минимизация затрат на реконструкцию;

- возможность увеличения перепада давления на выводах теплоисточников;

- увеличение диаметров трубопроводов на участках сетей, примыкающих к узкому месту;

- монтаж перемычек между магистралями с целью использования резервных возможностей соседних магистралей;

- увеличение диаметров головных участков магистралей.

Прокладка новых ответвлений от магистралей предусматривается только для предполагаемого строительства компактных районов новой застройки.

После определения перечня необходимых мероприятий по тепловым сетям, минимизированных по затратам, были выполнены необходимые гидравлические расчеты и построены пьезометрические графики тепловых сетей с учетом перспективных нагрузок (Приложение N 2 к настоящей программе).

Более подробно методика и выбор схемных решений, технических мероприятий в тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО “Волжская ТГК“ в г. Саратове, а также предложения по техническим и организационным мероприятиям рассмотрены в Приложении N 2 к настоящей программе.

2.4. Предложения по техническим

и организационным мероприятиям

Для достижения целей ИПР требуется изменение режима работ теплоисточников за счет выполнения на них ряда технических и организационных мероприятий:

Саратовская ГРЭС

Перспективные нагрузки СарГРЭС составляют:

2013

Q = 432,11 Гкал/час.

расч

ГВ

При Q = 475 Гкал/час и Q = 435 Гкал/час, т.е. пропускная

уст расп

способность сетей ТЭЦ близка к предельной. Необходимо выполнение

технических мероприятий по использованию потенциальных резервов. В

результате анализа работы ТФУ (Приложение N 1 к настоящей программе), был

выявлен ряд “узких мест“ ТФУ, в том числе:

- недостаток поверхности нагрева бойлеров;

- наличие сетевых насосов с различными характеристиками;

- наличие “узких мест“ в системе трубопроводов ТФУ.

Для увеличения располагаемой тепловой мощности СарГРЭС предлагается выполнить техперевооружение ТФУ в объеме:

- замена 4-х сетевых насосов типа СЭ-800-100 на СЭ-1250-140-8, что позволит повысить располагаемый перепад давлений на коллекторах ГРЭС;

- установка дополнительно еще одного основного бойлера БО-10 типа БО-350, тепловой производительностью 32,5 Гкал/час. Это мероприятие реализует запас тепловой мощности по пару Р = 1,2 - 2,5 ата турбин и энергокотлов;

- замена участка напорного коллектора СН между задвижками Т-177 и Т-177а 426x7 с увеличением диаметра до 820x9. Данное мероприятие позволит снизить внутристанционные потери напора, а также увеличить надежность работы ТФУ из-за расширения возможности распределения нагрузок между сетевыми насосами первой и второй бойлерных;

- замена сетевых трубопроводов (магистрали бойлеров 1, 2, 9 и 3, 4) с увеличением их диаметров с d = 475 x 8 до d = 630 x 8. Данное мероприятие позволит снизить внутристанционные потери напора, а также более равномерно распределить расходы сетевой воды между группами бойлеров, оптимизировать их тепловую нагрузку;

- замена участка сетевого трубопровода помимо тепловых водогрейных котлов с увеличением диаметра до d = 820 x 9 позволит снизить внутристанционные потери напора в режиме с отключенным по воде ПВК.

Саратовская ТЭЦ-1

Перспективная расчетная нагрузка ТЭЦ-1 составит:

2013

Q = 140,94 Гкал/час

расч

ГВС

При этом Q = 258 Гкал/час и Q = 150 Гкал/час т.е.

уст расп

пропускная способность сетей ТЭЦ близка к предельной. Необходимо выполнение

технических мероприятий по использованию потенциальных резервов. Анализ

работы сетей от СарГРЭС показал (Приложение N 1 к настоящей программе), что

магистраль N 3 от СарГРЭС перегружена и при дальнейшем нагружении

потребуется реконструкция НС-4, 5. При оценке перспективы работы тепловых

сетей было признано целесообразным перебросить часть нагрузки (~23

Гкал/час) с СарГРЭС на СарТЭЦ-1.

В Приложении N 1 к настоящей программе изложены “узкие места“ ТФУ в том числе:

- недостаток поверхности нагрева пиковых бойлеров;

- пониженная надежность из-за наличия одного общего вывода теплосети по территории ТЭЦ.

Для увеличения располагаемой мощности СарТЭЦ-1 и повышения надежности теплоснабжения потребителей предлагается выполнить техперевооружение ТФУ, в том числе:

- установить дополнительный пиковый бойлер ПСВ-315-14-23 на месте демонтированного подогревателя высокого давления (ПВД);

- выполнить разделение тепловыводов станции, предлагается монтаж перемычек от выходного коллектора пиковых бойлеров до магистрали “Улеши“, минуя пиковые водогрейные котлы;

- выполнить секционирование внутристанционной схемы ТФУ.

Саратовская ТЭЦ-2

Перспективная расчетная нагрузка СарТЭЦ-2 составит:

2013

Q = 428,97 Гкал/час

расч

ГВС

При этом Q = 747 Гкал/час и Q = 510 Гкал/час т.е.

уст расп

пропускная способность сетей ТЭЦ близка к предельной. Необходимо

выполнение технических мероприятий по использованию потенциальных резервов.

Одним из возможных решений по увеличению пропускной способности сетей может

быть увеличение давления р на выводах станции. Для возможности реализации

1

этого решения необходима ликвидация “узкого места“ в схеме ТФУ, а именно

ограничения по давлению в трубной системе бойлеров I ступени нагрева Бу-2,

Бу-3.

Для повышения надежности и качества теплоснабжения потребителей предлагается выполнить техперевооружение ТФУ, в том числе:

- заменить существующие четыре бойлера I ступени нагрева БУ-2, 3 на четыре бойлера типа ПСВ-315-14-23 с давлением в трубной системе 23 кгс/кв. см;

- заменить конденсатные насосы заменяемых бойлеров на соответствующие новые.

Саратовская ТЭЦ-5

С учетом прекращения теплоснабжения совхоза “Весна“ перспективная

нагрузка СарТЭЦ-5 составит:

2013

Q = 892,38 Гкал/час

расч

ГВС

При этом Q = 1227 Гкал/час и Q = 1063 Гкал/час.

уст расп

По этим данным возможности ТЭЦ обеспечивают присоединение перспективных нагрузок. В то же время анализ работы ТФУ (Приложение N 1 к настоящей программе) выявил ряд “узких“ мест, влияющих на надежность теплоснабжения, в том числе:

- недостаточный резерв по сетевым насосам водогрейной котельной;

- ограничение максимальной нагрузки водогрейных котлов ПТВМ-180 из-за заноса конвективной части котлов;

- невозможность плавного изменения расхода воды через ПСГ энергоблоков и через водогрейную котельную;

- возможность перехода сетевых насосов энергоблоков в кавитационный режим;

- пониженная надежность работы баков-аккумуляторов из-за низкой ремонтопригодности насосной и недостаточного резерва по насосам.

Для обеспечения надежной работы ТФУ СарТЭЦ-5 предлагается выполнить следующие мероприятия:

- заменить один сетевой насос СЭ-2500-180 на водогрейной котельной на насос типа СЭ-5000-180;

- выполнить модернизацию водогрейного котла ПТВМ-180 ст. N 2 в части изменения конструкции конвективной части;

- выполнить монтаж регулируемого привода сетевых насосов ЭБ NN 1, 2, 3, 4 и пикового водогрейного котла (далее - ПВК), т.е. установить гидромуфты на одном из двух насосов каждого энергоблока и одном насосе СЭ-2500-180 насосной водогрейной котельной для реализации плавного регулирования расхода групп насосов;

- переключить подогреватель сетевой горизонтальный (далее - ПСГ)

энергоблоков на двухходовую схему с сохранением максимального расхода воды

через ПСГ q = 4500 т/час; данное мероприятие выполнить за счет

max

собственных средств;

- выполнить техперевооружение насосной станции баков-аккумуляторов с расширением здания насосной, установкой третьего насоса и установкой необходимых для ремонта грузоподъемных механизмов.

Кроме реализации вышеуказанных мероприятий на энергоисточниках, требуется также проведение ряда работ на тепловых сетях.

В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: Приложение N 52 к настоящей программе отсутствует.

Более подробно предложения по техническим и организационным мероприятиям на энергоисточниках и на тепловых сетях ОАО “Волжская ТГК в г. Саратове, а также обоснование их достаточности и оптимальности приведены в Приложении N 52 к настоящей программе.

2.5. Перечень, сроки, последовательность выполнения

мероприятий на тепловых сетях и на энергоисточниках

ОАО “Волжская ТГК. Стоимость Инвестиционной

программы до 2013 г.

В рамках исполнения положений Федерального закона от 30.12.2004 N 210-ФЗ “Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса“, предлагается принять период тарифного регулирования на 5 лет с 2009 по 2013.

Предложения ОАО “Волжская ТГК“ по формированию величин тарифов на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу в рамках инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова разработаны на основе данных “Инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратов на период 2007 - 2012 гг.“, разработанной ОАО “Инженерный центр энергетики Поволжья“ для нужд ОАО “Волжская ТГК“ в 2007 году.

В ИПР представлены мероприятия периода 2009 - 2013 гг., необходимые для покрытия перспективных тепловых нагрузок города в указанный период.

Табл. 7

Прирост нагрузки и затраты на выполнение ИПР

на период 2009 - 2013 гг.

----T--------------------------T----------------------------------T-------¬

¦ N ¦ Показатели ИПР ¦ Годы ¦ Всего ¦

¦ ¦ +------T------T------T------T------+ ¦

¦ ¦ ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2013 ¦ ¦

+---+--------------------------+------+------+------+------+------+-------+

¦ 1 ¦Суммарный прирост тепловой¦ 36,57¦ 37,29¦ 43,78¦ 46,22¦ 38,98¦ 202,84¦

¦ ¦нагрузки, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------------------+------+------+------+------+------+-------+

¦ 2 ¦Затраты, млн. руб. (в ¦163,15¦143,71¦ 56,5 ¦ 57,63¦ 54,73¦ 475,72¦

¦ ¦ценах 2007 г. без НДС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L---+--------------------------+------+------+------+------+------+--------

Достижение целей ИПР осуществляется за счет реализации мероприятий на тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО “Волжская ТГК в г. Саратове.

В таблице 8 (8.1 - 8.5) приводится перечень, сроки и последовательность, ожидаемая стоимость, ежегодные затраты выполнения указанных мероприятий на тепловых сетях и на энергоисточниках. В графе Примечание таблиц 8.1 - 8.5 - указан прирост мощности, получаемый в результате реализации соответствующего мероприятия.

На период 2009 - 2013 гг. в таблицах 8.6 - 8.7 отражен ежегодный предполагаемый прирост нагрузки на период действия данной инвестиционной программы развития и потребности в источниках финансирования.

Табл. 8

Таблица 8.1

Мероприятия 2009 г.

----T----------------T------T------T-----------------------------------------T--------¬

¦ N ¦ Наименование ¦Ожида-¦Затра-¦ Планируемые источники финансирования по ¦Примеча-¦

¦п/п¦ мероприятия ¦емая ¦ты по ¦ годам, млн. руб. без НДС ¦ние ¦

¦ ¦ ¦стои- ¦2009 +-----------------------------------------+(пред- ¦

¦ ¦ ¦мость,¦г., ¦ 2009 г. ¦пола- ¦

¦ ¦ ¦млн. ¦млн. +------T------T------T------T------T------+гаемый ¦

¦ ¦ ¦руб. ¦руб. ¦Амор- ¦При- ¦Плата ¦Над- ¦Заем- ¦Проч. ¦прирост ¦

¦ ¦ ¦без ¦без ¦тиз-я ¦быль ¦за ¦бавка ¦ные ¦ ¦нагрузки¦

¦ ¦ ¦НДС ¦НДС ¦ ¦ ¦под- ¦к ¦сред- ¦ ¦при ¦

¦ ¦ ¦<*> ¦<**> ¦ ¦ ¦ключ. ¦тарифу¦ства ¦ ¦реали- ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦на ¦ ¦ ¦зации ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тепло ¦ ¦ ¦меропри-¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ятия) ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Магистральные ¦384,38¦180,22¦ 38,39¦ 0,00¦141,83¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦

¦ ¦тепловые сети г.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Саратова ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ 1 ¦Техническое ¦167,13¦100,00¦ 32,39¦ ¦ 67,61¦ ¦ ¦ ¦10,55 ¦

¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/ч ¦

¦ ¦тепломагистрали ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦по ул. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Пугачевской от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ТК 510а до ТК ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦5405 2Ду 600 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦мм, L = 1100 п. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ 2 ¦Строительство ¦ 27,45¦ 27,45¦ 1,00¦ ¦ 26,45¦ ¦ ¦ ¦3 Гкал/ч¦

¦ ¦перемычки между ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ТМ N 1 и ТМ N 5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦от ТЭЦ-5, Ду = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦500 мм L = 700 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦п. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦3 ¦Техническое ¦ 7,09¦ 7,09¦ ¦ ¦ 7,09¦ ¦ ¦ ¦13 ¦

¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/ч ¦

¦ ¦тепломагистрали ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦10 от ТЭЦ-2 по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ул. им. Азина ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦В.М. на участке ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦от ТК 1017 до ТК¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦1020 на Ду = 400¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦мм L = 226 п. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦4 ¦Техническое ¦ 26,75¦ 17,14¦ ¦ ¦ 17,14¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦теплотрассы по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ул. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Производственной¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ от ТК-512 до ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦УТ-512/17 на Ду ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦= 400 мм L = 780¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦п. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦5 ¦Техническое ¦ 30,23¦ 1,00¦ 1,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦участка ТМ-2 по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ул. им. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Лермонтова М.Ю. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦от ТК-225 до ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ТК-230/3 на Ду =¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦400 мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦L = 880 п. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦6 ¦Строительство ¦ 12,20¦ 4,00¦ 4,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦перемычки ТМ-2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ТЭЦ-1 от ТК-241 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦до ТК-344/1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦(СарГРЭС) 2Ду = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦400 мм ул. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Дегтярная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦L = 780 п. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦7 ¦Техническое ¦ 23,54¦ 23,54¦ ¦ ¦ 23,54¦ ¦ ¦ ¦10,02 ¦

¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/ч ¦

¦ ¦насосной станции¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦N 8 (САЗ) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Саратовская ГРЭС¦ 46,17¦ 4,69¦ 0,00¦ 0,00¦ 4,69¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Техническое ¦ 46,17¦ 4,69¦ ¦ ¦ 4,69¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ 8 ¦ТФУ СарГРЭС с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦заменой сетевых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦насосов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Саратовская ¦112,81¦ 1,08¦ 0,51¦ 0,00¦ 0,57¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦

¦ ¦ТЭЦ-5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦9 ¦Замена сетевого ¦ 12,92¦ 0,51¦ 0,51¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦насоса ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦СЭ-2500-180 на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦водогрейной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦котельной на тип¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦СЭ-5000-180 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦10 ¦Модернизация ¦ 28,39¦ 0,57¦ ¦ ¦ 0,57¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦водогрейного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦котла ПТВМ-180 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ст. N 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦ИТОГО: ¦ ¦185,99¦ 38,90¦ 0,00¦147,09¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦из них: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Амортизация ¦ ¦ 38,90¦ 38,90¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Прибыль ¦ ¦ 0,00¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Плата за ¦ ¦147,09¦ ¦ ¦147,09¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦подключение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Надбавка к ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тарифу на тепло ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+-“----+------+------+------+--------+

¦ ¦Заемные средства¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦

+---+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Прочие ¦“ ¦ ¦

¦ ¦бойлеров и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦сетевых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦насосов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦ИТОГО: ¦ ¦ 78,81¦ 0,00¦ 0,00¦ 78,81¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦из них: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Амортизация ¦ ¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Прибыль ¦ ¦ 0,00¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Плата за ¦ ¦ 78,81¦ ¦ ¦ 78,81¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦подключение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Надбавка к ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тарифу на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тепло ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Заемные ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦

¦ ¦средства ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

¦ ¦Прочие ¦ ¦ 0,00¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 0,00¦ ¦

L---+--------------+------+------+------+------+------+------+------+------+---------

Примечание:

<*> - реализация мероприятия включает в себя: 1) разработку проекта;

2) получение необходимых разрешительных документов;

<**> - Стоимость мероприятия в прогнозных ценах (текущих ценах лет строительства) без НДС в соответствии с индексами, утвержденными МЭРТ до 2010 г. и “Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008 - 2011 гг. с перспективой до 2015 г.“, утвержденными ОАО РАО “ЕЭС России“.

Таблица 8.6

Общая стоимость инвестиционной программы

ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения

г. Саратова на период 2009 - 2013 гг.

в прогнозных ценах без НДС

----T-------------T------T----------------------------------T----------------¬

¦ N ¦Источники ¦Всего ¦ Планируемое финансирование по ¦ Примечание ¦

¦п/п¦финансиро- ¦ за ¦ годам, млн. руб. без НДС ¦ ¦

¦ ¦вания ¦2009 -¦ (прогнозные цены) ¦ ¦

¦ ¦мероприятий ¦ 2013 +------T------T------T------T------+ ¦

¦ ¦ИПР ¦ гг., ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2013 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ млн. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ ¦

¦ ¦ ¦ руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ без ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ НДС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ ¦ИТОГО: ¦591,39¦185,99¦175,33¦ 72,88¦ 78,38¦ 78,81¦ ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ ¦из них: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ 1 ¦Амортизация ¦198,66¦ 38,90¦ 84,27¦ 17,13¦ 58,36¦ 0,00¦ Финансирование ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+ предусмотрено ¦

¦ 2 ¦Прибыль ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦производственной¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ программой ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ 3 ¦Заемные ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ Финансирование ¦

¦ ¦средства ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ предусмотрено ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+производственной¦

¦ 4 ¦Прочие ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ программой ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ 5 ¦Плата за ¦392,73¦147,09¦ 91,06¦ 55,75¦ 20,02¦ 78,81¦ Финансирование ¦

¦ ¦подключение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ предусмотрено ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+ ИПР ¦

¦ 6 ¦Надбавка к ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦

¦ ¦тарифу на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тепло ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+-------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ ¦Прирост ¦202,84¦ 36,57¦ 37,29¦ 43,78¦ 46,22¦ 38,98¦ ¦

¦ ¦тепловой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦нагрузки, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L---+-------------+------+------+------+------+------+------+-----------------

Таблица 8.7

Общая стоимость инвестиционной программы

ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения

г. Саратов на период 2009 - 2013 гг. в прогнозных ценах

без НДС с учетом налога на прибыль (20 %) и процентов

по кредиту на мероприятия ИПР

----T------------T------T----------------------------------T----------------¬

¦ N ¦Источники ¦Всего ¦ Планируемое финансирование по ¦ Примечание ¦

¦п/п¦финансиро- ¦за ¦ годам, млн. руб. без НДС ¦ ¦

¦ ¦вания ¦2009 -¦(прогнозные цены) с учетом налога ¦ ¦

¦ ¦мероприятий ¦2013 ¦ на прибыль (20 %) ¦ ¦

¦ ¦ИПР ¦гг., +------T------T------T------T------+ ¦

¦ ¦ ¦млн. ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦2012 ¦2013 ¦ ¦

¦ ¦ ¦руб. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ ¦

¦ ¦ ¦без ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦НДС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ ¦ИТОГО: ¦759,98¦245,36¦226,30¦106,42¦ 83,39¦ 98,51¦ ¦

+---+------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ ¦из них: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ 1 ¦Амортизация ¦198,66¦ 38,90¦ 84,27¦ 17,13¦ 58,36¦ 0,00¦ Финансирование ¦

+---+------------+------+------+------+------+------+------+ предусмотрено ¦

¦ 2 ¦Прибыль ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦производственной¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ программой ¦

+---+------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ 3 ¦Заемные ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ Финансирование ¦

¦ ¦средства ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ предусмотрено ¦

+---+------------+------+------+------+------+------+------+производственной¦

¦ 4 ¦Прочие ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ программой ¦

+---+------------+------+------+------+------+------+------+----------------+

¦ 5 ¦Плата за ¦561,32¦206,46¦142,03¦ 89,29¦ 25,03¦ 98,51¦с учетом налога ¦

¦ ¦подключение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ на прибыль ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (20 %) ¦

L---+------------+------+------+------+------+------+------+-----------------

Примечание:

Стоимость инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2009 - 2013 гг., принятая в расчет тарифа на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу, составляет 561,32 млн. руб. без НДС в прогнозных ценах (с учетом налога на прибыль и процентов по кредиту на мероприятия ИПР).

В соответствии с индексами-дефляторами, утвержденными Министерством экономического развития и торговли РФ (далее - МЭРТ) до 2011 гг., (Табл. 9) и “Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008 - 2011 гг. с перспективой до 2015 г.“, утвержденными ОАО РАО “ЕЭС России“.

Табл. 9--------¬

¦ Индексы-дефляторы ¦

+------------T------------T------------T-----------T-----------T----------+

¦ 2008 г. ¦ 2009 г. ¦ 2010 г. ¦ 2011 г. ¦ 2012 г. ¦ 2013 г. ¦

+------------+------------+------------+-----------+-----------+----------+

¦ 1,07 ¦ 1,068 ¦ 1,065 ¦ 1,061 ¦ 1,057 ¦ 1,053 ¦

L------------+------------+------------+-----------+-----------+-----------

Ожидаемые капитальные затраты на реализацию ИПР ОАО “Волжская ТГК“ в прогнозных ценах (текущие цены лет строительства) на период 2009 - 2013 гг. составят:

Табл. 10

Прогноз капитальных затрат на реализацию ИПР

на период 2009 - 2013 гг.

-----------------------T---------------------------------------T----------¬

¦ Показатель ¦ Годы ¦ Всего ¦

¦ +-------T-------T-------T-------T-------+ ¦

¦ ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2013 ¦ ¦

+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+----------+

¦Накопительный индекс ¦ 1,14 ¦ 1,22 ¦ 1,29 ¦ 1,36 ¦ 1,44 ¦ ¦

+----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+----------+

¦Капитальные затраты в ¦185,99 ¦175,33 ¦ 72,88 ¦ 78,38 ¦ 78,81 ¦ 591,39¦

¦прогнозных ценах, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦млн. руб. (без НДС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-----------

Ввиду наличия проекта плана капитального строительства ОАО “Волжская ТГК“ на 2009 - 2013 гг. и с целью гарантированного начала работ в обозначенные сроки, в ИПР дополнительно предусмотрены затраты из амортизации (в прогнозных ценах) (см. Табл. 8.6):

по 2009 г. - в сумме 38,90 млн. руб. (без НДС);

по 2010 г. - в сумме 84,27 млн. руб. (без НДС);

по 2011 г. - в сумме 17,13 млн. руб. (без НДС);

по 2012 г. - в сумме 58,36 млн. руб. (без НДС).

В этой связи данные затраты из амортизации исключены из расчета тарифа на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу на теплоэнергию с сохранением “энергетического эффекта“ - возможности прироста тепловых нагрузок.

С учетом вышеизложенного ожидаемые капитальные затраты на реализацию ИПР составят:

Табл. 11

Капитальные затраты на реализацию ИПР

-------------------------T---------------------------------------T--------¬

¦ Показатель ¦ Годы ¦ Всего ¦

¦ +-------T-------T-------T-------T-------+ 2009 - ¦

¦ ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2013 ¦ 2013 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ гг. ¦

+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+--------+

¦Суммарный прирост ¦ 36,57 ¦ 37,29 ¦ 43,78 ¦ 46,22 ¦ 38,98 ¦ 202,84 ¦

¦тепловой нагрузки, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+--------+

¦Капитальные затраты в ¦185,99 ¦175,33 ¦ 72,88 ¦ 78,38 ¦ 78,81 ¦ 591,39 ¦

¦прогнозных ценах, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦млн. руб. (без НДС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+--------+

¦Капитальные затраты в ¦147,09 ¦ 91,06 ¦ 55,75 ¦ 20,02 ¦ 78,81 ¦ 392,73 ¦

¦прогнозных ценах за ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦вычетом амортизации, за ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦вычетом прибыли (0 руб.)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦и за вычетом прочих ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦источников (0 руб.), ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦млн. руб. (без НДС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+---------

Таким, образом величина капитальных затрат, необходимых для выполнения мероприятий ИПР ОАО “Волжская ТГК“ на период 2009 - 2013 гг. составляет 591,39 млн. руб. (без НДС). При этом в расчет тарифа на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу на теплоэнергию принята стоимость в объеме:

З = 392,73 млн. руб.

В соответствии с действующим законодательством ОАО “Волжская ТГК“ отчислит 20 % от поступивших средств в качестве налога на прибыль.

С учетом этого, необходимые для реализации ИПР ОАО “Волжская ТГК“ ожидаемые финансовые ресурсы составят (Табл. 8.7):

SUM Фожид = З / (1 - 0,2) = 392,73 / 0,8 = 491,0 млн. руб. (в прогнозных ценах).

Конкретное решение о процентном распределении финансовых ресурсов между составляющими принимают представительные органы муниципального образования.

Вместе с этим, при реализации ИПР ОАО “Волжская ТГК“ основной поток капитальных затрат (более 80 %) приходится на 2009 - 2010 гг. В результате чего при ожидаемой величине тарифа на подключение (2,77 млн. руб./Гкал/ч) возникнет потребность в кредитных ресурсах, обусловленная небалансом инвестиционных затрат и выручкой Общества (Табл. 12).

Табл. 12

Инвестиционные затраты и выручка Общества

--------------------------T---------------------------------------T-------¬

¦ Показатель ¦ Годы ¦ Всего ¦

¦ +-------T-------T-------T-------T-------+ за ¦

¦ ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2013 ¦2009 - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2013 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ гг. ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Капитальные затраты в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦прогнозных ценах, млн.¦ 183,86¦ 113,83¦ 69,69¦ 25,03¦ 98,51¦ 491,0 ¦

¦руб. (с учетом налога на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦прибыль 20 %) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Выручка от тарифа на¦ 88,5 ¦ 90,3 ¦ 106,0 ¦ 111,9 ¦ 94,3 ¦ 491,0 ¦

¦подключение, млн. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Выручка от надбавки к¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦

¦тарифу на тепло, млн.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Небаланс с потребностью в¦ -95,4 ¦ -23,6 ¦ 36,3 ¦ 86,8 ¦ -4,2 ¦ 0,0 ¦

¦инвестициях, млн. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Небаланс с потребностью¦ -95,4 ¦-118,9 ¦ -82,7 ¦ 4,2 ¦ 0,0 ¦-292,8 ¦

¦нарастающим итогом, млн.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Кредит, млн. руб. ¦ -95,4 ¦-118,9 ¦ -82,7 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 297 ¦

+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+

¦Платежи % по кредиту,¦ 22,58¦ 28,15¦ 19,59¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 70,32¦

¦млн. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+--------

С целью сохранения безубыточности Общества дополнительная потребность по обслуживанию кредитных ресурсов за период 2009 - 2013 гг. составит 70,32 млн. руб.

С учетом этого, общая потребность в финансовых ресурсах на реализацию ИПР ОАО “Волжская ТГК“ на 2009 - 2013 гг. составит:

SUM Ф = SUM Фожид. + Фк = 491,0 + 70,32 = 561,32 млн. руб. (без НДС)

(см. табл. 8.7),

где: SUM Ф - общая потребность в финансовых ресурсах на реализацию ИПР ОАО “Волжская ТГК“ на 2009 - 2013 гг.

Фк - дополнительная потребность в инвестициях (кредитные ресурсы) за период 2009 - 2013 гг., млн. руб.

Общая стоимость ИПР ОАО “Волжская ТГК“ периода регулирования 2009 - 2013 гг. с учетом налога на прибыль на плату за подключение (20 %) и погашения процентов по кредиту составляет 759,98 млн. руб. (без НДС) в прогнозных ценах без НДС.

Источниками финансирования ИПР являются:

1. Амортизация - 198,66 млн. руб. (без НДС);

2. Прибыль от основной деятельности Общества - 0 млн. руб.;

3. Заемные средства - 0 млн. руб.;

4. Прочие источники - 0 млн. руб.;

5. Плата за подключение - 561,32 млн. руб. (без НДС);

6. Надбавка к тарифу на тепло - 0 млн. руб.;

7. Бюджетные средства - 0 млн. руб.

Исходя из критерия доступности и учитывая высокую социальную значимость существующих тарифов на теплоэнергию для потребителей, в соответствии с Федеральным законом N 210-ФЗ, процентное распределение составляющих величины необходимых финансовых ресурсов ИПР предлагается принять следующее:

SUM Фожид = 100 % = 100 % + 0 %,

где: 100 % - доля финансовых ресурсов, получаемых за счет тарифа на подключение новых потребителей;

0 % - доля финансовых ресурсов, получаемых за счет надбавки к тарифу на теплоэнергию.

Таким образом, учитывая вышепринятое процентное распределение финансовых ресурсов между составляющими, величина финансовых ресурсов ИПР ОАО “Волжская ТГК“, направленная на формирование тарифа на подключение, составит:

Фтариф = SUM Ф = 561,32 млн. руб. (без НДС)

К утверждению предлагаются следующие величины тарифа на подключение и надбавки к тарифу на теплоэнергию ОАО “Волжская ТГК“:

Т = Фтариф / SUM дельта Q,

где: Т - предлагаемая к утверждению величина тарифа на подключение к тепловым сетям ОАО “Волжская ТГК“ на период регулирования с 01.04.2009 по 31.12.2013, млн. руб./Гкал/ч.

дельта Q - прирост тепловой нагрузки по годам реализации ИПР ОАО “Волжская ТГК“.

Предлагаемая величина тарифа на подключение - 2,77 млн. руб.

Учитывая средний темп роста цен на жилье, сложившийся за последние 2 - 3 года, и сохранение величины тарифа на подключение к тепловым сетям и энергоисточникам ОАО “Волжская ТГК“ на весь период регулирования (2009 - 2013 гг.), будет наблюдаться тенденция уменьшения доли платы за подключение в составе общей стоимости 1 кв. м жилья на указанный период.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

I. Экономические показатели ИПР ОАО “Волжская ТГК“

Табл. 13

Экономические показатели ИПР ОАО “Волжская ТГК“

---------------------------T----------------------------------------------¬

¦ Показатель ¦ Годы ¦

¦ +---------------------------------------T------+

¦ ¦ Период регулирования ¦Всего ¦

¦ +-------T-------T-------T-------T-------+------+

¦ ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2013 ¦2009 -¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2013 ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Капитальные затраты в ¦183,86 ¦113,83 ¦ 69,69 ¦ 25,03 ¦ 98,51 ¦491,0 ¦

¦прогнозных ценах, млн. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦руб. (с учетом налога на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦прибыль 20 %) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Платежи % по кредиту, млн.¦ 22,58 ¦ 28,15 ¦ 19,59 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 70,32¦

¦руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Амортизация ¦ 38,90 ¦ 84,27 ¦ 17,13 ¦ 58,36 ¦ 0,0 ¦198,66¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Прибыль ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Прочие ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦

+--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+

¦Суммарный прирост тепловой¦ 36,57 ¦ 37,29 ¦ 43,78 ¦ 46,22 ¦ 38,98 ¦202,84¦

¦нагрузки, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------

Стоимость инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2009 - 2013 гг., принятая в расчет тарифа на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу, составляет 591,39 млн. руб. (без НДС) в прогнозных ценах (с учетом налога на прибыль и процентов по кредиту на мероприятия ИПР).

Общая стоимость ИПР ОАО “Волжская ТГК“ периода регулирования 2009 - 2013 гг. с учетом налога на прибыль на плату за подключение (20 %) и погашения процентов по кредиту составляет 759,98 млн. руб. (без НДС) в прогнозных ценах без НДС.

Источниками финансирования ИПР являются:

1. Амортизация - 198,66 млн. руб. (без НДС);

2. Прибыль от основной деятельности Общества - 0 млн. руб.;

3. Заемные средства - 0 млн. руб.;

4. Прочие источники - 0 млн. руб.;

5. Плата за подключение - 561,32 млн. руб. (без НДС);

6. Надбавка к тарифу на тепло - 0 млн. руб.;

7. Бюджетные средства - 0 млн. руб.

II. Характеристика теплосетевого оборудования

ОАО “Волжская ТГК“ в г. Саратове эксплуатирует 182,01 км (в 2-х трубном исполнении), средний диаметр которых составляет 560 мм. 20,1 км тепловых сетей имеют 100 % износ, срок службы которых превышает 25 лет. Т.е. 11 % трубопроводов тепловых сетей отработали свой нормативный срок. Максимальное количество порывов трубопроводов приходится на период проведения опрессовок, удельная аварийность при которых составляет 1,071 на 1 километр сети в год. Тогда как эксплуатационная удельная аварийность - 0,033 на 1 километр сети в год.

III. Технико-экономические показатели

эффективности программы

Для уменьшения количества отключений потребителей г. Саратова в отопительный и межотопительный период планируется:

- провести реконструкцию за 2009 - 2013 гг. - 3,766 км тепловых сетей;

- выполнить мероприятия по техническому перевооружению НС N 1 (замена трех насосов СЭ 1250 * 70) в 2012 - 2013 гг. на сумму 41,17 млн. руб.;

Оснастить новым оборудованием НС N 8 в 2009 г. на сумму 23,54 млн. руб.;

выполнить перевод тепловых нагрузок потребителей муниципальных котельных на централизованные теплоисточники, а именно - вывести из эксплуатации 161 муниципальную и ведомственную котельные;

выполнить строительство новых тепловых сетей - 1,63 км;

снизить аварийность в тепловых сетях к 2013 г. до 5 % к уровню 2008 г., что приведет к обеспечению надежности и качественности теплоснабжения потребителей тепловой энергии г. Саратова;

снизить процент трубопроводов, отработавших свой парковый ресурс путем их замены на больший диаметр на 46,5 % до 2013 г.;

сократить в результате снижения аварийности затраты предприятия на проведение ремонтных работ на 1,0 млн. руб. в 2009 г., на 1,5 млн. руб. в 2010 г., на 4,5 млн. руб. в 2011 - 2013 гг.

Табл. 14

Показатели эффективности от внедрения ИПР ОАО “Волжская ТГК“

-------------------------------T--------T------T------T------T-----T------¬

¦ Показатель ¦Ед. изм.¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦2012 ¦ 2013 ¦

¦ ¦ ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦

+------------------------------+--------+------+------+------+-----+------+

¦Снижение аварийности на¦ % ¦ 1 ¦ 1 ¦ 1 ¦ 1 ¦ 1 ¦

¦тепловых сетях ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------------+--------+------+------+------+-----+------+

¦Снижение затрат на проведение¦ млн. ¦ 1,0 ¦ 1,5 ¦ 1,5 ¦ 1,5 ¦ 1,5 ¦

¦ремонтных работ в связи со¦ руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦снижением аварийности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------------+--------+------+------+------+-----+------+

¦Общий процент износа сетей и¦ % ¦ 8 ¦ 6,3 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦

¦оборудования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------------+--------+------+------+------+-----+------+

¦Совокупный прирост тепловой¦ Гкал/ ¦55,87 ¦50,29 ¦60,78 ¦78,22¦38,98 ¦

¦нагрузки по всем¦ час ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦теплоисточникам ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------------+--------+------+------+------+-----+------+

¦Снижение процента¦ % ¦10,5 ¦ 9,9 ¦ 9,4 ¦ 8,9 ¦ 7,8 ¦

¦трубопроводов, отработавших¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦свой парковый ресурс¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦вследствие их замены новыми¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦большего диаметра ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------------+--------+------+------+------+-----+------+

¦Увеличение протяженности¦ км ¦ 0,7 ¦ 0,93 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦

¦тепловых сетей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+------------------------------+--------+------+------+------+-----+------+

¦Совокупное снижение удельного¦ГК.у.т./¦ 0,1 ¦ 0,1 ¦ 0,1 ¦ 0,1 ¦ 0,1 ¦

¦расхода топлива на¦Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦производство теплоэнергии по¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦всем теплоисточникам ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L------------------------------+--------+------+------+------+-----+-------

IV. Социальная эффективность программы

Реализация Инвестиционной программы ОАО “Волжская ТГК“ по развитию системы теплоснабжения г. Саратова приведет к росту экономических, промышленных, социальных и инвестиционных показателей города.

После выполнения мероприятий программы ОАО “Волжская ТГК“ сможет обеспечить теплоснабжением:

1440,19 тыс. кв. м - объекта жилой застройки;

110,26 тыс. кв. м - объекты социального назначения;

358,19 тыс. кв. м - административно-бытовые, торговые помещения и объекты культурного назначения.

После строительства головного участка тепломагистрали N 8 2Д 1200 мм длиной 1,25 км (общей протяженностью 3,6 км) снизятся гидравлические потери на тепломагистрали N 1 от ТЭЦ-5, увеличатся располагаемые напоры у существующих потребителей и повысится в целом надежность и качественность теплоснабжения города Саратова. А также появится возможность обеспечить теплом новые застройки города, а именно: 1) микрорайон 1А в пос. Солнечный; 2) микрорайон 6 в Кировском районе г. Саратова.

Всего за период 2009 - 2013 гг. ожидаемый прирост подключенной тепловой нагрузки на ТЭЦ г. Саратова составляет 202,84 Гкал/час.

Приложение N 1

СОСТОЯНИЕ СХЕМЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

ОАО “ВОЛЖСКАЯ ТГК“ И АНАЛИЗ РЕЗЕРВА ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ

ТЕПЛОИСТОЧНИКОВ: САРГРЭС, САРТЭЦ-1, САРТЭЦ-2, САРТЭЦ-5

В Г. САРАТОВЕ

Краткая характеристика города

Город Саратов - один из крупнейших городов России, центр субъекта Российской Федерации - Саратовской области.

Саратов - один из ведущих индустриальных центров в России.

Город Саратов расположен на правом берегу реки Волга. Общая площадь городских земель составляет 38197 га. Рельеф города сложный, со склонами к рекам, с оврагами, с большим перепадом высот.

Климат района континентальный.

Климатические условия в городе (по СНиП 23-01-99 “Строительная климатология“):

- средняя температура наиболее холодной пятидневки (расчетная температура для проектирования отопления) - минус 27°С;

- средняя температура за отопительный период - минус 4,3°С;

- продолжительность отопительного периода - 183 суток.

Территория города разделена на шесть административных районов: Волжский, Кировский, Ленинский, Фрунзенский, Октябрьский, Заводской.

1. Общая характеристика существующего состояния

теплоснабжения города от централизованных источников

ОАО “Волжская ТГК“

В период 1992 - 2006 гг. произошли существенные изменения режимов работы теплоисточников и тепловых сетей города. Вследствие спада промышленного производства резко снизился отпуск промышленного пара от теплоисточников. Из-за снижения производства и политики строжайшей экономии постоянно снижались фактические тепловые нагрузки с горячей водой промышленных потребителей, что объективно приводило к все увеличивающемуся разбалансу между договорной и фактической присоединенными нагрузками. К этому необходимо добавить проблемы с неплатежами за потребленное тепло, характерные для городов Поволжского региона, в том числе и для Саратова, вплоть до 2001 года. В результате этого в практике теплоснабжения температурный режим работы теплосетей все более определялся не действующими температурными графиками, а данными по реальным температурам в квартирах, условиями реализации тепла и возможностями по поставкам газа теплоисточникам.

При проектном температурном графике 150/70°С фактические максимальные температуры сетевой воды от всех теплоисточников в 90-е не превышали 90°С, вследствие чего имело место постоянное разрегулирование тепловых сетей с увеличением циркуляции. В 2001 - 2003 годах этот процесс был приостановлен и началось постепенное упорядочение режима работы тепловой сети. Из практики известно, что сохранение гидравлического режима тепловой сети, соответствующее температурному графику 150/70°С, возможно при поддержании максимальных фактических температур воды в отопительный период не ниже 120°С. По многим причинам выполнение этого условия было невозможным. Поэтому в 2003 году было принято решение о снижении расчетного графика работы тепловых сетей до 130/70°С. В дальнейшем регулировка теплосети осуществлялась, исходя из этого графика. При этом с целью сохранения в будущем возможности возврата к проектному графику пр“ реконструкции сетей все расчеты на прочность выполняются, исходя из проектного графика. Для стабильного поддержания гидравлического режима работы теплосети по графику 130/70°С необходимо поддержание максимальных фактических температур сетевой воды в зимний период по крайней мере до 110°С.

Все источники работают каждый на свою зону теплоснабжения. Схема тепловых сетей в основном закольцована в пределах зон теплоисточников. Схема горячего водоснабжения от ТЭЦ-1 - закрытая, от остальных источников - смешанная. Степень открытости СарГРЭС - 0,75; ТЭЦ-2-0,5; ТЭЦ-5 - 0,7.

2. Описание текущего состояния

и анализ работы теплоисточников

При разработке инвестиционной программы на перспективу до 2013 г. в

качестве исходного принципа принято сохранение состава основного

оборудования (энергетических котлов, турбин, водогрейных котлов) и

подключения новых потребителей за счет реализации имеющихся резервов

тепловой мощности источников. Исходя из этого, необходимо оценить

предельные возможности ТФУ по отпуску тепла с горячей водой (в дальнейшем

ГВ ГВ ТС

Q ) - Разница между Q и Q составит полный резерв станции по

уст уст расч

отпуску тепла.

Текущее техническое состояние оборудования станции и потребность в

увеличении располагаемой тепловой мощности определяют необходимую степень

использования резерва мощности ТФУ и устранения имеющихся разрывов между

ГВ

установленной (Q ) и располагаемой мощностью.

уст

2.1. Саратовская ГРЭС

Саратовская ГРЭС расположена на берегу р. Волга в центральной части города, в которой сосредоточены основные административно-хозяйственные, культурные и учебные учреждения города. ГРЭС расположена в нижней точке относительно подключенных к ней потребителей. Существующая зона теплоснабжения от ГРЭС характеризуется преобладанием потребителей тепла с отопительной нагрузкой.

Установленная электрическая мощность ГРЭС составляет 54 Вт.

Установленная тепловая мощность ГРЭС составляет 475 Гкал/час, в том числе по горячей воде составляет 459 Гкал/час. Расчетная присоединенная нагрузка составляет 404 Гкал/час.

Схема горячего водоснабжения ГРЭС по проекту “открытая“. В соответствии с принятой технической политикой ОАО “ВоТГК“ с 2001 года все новые потребители тепла подключаются только по закрытой схеме. Ведется постоянная работа по переводу на закрытую схему и существующих потребителей. В настоящее время степень “открытости“ тепловых сетей составляет около 0,75, то есть 25 % нагрузки горячего водоснабжения присоединено по “закрытой“ схеме.

Фактическая средне-зимняя подпитка теплосети в сезоне 2006/07 гг. составила 760 т/час. Основной вид топлива для ГРЭС - природный газ, аварийный - мазут.

На станции установлено 9 паровых котлов с номинальной паропроизводительностью Дн = 50 - 95 т/ч. Давление перегретого пара - 33 - 35 кгс/ кв. см; температура перегретого пара 400 - 425°С.

Котел N 3 выведен из эксплуатации по техническому состоянию. В 2008 г. планируется замена котла на современный с такими же параметрами. При оценке возможностей ТЭЦ принято, что котел N 3 участвует в работе.

Паровые турбины ст. N 1, 3, 4, 5 работают в режиме противодавления. Турбина ст. N 2 реконструирована для работы в режиме ухудшенного вакуума. Конденсатор турбины ст. N 2 служит для подогрева воды для подпитки теплосети. Таким образом, вся вырабатываемая на ГРЭС электроэнергия вырабатывается на тепловом потреблении, т.е. наиболее экономичным способом.

Водогрейные котлы ПТВМ-100 (2 шт.) установлены в отдельном здании водогрейной котельной. Котел ПТВМ-100 производительностью 100 Гкал/час предназначен для покрытия пиковых теплофикационных нагрузок. Котел водотрубный, прямоточный, башенного типа. Котел работает в пиковом водогрейном режиме по двухходовой схеме. Расход сетевой воды через котел 2240 т/час. В свое время была выполнена реконструкция котлов с целью увеличения их надежности при работе на неумягченной воде. На 4-х горелках из 16-ти на каждом котле были отглушены газопроводы с сохранением дутьевых вентиляторов. Целью этого являлась подача холодного воздуха в верхнюю часть топки для охлаждения дымовых газов перед конвективным пучком, что снижает накипеобразование в трубах. При этом мощность водогрейного котла снизилась до 75 Гкал/час.

Описание теплофикационной установки (ТФУ)

Принципиальная схема существующей теплофикационной установки ГРЭС показана на рис. 1. Характеристика оборудования ТФУ станции приведена в табл. 1.

Таблица 1

----------T--------------------------------------------------------------------------------------------------------¬

¦Наимено- ¦ N основного бойлера ¦

¦вание +------------T------------T------------T------------T------T------T------------T------------T------------+

¦характе- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦

¦ристик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------+------------+------------+------------+------------+------+------+------------+------------+------------+

¦Тип ¦ПСВ-200-7-15¦ПСВ-200-7-15¦ПСВ-315-3-23¦ПСВ-315-3-23¦БО-350¦БО-350¦ПСВ-315-1423¦ПСВ-315-1423¦ПСВ-200-7-15¦

¦бойлера ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------+------------+------------+------------+------------+------+------+------------+------------+------------+

¦Поверх- ¦ 200 ¦ 200 ¦ 315 ¦ 315 ¦ 350 ¦ 350 ¦ 315 ¦ 315 ¦ 200 ¦

¦ность ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦нагрева, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦кв. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------+------------+------------+------------+------------+------+------+------------+------------+------------+

¦Расход ¦ 900 ¦ 900 ¦ 725 ¦ 725 ¦ 1100 ¦ 1100 ¦ ИЗО ¦ ИЗО ¦ 900 ¦

¦воды, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦куб. м/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---------+------------+------------+------------+------------+------+------+------------+------------+------------+

¦Тепловая ¦ 24 ¦ 24 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 31 ¦ 31 ¦ 39 ¦ 39 ¦ 24 ¦

¦мощность,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦Гкал/час ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L---------+------------+------------+------------+------------+------+------+------------+------------+-------------

Вследствие длительной эксплуатации бойлеры N 1, 2, 5, 6, 9 находятся в неудовлетворительном состоянии. Вследствие отглушения части трубок подогревателей их тепловая мощность снижена не менее, чем на 25 %.

Все бойлеры по пару подключены к паропроводам пара 1,2:2,5 ата.

Таблица 2

---------------------T---------------T-------------------T----------------¬

¦ Ст. N ¦ Тип насоса ¦Производительность,¦ Полный напор ¦

¦ ¦ ¦ куб. м/ч ¦ м. вод. ст. ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 1, 2, 4, 5 ¦ СЭ-800-100 ¦ 800 ¦ 90 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 3, 6, 7, 8, 10 ¦ Д-1250-125 ¦ 1250 ¦ 125 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 9 ¦ ЦН-1000-180 ¦ 1000 ¦ 180 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ Подпиточные насосы ¦

+--------------------T---------------T-------------------T----------------+

¦ 1, 2, 3, 4, 5 ¦ 3В-200-25 ¦ 350 ¦ 83 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 6 ¦ 3В-200-4 ¦ 460 ¦ 135 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 7, 8 ¦ Ц400/105 ¦ 400 ¦ 105 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ Конденсатные насосы бойлеров ¦

+--------------------T---------------T-------------------T----------------+

¦ 1, 3, 9 ¦ 8КСД-10х3 ¦ ПО ¦ 56 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 2 ¦ КД-153 ¦ 140 ¦ 57 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 4, 5 ¦ 8КСД-5х3 ¦ 120 ¦ 81 ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ Подпиточные деаэраторы ¦

+--------------------T---------------T-------------------T----------------+

¦ 1 ¦ ДСА-200 ¦ 200 ¦ ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 2, 3 ¦ ДСА-300 ¦ 300 ¦ ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ 4 ¦ ДСА-300 ¦ 300 ¦ ¦

+--------------------+---------------+-------------------+----------------+

¦ Баки-аккумуляторы ¦

+--------------------T---------------T-------------------T----------------+

¦ 1 - 3 ¦ ¦ V = 2000 куб. м ¦ ¦

¦ ¦ ¦ (каждый) ¦ ¦

L--------------------+---------------+-------------------+-----------------

Описание работы ТФУ (рис. 1)

ТФУ включает в себя одну ступень повышения давления (10 сетевых насосов) и две ступени подогрева сетевой воды. В первую ступень нагрева включены 9 бойлеров различных модификаций. По пару все бойлеры подключены к паропроводам 1,2:2,5 ата.

Во вторую ступень нагрева включены два водогрейных котла ПТВМ-100 с общей пропускной способностью 4500 т/час.

Установка подготовки подпиточной воды включает в себя: насосы сырой воды (НСВ);

- механические фильтры (МФ);

- установку омагничивания исходной воды (АМО);

- три атмосферных деаэратора;

- водо-водяные теплообменники (ВВТ - 1, 2, 3);

- пароводяные подогреватели (ПМВ 1-5) воды

- три бака-аккумулятора SUM V = 6000 куб. м;

- Подпиточные насосы ПН 1, 2, 3, 6, 7;

- регулятор давления РД.

Обратная сетевая вода по трубопроводам ТМ1-ТМ-4 (см. рис. 1) поступает в общий коллектор обратной сетевой воды, куда поступает также подпиточная вода.

Принципиальная схема ТФУ Саратовской ГРЭС

Рисунок 1

Рисунок не приводится.

Общий поток обратной воды проходит через грязевики Гр1-3 и поступает во всасывающий коллектор сетевых насосов.

После сетевых насосов сетевая вода проходит через бойлеры Б01-9, где нагревается до конечной или промежуточной температуры. После бойлеров воды подается в общий коллектор прямой сетевой воды и далее в трубопроводы прямой воды четырех магистралей.

При необходимости часть воды после бойлеров проходит через водогрейные котлы, где дополнительно подогревается. Два потока воды с различными температурами перемешиваются в общем коллекторе, и с одинаковой требуемой температурой вода поступает в магистрали. Величина циркуляции через водогрейный котел (ВК) регулируется регуляторами на обводных линиях.

Требуемое для подпитки количество воды забирается из р. Волга и насосами НСВ подается на механические фильтры (МФ). Далее очищенная вода нагревается в конденсаторе турбины N 1 до 15 - 20°С, проходит через установки омагничивания (АМО-1, 2) и через водо-водяные теплообменники (ВВТ), где нагревается за счет охлаждения деаэрированной воды атмосферных деаэраторов (ПД) до 50:60°С. Нагретая подпиточная вода при необходимости догревается в пароводяных подогревателях (ПМВ) и направляется в деаэраторы. Деаэрированная охлажденная до 70:75°С в ВВТ подпиточная вода поступает либо в баки-аккумуляторы (БА), либо подается подпиточными насосами (ПН) через регулятор РД в коллектор обратной сетевой воды. Максимальная температура воды после водогрейных котлов (ВК) составляет 130°С по условиям водно-химического режима.

Сетевая вода в город подается по четырем тепломагистралям: 1:4 выводы.

Характеристики тепломагистралей приведены в табл. 3.

Таблица 3

----------------T----------------T---------T--------T---------------------¬

¦Тепломагистраль¦ Диаметр ¦ Расход ¦Скорость¦Давление воды¦

¦ ¦трубопровода по ¦ воды, ¦ воды ¦(фактическое) ¦

¦ ¦ территории ¦ т/час ¦ ¦ ¦

¦ ¦станции, Ду, мм ¦ ¦ +----------T----------+

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Р1, ¦ Р2, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦кгс/кв. см¦кгс/кв. см¦

+---------------+----------------+---------+--------+----------+----------+

¦ Вывод N 1 ¦ 500 ¦ 1100 ¦ 1,53 ¦ 8,5 ¦ 3,5 ¦

+---------------+----------------+---------+--------+----------+----------+

¦ Вывод N 2 ¦ 400 ¦ 800 ¦ 1,76 ¦ 8,5 ¦ 3,5 ¦

+---------------+----------------+---------+--------+----------+----------+

¦ Вывод N 3 ¦ 800 ¦ 3900 ¦ 1,78 ¦ 8,5 ¦ 3,5 ¦

+---------------+----------------+---------+--------+----------+----------+

¦ Вывод N 4 ¦ 700 ¦ 1700 ¦ 1,24 ¦ 8,5 ¦ 3,5 ¦

L---------------+----------------+---------+--------+----------+-----------

Максимальные возможности Саратовской ГРЭС по отпуску тепла с горячей

ГВ

водой при установленном основном оборудовании (Q ).

уст

ГВ

Возможности станции по отпуску тепла с горячей водой (Q )

уст

рассчитываются из общей структурной формулы энергетического баланса

станции:

ГВ

Q = Q + Q + Q + Q + Q

уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН

где Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность

ЭК ВК

энергетических и водогрейных котлов;

Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;

ЭЭ

Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с учетом

ПП

перспективы;

Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.

СН

Максимальное количество тепла теплофикационных отборов (Т-отборы

ТГ-1, 2 и выхлоп ТГ-3, 4, 5), которое используется для отпуска тепла с

горячей водой, составляет 248,4 Гкал/час

ГВ

Q = 259 - 0,1 - 10,5 = 248,4 Гкал/час,

т

где 259 - количество тепла, полученное от Т-отборов турбин, Гкал/час

0,1 - отопление ГРЭС, Гкал/час

10,5 - собственные нужды и потери, Гкал/час

ГВ

G 41 - 5 - 0 - 7 = 29 т/час максимальное количество пара П-отборов

п

турбин, которое может быть использовано для отпуска тепла с горячей водой.

41 - производительность П-отборов. где 5 т/час ожидаемая перспектива

отпуска тепла на производство.

0 т/час ожидаемая перспектива отпуска тепла с технологической водой с

использованием пара П-отбора.

7 т/час расход пара П-отбора на собственные нужды ГРЭС и потери.

Максимальное количество тепла, которое может быть отпущено с горячей

водой при установленном основном оборудовании, составляет 516 Гкал/час.

ГВм ГВ ГВ -3

Q = Q + G x (i - i ) x 10 + Q +

уст т п п к ВК

- 3

+ (SUM Д - SUM Д ) x (i - i ) x 10 = 248,4 + 29 x (720 - 115) x

ном о пе пв

-3 -3 -3

x 10 + 200 + (620 - 545) x (772 - 105) x 10 + 29 x (720 - 115) x 10 =

= 516 Гкал/час

где Q - теплопроизводительность водогрейных котлов, Гкал/час.

ВК

SUM Д - суммарное количество пара, вырабатываемого энергетическими

ном

котлами, т/час

SUM Д - суммарное количество пара, потребляемое турбинами, т/час i ,

о пе

i - энтальпия перегретого пара и питательной воды, соответственно,

пв

ккал/кг

ГВ ГВ

Q = G x (i - i ),

п п п к

где i - энтальпия пара П-отбора

п

i - энтальпия конденсата подогревателей.

к

Самым крупным источником тепла на ГРЭС является котел ПТВМ-100

Q = 100 Гкал/час). При отключении самого крупного источника отпуск тепла

должен быть не менее 87 % от исходного (СНиП 41-02-2003, п. 5.4).

Тогда

ГВ ГВ

Q = (Q - Q) / 0,87 = (516 - 100) / 0,87 = 475 Гкал/час

уст уст

Существующие ограничения тепловой нагрузки, связанные с отпуском тепла

- по 25 Гкал/час на водогрейных котлах, всего 50 Гкал/час.

Располагаемая тепловая мощность ГРЭС по отпуску тепла:

Q = 475 - 50 = 425 Гкал/час

расп

Для определения возможностей ТФУ ГРЭС по циркуляции выполнен анализ работы ТФУ.

Рисунок 2

Рисунок не приводится.

Анализ работы ТФУ

На рис. 2 показан график работы теплосети по графику 130/70°С. Вместе с расчетным графиком, выполненным при условии расчетного расхода сетевой воды (синий), показан ожидаемый график (красный), выполненный с учетом:

- фактического среднего завышения t2 на 5°С из-за несоблюдения режима теплопотребления потребителями и разрегулировки теплосети;

- неготовности производителей и потребителей тепла к работе теплосети с температурой выше 110°С;

- практически установленной возможности поддержания расчетных температур в помещениях при пониженной температуре сетевой воды при температурах наружного воздуха ниже -10°С (режим закрытых форточек).

При расчетах режимов работы ТФУ температурный режим в зависимости от температур наружного воздуха будет далее рассчитываться, исходя из ожидаемого температурного графика.

Расчетными величинами на рис. 3 являются только температуры и тепловые нагрузки. Весь гидравлический режим снят с фактического режима. Из 10-ти сетевых насосов в работе находятся 8. В каждой группе насосов имеется по одному резервному. Общий напор насосов ~10 г/см, что равно паспортному напору насосов N 1, 2, 4, 5 типа СЭ 800-100. Насос N 9 типа СЭ 1000 x 180 работает в избежание перегрузки с прикрытой напорной задвижкой. При сохранении давления прямой сетевой воды P1 = 8,5 кг/кв. см возможное увеличение циркуляции в соответствии с характеристиками насосов может составлять не более 600 т/час, т.е. до 7400 т/час. С учетом реальных возможностей бойлеры N 1, 2, 5, 6, 9 по теплу загружены полностью.

Запас тепловой мощности на бойлерах N 3, 4, 7, 8 составляет около 40 Гкал/час, в то время как общая загрузка всей бойлерной (226 Гкал/час) на ~70 Гкал/час меньше, чем возможности турбин и энергокотлов по пару 1,2:2,5 ата (с учетом работы РОУ 30/1,2).

Таким образом, при существующем состоянии оборудования ТФУ максимально возможная циркуляция может составить 7400 т/час, что соответствует расчетной присоединенной нагрузке:

max

Q = 400 x 7400/6800 ~= 435 Гкал/час

расч

Эту величину можно принять в качестве располагаемой тепловой мощности

Сар ГРЭС.

Q = 435 Гкал/час

расп

Для возможности увеличения нагрузки выше этой величины необходимо выполнение реконструкции ТФУ.

2.2. Саратовская ТЭЦ-1

Саратовская ТЭЦ-1 расположена в Заводском районе г. Саратова. Административно ТЭЦ-1 входит в состав Саратовской ГРЭС.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 22 МВт, установленная тепловая мощность составляет 258 Гкал/час, в том числе по горячей воде - 189 Гкал/час. Присоединенная нагрузка составляет 125 Гкал/час. Система теплоснабжения от ТЭЦ закрытая. Температурный график 130/70°С. Основным видом топлива для ТЭЦ является природный газ, аварийным - мазут. Для подпитки основного цикла имеется двухступенчатая Nа-катионитовая установка производительностью 200 т/час. Для подпитки теплосети имеется одноступенчатая Nа-катионитная установка производительностью 100 т/час и 1 деаэратор атмосферного типа.

Расход подпиточной воды составляет 50 т/час.

На ТЭЦ установлено 5 энергетических котлов, 3 турбины, водогрейный котел. Характеристика основного оборудования станции приведена в табл. 4.

Таблица 4

Характеристика основного оборудования

-------------------T-------------------------------------T-------------------¬

¦ Энергетические ¦ Турбины ¦ Водогрейные котлы ¦

¦ котлы ¦ ¦ <**> ¦

+---T--------T-----+---T---------------T---T------T------+---T--------T------+

¦Ст.¦ Тип ¦Дном ¦Ст.¦ Тип т/ч ¦До,¦П-отб,¦Т-отб,¦Ст.¦ Тип ¦QОМ.9 ¦

¦ N ¦ ¦ ¦ N ¦ ¦т/ч¦ т/ч ¦Гкал/ч¦ N ¦ ¦Гкал/ч¦

+---+--------+-----+---+---------------+---+------+------+---+--------+------+

¦ 1 ¦Стерлинг¦ 90 ¦ 1 ¦ПР-9-35/10/1,2 ¦108¦ 42 ¦ 36 ¦ 1 ¦ПТВМ-100¦ 100 ¦

+---+--------+-----+---+---------------+---+------+------+---+--------+------+

¦ 2 ¦Стерлинг¦ 90 ¦ 2 ¦ПР-9-35/10/1,2 ¦108¦ 42 ¦ 36 ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------+-----+---+---------------+---+------+------+---+--------+------+

¦ 3 ¦Стерлинг¦ 90 ¦ 3 ¦ Р-4-35/10 ¦ 90¦ 90 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------+-----+---+---------------+---+------+------+---+--------+------+

¦ 4 ¦ БКЗ ¦ 75 ¦ 4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ 75/39 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------+-----+---+---------------+---+------+------+---+--------+------+

¦ 5 ¦ БКЗ ¦ 75 ¦ 5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ 75/39 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------+-----+---+---------------+---+------+------+---+--------+------+

¦ ¦ Итого ¦ 420 ¦ ¦ ¦306¦ 174 ¦ 72 ¦ ¦ ¦ 100 ¦

L---+--------+-----+---+---------------+---+------+------+---+--------+-------

Все энергетические котлы ТЭЦ-1 работают под разряжением. Температура перегретого пара 420:440°С. Максимально допустимое давление в барабане котлов 36:39 кгс/см. Турбоагрегаты Ст 1, 2 реконструированы для работы с противодавлением 1,8 кгс/см, турбоагрегат ТГ-3 реконструирован для работы с противодавлением 10 кгс/см. ТГ-3 длительное время выведена из эксплуатации в консервацию из-за отсутствия тепловых нагрузок.

Описание теплофикационной установки (ТФУ)

Принципиальная схема существующей ТФУ станции показана на рис. 3. Состав оборудования и техническая характеристика оборудования ТФУ приведена в табл. 5.

Таблица 5

--------------------------------------T---------T------------T------------¬

¦ Наименование параметров ¦Ед. изм. ¦ Основные ¦ Пиковые ¦

¦ ¦ ¦бойлеры N 1,¦бойлеры N 1,¦

¦ ¦ ¦ 2, 3, ¦2, ПСВ-200У ¦

¦ ¦ ¦ПСВ-200-7-15¦ ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦1. Поверхность нагрева ¦ кв. м ¦ 200 ¦ 200 ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦2. Макс. изб. давление в 2-х трубной ¦ кгс/см ¦ 14 ¦ 14 ¦

¦системе ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦3. Макс. изб. давление в корпусе ¦кгс/ кв. ¦ 7 ¦ 14 ¦

¦ ¦ см ¦ ¦ ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦4. Макс. t пара ¦ °C ¦ 250 ¦ 250 ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦5. Расход воды ¦ т/час ¦ 900 ¦ 800 ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦6. Число ходов по воде ¦ ¦ 2 ¦ 2 ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦7. Производительность ¦Гкал/час ¦ 67,5 ¦ 67,5 ¦

+-------------------------------------+---------+------------+------------+

¦8. Гидравлическое сопротивление ¦ м.в.ст. ¦ 6,2 ¦ 6,2 ¦

L-------------------------------------+---------+------------+-------------

Таблица 6

Сетевые насосы

----T-------------------T-------------------T---------T---------T---------¬

¦Ст.¦ Тип насоса ¦Производительность,¦ Рабочее ¦ Число ¦Мощность ¦

¦ N ¦ ¦ куб. м/ч ¦давление,¦оборотов ¦эл/двиг.,¦

¦ ¦ ¦ ¦ кгс/кв. ¦эл/двиг.,¦ кВт ¦

¦ ¦ ¦ ¦ см ¦ об/мин. ¦ ¦

+---+-------------------+-------------------+---------+---------+---------+

¦ 1 ¦ Д-1250-125 ¦ 1250 ¦ 12,5 ¦ 1500 ¦ ¦

+---+-------------------+-------------------+---------+---------+---------+

¦ 2 ¦ Д-1250-125 ¦ 1250 ¦ 12,5 ¦ 1500 ¦ ¦

+---+-------------------+-------------------+---------+---------+---------+

¦ 3 ¦ Д-1250-125 ¦ 1250 ¦ 12,5 ¦ 1500 ¦ ¦

+---+-------------------+-------------------+---------+---------+---------+

¦ 4 ¦ Д-12 ¦ 1250 ¦ 12,5 ¦ 1500 ¦ ¦

+---+-------------------+-------------------+---------+---------+---------+

¦ 5 ¦ 200Д-60 ¦ 720 ¦ 9,0 ¦ 1000 ¦ ¦

L---+-------------------+-------------------+---------+---------+----------

Принципиальная схема ТФУ Саратовской ТЭЦ-1

Рисунок 3

Рисунок не приводится.

В зимний период сетевая вода из обратных магистралей, пройдя грязевик, подается на всас сетевых насосов. Из напорного коллектора насосов вода с давлением 13 - 13,5 кгс/см подается на 3 основных бойлера, включенные по воде и греющему пару параллельно. Подогреватели вертикальные, четырехходовые, используют отработанный пар турбин из общестанционного коллектора с давлением 1,5 - 2 кгс/см. Регулирование температуры на выходе осуществляется пропуском части воды помимо подогревателей через обводную линию. Далее вода с температурой ~85°С поступает на 2 параллельно включенных пиковых бойлера, использующие пар промышленных отборов ТГ-1, 2 и противодавления ТГ-3 с параметрами Р = 9 кгс/см, Т = 280°С. Вода подогревается до 100 - 110°С, регулирование также производится байпасированием по воде. Далее вода может быть подана для дальнейшего подогрева в пиковый водогрейный котел типа ПТВМ-100 или, помимо него, в прямые трубопроводы магистралей. В последнее время ПВК, как правило, находится в резерве.

Для подпитки тепловых сетей используется вода, подготавливаемая общестанционной ХВО. Исходная сырая вода забирается из городского водовода, проходит предварительный подогрев до = 40°С в подогревателе сырой воды (ПСВ), осветляется с одновременной коагуляцией в осветлителях и поступает для умягчения на Nа-катионитовые фильтры 1-й ступни и забирается для подпитки тепловых сетей, проходя предварительный подогрев до 85°С в подогревателе химочищенной воды (ПХОВ), деаэрацию в деаэраторе подпитки ТС атмосферного типа и подается подпиточным насосом на всас СН.

Характеристики тепломагистралей приведены в табл. 7.

Таблица 7

---------------------T---------------T-------------T--------T-------------¬

¦ Тепломагистраль ¦ Диаметр ¦ Расход воды ¦Скорость¦ Давление ¦

¦ ¦трубопровода по¦(фактический)¦ воды, ¦ воды, ¦

¦ ¦ территории ¦ Gi, т/час ¦ м/сек. ¦ кгс/кв. см ¦

¦ ¦станции Ду, мм ¦ ¦ +------T------+

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Pi ¦ P2 ¦

+--------------------+---------------+-------------+--------+------+------+

¦ ТМ1 ¦ 700 ¦ 1050 ¦ 0,8 ¦ 8,0¦ 1,5¦

+--------------------+---------------+-------------+--------+------+------+

¦ ТМ2 ¦ 600 ¦ 1050 ¦ 1,04¦ 8,0¦ 1,5¦

+--------------------+---------------+-------------+--------+------+------+

¦ Общий вывод ¦ 700 ¦ 2100 ¦ 1,54¦ 8,0¦ 1,5¦

L--------------------+---------------+-------------+--------+------+-------

В летнем режиме работы станция переводится в режим котельной. В работе остается КА ст. N 4, работающий на сниженных параметрах пара. Станция может работать как с сохранением циркуляции сетевой воды (с расходом 300 - 400 т/ч и подпиткой ~20 т/ч, так и без нее, оставляя лишь снабжение паром промышленных потребителей (суммарный расход 10 - 15 т/ч). Пар от котла через РОУ-32/8 и РОУ-8/1,5 поступает в общестанционные паропроводы 1-го и 2-го отборов. Исходная сырая вода из промводовода, так же, как и в зимнем режиме подается для предварительного подогрева в ПСВ для последующего осветления, умягчения и деаэрацию Обработанная вода подпиточным насосом или самотеком (при низком давлении в обратных магистралях) подается на всас СН.

Максимальные возможности ТЭЦ-1 по отпуску тепла с горячей водой при

ГВ

установленном основном оборудовании (О )

уст

Возможности станции по отпуску тепла с горячей водой (Q )

уст

рассчитываются из общей струк“урной формулы энергетического баланса

станции:

ГВ

Q = Q + Q - Q - Q - Q

уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН

где Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность

ЭК ВК

энергетических и водогрейных котлов;

Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;

ЭЭ

Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с учетом

ПП перспективы;

Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.

СН

В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: таблица 4.9

“Характеристика основного оборудования“ отсутствует, имеется в виду таблица

4 “Характеристика основного оборудования“.

Расчет выполнен на основании данных приведенных в табл. 4.9

“Характеристика основного оборудования“.

Количество пара П-отборов, которое может быть отпущено с горячей

водой, составляет 141 т/час:

ГВм СН

Д = SUM Д - Д - Д = 174 - 25 - 0 - 8 = 141 т/час,

п п п потр

где SUM Д = 174 т/час - суммарное количество пара П-отбора в режиме

п

максимального отпуска пара;

СН

Д = 8 т/час - расход пара на собственные нужды ТЭЦ и потери;

п

Д = 25 т/час - расход пара внешним потребителям.

потр

Максимальное количество тепла Т-отборов, которое может быть отпущено с

горячей водой, составляет 60,8 Гкал/час.

ГВм

Q = SUM Q - Q - Q = 72 - 1 - 10,2 = 60,8 Гкал/час

от Т ОТ СН

где SUM Q = 72 Гкал/час - суммарное количество тепла Т-отбора в режиме

Т

Q = 1 Гкал/час - расход тепла на отопление ТЭЦ в зимнем режиме;

ОТ

Q = 10,2 Гкал/час - расход тепла на собственные нужды и потери.

СН

Максимальное количество тепла, которое может быть отпущено с горячей

водой при установленном основном оборудовании, составляет 324,5 Гкал/час.

ГВм ГВ -3 ГВ

Q = Д (i - i ) x 10 + Q + Q +

уст п 1 2 Т ВК

-3 -3

+ (SUM Д - SUM Д ) x (i - i ) x 10 = 141 x (720 - 115)10 +

ном о пе пв

-3

+ 60,8 + 100 + (420 - 306) x (793 - 105) x 10 = 324,5 Гкал/час

где i и i - энтальпия пара производственного отбора и конденсата

1 2

бойлеров, ккал/кг;

Q - суммарная тепловая мощность водогрейных котлов, Гкал/час;

ВК

SUM Д и SUM Д - суммарная паропроизводительность энергокотлов и

ном о

суммарный максимальный расход острого пара на турбины, т/час;

i и i - энтальпии перегретого пара и питательной воды, ккал/кг.

пе пв

Для обеспечения резерва при отключении самого крупного источника

отпуск тепла должен быть не менее 87 % от исходного (СНиП 41-02-2003,

п. 5.4). Самым крупным источником тепла на ТЭЦ является котел

ПТВМ-100 (Q = 100 Гкал/час). Тепловая мощность котла больше 13 % от

максимального количества тепла, вырабатываемого станцией, поэтому

максимальная возможность ТЭЦ по отпуску тепла с горячей водой составит

ГВ 324,5 - 100

Q = ----------- = 258 Гкал/час

уст 0,87

ГВ

Принимаем Q = 258 Гкал/час

уст

Суммарная расчетная присоединенная нагрузка ТЭЦ принята 125 Гкал/час.

Станция имеет резерв тепловой мощности по установленному оборудованию,

который может быть использован для подключения дополнительных потребителей.

ГВ ГВ ГВ

Q = Q - Q = 258 - 125 = 132 Гкал/час

резерв уст подк

При увеличении расчетной присоединенной нагрузки ТФУ до

ГВ

Q = Q = 258 Гкал/час средняя циркуляция ТФУ должна составить

расч уст

max

q = 2100 x 258 / 125 ~= 4200 т/час

Для определения располагаемой тепловой мощности ТЭЦ по отпуску тепла с

горячей водой необходимо выполнить анализ работы теплофикационной установки

(ТФУ) ТЭЦ.

Анализ работы Саратовской ТЭЦ-1

На рис. 4 показан расчетный зимний режим работы ТФУ СарТЭЦ-1 при расходе воды 2100 т/час и нагреве воды с 62,6°С до 110°С. Расчетными величинами при этом являются только температуры и тепловые нагрузки. Весь гидравлический режим снят с фактического режима при циркуляции 2100 т/час. В работе находятся 2 сетевых насоса их пяти, все бойлеры. Водогрейный котел - в резерве. Бойлеры N 1, 2, 3 первой ступени нагрева загружены по теплу на 54 Гкал/час, что составляет - 90 % их возможностей. Фактически тепловая мощность бойлеров первой ступени соответствует теплопроизводительности отборов 1,2: 2,5 ата турбин N 1, 2. Пиковые бойлеры второй ступени нагрева загружены на 44 Гкал/час, что соответствует 66 % их возможности. В то же время резерв пара производственного отбора с учетом находящейся в резерве ТГ-3 составляет 50 Гкал/час. То есть тепловая мощность ПБ не соответствует теплопроизводительности П-отборов турбин. С учетом имеющегося резерва тепловой мощности ~80 Гкал/час, связанного с избыточной паропроизводительностью энергокотлов (избыток пара > 100 т/час), недостаток тепловой мощности на ПБ можно оценить в ~108 Гкал/час.

С учетом этого ограничения располагаемая тепловая мощность ТЭЦ составит

тепл ГВ тепл

Q = Q + дельта Q = 258 - 108 = 150 Гкал/час.

расп уст

Возможности увеличения циркуляции ТФУ даже с учетом включения

водогрейного котла (что увеличивает сопротивление ТФУ на 1,2 : 2,5 кг/см)

достаточно велики, не менее, чем до 3000 т/час. Располагаемая тепловая

мощность по этому показателю составит

цирк 3000 3000

Q = Q x -------- = 135 x ----- = 178 Гкал/час.

расп расч факт 2100

q

1

В итоге, располагаемая тепловая мощность ТЭЦ составляет

min

Q = Q = 150 Гкал/час.

расп расп

2.3. Саратовская ТЭЦ-2

Саратовская ТЭЦ-2 расположена в Заводском районе города.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 296 МВт, установленная тепловая мощность ТЭЦ составляет 1069 Гкал/час, в том числе по горячей воде 747 Гкал/час. Расчетная присоединенная нагрузка составляет 416,2 Гкал/час. Система теплоснабжения от станции по проекту - открытая, фактически - смешанная. Степень открытости - 0,5, т.е. 50 % потребителей подключены по “закрытой“ схеме, а 50 % - по открытой. Температурный график 130/70°С. Основной вид топлива - природный газ, резервный - мазут.

По параметрам установленного оборудования станция состоит из двух частей (блоков).

Часть (блок) 90 ата и 510°С - энергокотлы N 1 - 5 и турбоагрегаты N 1 - 4.

Часть (блок) 130 ата и 550°С - энергокотлы N 6 - 8 и турбоагрегаты N 5 - 8.

Вследствие резкого уменьшения отпуска производственного пара потребителям в период после 1992 года часть основного оборудования оказалась невостребованной. Выведены в длительную консервацию турбоагрегаты Р-20-90/10 ст. N 2 и Р-50-130/13 ст. N 6. Избыток пара привел к тому, что водогрейные котлы ПТВМ-100 оказались невостребованными, длительное время не ремонтировались и в настоящее время находятся в длительной консервации. По данным обследований, их техническое состояние неудовлетворительное.

Характеристики энергетических котлов и турбин приведены в таблица 8, 9.

Таблица 8

----T---------------------T-----------------------------------------------¬

¦Ст.¦ Тип котла ¦ Характеристики ¦

¦ N ¦ +-------------------T---------------------------+

¦ ¦ ¦Производительность,¦Параметры перегретого пара ¦

¦ ¦ ¦ т/час +-------------T-------------+

¦ ¦ ¦ ¦ Давление, ¦Температура, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ кг/кв. см ¦ °С ¦

+---+---------------------+-------------------+-------------+-------------+

¦ 1 ¦ ТП-170 ¦ 170 ¦ 100 ¦ 510 ¦

¦ 3 ¦ ТП-170 ¦ 170 ¦ ¦ ¦

¦ 4 ¦ ТП-170 ¦ 170 ¦ ¦ ¦

¦ 5 ¦ ТП-170 ¦ 170 ¦ ¦ ¦

+---+---------------------+-------------------+-------------+-------------+

¦ 6 ¦ БКЗ-210 ¦ 210 ¦ 140 ¦ 560 ¦

¦ 7 ¦ БКЗ-210 ¦ 210 ¦ ¦ ¦

¦ 8 ¦ БКЗ-210 ¦ 210 ¦ ¦ ¦

L---+---------------------+-------------------+-------------+--------------

Таблица 9

Характеристика паровых турбин

----T---------------T---------------------------------------------------------------¬

¦Ст.¦ Тип турбины ¦ Характеристики ¦

¦N ¦ +------T------T-------------T-----------------------------------+

¦ ¦ ¦Элек- ¦Расход¦ Параметры ¦ Параметры регулируемых отборов ¦

¦ ¦ ¦три- ¦пара ¦пара на входе¦ ¦

¦ ¦ ¦чес- ¦на +------T------+----------------T------------------+

¦ ¦ ¦кая ¦тур- ¦Давле-¦Темпе-¦Производственный¦Отопительный отбор¦

¦ ¦ ¦мощ- ¦бину, ¦ние, ¦ра- ¦ отбор ¦ ¦

¦ ¦ ¦ность,¦т/час ¦кг/кв.¦тура, +-------T--------+--------T---------+

¦ ¦ ¦МВт ¦ ¦см ¦°C ¦Рас- ¦Давле- ¦Произ- ¦Давление,¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ход, ¦ние, кг/¦води- ¦кг/кв. см¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦т/час ¦кв. см ¦тель- ¦(абс.) ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(абс.) ¦ность, ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/час¦ ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+--------+---------+

¦ 1 ¦ ПР-30-90/10 ¦ 30 ¦ 240 ¦ 90 ¦ 505 ¦ 100 ¦ 10 ¦ 29 ¦1,2 : 2,5¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ата ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+ +---------+

¦ 2 ¦ Р-20-90/10 ¦ 20 ¦ 200 ¦ 90 ¦ 505 ¦ 180 ¦ 10 ¦ ¦ - ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+--------+---------+

¦ 3 ¦ ПР-25-90/10 ¦ 25 ¦ 208 ¦ 90 ¦ 505 ¦ 70 ¦ 10 ¦33 2943 ¦1,2 : 2,5¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ата ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+ +---------+

¦ 4 ¦ПТ-25-90/10/1,2¦ 25 ¦ 208 ¦ 90 ¦ 505 ¦ 70 ¦ 10 ¦ ¦1,2 : 2,5¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ата ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+ +---------+

¦ 5 ¦ ПТ-50-130/13 ¦ 44 ¦ 380 ¦ 90 ¦ 505 ¦ 140 ¦ 10 ¦ ¦1,2 : 2,5¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ата ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+--------+---------+

¦ 6 ¦ Р-50-130/13 ¦ 50 ¦ 470 ¦ 130 ¦ 555 ¦ 342 ¦ 8 - 21 ¦ 43 92 ¦ - ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+ +---------+

¦ 7 ¦ ПТ-60-130/13 ¦ 53 ¦ 387 ¦ 130 ¦ 555 ¦ 140 ¦ 8 - 13 ¦ ¦1,2 : 2,5¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ата ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+ +---------+

¦ 8 ¦ Т-55-130 ¦ 49 ¦ 285 ¦ 130 ¦ 555 ¦ - ¦ - ¦ ¦1,2 : 2,5¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ата ¦

+---+---------------+------+------+------+------+-------+--------+--------+---------+

¦ Всего: ¦ 2378 ¦ ¦ ¦ 940 ¦ ¦ 269 ¦ ¦

L--------------------------+------+------+------+-------+--------+--------+----------

Описание теплофикационной установки (ТФУ)

Состав оборудования ТФУ и его технические характеристики приведены в табл. 10, 11.

Таблица 10

------T-------------T--------------T-------------------T------------------¬

¦Ст. N¦ Обозначение ¦ Тип насоса ¦Производительность,¦Рабочее давление, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ куб. м/ч ¦ кгс/см ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦ Сетевые насосы ¦

+-----T-------------T--------------T-------------------T------------------+

¦N 1, ¦ СН-1, СН-2 ¦ СЭ-1250-140 ¦ 1250 ¦ 14 ¦

¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦N 3, ¦СН-3а, СН-3, ¦ Д1250-125 ¦ 1250 ¦ 12,5 ¦

¦4, 5 ¦ СН-4 ¦ ¦ ¦ ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦N 6, ¦ СН-5, СН-6, ¦СЭ-1250-140-11¦ 1250 ¦ 14 ¦

¦7, 8 ¦ СН-7 ¦ ¦ ¦ ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦N 9, ¦ СН-8, СН-9 ¦ СЭ-1250/140 ¦ 1250 ¦ 14 ¦

¦ 10 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦N 11,¦СН-10, СН-11 ¦ КРНА ¦ 1250 ¦ 14 ¦

¦ 12 ¦ ¦300/66040А-0Д9¦ ¦ ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦ Подпиточные насосы ¦

+-----T-------------T--------------T-------------------T------------------+

¦N 1, ¦НПТ-1, НПТ-2 ¦ ЗК-6 ¦ 120 ¦ 8 ¦

¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦N 3, ¦НПТ-3, НПТ-4 ¦ 200Д-60 ¦ 500 ¦ 6 ¦

¦ 4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-----+-------------+--------------+-------------------+------------------+

¦N 5, ¦ Д-1250-115 ¦СЭ-1250-140-11¦ 1250 ¦ 11,5 ¦

¦ 6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L-----+-------------+--------------+-------------------+-------------------

Таблица 11

------------------------T--------T-----------------T----------------------¬

¦Наименование параметров¦Ед. изм.¦БО 350(ОБ N 1, 2)¦ПСВ-500-14-23(ПБ N 1) ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦ Бойлерная N 2 ¦

+-----------------------T--------T-----------------T----------------------+

¦1. Поверхность нагрева ¦ кв. м ¦ 350 ¦ 500 ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦2. Макс. изб. давление ¦ кгс/см ¦ 14 ¦ 23 ¦

¦в трубной системе ¦ ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦3. Макс. изб. давление ¦ кгс/см ¦ 2 ¦ 14 ¦

¦в корпусе ¦ ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦4. t воды на входе ¦ °C ¦ 60 ¦ 70 ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦5. t воды на выходе ¦ °C ¦ 87 ¦ 150 ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦6. Расход воды ¦ т/час ¦ 1100 ¦ 1800 ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦7. Производительность ¦Гкал/час¦ 30 x 2 = 60 ¦ 72 ¦

L-----------------------+--------+-----------------+-----------------------

------------------------T--------T-----------------T----------------------¬

¦Наименование параметров¦Ед. изм.¦БО 350(ОБ N 1, 2)¦ПСВ-500-14-23(ПБ N 1) ¦

¦ ¦ ¦ <*> ¦ ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦ Бойлерная N 3 ¦

+-----------------------T--------T-----------------T----------------------+

¦1. Поверхность нагрева ¦ кв. м ¦ 550 ¦ 500 ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦2. Макс. изб. давление ¦кгс/кв. ¦ 14 ¦ 23 ¦

¦в трубной системе ¦ см ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦3. Макс. изб. давление ¦ кгс/см ¦ 2 ¦ 14 ¦

¦в корпусе ¦ ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦4. t воды на входе ¦ °C ¦ 70 ¦ ПО ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦5. t воды на выходе ¦ °C ¦ 95/116 ¦ 150 ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦6. Расход воды ¦ т/час ¦ 1800 ¦ 1800 ¦

+-----------------------+--------+-----------------+----------------------+

¦7. Производительность ¦Гкал/час¦ 45 x 2 = 90 ¦ 72 ¦

L-----------------------+--------+-----------------+-----------------------

--------------------------------

<*> Бойлеры установлены вне помещения главного корпуса.

------------------------T--------T------------------T---------------------¬

¦Наименование параметров¦Ед. изм.¦ПСВ-315-3-23(ОБ-1)¦ ПСВ-500-3-23(ОБ-2) ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦ Бойлерная N 4 ¦

+-----------------------T--------T------------------T---------------------+

¦1. Поверхность нагрева ¦ кв. м ¦ 315 ¦ 500 ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦2. Макс. изб. давление ¦ кгс/см ¦ 23 ¦ 24 ¦

¦в трубной системе ¦ ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦3. Макс. изб. давление ¦кгс/кв. ¦ 3 ¦ 4 ¦

¦в корпусе ¦ см ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦4. t воды на входе ¦ °C ¦ 70 ¦ 70 ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦5. t воды на выходе ¦ °C ¦ 95/116 ¦ 95/116 ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦6. Расход воды ¦ т/час ¦ 725 ¦ 1150 ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦7. Производительность ¦Гкал/час¦ 36,2 ¦ 52,9 ¦

L-----------------------+--------+------------------+----------------------

--------------------------------------------T----------T------------------¬

¦ Наименование параметров ¦ Ед. изм. ¦ПСВ-500-14-23(ПБ N¦

¦ ¦ ¦ 1, 2, 3) ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦ Бойлерная N 5 ¦

+-------------------------------------------T----------T------------------+

¦1. Поверхность нагрева ¦ кв. м ¦ 500 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦2. Макс. изб. давление в трубной системе ¦кгс/кв. см¦ 23 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦3. Макс. изб. давление в корпусе ¦кгс/кв. см¦ 14 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦4. t воды на входе ¦ °C ¦ ПО ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦5. t воды на выходе ¦ °C ¦ 150 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦6. Расход воды ¦ т/час ¦ 1800 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦7. Производительность ¦ Гкал/час ¦ 72 ¦

L-------------------------------------------+----------+-------------------

------------------------T--------T------------------T---------------------¬

¦Наименование параметров¦Ед. изм.¦ПСГ-1300(ОБ N 1,¦ПСВ-500-3-23(ПБ N 1) ¦

¦ ¦ ¦2) ¦ ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦ Бойлерная N 8 ¦

+-----------------------T--------T------------------T---------------------+

¦1. Поверхность нагрева ¦ кв. м ¦ 1300 ¦ 500 ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦2. Макс. изб. давление ¦кгс/кв. ¦ 8 ¦ 23 ¦

¦в трубной системе ¦ см ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦3. Макс. изб. давление ¦кгс/кв. ¦ 2 ¦ 14 ¦

¦в корпусе ¦ см ¦ ¦ ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦4. t воды на входе ¦ °C ¦ 70 ¦ ПО ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦5. t воды на выходе ¦ °C ¦ 125 ¦ 150 ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦6. Расход воды ¦ т/час ¦ 3000 ¦ 1800 ¦

+-----------------------+--------+------------------+---------------------+

¦7. Производительность ¦Гкал/час¦ 46 x 2 = 92 ¦ 72 ¦

L-----------------------+--------+------------------+----------------------

--------------------------------------------T----------T------------------¬

¦ Наименование параметров ¦ Ед. изм. ¦ПТВМ-100 (N 1, 2) ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦ Водогрейные котлы ¦

+-------------------------------------------T----------T------------------+

¦1. Поверхность нагрева ¦ кв. м ¦ 3184 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦2. Макс. изб. давление в системе ¦кгс/кв. см¦ 25 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦3. t воды на входе ¦ °C ¦ 104 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦4. t воды на выходе ¦ °C ¦ 150 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦5. Расход воды ¦ т/час ¦ 2140/1225 ¦

+-------------------------------------------+----------+------------------+

¦6. Производительность ¦ Гкал/час ¦ 70 x 2 = 140 ¦

L-------------------------------------------+----------+-------------------

Принципиальная схема ТФУ Саратовской ТЭЦ-2

Рисунок 4

Рисунок не приводится.

Описание работы ТФУ

Зимний режим

Обратная сетевая вода из магистралей N 1, 2 с давлением 4,5 кг/кв. см поступает в общестанционный коллектор обратной сетевой воды (рис. 6 - не приводится). Туда же подается подпиточная вода из системы подготовки подпиточной воды. Из коллектора сетевая вода двумя потоками направляется на всас насосов сетевой воды (СН, ПСН). 4000 - 5000 т/час проходит через конденсатор ТГ-4, где нагревается выхлопным паром турбины. Оставшаяся вода (~1500 - 2500 т/час) идет помимо и частично смешивается с нагретой водой после конденсатора.

В схеме ТФУ можно выделить четыре параллельных потока:

- 1 поток - бойлерная N 2;

- 2 поток - бойлерная N 3;

- 3 поток - последовательно расположенный бойлерные N 4, 5;

- 4 поток - бойлерная N 8.

Потоки 1 - 3 включают в себя одну ступень давления (СН) и две ступени нагрева (основные (БО) и пиковые (БП) бойлеры).

Поток N 3 (БУ-8) включает в себя две ступени давления (ПСН и СН) и две ступени нагрева (ПСГ ТГ-8 и БП-8).

Водогрейные котлы включены между БУ-4 и общим коллектором прямой сетевой воды перед магистралью ТМ-1 и при включении в работу, в основном, могут увеличивать температуру на магистраль ТМ1. Воздействием на арматуру 8ПС-13, ЗПС-14 можно в определенной мере влиять на распределение температур ТМ1 ТМ2 при работе водогрейного котла.

Для подпитки тепловых сетей используется омагниченная деаэрированная водопроводная вода. Исходная сырая вода забирается из городского водовода насосами НСВ, проходит предварительный подогрев до ~40°С в подогревателе сырой воды (ПСВ). Далее поступает на механические фильтры (МФ) и через установку омагничивания АМО подается в бак омагниченной воды. Откуда насосами НОВ забирается для подпитки тепловых сетей, проходя предварительный подогрев до 85 °С в подогревателе подпиточной воды (ППВ), деаэрацию в деаэраторе подпитки ТС атмосферного типа (ДП) и подается подпиточным насосом через регуляторы РД в коллектор обратной сетевой воды на всас сетевых насосов (СН).

Максимальная температура воды после водогрейных котлов (ВК) составляет 130°С по условиям водно-химического режима.

Давление “прямой“ воды в магистралях поддерживается P1 = 12,0 кг/см.

Характеристика тепломагистралей дана в табл. 12.

Таблица 12

--------------------T----------------T-------------T--------T-------------¬

¦ Тепломагистраль ¦ Диаметр ¦ Расход воды ¦Скорость¦ Давление ¦

¦ ¦ трубопровода ¦(фактический)¦ воды, ¦ воды, ¦

¦ ¦ по территории ¦ G1 т/час ¦ м/сек. ¦ кгс/кв. см ¦

¦ ¦ станции Ду, мм ¦ ¦ +------T------+

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ P1 ¦ P1 ¦

+-------------------+----------------+-------------+--------+------+------+

¦ ТМ1 ¦ 900 ¦ 3800 ¦ 1,7 ¦ ¦ 5 ¦

+-------------------+----------------+-------------+--------+------+------+

¦ ТМ2 ¦ 800 ¦ 2700 ¦ 1,5 ¦ 12 ¦ 5 ¦

L-------------------+----------------+-------------+--------+------+-------

Летний режим работы ТФУ

В летний период в связи с сокращением расхода сетевой воды до 1200:1500 м/час в работе остается 1 сетевой насос и 1 основной бойлер. Конденсатор ТА ст. N 4 и пиковые бойлеры бойлерной N 8 на летний период выводятся из работы в связи с малым расходом сетевой воды.

Максимальные возможности Саратовской ТЭЦ-2 по отпуску тепла с горячей

ГВ

водой при установленном основном оборудовании (Q ).

уст

ГВ

Возможности станции по отпуску тепла с горячей водой (Q )

уст

рассчитываются из общей структурной формулы энергетического баланса

станции:

ГВ

Q = Q + Q + Q + Q + Q

уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН

где Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность

ЭК ВК

энергетических и водогрейных котлов;

Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;

ЭЭ

Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с учетом

ПП

перспективы;

Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.

СН

Максимальное количество пара П-отборов, которое может быть отпущено с

горячей водой, составляет 458 т/час:

ГВм СН

Дп = SUM Дп - Дп - Дпотр = 940 - 150 - 322 = 458 т/час,

где SUM Дп - суммарное количество пара П-отбора в режиме максимального

отпуска пара, т/час

СН

Дп = 150 т/час - расход пара на собственные нужды ТЭЦ и потери;

Дпотр = 332 т/час - расход пара внешним потребителям с перспективой.

Максимальное количество тепла Т-отборов, которое может быть отпущено с

горячей водой, составляет 214 Гкал/час

ГВм

Q = SUM Q + Q + Q = 269 - 45 - 20 = 214 Гкал/час

уст Т ОТ СН

где SUM Q - суммарное количество тепла Т-отбора в режиме

Т

максимального отпуска пара, Гкал/час;

Q = 10 Гкал/час - расход тепла на отопление ТЭЦ в зимнем режиме;

ОТ

Q = 45 Гкал/час - расход тепла на собственные нужды и потери.

СН

Максимальное количество тепла, которое может быть отпущено с горячей

водой при установленном основном оборудовании, составляет 1832 Гкал/час.

ГВм ГВм -3 ГВм

Q = Дп (i - i ) x 10“ + Q + Q +

уст 1 2 Т ВК

-3 -3

+ (SUM Дном - SUM До) x (i - i ) x 10 = 458 x (715,6 - 150) x 10 +

пе пв

-3

+ 214 + 200 + (850 - 856) x (809 - 210) x 10 = 902 Гкал/час

где i и i - энтальпия пара производственного отбора и конденсата

1 2

бойлеров, ккал/кг;

Q - суммарная тепловая мощность водогрейных котлов, Гкал/час;

ВК

SUM Дном и SUM До - суммарная паропроизводительность энергокотлов и

суммарный максимальный расход острого пара на турбины, т/час;

i и i - энтальпии перегретого пара и питательной воды, ккал/кг.

пе пв

Самым крупным источником тепла на ТЭЦ-2 является котел ЭК-10

(Дп = 420 т/час, Q = 252 Гкал/час). При отключении самого крупного

источника отпуск тепла должен быть не менее 87 % от исходного

(СНиП 41-02-2003, п. 5.4).

ГВ ГВм

Q = (Q + Q) / 0,87 = 747 Гкал/час

уст уст

Расчетная присоединенная нагрузка составляет 416,2 Гкал/час. Станция

имеет резерв тепловой мощности по установленному оборудованию, который

может быть использован для подключения дополнительных потребителей.

ГВ ГВ ГВС

Q = Q - Q = 747 - 416,2 = 330,8 Гкал/час

резерв уст подк

Наличие технических ограничений тепловой мощности. Ограничения по

отпуску тепла:

- по техническому состоянию водогрейные котлы без восстановительного

ремонта не могут рассматриваться в качестве надежного теплоисточника.

Ограничение - 200 Гкал/час.

Таким образом, по возможности отпуска тепла, располагаемая тепловая

мощность ТЭЦ составляет:

Q = 747 - 200 = 547 Гкал/час

расп.

Для выявления возможных ограничений нагрузки, связанных с циркуляцией сетевой воды в ТФУ необходимо выполнить соответствующий анализ работы ТФУ.

Анализ работы ТФУ

Расчетный зимний режим работы ТФУ СарТЭЦ-2 при нагреве сетевой воды с 62,6°С до 110°С (т.е. ожидаемом максимуме в соответствии с температурным графиком). При этом расчетными параметрами в этом режиме являются только температуры и тепловые нагрузки. Все гидравлические показатели режима взяты фактическими при средне-зимнем расходе сетевой воды 6500 т/час, характерном для последних отопительных сезонов. В работе находятся 5 сетевых насосов (СН) из 12-ти установленных. Подпорные насосы БУ-8 (ПСН) отключены.

Пиковые бойлерные 5БП, 8БП и водогрейные котлы отключены.

Единственным слабым местом схемы является давление воды перед основными бойлерами 12,6:13,2 кгс/кв. см, в то время как предельно разрешенное давление для бойлеров БУ-2 и БУ-3 составляет 14 кгс/кв. см. Даже при отключенных ВК запас по давлению перед основными бойлерами составляет не более 1,0 кгс/см.

Можно оценить предельный расход воды через ТФУ, при котором давление перед бойлерами достигнет 14 кгс/кв. см.

___________ ____________

/ фи /

/ 14 - Р /

/ i / 14 - 11,7

q = q / ----------- = 6500 / ----------- = 8000 т/час,

max факт / фи фи / 13,2 - 11,7

/ Р - Р /

/ БО i /

фи

где P - фактическое давление прямой воды;

i

фи

Р - фактическое давление воды перед основными бойлерами.

БО

Таким образом, даже при выключенных ВК (минимальное сопротивление ТФУ)

максимально возможный расход воды через ТФУ составляет 8000 т/час.

Причина ограничения - величина разрешенного давления в трубной системе

основных бойлеров БУ-2, 3.

Примерная расчетная тепловая нагрузка, соответствующая данной

циркуляции составит:

max 8000

Q = 415 x ----- = 510 Гкал/час.

расч 6500

Эта величина может быть принята в качестве располагаемой тепловой

мощности ТЭЦ по горячей воде: Q = 510 Гкал/час.

расп

2.4. Саратовская ТЭЦ-5

Саратовская ТЭЦ-5 расположена в Ленинском районе.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 440 МВт, установленная тепловая мощность - 1227,5 Гкал/час. Расчетная присоединенная нагрузка составляет 749,7 Гкал/час. Система теплоснабжения по проекту от станции - “закрытая“, фактически “открыто-закрытая“, степень открытости 0,7. Температурный график 130/70°С. Основной вид топлива - природный газ, резервный - мазут.

Характеристика основного оборудования станции приведена в табл. 13, 14.

Таблица 13

----T------------------T--------------------T---------------T-------------¬

¦Ст.¦ Тип агрегата ¦ Параметры св. пара ¦ Давление, ¦ Год ввода в ¦

¦N/N¦ ¦ ¦ кгс/кв. см ¦эксплуатацию ¦

¦ ¦ +--------T-----------+-------T-------+ ¦

¦ ¦ ¦Давление¦Температура¦П-отбор¦Т-отбор¦ ¦

¦ ¦ ¦кгс/кв. ¦ t, °С ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ см ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------------+--------+-----------+-------+-------+-------------+

¦ Турбины ¦

+---T------------------T--------T-----------T-------T-------T-------------+

¦ 1 ¦ Т-110/120-130-3 ¦ 130 ¦ 555 ¦ 13 ¦ 0,5 - ¦ 1978 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2,5 ¦ ¦

+---+------------------+--------+-----------+-------+-------+-------------+

¦ 2 ¦ Т-110/120-130 ¦ 130 ¦ 555 ¦ ¦ 1,2 ¦ 1976 ¦

+---+------------------+--------+-----------+-------+-------+-------------+

¦ 3 ¦ Т-110/120-130 ¦ 130 ¦ 555 ¦ ¦ 1,2 ¦ 1977 ¦

+---+------------------+--------+-----------+-------+-------+-------------+

¦ 4 ¦ Т-110/120-130 ¦ 130 ¦ 555 ¦ ¦ 1,2 ¦ 1978 ¦

+---+------------------+--------+-----------+-------+-------+-------------+

¦ Энергетические котлы ¦

+---T------------------T--------T-----------T---------------T-------------+

¦ 1 ¦ ТГМ-96Б ¦ 140 ¦ 560 ¦ ¦ 1978 ¦

+---+------------------+--------+-----------+---------------+-------------+

¦ 2 ¦ ТГМЕ-464 ¦ 140 ¦ 560 ¦ ¦ 1979 ¦

+---+------------------+--------+-----------+---------------+-------------+

¦ 3 ¦ ТГМЕ-464 ¦ 140 ¦ 560 ¦ ¦ 1982 ¦

+---+------------------+--------+-----------+---------------+-------------+

¦ 4 ¦ ТГМЕ-464 ¦ 140 ¦ 560 ¦ ¦ 1988 ¦

L---+------------------+--------+-----------+---------------+--------------

Тепловая схема станции - блочная. На ТЭЦ установлено 4 энергетических блока на параметры пара перед турбинами 555°С, 130 кгс/кв. см. В состав каждого блока входит энергетический котел паропроизводительностью 500 т/час, турбоагрегат с теплофикационной турбиной Т-110/120-130, питательный насос, деаэратор 6 ата. Поперечные связи по перегретому пару и питательной воде отсутствуют.

Таблица 14

Характеристика основного оборудования

-------------------T-------------------------------------------T----------------------¬

¦ Энергокотлы ¦ Турбины ¦ Водогрейные котлы ¦

+---T--------T-----+---T---------------T-----T--------T--------+---T--------T---------+

¦Ст.¦ Тип ¦Д ¦Ст.¦ Тип ¦Д ¦П-отбор,¦Т-отбор,¦Ст.¦ Тип ¦Q ¦

¦ N ¦ ¦ ном ¦ N ¦ ¦ фякт¦Гкал/ч ¦Гкал/ч ¦ N ¦ ¦ HOW.I ¦

¦ ¦ ¦> т/ч¦ ¦ ¦> т/ч+--------+--------+ ¦ ¦Гкал/ч ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ДП ¦ДТ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ факт ¦ факт ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------+-----+---+---------------+-----+--------+--------+---+--------+---------+

¦ 1 ¦ТГМ-965 ¦ 480 ¦ 1 ¦Т-100/120-130-3¦ 485 ¦ 0 ¦ 175 ¦ 1 ¦ПТВМ-180¦ 180 ¦

+---+--------+-----+---+---------------+-----+--------+--------+---+--------+---------+

¦ 2 ¦ТГМЕ-464¦ 500 ¦ 2 ¦Т-100/120-130-4¦ 485 ¦ 0 ¦ 175 ¦ 2 ¦ПТВМ-180¦ 180 ¦

+---+--------+-----+---+---------------+-----+--------+--------+---+--------+---------+

¦ 3 ¦ТГМЕ-464¦ 500 ¦ 3 ¦Т-100/120-130-4¦ 485 ¦ 0 ¦ 175 ¦ 3 ¦ПТВМ-180¦ 180 ¦

+---+--------+-----+---+---------------+-----+--------+--------+---+--------+---------+

¦ 4 ¦ТГМЕ-464¦ 500 ¦ 4 ¦Т-100/120-130-5¦ 485 ¦ 0 ¦ 175 ¦ ¦ ¦ ¦

+---+--------+-----+---+---------------+-----+--------+--------+---+--------+---------+

¦ Итого ¦1980 ¦ ¦ ¦1940 ¦ 0 ¦ 700 ¦ ¦ ¦ 540 ¦

L------------+-----+---+---------------+-----+--------+--------+---+--------+----------

Техническая характеристика водогрейных котлов:

Технические характеристики ПТВМ-180

номинальная производительность, Гкал/час 180

температура воды на входе в котел, °С 104

температура воды на выходе из котла, °С 150

избыточное давление на входе в котел (расч), кгс/см 25

расход воды через котел в пиковом режиме, т/час 3860

гидравлическое сопротивление котла, кгс/см 0,9

Водогрейные котлы ПТВМ-180 морально устарели и сняты с производства. Из-за конструктивных недостатков они склонны к ускоренному заносу конвективных поверхностей нагрева отложениями со стороны сетевой воды, особенно на малоумягченной воде. Практически по условиям работы ТФУ ТЭЦ максимальная нагрузка котла не должна превышать 130 Гкал/час, а температура воды после котла не должна превышать 130°С по условиям водно-химического режима.

Описание теплофикационной установки (ТФУ)

Состав оборудования ТФУ и его технические характеристики приведены в табл. 15.

Таблица 15

---T--------------T-----T-----------T------------T------------------------¬

¦N ¦Наименование ¦Коли-¦Обозначение¦ Тип, марка ¦ Технические ¦

¦ ¦оборудования ¦чест-¦ в схеме ¦ ¦ характеристики ¦

¦ ¦ ¦во ¦ ¦ ¦ ¦

+--+--------------+-----+-----------+------------+------------------------+

¦1 ¦Сетевые насосы¦ 8 ¦1АБ, 2АБ, ¦СЭ-2500-180 ¦q = 2500 т/час Н = 180 ¦

¦ ¦энергоблоков ¦ ¦3АБ, 4АБ ¦ ¦м.в.ст. ¦

+--+--------------+-----+-----------+------------+------------------------+

¦2 ¦Сетевые насосы¦ 4 ¦СН-ПВК-1, ¦СЭ-2500-180 ¦q = 2500 т/час Н = 180 ¦

¦ ¦водогрейной ¦ ¦2, 3, 4 ¦ ¦м.в.ст. ¦

¦ ¦котельной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--+--------------+-----+-----------+------------+------------------------+

¦3 ¦Насосы ¦ 8 ¦нптс-1АБВГ,¦ Д-1250-80 ¦q = 1250 т/час Н = 125 ¦

¦ ¦вакуумных ¦ ¦2АБ, 3АБ ¦ ¦м.в.ст. ¦

¦ ¦деаэраторов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--+--------------+-----+-----------+------------+------------------------+

¦4 ¦Подпиточные ¦ 2 ¦НБА-1, 2 ¦ Д-1250-80 ¦q = 1250 т/час Н = 80 ¦

¦ ¦насосы (насосы¦ ¦ ¦ ¦м.в.ст. ¦

¦ ¦баков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦аккумуляторов)¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--+--------------+-----+-----------+------------+------------------------+

¦5 ¦Вакуумные ¦ 2 ¦БА-1, 2 ¦ - ¦V = 5000 куб. м ¦

¦ ¦деаэраторы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+--+--------------+-----+-----------+------------+------------------------+

¦6 ¦Бойлеры ¦ 8 ¦ ¦псг-2500-3-8¦q max = 4500 т/час ¦

¦ ¦энергетических¦ ¦ ¦ ¦Н = 2300 кв. м ¦

¦ ¦блоков ¦ ¦ ¦ ¦число ходов по воде - 4 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(2) ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ max ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Q = 87,5 Гкал/час ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ max ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Рводы = 8 кгс/кв. см ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ max изб. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Рпар = 2,5 кгс/ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кв. см ¦

L--+--------------+-----+-----------+------------+-------------------------

Принципиальная схема ТФУ Саратовской ТЭЦ-5

Рисунок 5

Рисунок не приводится.

Описание работы ТФУ

Особенность схемы ТФУ является то, что водогрейные котлы ПТВМ-180 включены параллельно ПСГ энергоблоков.

Фактически вся группа ВК с четырьмя сетевыми насосами СН-ПВК может рассматриваться как пятый энергоблок установленной тепловой мощностью 540 Гкал/час. Этот пятый энергоблок может использоваться в трех режимах:

1 режим - как холодная перемычка помимо ПСГ со своими сетевыми насосами;

2 режим - как резервный энергоблок при выводе из работы одного или нескольких ПСГ или турбоагрегатов.

3 режим - как горячая перемычка с температурой воды на выходе большей, чем температура воды после энергоблоков.

Наличие линии рециркуляции (РРец) на водогрейной котельной позволяет менять расход воды через ВК при постоянном расходе воды из общего обратного коллектора в общий прямой коллектор.

Еще одной особенностью схемы ТФУ является то, что перед ПСГ турбин нет подпорных насосов, повышающих давление воды перед ПСГ до допустимых 7 кгс/см. Поэтому давление воды перед сетевыми насосами СЭ-2500-180, установленными после ПСГ составляет в зависимости от количества включенных насосов 1,8:2,5 кгс/кв. см. Сочетание высокой температуры воды перед насосами (> 90°С) и низкого давления воды перед ними (ниже 1,9 кгс/см) приводит к кавитации в камере насосов.

Одной из важных задач оперативного персонала является обеспечение безкавитационного режима работы насосов, что вносит дополнительные ограничения в работу ТФУ.

В зависимости от количества работающих энергоблоков и заданной температуры прямой воды изменяется схема включения оборудования:

- количество включенных сетевых насосов на каждом работающем энергоблоке;

- количество включенных водогрейных котлов;

- количество включенных сетевых насосов ВК;

- расход воды по линии рециркуляции;

- расход воды по перемычке РО помимо ВК.

Отсутствие регуляторов на сетевых насосах и на общих сетевых трубопроводах энергоблоков делает задачу оперативного изменения режима весьма сложной. Система подпиточной воды работает следующим образом: вода из горводопровода подается на ТЭЦ, проходит через встроенные пучки (ВПК) конденсаторов паровых турбин, где нагревается до 20:30°С, далее при необходимости догревается в блочных пароводяных теплообменниках ППВ (паром от верхнего отопительного отбора турбин), проходит через 6 блоков магнитной обработки (АМО) и подается в 6 вакуумных деаэраторов ДА-800. В качестве греющей воды в ВД подается прямая сетевая вода из общестанционного коллектора. Деаэрированная вода после ВД насосами вакуумных деаэраторов (НПТС) подается в коллектор обратной воды. К коллектору обратной воды через линию РР присоединены два бака-аккумулятора (БА) по 5000 куб. м каждый. Автоматика поддерживает постоянное давление в обратном коллекторе. При увеличении давления в “обратке“ выше заданного отключается насос НБА и открывается линия РР, по которой вода из “обратки“ поступает в БА. При снижении давления в “обратке“ ниже заданного закрывается линия РР, включается НБА и вода из БА поступает в “обратку“.

Максимальные возможности Саратовской ТЭЦ-5 по отпуску тепла с горячей

ГВ

водой при установленном основном оборудовании (Q ) Возможности станции

уст

ГВ

по отпуску тепла с горячей водой (Q ) рассчитываются из общей

уст

структурной формулы энергетического баланса станции:

ГВ

Q = Q + Q + Q - Q - Q

уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН

где Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность

ЭК ВК

энергетических и водогрейных котлов;

Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;

ЭЭ

Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с учетом

ПП

перспективы;

Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.

СН

В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: таблица

4.21 “Характеристика основного оборудования“ отсутствует, имеется в виду

таблица 4 “Характеристика основного оборудования“.

Расчет выполнен на основании данных приведенных в табл. 4.21

“Характеристика основного оборудования“.

Максимальное количество тепла Т-отборов, которое может быть отпущено с

горячей водой, составляет 512 Гкал/час

ГВ

Q = SUM Q - Q - Q = 700 - 5 - 10,8 = 684,2 Гкал/час

уст Т ОТ СН

где SUM Q - суммарное количество тепла Т-отбора в режиме максимального

Т

отпуска пара, Гкал/час;

Q = 5 Гкал/час - расход тепла на отопление ТЭЦ в зимнем режиме;

ОТ

Q = 10,8 Гкал/час - расход тепла на собственные нужды и потери.

СН

Максимальное количество тепла, которое может быть отпущено с горячей водой

при установленном основном оборудовании, составляет 1832 Гкал/час.

ГВМ ГВМ -3 ГВм

Q = Д (i - i ) x 10 + Q + Q +

уст п 1 2 Т ВК

-3

+ (SUM Д - SUM Д ) x (i - i ) x 10 =

ном о пе пв

-3

= 0 + 684,2 + 180 x 3 + (1980 - 1940) x (832 - 238) x 10 =

= 1248 Гкал/час.

где i и i - энтальпия пара производственного отбора и конденсата

1 2

бойлеров, ккал/кг;

Q - суммарная тепловая мощность водогрейных котлов, Гкал/час;

ВК

SUM Д и SUM Д - суммарная паропроизводительность энергокотлов и

ном о

суммарный максимальный расход острого пара на турбины, т/час;

i и i - энтальпии перегретого пара и питательной воды, ккал/кг.

пе пв

Самым крупным источником тепла на ГРЭС является котел ПТВМ-180 (Q = 180

Гкал/час). При отключении самого крупного источника отпуск тепла должен

быть не менее 87 % от исходного (СНиП 41-02-2003, п. 5.4).

ГВ ГВм

Q = (Q - Q)/0,87 = (1248 - 180)/0,87 = 1227,5 Гкал/час

уст уст

Расчетная присоединенная нагрузка составляет 749,7 Гкал/час. Станция

имеет резерв тепловой мощности по установленному оборудованию равный

468,5 Гкал/час, который может быть использован для подключения

дополнительных потребителей.

ГВ ГВ ГВС

Q = Q - Q = 1227,5 - 749,7 = 477,8 Гкал/час

резерв уст подк

Ограничения располагаемой тепловой мощности.

По технологии отпуска тепла:

- отсутствие схемы и поверхностей нагрева для использования избытка

пара энергетических котлов (40 т/час или 24 Гкал/час) 24 Гкал/час;

- ограничение максимальной нагрузки водогрейных котлов ПТВМ-180

величиной 130 Гкал/час по условиям заноса конвективных поверхностей нагрева

150 Гкал/час.

Отсюда, располагаемая тепловая мощность ТЭЦ по технологии отпуска

тепла составляет:

тепло

Q = 1227 - 24 - 150 = 1053 Гкал/час.

расп

Для выявления возможности ТФУ по циркуляции рассмотрим работу ТФУ подробнее.

Рассмотрим предельный режим работы ТФУ, исходя из следующих условий:

- основными, базовыми теплоисточниками ТФУ являются энергоблоки;

- параллельно включенная водогрейная котельная со своими сетевыми насосами рассматривается либо как резервная в случае вывода из работы энергоблоков, либо как “горячая“ обводная линия энергоблоков в случае работы ТФУ с температурами Ть превышающими возможности энергоблоков.

Проектный максимальный расход воды через ПСГ энергоблока составляет 4500 т/час или 18000 т/час на все четыре блока. В работе при этом должны находиться все 8 насосов энергоблоков.

При максимальной нагрузке отборов турбин нагрев воды в ПСГ составит:

дельта tПСГ = (170 Гкал/час x 4)/18000 = 37,7°С.

Это соответствует режиму с tHB = - 15°С (см. температурный график рис. 2). При этом t2 = 60,3 t1 = 60,3 + 37,7 = 98°С.

В этом режиме водогрейные котлы и сетевые насосы водогрейной котельной составляют значительный резерв. При выводе из работы одного энергоблока будут включены 2 котла ПТВМ-180 с общим расходом воды через них 2 х 3800 = 7600 т/час, из которых 3600 т/час будут составлять поток рециркуляции через РРец. В этом режиме будут включены 3 сетевые насоса водогрейной котельной, один насос будет в резерве. Из 18000 т/час циркуляции 400 т/час идут в ВД в качестве греющей воды и еще 200 т/час составляют собственные нужды ТЭЦ по отоплению. Расход воды на потребителей составит:

q1 = 8000 - 400 - 200 = 17400 т/час.

Рассмотрим режим с этой же циркуляцией 18000 т/час при tн.в. = -27°С. Из температурного графика t2 = 62,6°С, t = 47,4°C, t1 = 110°C.

Количество тепла необходимого для нагрева этого потока составит 18000 x 47,4 = 853,2 Гкал/час, что на 173 Гкал/час превышает возможности четырех энергоблоков.

Поэтому в работу необходимо включить два ВК с общей нагрузкой 173 Гкал/час. Расход воды, проходящей из “обратки“ в “прямую“ через систему ВК составит

q = 173 Гкал/час / 47,4°С = 3650 т/час.

Для организации расхода воды через 2 ВК 7600 т/час необходимо включить

3 сетевых насоса водогрейной котельной. Расход воды через линию

рециркуляции составит:

Q = 7600 - 3650 = 3950 т/час.

рец

Расход воды через ПСГ энергоблоков составит:

Q = 18000 - 3650 = 14350 т/час.

псг

В этом режиме в работе все 4 энергоблока, 2 ВК и 11 сетевых насосов

ТФУ из 12-ти. Температура воды на выходе из ПСГ всех блоков и ВК составляет

110°С. Однако резерв на случай вывода из работы энергоблока недостаточен,

так как для включения третьего ВК требуется два сетевых насоса, а в резерве

имеется один.

Практически, при выводе из работы одного энергоблока можно увеличить

нагрузку двух работающих ВК с 173 до 260 Гкал/час, т.е. на 87 Гкал/час.

Общая нагрузка ТЭЦ снизится на (170 - 87) = 83 Гкал/час, нагрев воды упадет

на 83/18000-5°С, a t1 снизится со 110°С до -103°С из-за

последующего снижения t2.

Таким образом в качестве располагаемой тепловой мощности можно принять

количество тепла, отпускаемого внешним потребителям от ТЭЦ в рассмотренном

режиме с t1 = 110°С и q1 = 17400 т/час.

Q = 733 х (17400 / 12000) = 1063 Гкал/час.

расп

Необходимо еще раз отметить, что для полноценного резервирования оборудования в этом режиме необходимо дополнительный сетевой насос на водогрейной котельной.

3. Существующее состояние и анализ работы тепловых сетей

от централизованных теплоисточников ОАО “Волжская ТГК“

Тепловые нагрузки ЖКХ и промышленных предприятий г. Саратова в основном обеспечиваются от четырех крупных существующих централизованных источников тепла: ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, СарГРЭС и ТЭЦ-5.

На базе указанных источников тепла сформирована существующая система магистральных и распределительных тепловых сетей, обеспечивающая транспорт тепла к потребителям.

Теплоносителем для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых, общественных зданий и промпредприятий является горячая вода.

Регулирование отпуска тепла качественное по отопительному графику 130 - 70°С.

С 2006 г. в эксплуатации Саратовских тепловых сетей находятся также распределительные (квартальные) сети, примыкающие к магистральным тепловым сетям. Общая протяженность всех тепловых сетей составляет 384,2 км в двухтрубном исчислении, из них на балансе Саратовских тепловых сетей - 177,4 км и в безвозмездном пользовании - 206,8 км.

Таблица 16

-----------------------T--------------------------------------------------¬

¦ Теплоисточник ¦ Протяженность теплотрассы, км ¦

¦ +------------------------T-------------------------+

¦ ¦ магистральная ¦ квартальная ¦

+----------------------+------------------------+-------------------------+

¦Саратовская ТЭЦ-1 ¦ 10 ¦ 19 ¦

+----------------------+------------------------+-------------------------+

¦Саратовская ТЭЦ-2 ¦ 42 ¦ 83 ¦

+----------------------+------------------------+-------------------------+

¦Саратовская ТЭЦ-5 ¦ 78 ¦ 59 ¦

+----------------------+------------------------+-------------------------+

¦Саратовская ГРЭС ¦ 48 ¦ 46 ¦

+----------------------+------------------------+-------------------------+

¦Итого ¦ 178 ¦ 207 ¦

L----------------------+------------------------+--------------------------

Примечание: тепломагистраль от ТЭЦ-5 на совхоз “Весна“ Ду 700 мм находится в ведении данного потребителя.

Структура тепловых сетей от источников представлена в таблице 16.

По способу прокладки магистральные тепловые сети состоят из:

- Подземной прокладки - 95,0 км;

- Надземной прокладки - 83,0 км.

Средний диаметр трубопроводов тепловых сетей в целом составляет - 0,330 м.

Структура тепловых сетей по срокам службы приведена ниже. Как видно 1,8 км или 8,5 % от общего количества тепловых сетей проработали более 25 лет, то есть выработали свой ресурс и подлежат перекладке

До 5 лет 65,63

От 6 - 10 лет 56,31

От 11 - 15 лет 41,1

От 16 - 20 лет 32,87

От 21 - 25 лет 12,88

Более 25 лет 1,8

Всего 210,55

Продолжительность работы тепловой сети 8760 часов, из них:

- отопительный период - 5088 часа

- летний период - 3672 часа.

Схема теплоснабжения от СарГРЭС, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 смешанная и от СарТЭЦ-1 закрытая.

По существующим магистральным тепловым сетям тепло транспортируется в Кировский, Ленинский, Фрунзенский, Октябрьский и Заводской районы.

Фактические расходы сетевой воды и подключенная нагрузка по каждой магистрали ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ГРЭС и ТЭЦ-5 на отопительный сезон 2006 - 2007 гг. представлены в таблице 17.

Таблица 17

Тепловые магистрали от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-5 и ГРЭС.

Фактические показатели на отопительный сезон 2006 - 2007 гг.

----T----------------------T--------------T----------------T--------------¬

¦ N ¦ Наименование ¦ Тепловая ¦ Расход сетевой ¦ Примечание ¦

¦ ¦ ¦ нагрузка ¦ воды ¦ (давление ¦

¦ ¦ ¦ (подкл) ¦(среднесуточный)¦ Р1/Р2 атм) ¦

¦ ¦ ¦ Гкал/час ¦ т/час ¦ ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦1 ¦ТЭЦ-1 ¦ 152,0 ¦ 2100 ¦ 8,0/1,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦1.1¦1 тепломагистраль ¦ 76,0 ¦ 1050 ¦ 8,0/1,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦1.2¦2 тепломагистраль ¦ 76,0 ¦ 1050 ¦ 8,0/1,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦2 ¦ТЭЦ-2 ¦ 502,0 ¦ 6500 ¦ 12,0/5,0 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦2.1¦1 тепломагистраль ¦ 293,0 ¦ 3800 ¦ 12,0/5,0 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦2.2¦2 тепломагистраль ¦ 209,0 ¦ 2700 ¦ 12,0/5,0 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦3 ¦ТЭЦ-5 ¦ 875,0 ¦ 12600 ¦ 15,5/5,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦3.1¦1 вывод ¦ 520,0 ¦ 7500 ¦ 15,5/5,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦3.2¦5 вывод ¦ 295,0 ¦ 4100 ¦ 15,5/5,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦3.3¦“Весна“ ¦ 60,0 ¦ 1000 ¦ 15,5/5,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦4 ¦ГРЭС ¦ 497,0 ¦ 6800 ¦ 8,5/3,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦4.1¦1 вывод ¦ 80,0 ¦ 1100 ¦ 8,5/3,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦4.2¦2 вывод ¦ 58,0 ¦ 800 ¦ 8,5/3,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦4.3¦3 вывод ¦ 234,0 ¦ 3200 ¦ 8,5/3,5 ¦

+---+----------------------+--------------+----------------+--------------+

¦4.4¦4 вывод ¦ 125,0 ¦ 1700 ¦ 8,5/3,5 ¦

L---+----------------------+--------------+----------------+---------------

Отпуск тепла от ТЭЦ-1 осуществляется по одному выводу 2Ду 700 мм, который разделяется на 1 тепломагистраль (ТМ-1) 2Ду 700 мм и 2 тепломагистраль (ТМ-2) 2Ду 600 мм. Суммарный среднесуточный расход воды от ТЭЦ-1 по всем выводам составляет 2100 т/ч.

ТЭЦ-2 имеет 2 вывода: 1 вывод (ТМ-1) 2Ду 900 и 2-й вывод (ТМ“2) 2Ду 800. Среднесуточный расход сетевой воды от ТЭЦ-2 составляет 6500 т/ч.

ТЭЦ-5 имеет 3 вывода: 1 вывод 2Ду 1000, вывод N 5 2Ду 1200, 3-“Весна“. Среднесуточный расход сетевой воды от ТЭЦ-5 составляет 12600 т/ч.

ГРЭС имеет 4 вывода: 1 вывод - 2Ду 500, 2-й вывод 2Ду 400, 3 вывод - 2Ду 800, 4 вывод - 2Ду 700. Среднесуточный расход сетевой воды от ГРЭС составляет 800 т/ч.

Тепловые сети от ТЭЦ-5 и ГРЭС по схеме объединены и разделяются путем закрытия соответствующей запорной арматуры в камерах.

Саратовские тепловые сети от ТЭЦ-2, ТЭЦ-5 и ГРЭС имеют сложный профиль, по этой причине на магистральных тепловых сетях находятся 8 насосных станций:

От Саратовской ТЭЦ-2 НС N 7, N 8, N 9,

От Саратовской ТЭЦ-5 НС N 2, N 3, N 6,

От Саратовской ГРЭС НС N 4, N 5.

НС N 4, 5, 9 - повысительные;

НС N 2, 3, 6, 8 - понизительные.

В насосной НС-7 насосы установлены и на прямой, и на обратной магистралях. Данные по существующим насосным станциям приведены в таблице 18.

Таблица 18

Оборудование насосных станций СТС

-----T------T---------------T-------T----------------T----T---------T-----¬

¦Поз.¦Насос-¦Характеристика ¦Кол-во,¦Электродвигатель¦Кол-¦Кол-во в ¦При- ¦

¦ N ¦ная ¦ насоса ¦ шт. ¦(характеристика)¦во, ¦ работе ¦ме- ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦шт. +----T----+чание¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦зима¦лето¦ ¦

+----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ 1 ¦НС N 2¦ПН-1-5 ¦ 5 ¦А-114-4М N = 320¦ 5 ¦ 3 ¦ - ¦ ¦

¦ ¦ ¦СЭ-1250-70 ¦ ¦КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+ ¦п = 1460 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 1209 куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 71 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ 2 ¦НС N 3¦ПН-1-4 ¦ 4 ¦А-114-4М N = 320¦ 4 ¦ 2 ¦ - ¦ ¦

¦ ¦ ¦СЭ-1250-70 ¦ ¦КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+ ¦п = 1460 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 1250 куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 70 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ 3 ¦НС N 4¦ПН-1, 2, 3 ¦ 3 ¦4255М4УЗ ¦ 3 ¦ 2 ¦ 1 ¦ ¦

¦ ¦ ¦СЭ-1250-70-11 ¦ ¦N = 315 кВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+ ¦п = 1500 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 1250 куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 70 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ ¦ ¦ПН-4 1Д800-56 Q¦ ¦4АМН315S4УЗ ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦= 800 куб. ¦ ¦N = 200 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 56 м¦ ¦п = 1450 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ 4 ¦НС N 5¦ПН-1, 2, 3 КСВ¦ 3 ¦А-355М643 ¦ 3 ¦ 1 ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦500-25 ¦ ¦N = 200 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+ ¦п = 1000 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 500 куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 85 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ ¦ ¦Насос для гвс ¦ 1 ¦А2-81-2 N = 55 ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦4К-6 ¦ ¦КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+ ¦п = 2920 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 90 куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 87 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ ¦ ¦ПН-1-4 ¦ 4 ¦N = 630 КВт ¦ 2 ¦ - ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦РСМ-1250-140-11¦ ¦п = 1500 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 1250 куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 140 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ 6 ¦НС N 7¦ПН-1 12НДС-60 ¦ 1 ¦ПН-1, 3, 4 ¦ 3 ¦ 5 ¦ - ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 1260 куб. ¦ ¦А-113-4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 64 м¦ ¦N = 250 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦п = 1450 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+-------+----------------+----+ ¦ +-----+

¦ ¦ ¦ПН-2-7 ¦ 6 ¦ПН-2, 5, 6, 7 ¦ 4 ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦СЭ-1250-70 ¦ ¦А4-355 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 1250 куб. ¦ ¦N = 315 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 70 м¦ ¦п = 1450 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ 7 ¦НС N 8¦ПН-1, 3 14НДС ¦ 2 ¦ПН-1 А3-315М-6 ¦ 1 ¦ 2 ¦ - ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 900 куб. ¦ ¦N = 132 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 32 м¦ ¦п = 980 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ПН-3 А-103-6М ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦N = 160 кВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦п = 985 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+-------+----------------+----+ ¦ +-----+

¦ ¦ ¦ПН-2, 4 ¦ 2 ¦ПН-2 А-102 14М ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦1Д1250-63 ¦ ¦N = 160 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 1250 куб. ¦ ¦п = 1475 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 63 м¦ ¦ПН-4 А-03-315 ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦N = 132 кВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦п = 1000 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+-----+

¦ 8 ¦НС N 9¦ПН-1, 2 ¦ 2 ¦А-112-4М ¦ 2 ¦ 2 ¦ 1 ¦ПН - ¦

¦ ¦ ¦СЭ800-100-11 ¦ ¦N = 320 КВт ¦ ¦ ¦ ¦5, 6 ¦

¦ ¦ ¦Q = 800 куб. ¦ ¦п = 1500 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦не ¦

¦ ¦ ¦м/час ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦за- ¦

¦ ¦ +---------------+-------+----------------+----+ ¦ ¦дей- ¦

¦ ¦ ¦ПН-3, 4 10КСД ¦ 2 ¦А02-92-693 ¦ 2 ¦ ¦ ¦ство-¦

¦ ¦ ¦Q = 234 куб. ¦ ¦N = 75 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ваны ¦

¦ ¦ ¦м/час, H = 57 м¦ ¦п = 985 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦в.ст. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ +---------------+-------+----------------+----+ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ПН-5, 6 3К-6 ¦ 2 ¦КО 12-2-4 ¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Q = 30 - 70 ¦ ¦N = 11 КВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦куб. м/час, H =¦ ¦п = 2920 об/мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦62 - 44 м в.ст.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----+------+---------------+-------+----------------+----+----+----+------

3.1. Тепловые сети Саратовской ТЭЦ-1

Теплоснабжение от Саратовской ТЭЦ-1 осуществляется по двум тепловыводам.

По расчетным схемам построены пьезометрические графики по характерным точкам и путям движения потоков.

Тепломагистраль N 1 (ТМ-1) проложена вдоль улицы Орджоникидзе до ул. 1-я Пионерская и имеет протяженность порядка 2,5 км.

Давление в обратном трубопроводе на всех участках магистрали находится в пределах допустимого (3,7 - 5,1 кгс/кв. см). Располагаемый перепад давления на конечных участках магистрали и ответвлениях от нее находится на пределе допустимой величины от 15 м в.ст. до 11 м в.ст. При этом потребители, расположенные в районах камер У-290-148 и ЦТП по ул. Отрадная, подключены по “независимой“ схеме.

Тепломагистраль N 2 (ТМ-2) проложена вдоль улицы Чернышевского, имеющей относительно ровный рельеф, и ее протяженность составляет порядка 4,9 км. Диаметры трубопроводов по трассе изменяются от Ду 600 до Ду 400.

Из пьезометрического графика видно, что на участке от камер У-236 до ЦТП “Берег“ (отм. земли 22,9 м) имеется повышенное значение давления в обратном трубопроводе и составляет 5,5 кгс/см. Потребители только одного жилого дома ПРП 1/15, расположенного в самой нижней зоне, подключены в ЦТП по “независимой“ схеме. Остальные потребители находятся в неблагоприятных условиях.

Располагаемый перепад давления на конце трассы в камере К-241 (район Бассейна) составляет порядка 10 м в.ст., что для данного потребителя достаточно.

Анализ работы существующих тепловых сетей от ТЭЦ-1 показал, что в основном пропускная способность трубопроводов в тепловых сетях обеспечивает пропуск фактических расходов сетевой воды, потери давления не превышают нормируемые значения, значение располагаемых перепадов давления на конечных участках (дельта Рконц) - минимально допустимые.

3.2. Тепловые сети Саратовской ТЭЦ-2

ТЭЦ-2 запитывает потребителей Заводского района и частично Октябрьского района города Саратова.

В связи с тем, что рельеф местности, по которой проложены тепломагистрали от ТЭЦ-2, имеет значительные перепады отметок (от ТЭЦ отм. 56,0 м до 90,0 м и 190,0 м) установлены три насосные станции: НС-8 (на ТМ1) и НС-7, НС-9 (на ТМ2).

Поток 1 (с НС-8)

Первый путь первого вывода ТЭЦ-2

Протяженность данного пути составляет около 6,3 км.

Расход сетевой воды по магистрали в отопительном сезоне 2005 - 2006 гг. составил 3800 т/ч.

Из пьезометрического графика видно, что рельеф местности после узла У-124 (отм. 84,5 м) идет на понижение отметок до отм. 52,8 м (К-143). В связи с этим на данной тепломагистрали установлена насосная НС-8.

В НС-8 на прямом трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 7 кгс/кв. см до 4,6 кгс/кв. см при помощи регулирующего клапана РК-1.

На трубопроводах обратной сетевой воды установлены две пары насосов, которые имеют следующие характеристики:

ПН1 и ПН3 с производительностью Q = 900М3/4 и напором Н = 32 м в.ст. и ПН2 и ПН4 с производительностью Q = 1250М3/4 и напором Н = 63 м в.ст.

В отопительный период 2005 - 2006 гг. производительность насосной НС-8 составила 1400 т/ч, давление в обратном трубопроводе повышалось на 22 м в.ст.

В конце магистрали в районе камеры К-150 располагаемый перепад давлений составляет 20 м в.ст., что в пределах нормы. Давление в обратном трубопроводе имеет повышенное значение - 5,5 кгс/кв. см.

У потребителей в районе ЦТП 48 располагаемый перепад давлений составляет 10 м в.ст., что является предельно допустимой величиной для данной застройки.

Поток 4

Между тепломагистралями ТМ1и ТМ2 имеются перемычки, одной из которых является перемычка 2 Ду 700 по ул. Васильковская от У-124 (ТМ-1) до У-223 (ТМ-2) протяженностью 1,02 км.

Данная перемычка позволяет делать перепуск сетевой воды (G = 1500 т/ч) из 1-й магистрали во вторую.

В тепловых камерах данной теплотрассы имеются достаточные располагаемые напоры 38 - 21 м.

Давление в обратном трубопроводе находится в пределах Р2 = 3,6 - 5,0 кгс/кв. см, но на участке от камеры К-124/9 до узловой камеры У-223 давление имеет повышенные значения 5,4 - 5,5 кгс/кв. см.

На участке тепломагистрали ТМ-10 по ул. Азина, соединяющей ТМ2 в узловой камере К-209 и первую перемычку (см. путь 4) в камере К-124/3, имеются “узкие“ места: - в камере К-1007 давление в обратном трубопроводе составляет недопустимо высокое значение 6,5 кгс/кв. см. Данная проблема решается путем установки у потребителей насосных смешения и перераспределением потоков сетевой воды от тепломагистралей. Границе раздела потоков в настоящее время служит задвижка между камерами К-1004 и К-1005.

Поток 2 (с НС-9)

Второй путь второго вывода ТЭЦ-2.

Протяженность данного пути составляет около 5,9 км от ТЭЦ-2 в пос. Комсомольский.

Особенностью данного пути является большая разница отметок земли: от отм. 56,0 м (ТЭЦ-2) до отм. 133,0 м (К-440 и ЦТП ул. Химическая). Для создания необходимой разницы давлений у потребителей установлена повысительная насосная НС-9.

В отопительном сезоне в насосной НС-9 давление в подающем трубопроводе повышается на 37 м в.ст. (с 5,8 кгс/кв. см до 9,5 кгс/кв. см). Производительность насосной НС-9 по прямой сетевой воде составила 960 т/ч.

На обратном трубопроводе регулирующим клапаном РК-2 давление снижается с 6,0 кгс/кв. см до 4,0 кгс/кв. см.

В НС-9 установлены две пары насосов, которые имеют следующие характеристики:

ПН1 и ПН2 с производительностью Q = 800 М/Ч и напором Н = ТОО м в.ст. и ПН3 и ПН4 с производительностью Q = 234 М/Ч и напором Н = 57 м в.ст.

Насосы ПН-5, 6 в работе не задействованы. Таким образом максимальная производительность НС-9 по сетевой воде составляет 1800 куб. м/ч (при резерве одного насоса ПН3(4).

Давление в обратном трубопроводе на протяжении всей трассы находится в пределах нормы, кроме района насосной, но там потребителей нет.

Располагаемый перепад давлений на концевых участках данного пути (К-440) составляет 12 м в.ст. Низкое значение располагаемого давления имеет место в связи с большими удельными сопротивлениями по трассе между НС-9 и ЦТП Химическая.

Поток 3 (с НС-7)

Третий путь второго вывода (ТМ-2) имеет наибольшую протяженность 9,7 км от ТЭЦ-2 до узловой камеры У-290-48, которая расположена на границе раздела тепловых сетей ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1.

Перепад отметок земли по трассе составляет порядка дельта h = 40 м.

Из пьезометрического графика видно, что в районе камеры У-236 располагаемый перепад давлений отсутствует, на участке от ТК-229 до повысительной насосной НС-7 происходит пересечение эпюр давлений прямого и обратного трубопроводов, что свидетельствует об отсутствии циркуляции теплоносителя. Потребителей на данном участке нет.

В районе узловой камеры У-236 установлена насосная НС-7.

В рассматриваемый отопительный период производительность насосной НС-7 по прямой сетевой воде составила 2300 т/ч, по обратной - G2 = 2200Т/4.

В насосной НС-7 давление в подающем трубопроводе повышалось на 16 м в.ст., давление в обратном трубопроводе повышалось на 41 м в.ст.

В существующей насосной:

- на подающем трубопроводе установлено 3 насоса (Н5-Н7) (2 раб., 1 рез.) производительностью 1250 куб. м/ч каждый и напором Н = 70 м в.ст.;

- на обратном трубопроводе установлено 4 насоса (Н1-Н4) производительностью 1250 куб. м/ч и напором Н = 64 - 70 м в.ст.

Давление в обратном трубопроводе на протяжении магистрали от НС-7 до конечной камеры У-290-48 находится в пределах нормы.

В конце трассы располагаемый перепад давлений имеет минимальное значение порядка 10 - 13 м в.ст., поэтому потребители, расположенные в районе камеры У-290-148, подключены по “независимой“ схеме.

Поток 5

Длина перемычки между тепломагистралями ТМ1и ТМ2 от У-137 до У-238 с диаметрами Ду 400, Ду ЗОО составляет 2,05 км. В соответствии с настоящим режимом работы тепловых сетей на перемычке задвижка в районе камеры У-524.

Пьезометрический график давлений пятого пути представлен в приложении 11. Расход сетевой воды по ответвлению на перемычке составляет G = 630 Т/Ч.

Давление в обратном трубопроводе на данном участке находится в пределах Р2 = 4,3 - 5,0 кгс/кв. см и располагаемый напор составляет 32 м.

Потребители микрорайона по ул. Кавказская (рядом с проспектом Энтузиастов) и ЦТП-56 могут запитываться как от 1-й тепломагистрали, так и от 2-й.

В отопительном сезоне 2005 - 2006 гг. давление в обратном трубопроводе достигало недопустимо высокого значения 6,2 кгс/кв. см и фактический располагаемый напор составлял 13 м в.ст., когда теплоснабжение ЦТП-56 осуществлялось от ТМ2 при ответвлении от камеры У-525. Эти проблемы были устранены в отопительном сезоне 2006 - 2007 гг., когда запитка данного микрорайона производилась от 1-й магистрали после НС-8.

Анализ работы существующих тепловых сетей от ТЭЦ-2 показал, что в основном пропускная способность трубопроводов в тепловых сетях обеспечивает пропуск фактических расходов сетевой воды, потери давления не превышают нормируемые значения.

Основными проблемами на конечных участках являются:

- повышенные значения давления в обратном трубопроводе (5,5 кгс/кв. см) - это камера К-150, перемычка по ул. Азина, участок на перемычке по ул. Васильковской от К-124/9 до У-223;

- предельный располагаемый перепад давления у потребителей (13 - 10 м) - в ЦТП-48, в районе узловой камеры У-290-148, которая является границей раздела с ТЭЦ-1. При существующем состоянии тепловых сетей причиной этого является недостаточный перепад давления на выводах ТЭЦ.

3.3. Тепловые сети от ТЭЦ-5 и ГРЭС

Центральный район города запитывается от двух источников теплоты - ГРЭС и ТЭЦ-5.

От ТЭЦ-5 и ГРЭС имеется разветвленная двухтрубная тепловая сеть, выполненная по кольцевой схеме, соединенная перемычками, на которых установлены разделительные задвижки.

Характерной особенностью данных сетей является существенное отличие в отметках высот расположения теплоисточников: ТЭЦ-5 расположена на местности с отм. 85 м, ГРЭС - 32 м.

При этом ТЭЦ-5 запитывает потребителей, находящихся от ТЭЦ на расстоянии около 16 км и на отметке высоты 33 м (вблизи ГРЭС).

Также на расстоянии около 3 - 5 км от ТЭЦ-5 находится участок теплосети с отметкой высоты около 167 м.

ГРЭС запитывает потребителей, расположенных на отметках высот около 113 м. Перепад высот составляет 113 - 32 = 81 м. Поэтому, для создания соответствующей разницы давлений между прямой и обратной магистралями у потребителя, используются повысительные насосные (НС-4, НС-5, НС-10), так как давления, создаваемого сетевыми насосами ГРЭС (8,5 кгс/кв. см) для этих целей недостаточно.

3.4. Тепловые сети Саратовской ТЭЦ-5

Саратовская ТЭЦ-5 имеет 3 вывода: N 1, N 8 и N 5. Кроме того, имеется отдельная магистраль Ду 700 на совхоз “Весна“. Из-за отсутствия режимных проблем данная магистраль в анализе работы тепловых сетей не рассматривается.

Перепад давлений Р1-Р2 на ТЭЦ-5 составляет 10 кгс/кв. см. Максимальное удаление потребителей от теплоисточника (ТМ-1, 8, путь 3) составляет 16 км. С учетом наличия на основных магистралях насосных, общий располагаемый напор в теплосети представляется достаточным с резервом.

Особенностью теплосети от ТЭЦ-5 является наличие между теплоисточником и основной массой потребители хребта высотой до 170 м, в то время как отметка станции 85 м, а потребителей, расположенные за хребтом, размещены на отметке 100-33 м. По гребню этого хребта проходит часть 1 магистрали (от П-801 до К-122).

Таким образом, вода 1 магистрали от ТЭЦ должна “переваливать“ через хребет. В этих условиях важнейшее значение имеет головной участок 1 магистрали от ТЭЦ до П-801, по которому почти транзитом передается 2/3 потока воды в город. Этот участок является общим для двух рассматриваемых потоков (поток 3 и поток 1). Фактически перепад давлений в конце головного участка (длиной 3,5 км), совпадающий с павильоном П-801, является исходным для этих потоков.

Магистраль N 5 Ду 1000 мм можно считать длинной перемычкой между ТЭЦ и камерой К-122 на 1 магистрали. Расход воды по ней определяется разностью давлений в этих крайних точках.

Далее рассмотрены пьезометрические графики по трем основным потокам.

Поток N 3

Общая протяженность третьего пути первого вывода ТЭЦ-5 составляет около 16 км, диаметры трубопроводов изменяются от Ду 1200 до Ду 300, отметки высот от 167 м до 33 м.

На данном пути находится одна понизительная насосная НС-6.

В отопительный сезон 2005 - 2006 гг. производительность насосной НС-6 составила 2520 т/ч, давление в обратном трубопроводе насосами повышалось с 2,4 кгс/кв. см до 12,5 кгс/кв. см, т.е. на 101 м в.ст.

В НС-6 на прямом трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 14 кгс/кв. см до 7 кгс/кв. см при помощи регулирующего клапана РК-1.

На трубопроводах обратной сетевой воды установлены насосы ПН 1-4 (4 шт.) с производительностью Q = 1250 м/ч и напором Н = 140 м в.ст. каждый.

Выше сказано о значении головного участка для всего режима теплосети и величины перепада давлений в П-801. Фактически перепад давления в П-801 составляет 30 м в.ст., что и является исходным перепадом для потоков N 3 и N 1. Давление Р2 в П-801 связано с высотой местности (хребта) и условием “заливки“ верхних этажей зданий, так как перепад давлений Р2 на участке П-801 - ТЭЦ значительно меньше сопротивления этого участка. Т.е. сопротивление обратного трубопровода этого участка не является критическим. Таковым является сопротивление прямого трубопровода от ТЭЦ до П-801, которое при длине участка 3,5 км составляет 3,0 кгс/кв. см, или ~1 кгс/кв. см на 1 км. При скорости воды 1,8 м/сек удельное сопротивление не должно превышать 0,35 кгс/кв. см на 1 км. Таким образом, фактически головной участок 1 магистрали перегружен.

Перепад давлений на ответвлении от 1 магистрали (УТ-107) достаточно велик (~35 м), однако большая протяженность ответвления в сторону 5 магистрали и малый диаметр труб приводят к предельно малым располагаемым напорам в концевых участках (ЦТП-15, 19).

Располагаемый перепад давлений между прямой и обратной магистралью в районе насосной НС-6 составляет 22 м и находится на допустимом уровне, но не может быть увеличен без реконструкции сетей.

Давление в обратном трубопроводе имеет недопустимо высокое значения 6,1 кгс/кв. см. Однако потребителей тепла на данном участке нет.

Перепад давлений в конце магистрали на участке от К-642 до К-642/1 ниже предельно допустимой величины и составляет около 9 м. В то же время величина дросселирования в НС-6 составляет 70 м. Поэтому при соответствующей регулировке тепловых сетей перепад давлений в конце магистрали при необходимости может быть увеличен.

Поток N 1

Для этого потока определяющим является участок 1 магистрали от П-801 до К-122, проложенный по “хребту“ местности. Критической точкой является К-122, перепад давлений в которой определяет расход воды по 5 магистрали и перепад давлений в П-102, от которой начинается ответвление на ул. Тверскую. Перепад давлений в П-102 составляет 2 кгс/кв. см. При этом в конечном участке ответвления на ул. Тверскую располагаемый напор предельно мал.

Павильон П-102 расположен в здании насосной N 1, которая была в свое время построена в соответствии с проектом. Так как фактический режим теплосети обеспечивался без работы насосной в НС-1, то насосы НС-1 были демонтированы. В настоящее время в здании НС-1 расположен участок трубопровода Ду 1000 мм и Ду 700 мм (отвод на ул. Тверскую) с запорной арматурой.

Далее по потоку 1 находятся две понизительные насосные НС-2 и НС-3.

В насосной НС-2 на трубопроводах обратной сетевой воды установлены насосы ПН1-5 (5 шт.) с производительностью Q = 1209 куб. м/ч и напором Н = 71 м в.ст. каждый.

В отопительном сезоне 2005/2006 гг. давление в обратном трубопроводе в НС-2 повышалось с 2,8 кгс/кв. см до 7,8 кгс/кв. см (на 50 м в.ст.) при расходе сетевой воды G2 = 3200 т/ч.

В районе понизительной насосной НС-2 располагаемый перепад давлений находится в пределах 6 м. Давление в обратном трубопроводе на участке от К-132 до П-102 превышает предельно допустимую величину 6,1 кгс/кв. см. Потребителей на данном участке нет.

Располагаемый перепад давлений в районе понизительной насосной НС-3 составляет 15 м. Оперативная схема насосной НС-3 представлена в приложении 36.

В отопительном сезоне 2005/2006 гг. давление в обратном трубопроводе в НС-3 повышалось с 2,5 кгс/кв. см до 6,5 кгс/кв. см (на 40 м в.ст.) при расходе сетевой воды G2 = 2200 т/ч.

В насосной НС-3 на трубопроводах обратной сетевой воды установлены насосы ПН1-4 (4 шт.) с производительностью Q = 1250 м/ч и напором Н = 70 м в.ст. каждый. В НС-3 на прямом трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 8,0 кгс/кв. см до 5,5 кгс/кв. см при помощи регулирующего клапана РК-1. Поэтому располагаемый напор за НС-3 при снижении дросселирования может быть увеличен.

Располагаемый перепад давлений далее по трассе на участке К-5509 - К-5405 - К-908/6 находится в пределах допустимой величины и составляет около 12 м. Расходы воды и соответствующие скорости потока на всем протяжении кроме участка по ул. Пугачевской от ТК5109 до ТК5405 не превышают допустимых. На указанном участке по ул. Пугачевской скорость движения воды достигает значения 1,7 м/сек, что превышает допустимую величину для труб Ду 400.

На ответвлении от 1 потока в узловой камере К-224 до камеры К-5907 давление в обратном трубопроводе находится в пределах Р2 = 4,5 - 4,6 кгс/кв. см и располагаемый напор составляет минимально допустимую величину 14 м.

Поток N 2

Второй путь первого вывода ТЭЦ-5.

Согласно пьезометрическому графику, начиная от камеры П-102 и до конца пути (камера К-321), располагаемый перепад давлений находиться на уровне предельно допустимой величины 16 - 12 м. Кроме того, давление в обратном трубопроводе в районе камеры П-102 составляет около 6,1 кгс/кв. см. Однако потребителей на данном участке нет. Узким местом потока является перепад давлений в камере П-102, зависящий, в основном, от режима потока N 1.

Вывод N 5 от ТЭЦ-5 имеет диаметр 2 Ду 1000. Пьезометрический график головного участка данной магистрали аналогичен графику головного участка вывода N 1. Выше было отмечено, что магистраль 5 фактически является перемычкой 1 магистрали. Перепад давления от УТ-510 до П-102 составляет 30 - 20 м в.ст. и не может быть увеличен. В концевых участках ответвления от 5 магистрали (от УТ-510) располагаемые напоры малы, т.е. пропускная способность ответвления исчерпана. По условиям работы тепловых сетей в существующем режиме задвижка на обратном трубопроводе в камере УТ-510А закрыта.

В целом, можно сделать вывод, что запас по пропускной способности теплосети от ТЭЦ-5 составляет не более 1500 - 2000 т/час. Определяющим местом теплосети является высокое сопротивление головного участка 1 магистрали, особенно прямого трубопровода.

Тепловые сети за насосными станциями N 6, N 3 имеют значительный резерв по пропускной способности из-за наличия дросселирования в прямых трубопроводах. Имеются ответвления от основных магистралей (от П-102, от УТ-107, УТ-510), пропускная способность которых при существующем режиме работы исчерпана.

3.5. Тепловые сети Саратовской ГРЭС

Станция по месту расположения находится в нижней точке относительно подключенных к ней потребителей. В связи с этим гидравлический режим имеет свои особенности. Чтобы обеспечить у потребителей требуемое давление в обратном трубопроводе, искусственно создается подпор в обратном трубопроводе уже на головных участках. Это вызывает понижение располагаемого напора у потребителей, особенно у расположенных на высоких отметках относительно станции.

По расчетным схемам построены пьезометрические графики по характерным точкам и путям движения потоков.

Саратовская ГРЭС имеет 4 вывода: N 1, 2, 3, 4.

Поток N 1

Сетевая вода q = 4300 т/час от 3-го вывода 2 Ду 800 в камере К-311 делится на 2 потока. Основной поток q = 3700 т/час поступает к потребителям Октябрьского района западной части города. Протяженность первого пути 3-го вывода составляет 6 км.

На первом пути третьего вывода работают установленные последовательно две повысительные насосные НС-4, НС-5. Их необходимость связана с тем, что ГРЭС, расположенная на отметке высоты 32 м, запитывает потребителей, находящихся на высоте 113 м.

В насосной НС-4 повышается давление в подающем трубопроводе, в отопительном сезоне 2005/2006 гг. на 36 м (с 4,4 кгс/кв. см до 8,0 кгс/кв. см), прокачивая при этом G = 2800 т/ч сетевой воды. в насосной НС-4 на трубопроводах прямой сетевой воды установлены 3 насоса ПН 1-3 с производительностью Q = 1250 куб. м/ч и напором Н = 70 м в.ст. каждый и один насос Q = 800 куб. м/ч и напором H = 56 м в.ст. в НС-4 на обратном трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 5,3 кгс/кв. см до 2,9 кгс/кв. см при помощи регулирующего клапана РК-1.

На участке от НС-4 до камеры К-334/4 имеют место повышенные значения давления в обратном трубопроводе 5,3 кгс/кв. см.

На участке от К-334/4 до повысительной насосной НС-5 происходит пересечение эпюр давлений прямого и обратного трубопроводов, что свидетельствует об отсутствии циркуляции теплоносителя в этой зоне. Потребителей на этом участке нет.

Повышение давления Р1 в насосной НС-5 составляет 23 м при количестве проходящей через нее прямой сетевой воды G1 = 630 т/ч. в насосной НС-5 на трубопроводах прямой сетевой воды установлены 3 насоса ПН 1-3 с производительностью Q = 500 куб. м/ч и напором Н = 85 м в.ст. каждый.

После НС-5 располагаемый перепад давлений оказывается минимальным для данной застройки (около 7 м). При необходимости перепад давлений на этом участке может быть повышен при соответствующей загрузке насосов НС-5 и регулировке тепловой сети.

Поток N 2

Первый вывод имеет диаметр 2Ду 500.

Фактический расход сетевой воды по данному выводу в отопительный сезон 2005 - 2006 гг. составил 860 т/ч.

Из пьезометрического графика видно, что на участке от К-112 до К-112/12 располагаемый перепад давлений составляет 16 - 18 м, что находится на предельном минимальном уровне для многоэтажной застройки. В случае подключения новых потребителей на данном участке необходимо увеличивать диаметр трубопроводов.

Поток N 3

Второй вывод 2Ду 500 проложен по ул. Чернышевского в восточную часть города и имеет протяженность около 2,5 км.

На третьем пути второго вывода на участке от К-216 до К-230/3 располагаемый перепад давлений изменяется от 18 до 12 м. Давление в обратном трубопроводе находится в допускаемых пределах 3,4 - 4,8 кгс/кв. см. Обращают на себя внимание повышенные удельные потери давления на головном участке прямого трубопровода от ГРЭС до К-216. Сопротивление участка прямого трубопровода более чем в 2 раза превышает сопротивление участка обратного трубопровода при близких расходах.

Поток N 4

Данная тепломагистраль 2Ду 400 проложена по ул. Чернышевского и имеет протяженность около 3,1 км.

Рельеф местности относительно ровный. Давление в обратном трубопроводе находится в допускаемых пределах 3,5 - 4,3 кгс/кв. см.

На конечном участке данного пути в камере К-311/56 располагаемый перепад давлений имеет минимальное значение и составляет 11 м.

Анализируя общую ситуацию в теплосети от ГРЭС нужно отметить, что на большинстве путей и выводов основной проблемой здесь является недостаточный располагаемый перепад давлений. Радикальным мероприятием для улучшения режима работы теплосетей, особенно 1, 2, 4 выводов, было бы увеличение перепада давлений на ГРЭС с 5 кгс/кв. см до 8 кгс/кв. см.

Приложение N 2

МЕТОДИКА

И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СХЕМНЫХ РЕШЕНИЙ, ТЕХНИЧЕСКИХ

М“РОПРИЯТИЙ В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ И НА ЭНЕРГОИСТОЧНИКАХ

ОАО “ВОЛЖСКАЯ ТГК“ В Г. САРАТОВЕ.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКИМ И ОРГАНИЗАЦИОННЫМ МЕРОПРИЯТИЯМ.

ЛОКАЛЬНЫЕ СМЕТНЫЕ РАСЧЕТЫ В ЦЕНАХ 4 КВАРТАЛА 2007 Г.

1. Изменение режима работ теплоисточников и разработка

технических мероприятий по ним

1.1. Саратовская ГРЭС

Перспективные нагрузки СарГРЭС составляют:

2013

Q = 432,11 Гкал/час

расч

2013 ГВ

gl = 8000 Г/час. При этом Q = 475 Гкал/час

уст

2012 ГВ

Q = 435 Гкал/час, т.е. Q < Q < Q

расп расп расч уст

Необходимо выполнение технических мероприятий по использованию потенциальных резервов. В результате анализа работы ТФУ, был выявлен ряд узких мест ТФУ, в том числе:

- недостаток поверхности нагрева бойлеров;

- наличие сетевых насосов с различными характеристиками;

- наличие узких мест в системе трубопроводов ТФУ.

Для увеличения располагаемой тепловой мощности СарГРЭС предлагается выполнить техперевооружение ТФУ в объеме:

- замена 4-х сетевых насосов типа СЭ-800-100 на СЭ-1250-140-8, что позволит повысить располагаемый перепад давлений на коллекторах ГРЭС;

- установка дополнительно еще одного основного бойлера БО-10 типа БО-350, тепловой производительностью 32,5 Гкал/час. Это мероприятие реализует запас тепловой мощности по пару Р = 1,2:2,5 ата турбин и энергокотлов;

- замена участка напорного коллектора СН между задвижками Т-177 и Т-177а 0426x7 с увеличением диаметра до 820x9. Данное мероприятие позволит снизить внутристанционные потери напора, а также увеличить надежность работы ТФУ из-за расширения возможности распределения нагрузок между сетевыми насосами первой и второй бойлерных;

- замена сетевых трубопроводов (магистрали бойлеров 1, 2, 9 и 3, 4) с увеличением их диаметров с d 475x8 до d 630x8. Данное мероприятие позволит снизить внутристанционные потери напора, а также более равномерно распределить расходы сетевой воды между группами бойлеров, оптимизировать их тепловую нагрузку;

- замена участка сетевого трубопровода помимо тепловых водогрейных котлов (ПВК) с увеличением диаметра до Ду 820x9 позволит снизить внутристанционные потери напора в режиме с отключенным по воде ПВК.

Принципиальная схема ТФУ СарГРЭС с элементами реконструкции

Рисунок 1

Рисунок не приводится.

1.2. Саратовская ТЭЦ-1

По данным перспективная расчетная нагрузка ТЭЦ-1 составит:

2013

Q = 140,94 Гкал/час

расч

2013 ГВС

gl = 2360 т/час. При этом Q = 258 Гкал/час и Q = 150 Гкал/час

уст расп

Т.е. возможности ТЭЦ обеспечивают присоединение перспективных

нагрузок. В то же время анализ работы сетей от СарГРЭС показал, что

магистраль N 3 от СарГРЭС перегружена и при дальнейшем нагружении

потребуется реконструкция НС-4, 5. При оценке перспективы работы тепловых

сетей (см. ниже) было признано целесообразным перебросить часть нагрузки

(-23 Гкал/час) с СарГРЭС на СарТЭЦ-1.

Поэтому перспектива СарТЭЦ-1 по нагрузкам представляется следующей:

2013

Q = 138,2 + 23 = 161,2 Гкал/час.

расч

2013

gl = 2360 = 2753 т/час

2013

В этом случае Q < Q , поэтому необходимо выполнение

расп расч

технических мероприятий. Узкие места ТФУ в том числе:

- недостаток поверхности нагрева пиковых бойлеров;

- пониженная надежность из-за наличия одного общего вывода теплосети

по территории ТЭЦ.

Для увеличения располагаемой мощности СарТЭЦ-1 и повышения надежности

теплоснабжения потребителей предлагается выполнить техперевооружение ТФУ, в

том числе:

- установить дополнительный пиковый бойлер ПСВ-315-14-23 на месте

демонтированного подогревателя высокого давления (ПВД);

- выполнить разделение тепловыводов станции, предлагается монтаж

перемычек от выходного коллектора пиковых бойлеров до магистрали “Улеши“,

минуя пиковый водогрейные котлы;

- выполнить секционирование внутристанционной схемы ТФУ.

На рис. 2 показана принципиальная схема ТФУ с предлагаемыми элементами реконструкции.

Принципиальная схема ТФУ СарТЭЦ-1 с элементами реконструкции

Рисунок 2

Рисунок не приводится.

1.3. Саратовская ТЭЦ-2

Перспективная расчетная нагрузка СарТЭЦ-2 составит:

2013

Q = 428,97 Гкал/час.

расч

2013 ГВС

gl = 7230 т/час. При этом Q = 747 Гкал/час и

уст

Q = 510 Гкал/час

расп

Т.е. возможности ТЭЦ обеспечивают присоединение перспективных нагрузок В то же время анализ работы сетей от СарТЭЦ-2 показал, что пропускная способность сетей близка к исчерпанию и одним из возможностей решений по ее увеличению может быть увеличение давления pi на выводах станции. Для возможности реализации этого решения необходима ликвидация узкого места в схеме ТФУ, а именно ограничения по давлению в трубной системе бойлеров I ступени нагрева Бу-2, Бу-3.

Для повышения надежности и качества теплоснабжения потребителей предлагается выполнить техперевооружение ТФУ, в том числе:

- заменить существующие четыре бойлера I ступени нагрева БУ-2, 3 на четыре бойлера типа ПСВ-315-14-23 с давлением в трубной системе 23 кгс/кв. см;

- заменить конденсатные насосы заменяемых бойлеров на соответствующие новые.

На рис. 3 показана принципиальная схема ТФУ с предлагаемыми элементами реконструкции.

Принципиальная схема ТФУ СарТЭЦ-2 с элементами реконструкции

Рисунок 3

Рисунок не приводится.

1.4. Саратовская ТЭЦ-5

С учетом прекращения теплоснабжения совхоза “Весна“ перспективная

нагрузка СарТЭЦ-5 составит:

2013

Q = 892,38 Гкал/час.

расч

2013

gl = 16800 т/час.

ГВС

При этом Q = 1227 Гкал/час и Q = 1063 Гкал/час.

уст расп

По этим данным возможности ТЭЦ обеспечивают присоединение перспективных нагрузок. В то же время анализ работы ТФУ выявил ряд узких мест, влияющих на надежность теплоснабжения, в том числе:

- недостаточный резерв по сетевым насосам водогрейной котельной;

- ограничение максимальной нагрузки водогрейных котлов ПТВМ-180 из-за заноса конвективной части котлов;

- невозможность плавного изменения расхода воды через ПСГ энергоблоков и через водогрейную котельную;

- возможность перехода сетевых насосов энергоблоков в кавитационный режим;

- пониженная надежность работы насосной баков-аккумуляторов из-за низкой ремонтопригодности насосной и недостаточного резерва по насосам.

Для обеспечения надежной работы ТФУ при значительном увеличении присоединенной тепловой нагрузки СарТЭЦ-5 предлагается выполнить следующие мероприятия:

- заменить один сетевой насос СЭ-2500-180 на водогрейной котельной на насос типа СЭ-5000-180;

- выполнить модернизацию водогрейного котла ПТВМ-180 ст. N 2 в части изменения конструкции конвективной части;

- выполнить монтаж регулируемого привода сетевых насосов ЭБ NN 1, 2, 3, 4 и ПВК, т.е. установить гидромуфты на одном из двух насосов каждого энергоблока и одном насосе СЭ-2500-180 насосной водогрейной котельной для реализации плавного регулирования расхода групп насосов;

- переключить ПСГ энергоблоков на двухходовую схему с сохранением

max

максимального расхода воды через ПСГ q = 4500 Т/час; данное

мероприятие выполнить за счет собственных средств;

- выполнить техперевооружение насосной станции баков-аккумуляторов с расширением здания насосной, установкой третьего насоса и установкой необходимых для ремонта грузоподъемных механизмов.

На рис. 4 показана принципиальная схема ТФУ СарТЭЦ-5 с элементами реконструкции.

Принципиальная схема ТФУ Саратовской ТЭЦ-5

с элементами реконструкции

Рисунок 4

Рисунок не приводится.

2. Изменение режима работы тепловых сетей и разработка

технических мероприятий

2.1. Тепловые сети от Саратовской ТЭЦ-5

Подробный анализ работы тепловых сетей выявил следующее. Критическим сечением сетей является камера П-801. Перепад давления в сечении зависит только от сопротивления головного участка магистрали N 1. Сопротивление прямого трубопровода на этом участке составляет 2,7 кг/см при расходе воды 7500 т/час. Ожидаемый расход воды на этом участке увеличится почти в 2 раза. Следовательно, сопротивление участка увеличится в 3 - 4 раза, что недопустимо.

Вторым узким местом теплосети является камера П-102, от которой идет ответвление на ул. Тверскую. Перепад давлений в П-102 в настоящее время составляет 2 кгс/кв. см. При увеличении расхода воды на ТЭЦ-5 до перспективного (16800 т/час) даже при строительстве головного участка 8-й магистрали перепад давлений в П-102 снизится по расчетам до 1 кгс/кв. см, что резко ухудшит режим работ магистрали по ул. Тверской. Низкие перепады давления отмечены в конечных участках по ул. Тархова (от 1 магистрали) по ул. Производственной на трассе от УТ-512. Предельные скорости воды имеют места на трассе по ул. Пугачевской. С увеличением нагрузки режим по этим участкам ухудшится. Для обеспечения нормализации гидравлического режима теплосети с учетом значительного роста тепловой нагрузки предлагается выполнить следующие мероприятия:

- Техперевооружение теплотрассы по ул. Производственная от ТК-512 до УТ-512/17 на Ду = 400 мм.

В связи с подключением к тепловым сетям новой застройки и потребителей закрываемой котельной N 1 необходимо переложить трубопроводы 2Ду 350 на 2Ду 400 (прокладка надземная) на участке от узла ТК-512 по ул. Антонова до камеры УТ-512/17.

- Техперевооружение магистрали по ул. Пугачевской от ТК-510а до ТК-5405 2Ду = 600 мм, L = 1100 п.м.

Перекладка теплосети: подземная в непроходном канале с полной заменой существующей строительной части теплотрассы.

- Строительство перемычки между ТМ N 1 и ТМ N 5 от ТЭЦ-5, Ду 500 мм.

Перемычка со стороны 1-го вывода подключается к камере ТК-711 к существующему трубопроводу Ду 500 и прокладывается надземно на высоких и низких опорах к новой камере 5-го вывода, которая ориентировочно будет находится между павильонами П-501 и П-502.

- Техперевооружение НС N 1 ТЭЦ-5 с установкой 3-х насосов на прямом трубопроводе ТМ-3

В настоящее время в здании насосной НС-1 проходят магистральные трубопроводы прямой и обратной сетевой воды Ду 1200, от которых ответвляется 3-я тепломагистраль 2Ду 700 на ул. Тверскую. Расход сетевой воды по третьей магистрали от узловой камеры П-102 составляет 620 т/час.

В связи с новой застройкой Qн = 17 Гкал/ч) и переводом нагрузок от закрываемых котельных (Qк = 53 Гкал/ч) на ТЭЦ-5 расход сетевой воды по 3-й магистрали увеличится на 1200 т/ч и составит около 1800 т/ч. Предусматривается установка трех насосов СЭ-1250-60 на прямом трубопроводе.

2.2. Тепловые сети от Саратовской ГРЭС

Располагаемый перепад на отдельных участках теплосети недостаточен для нормальной циркуляции сетевой воды у потребителя.

Основная доля прироста расхода воды q приходится на магистраль N

i

3 (+43 т/ч) и на магистраль N 4 (+520 т/ч), в то время как именно эти

магистрали являются наиболее загруженными.

Анализ показал, что загрузка тепловывода N 3 потребует реконструкции НС-4, что потребует значительных затрат. В то же время, учитывая малую загрузку СарТЭЦ-1, тепловые сети от которой примыкают к тепловым сетям от СарГРЭС, целесообразно было рассмотреть вариант переброса части нагрузки с вывода N 3 (ГРЭС) на магистраль N 2 ТЭЦ-1.

Эта нагрузка составит порядка ~ 23 Гкал/час, включая:

1. нагрузка от существующих потребителей - 18 Гкал/час;

2. от закрывающихся котельных - 2 Гкал/час;

3. от новых застроек - 3 Гкал/час.

Второй вывод ГРЭС на всем своем протяжении имеет диаметр Ду 400, кроме конечного участка Ду 200. Существующий расход в данном месте тепломагистрали составляет G = 133:60 т/час.

При подключении новой нагрузки от ЦПР по данному ответвлению на участке от К-230/3 до К-225 расход составит порядка G = 130 + 250 = 380 т/час. Диаметр существующей трубы при данном расходе недостаточен.

При Ду 200 скорость воды и удельные потери давления по существующим трубопроводам составят v = 3,71 м/сек., дельта h = 79,7 кгс/кв. мм. При реконструкции по проектируемым трубопроводам при Ду 400 скорость воды и удельные потери давления будут следующие v = 0,96 м/сек, дельта h = 2,3 кгс/кв. мм.

В связи с подключением значительных новых нагрузок от жилого района С-В части ЦПР необходима перекладка участка четвертого вывода по улице Мичурина (ТМ-10) с увеличением диаметра.

Расход сетевой воды по данному участку магистрали Ду 400 в отопительном сезоне 2006 - 2007 гг. составлял G = 8 Ют/час. С новой подключенной нагрузкой он будет порядка 1330 т/час.

При таком расходе и существующем диаметре Ду 400 скорость воды и удельные потери давления по проектируемым трубопроводам составят v = 2,9 м/сек., Дп = 21 кгс/мм.

При Ду 600 скорость воды и удельные потери давления по проектируемым трубопроводам будут v = 1,3 м/сек., дельта h = 2,4 кгс/кв. мм.

На основании проведенного анализа рекомендуется выполнить следующие мероприятия по тепловым сетям:

- Строительство перемычки ТМ-2 ТЭЦ-1 от ТК-241 до ТК-344/1 (СарГРЭС) 2Ду = 400 мм.

Перемычка со стороны ТЭЦ-1 подключается в камере ТК-241 к существующему трубопроводу Ду 400 и прокладывается подземно в непроходном канале по улице Дегтярной к камере ТК-344/1 2-го вывода ГРЭС.

- Техперевооружение участка ТМ-2 по ул. Лермонтова от ТК-225 до ТК230/3 на Ду = 400 мм.

Перекладка подземная в непроходном канале с полной заменой существующей строительной части данного участка по ул. Лермонтова.

- Техперевооружение по ул. Мичурина от ТК-404 до ТК-611 на Ду = 600 мм

2.3. Тепловые сети от Саратовской ТЭЦ-1

“Узким“ местом тепловых сетей от Саратовской ТЭЦ-1 является повышенное давление в обратном трубопроводе в ответвлении от камеры У-236 второй тепломагистрали.

Гидравлический режим еще более ухудшится при увеличенном расходе при подключении к тепловым сетям новых застроек и переключении части тепловой нагрузки (Q = 23 Гкал/час) от ГРЭС на ТЭЦ-1.

Для надежного теплоснабжения потребителей с учетом перспективных нагрузок необходимо выполнение следующего мероприятия:

- Перевод потребителей по ул. Б. Садовая от У-236 на независимую схему.

Подключение по “независимой“ схеме предполагает установку отдельных бойлеров на систему отопления. Тепловая нагрузка данного ЦТП составит Gс.в. = 82 т/час, Q = 4,9 Гкал/час.

2.4. Тепловые сети от Саратовской ТЭЦ-2

Головные участки двух основных тепломагистралей (N 1,2) ТЭЦ-2 имеют достаточную пропускную способность.

Узким местом тепловых сетей от Саратовской ТЭЦ-2 является повышенное давление в обратных трубопроводах по ул. Азина и ул. Васильковской. При увеличении тепловой нагрузки по перспективному плану на 44 Гкал/час режим работы тепловых сетей может только ухудшиться.

“Саратовскими тепловыми сетями“ в свое время было намечено решить эту проблему путем переключения обратного трубопровода по ул. Васильковской на всас насосов НС-8. При этом граница раздела по ул. Азина должна переместиться ближе к ТЭЦ-2. В результате расход воды по перемычке от ТК1020 до ул. Васильковской увеличится на 300 т/час.

Кроме того, в части конечных участков тепловых сетей имеет место предельно низкое значение располагаемого напора. Частично эту проблему можно решить увеличением давления Р1 на выводах ТЭЦ-2.

Для обеспечения нормального гидравлического режима работы тепловых сетей от ТЭЦ-2 при работе с увеличенной тепловой нагрузкой рекомендуется выполнить следующие технические мероприятия:

- Техперевооружение т/м 10 от ТЭЦ-2 по ул. Азина на участке ТК-1017 до ТК-1020 на Ду = 400 мм.

Необходимость данного мероприятия обусловлена следующим:

В связи с увеличением подключенной нагрузки предусматривается использовать перемычку по ул. Васильковской для передачи тепловой нагрузки с ТМ-1 на ТМ-2. Количество сетевой воды на данном участке возрастет на 300 т/час. Это сразу отразится на гидравлическом режиме перемычки по ул. Азина, которая с “Васильковской“ имеет общую узловую камеру К-124/3.

Для частичного решения данных проблем и предусмотрена перекладка трубопроводов теплосети от ТК-1017 до ТК-1020.

Прокладка подземная, в непроходном канале с полной заменой существующих строительных конструкций.

- Строительство теплотрассы по ул. Азина на участке от ТК-1018 до ТК-124/7 (ул. Васильковская)

Продолжением реконструируемого участка ТМ-10 по ул. Азина (см. выше) является теплотрасса dy = 250 мм от ТК-1020 до ТК-124/32 на ул. Васильковской.

Этот участок теплосети был переложен в 2006 году. Для минимизации затрат целесообразно увеличить пропускную способность участка путем прокладки новой параллельной трассы dy = 300 мм.

Прокладка перемычки Ду 300 длиной 150 м предусматривается подземная (2 варианта: в непроходном канале или бесканально в ППУ изоляции).

- Техперевооружение насосной станции N 8 (САЗ)

В отопительный период 2005 - 2006 гг. производительность насосной НС-8 составила 1400 т/ч.

При подключении к ТМ-1 перспективных нагрузок, а в большей степени от переключения на НС-8 района по ул. Васильковской и ул. Азина, расход сетевой воды через насосную НС-8 увеличится до 3600 т/час.

Существующая группа насосов не сможет работать при таких расходах, поэтому необходимо провести реконструкцию НС-8. Насосы с напором Н = 32 (ПН1 и ПН3) должны быть демонтированы.

Устанавливается дополнительно 3 насоса СЭ-1250-60 с производительностью Устанавливается дополнительно 3 насоса СЭ-1250-60 с производительностью Q = 1250 кв. м/час и напором Н = 60 м в.ст.

От ТЭЦ-5 гидравлический режим после НС-2 практически сохраняется.

В камере П-102, от которой отходит ответвление на ул. Тверскую, перепад давления снижается до 10 м в.ст.

Установка насосов в НС-1 на прямой магистрали позволяет сохранить и даже увеличить перепад давлений по этой тепломагистрали. При этом на конечном участке, где отметка земли понижается, возможно увеличение давления в обратном трубопроводе выше допустимого.

Эта проблема в этом районе может быть решена при выполнении подключения потребителей путем применения независимой схемы.

Располагаемый перепад давления и давление в обратном трубопроводе на насосной НС-6 увеличивается незначительно. Уменьшением дросселирования давления в прямом трубопроводе на НС-6 располагаемый напор по трассе за НС-6 приводится к нормируемым значениям.

Возможно повышение давления Р2 в районе камеры К-629 выше 6 кг/кв. см, что приведет к необходимости подключения части потребителей по независимой схеме.

После переключения обратной магистрали трассы по ул. Васильковской на насосной НС-8, давление в обратном трубопроводе от У-124 до НС-8 снижается на 25 м в. ст. На эту же величину снижается давление в подающем трубопроводе на участке по ул. Азина, присоединенному к тепломагистрали ТМ-1.

Режим тепломагистрали ТМ-1 от ТЭЦ-1 изменяется незначительно. Имеется возможность регулирования располагаемого напора по трассе за счет уменьшения подпора давления в обратном трубопроводе в камере У-101.

Гидравлическое сопротивление трубопроводов по ТМ-2 увеличивается из-за переключения части нагрузки с Саратовской ГРЭС.

Располагаемый напор по трассе может регулироваться за счет снижения дросселирования давления в прямом трубопроводе в камере У-201.

Режим работы тепловых сетей от Саратовской ГРЭС изменится незначительно.

Выполнение мероприятий обеспечивает нормальный гидравлический режим работы тепловых сетей, т.е. располагаемые перепады давлений достаточны и давления в обратных трубопроводах не превышают значений порядка 5,5 кгс/кв. см.

СВОДКА ЗАТРАТ

по техническим мероприятиям по тепловым источникам

и тепловым сетям для включения в инвестиционную программу

по развитию системы теплоснабжения г. Саратова

млн. руб., без НДС

----T----------T-------------------T------------------------------------------------¬

¦ N ¦Локальный ¦ Наименование ¦ Стоимость строительства ¦

¦п/п¦ сметный ¦ мероприятия +------T------T------T------T------T------T------+

¦ ¦ расчет ¦ ¦2007 ¦ 2009 ¦ 2010 ¦2011 ¦2012 ¦2013 ¦всего ¦

¦ ¦ ¦ ¦г. <*>¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ г. ¦ <**> ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Тепловые источники ¦

+-----------------------------------------------------------------------------------+

¦ Саратовская ТЭЦ-5 ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦1. ¦N 2-1-2 ¦Модернизация ¦ 23,3 ¦ 0,57¦ 27,82¦ ¦ ¦ ¦ 28,39¦

¦ ¦ ¦водогрейного котла ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ПТВМ-180 ст. N 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦2. ¦N 2-2-2 ¦Замена сетевого ¦ 10,6 ¦ 0,51¦ 12,41¦ ¦ ¦ ¦ 12,92¦

¦ ¦ ¦насоса СЭ-2500-180 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦на водогрейной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦котельной на тип ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦СЭ-5000-180 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦3. ¦N 2-4-2 ¦Техническое ¦ 11,8 ¦ ¦ 1,07¦ 14,18¦ ¦ ¦ 15,25¦

¦ ¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦насосной станции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦баков-аккумуляторов¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦4. ¦N 2-3-2 ¦Монтаж ¦ 41,6 ¦ ¦ 3,00¦ ¦ 53,24¦ ¦ 56,24¦

¦ ¦ ¦регулируемого ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦привода сетевых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦насосов ЭБ NN 1, 2,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦3, 4 и ПВК ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Саратовская ГРЭС ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦5. ¦N 2-6-2, ¦Техническое ¦ 38,1 ¦ 4,69¦ 41,48¦ ¦ ¦ ¦ 46,17¦

¦ ¦2-7-2, ¦перевооружение ТФУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦2-8-2, ¦СарГРЭС с заменой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦2-9-2 ¦сетевых насосов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Саратовская ТЭЦ-1 ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦6. ¦N 2-11-2, ¦Техническое ¦ 13,8 ¦ ¦ 4,00¦ 13,49¦ ¦ ¦ 17,49¦

¦ ¦2-12-2, ¦перевооружение ТФУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦2-13-2, ¦СарТЭЦ-1 со ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦2-14-2, ¦строительством ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦2-15-2 ¦новой БУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Саратовская ТЭЦ-2 ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦7. ¦N 2-10-2 ¦Техническое ¦ 21,4 ¦ ¦ ¦ ¦ 5,12¦ 25,42¦ 30,54¦

¦ ¦ ¦перевооружение ТФУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦СарТЭЦ-2 с заменой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦основных бойлеров и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦сетевых насосов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Магистральные тепловые сети г. Саратова ¦

+-----------------------------------------------------------------------------------+

¦ Тепловые сети от Саратовской ТЭЦ-5 ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦8. ¦N 102-СД ¦Техническое ¦167,1 ¦100,00¦ 50,00¦ 17,13¦ ¦ ¦167,13¦

¦ ¦(2008 г.) ¦перевооружение т.м.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦<***> ¦по ул. Пугачевской ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦от ТК 5109 до ТК ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦5405 2Ду 600 мм, L ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦= 1100 п.м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦9. ¦N 2-1-2.1,¦Техническое ¦ 22,9 ¦ 17,14¦ 9,61¦ ¦ ¦ ¦ 26,75¦

¦ ¦2-1-2.2 ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦теплотрассы по ул. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Производственная от¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТК-512 до УТ-512/17¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦на Ду = 400 мм L = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦780 п.м. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦10.¦N 2-1-4 ¦Строительство ¦ 24,1 ¦ 27,45¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 27,45¦

¦ ¦ ¦перемычки между ТМ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦N 1 и ТМ N 5 от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТЭЦ-5, Ду = 500 мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦L = 700 п.м. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦11.¦N 2-1-5 ¦Техническое ¦ 28,9 ¦ ¦ ¦ ¦ 6,82¦ 34,35¦ 41,17¦

¦ ¦ ¦перевооружение Н.С.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦N 1 ТЭЦ-5 с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦установкой 3-х ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦насосов на прямом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦трубопроводе ТМ-3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Тепловые сети от Саратовской ГРЭС ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦12.¦N 2-2-1 ¦Строительство ¦ 10,2 ¦ 4,00¦ 8,20¦ ¦ ¦ ¦ 12,20¦

¦ ¦ ¦перемычки ТМ-2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТЭЦ-1 от ТК-241 до ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТК-344/1 (СарГРЭС) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦2Ду = 400 мм ул. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Дегтярная L = 780 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦п.м. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦13.¦N 2-2-2.1,¦Техническое ¦ 24,1 ¦ 1,00¦ 12,17¦ 17,06¦ ¦ ¦ 30,24¦

¦ ¦2-2-2.2 ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦участка ТМ-2 по ул.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Лермонтова от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТК-225 до ТК-230/3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦на Ду = 400 мм L = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦880 п.м. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦14.¦N 2-2-3.1,¦Техническое ¦ 22,9 ¦ ¦ ¦ ¦ 13,20¦ 19,04¦ 32,24¦

¦ ¦2-2-3.2 ¦перевооружение по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ул. Мичурина от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТК-404 до ТК-611 на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦2Ду = 600 мм, L = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦500 п.м. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Тепловые сети от Саратовской ТЭЦ-1 ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦15.¦N 2-3-1 ¦Перевод ¦ 9,5 ¦ ¦ 1,22¦ 11,01¦ ¦ ¦ 12,24¦

¦ ¦ ¦потребителей по ул.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Б. Садовая от У-236¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦на независимую ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦схему ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ Тепловые сети от Саратовской ТЭЦ-2 ¦

+---T----------T-------------------T------T------T------T------T------T------T------+

¦16.¦N 2-4-1.1,¦Техническое ¦ 6,2 ¦ 7,09¦ ¦ “ ¦ ¦ ¦ 7,09¦

¦ ¦2-4-1.2 ¦перевооружение т/м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦10 от ТЭЦ-2 по ул. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Азина на участке от¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТК 1017 до ТК 1020 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦на Ду = 400 мм L = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦226 п.м. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦17.¦N 2-4-2 ¦Строительство ¦ 3,6 ¦ ¦ 4,34¦ ¦ ¦ ¦ 4,34¦

¦ ¦ ¦теплотрассы по ул. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦Азина на участке от¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ТК-1018 до ТК-124/7¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦(ул. Васильковская)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦2Ду = 325 мм, L = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦150 п.м. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦18.¦N 2-4-3 ¦Техническое ¦ 20,6 ¦ 23,54¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 23,54¦

¦ ¦ ¦перевооружение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦насосной станции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦N 8 (САЗ) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+------+

¦ ¦ ¦всего: ¦500,7 ¦185,99¦175,33¦ 72,88¦ 78,38¦ 78,81¦591,39¦

L---+----------+-------------------+------+------+------+------+------+------+-------

--------------------------------

<*> - стоимость строительства, согласно представленным локальным сметам

<**> - стоимость строительства, включенная в инвестиционную программу с учетом накопительных индексов по годам

<***> - сметной документацией по объекту предусмотрены накопительные индексы по годам строительства

Накопительные индексы по годам строительства

--------------T-------------T---------------T-------------T---------------¬

¦ 2009 г. ¦ 2010 г. ¦ 2011 г. ¦ 2012 г. ¦ 2013 г. ¦

+-------------+-------------+---------------+-------------+---------------+

¦ 1,14 ¦ 1,22 ¦ 1,29 ¦ 1,36 ¦ 1,44 ¦

L-------------+-------------+---------------+-------------+----------------