Постановление Администрации города Абакана Республики Хакасия от 29.12.2016 № 2110

5.2. Предложения по строительству и реконструкции насосных станций

В системе централизованного теплоснабжения Абаканской ТЭЦ действуют 4 подкачивающие насосные станции: ПНС-1, ПНС-2, ПНС-3, ПНС-4. В актуализации схемы теплоснабжения предлагается провести реконструкцию насосной станции ПНС-1.

Проект реконструкции насосной станции ПНС-1 заключается в строительстве нового здания и установки нового оборудования насосной станции.

Цель реконструкции:

-                   снижение затрат на текущий и капитальный ремонт оборудования и здания насосной;

-                   повышение энергоэффективности (снижение энергопотребления на собственные нужды);

-                   снижения себестоимости передачи тепловой энергии и теплоносителя по тепловым сетям до потребителя;

-                   снижения тарифа на транспортировку тепловой энергии.

На существующей ПНС-1 установлено следующее оборудование:

-                   два насоса КРНА-400/500/40А, (Q=2500м3/час, Н=63, электродвигатель 570 кВт, 1490 об./мин.);

-                   один насос Д 2500-62-2, (Q=2500 м3/час, Н=62, электродвигатель 570 кВт, 1000 об./мин.).

В настоящее время существующая ПНС работает двумя насосами производительностью 2500 м3/час каждый, плюс один резервный насос. График работы: в отопительный период круглосуточно.

Работа существующими насосами малоэффективна в связи с тем, что в период с 20 сентября по 10 мая для обеспечения расчётного гидравлического режима необходимо прокачивать горячей воды всего 2700 м3/час, при этом в работе приходится держать два насоса суммарной производительностью 5000 м3/час.

При установке двух насосов Д 3200-75а-2, (Q=3 000 м3/час, Н=65, электродвигатель 800 кВт, 1 000 об./мин.) производительностью по 3000 м3/час каждый (1 рабочий, 1 резервный) будет обеспечена более эффективная работа оборудования с экономией затрат по энергопотреблению. Производительность новых насосов Д 3200-75а-2 достаточна с учётом перспективы развития г. Абакана. Реализация мероприятия планируется в 2019 году.

5.3. Решения по переходу на «закрытую» схему присоединения систем ГВС

В настоящее время подавляющее большинство потребителей тепловой энергии от СТЦ подключены тепловым сетям по «открытой» схеме теплоснабжения, т.е. горячая вода на нужды ГВС отбирается непосредственно из тепловой сети.

В соответствии с п.8 ст. 40 Федерального закона от 7 декабря 2011 г. №416-ФЗ «О водоснабжении и водоотведении»:

«В случае, если горячее водоснабжение осуществляется с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), программы финансирования мероприятий по их развитию (прекращение горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и перевод абонентов, подключенных к таким системам, на иные системы горячего водоснабжения) включаются в утверждаемые в установленном законодательством Российской Федерации в сфере теплоснабжения порядке инвестиционные программы теплоснабжающих организаций, при использовании источников тепловой энергии и (или) тепловых сетей которых осуществляется горячее водоснабжение. Затраты на финансирование данных программ учитываются в составе тарифов в сфере теплоснабжения».

В соответствии с п.10 ст. 20 Федерального закона от 7 декабря 2011 г. №417-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «О водоснабжении и водоотведении» статья 29 [Федерального закона «О теплоснабжении»]:

а) дополнена частью 8 следующего содержания:

«8. С 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.»;

б) дополнена частью 9 следующего содержания:

«9. С 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.».

Таким образом, в соответствии с действующим законодательством, необходимо предусмотреть перевод потребителей вышеуказанных энергоисточников на «закрытую» схему теплоснабжения.

Переход на закрытую схему присоединения систем ГВС позволит обеспечить:

- снижение расхода тепла на отопление и ГВС за счет перевода на качественно-количественное регулирование температуры теплоносителя в соответствии с температурным графиком;

- снижение внутренней коррозии трубопроводов и отложения солей;

- снижение темпов износа оборудования тепловых станций и котельных;

- кардинальное улучшение качества теплоснабжения потребителей, исчезновение «перетопов» во время положительных температур наружного воздуха в отопительный период;

- снижение объемов работ по химводоподготовке подпиточной воды и, соответственно, затрат;

- снижение аварийности систем теплоснабжения.

Предлагается при сохранении существующей схемы присоединения систем отопления абонентов, осуществлять подачу горячей воды через водо-водяные подогреватели ГВС.

Перевод потребителей на «закрытую» схему ГВС предлагается осуществлять в соответствии с графиком, представленным в таблице 5. 2.

Таблица 5.2. График перевода систем теплопотребления с «открытой» схемы ГВС на «закрытую»

Перевод потребителей на «закрытую» схему ГВС	2018	2019	2020	2021	Итого
Процент потребителей, которых планируется перевести на систему закрытого горячего водоснабжения в отношении к общему кол-ву потребителей	25%	25%	25%	25%	100%
Нагрузка ГВС(ср.ч.) потребителей, переводимых на «закрытую» схему, Гкал/ч	12,28	12,28	12,28	12,28	49,11
Капитальные затраты на реализацию мероприятий (в ценах 2016 года без учета НДС), тыс. руб.	29250	29250	29250	29250	117000

Капитальные затраты на перевод потребителей с открытой системой горячего водоснабжения на закрытую составят 117 млн. руб. (в ценах 2016 года без учета НДС). Указанная величина не учитывает затраты, которые могут потребоваться для приведения системы холодного водоснабжения в состояние, способное обеспечить переход на «закрытую» схему. Данные затраты (на реконструкцию системы водоснабжения) должны быть определены в схеме водоснабжения и водоотведения г. Абакана.

Раздел 6. Перспективные топливные балансы для каждого источника тепловой энергии, расположенного в МО г. Абакан, по видам основного, резервного и аварийного топлива на каждом этапе

В настоящем разделе определен порядок выполнения расчетов нормативов по созданию запасов топлива для отопительных (производственно-отопительных) котельных, осуществляющих централизованное теплоснабжение потребителей с преобладающей отопительно-вентиляционной нагрузкой и нагрузкой горячего водоснабжения.

Расчетный размер неснижаемого нормативного запаса топлива (ННЗТ) определен по среднесуточному плановому расходу топлива самого холодного месяца отопительного периода и количеству суток, определяемых с учетом вида топлива и способа его доставки:

ННЗТ = Q_max ^. H_cp.т ^. (1/К) ^. Т ^. 10^-3 , тыс. т.н.т.,

где:

Q_max – среднее значение отпуска тепловой энергии в тепловую сеть (выработка котельной) в самом холодном месяце, Гкал/сутки;

H_cp.т – расчетный норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию для самого холодного месяца, т.у.т./Гкал;

К – коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо;

Т – длительность периода формирования объема неснижаемого запаса топлива, суток.

Количество суток, на которые рассчитывается неснижаемый нормативный запас топлива (ННЗТ), определяется фактическим временем, необходимым для доставки топлива от поставщика или базовых складов, и временем, необходимым на погрузочные работы, приведено в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Объем неснижаемого нормативного запаса топлива в сутки

Вид топлива	Способ доставки топлива	Объем запаса топлива, сутки
твердое	железнодорожный транспорт	14
	автотранспорт	7
жидкое	железнодорожный транспорт	10
	автотранспорт	5

Для расчета размера нормативного эксплуатационного запаса топлива (НЭЗТ) принимался плановый среднесуточный расход топлива трех наиболее холодных месяцев отопительного периода и количество суток:

1)                по твердому топливу – 45 суток;

2)                по жидкому топливу – 30 суток.

Расчет производится по формуле:

НЭЗТ = Q^э_max ^. H_cp.т ^. (1/К) ^. Т ^. 10^-3 , тыс. т.н.т.,

где:

Q^э_max – среднее значение отпуска тепловой энергии в тепловую сеть (выработка котельной) в течение трех наиболее холодных месяцев, Гкал/сутки;

H_cp.т – расчетный норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию по трем наиболее холодным месяцам, т.у.т./Гкал;

Т – количество суток.

КОТЕЛЬНЫЕ МП «АТС»

Котельная №5

Исходные данные и результаты расчета перспективного баланса топлива котельной №5 МП «АТС» приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2. Исходные данные и результаты расчета перспективного баланса топлива котельной №5 МП «АТС»

Наименование показателя	Единица измерения	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 - 2024 гг.	2025 - 2030 гг.
Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	1,95	1,95	Закрытие котельной, перевод нагрузки на котельную №6
Располагаемая тепловая мощность	Гкал/ч	1,95	1,95
Присоединённая тепловая нагрузка потребителей	Гкал/ч	0,458	0,458
Годовая выработка тепловой энергии	Тыс. Гкал	2,051	2,051
Годовой отпуск тепловой энергии	Тыс. Гкал	1,962	1,962
Суммарный годовой расход условного топлива	Тыс. т у.т.	0,491	0,491
Суммарный годовой расход натурального топлива	Тыс. т. н.т.	0,674	0,674

Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного неснижаемого запаса топлива (ННЗТ) приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3. Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного неснижаемого запаса топлива (ННЗТ)

Год	Вид топлива	Среднесуточная выработка тепловой энергии, Гкал/сутки	Норматив удельного расхода топлива, т у.т./Гкал	Среднесуточный расход топлива, т у.т.	Коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	Норматив-ный несни-жаемый за-пас топлива (ННЗТ), тыс.т
2015	Каменный уголь	9,965	0,257	2,56	0,729	7	0,025
2016	Каменный уголь	9,965	0,257	2,56	0,729	7	0,025

Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного эксплуатационного запаса топлива (НЭЗТ) приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4. Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного эксплуатационного запаса топлива (НЭЗТ)

Год	Вид топлива	Среднесуточная выработка тепловой энергии, Гкал/сутки	Норматив удельного расхода топлива, т у.т./Гкал	Среднесуточный расход топлива, т у.т.	Коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	Норматив-ный эксплу-атационный запас топлива (НЭЗТ), тыс.т
2015	Каменный уголь	9,781	0,245	2,397	0,729	45	0,15
2016	Каменный уголь	9,781	0,245	2,397	0,729	45	0,15

Котельная № 6

Исходные данные и результаты расчета перспективного баланса топлива котельной № 6 МП «АТС» приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5. Исходные данные и результаты расчета перспективного баланса топлива котельной №6 «АТС»

Наименование показателя	Единица измерения	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 - 2024 гг.	2025 - 2030 гг.
Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	30	30	30	30	30	30	30
Располагаемая тепловая мощность	Гкал/ч	30	30	30	30	30	30	30
Присоединённая тепловая нагрузка потребителей	Гкал/ч	8,36	9,31	15,89	15,89	21,40	21,40	21,40
Годовая выработка тепловой энергии	Тыс. Гкал	30,10	33,57	57,28	51,16	68,91	68,91	68,91
Годовой отпуск тепловой энергии	Тыс. Гкал	28,2	31,5	53,7	47,9	64,6	64,6	64,6
Суммарный годовой расход условного топлива	Тыс. т у.т.	5,92	6,60	11,27	10,06	13,55	13,55	13,55
Суммарный годовой расход натурального топлива	Тыс. т н.т.	8,13	9,06	15,46	13,81	18,60	18,60	18,60

Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного неснижаемого запаса топлива (ННЗТ) приведены в таблице 6.6.

Таблица 6.6. Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного неснижаемого запаса топлива (ННЗТ)

Год	Вид топлива	Среднесуточ-ная выработка тепловой энергии, Гкал/сутки	Норматив удельного расхода топлива, т у.т./Гкал	Среднесуточный расход топлива, т у.т.	Коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	Норматив-ный несни-жаемый запас топлива (ННЗТ), тыс.т
2015	Каменный уголь	129,63	0,197	25,537	0,729	7	0,245
2016	Каменный уголь	144,47	0,197	28,460	0,729	7	0,273
2017	Каменный уголь	239,37	0,197	47,155	0,729	7	0,453
2018	Каменный уголь	237,10	0,197	46,708	0,729	7	0,449
2019	Каменный уголь	321,79	0,197	63,394	0,729	7	0,609
2020 - 2024	Каменный уголь	321,79	0,197	63,394	0,729	7	0,609
2025 - 2030	Каменный уголь	321,79	0,197	63,394	0,729	7	0,609

Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного эксплуатационного запаса топлива (НЭЗТ) приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.7. Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного эксплуатационного запаса топлива (НЭЗТ)

Год	Вид топлива	Среднесуточная выработка тепловой энергии, Гкал/сутки	Норматив удельного расхода топлива, т у.т./Гкал	Среднесуточный расход топлива, т у.т.	Коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	Норматив-ный несни-жаемый запас топлива (ННЗТ), тыс.т
2015	Каменный уголь	129,63	0,197	25,537	0,729	45	1,576
2016	Каменный уголь	144,47	0,197	28,460	0,729	45	1,757
2017	Каменный уголь	239,37	0,197	47,155	0,729	45	2,911
2018	Каменный уголь	237,10	0,197	46,708	0,729	45	2,883
2019	Каменный уголь	321,79	0,197	63,394	0,729	45	3,913
2020 - 2024	Каменный уголь	321,79	0,197	63,394	0,729	45	3,913
2025 - 2030	Каменный уголь	321,79	0,197	63,394	0,729	45	3,913

Котельная № 8

Исходные данные и результаты расчета перспективного баланса топлива котельной № 8 «АТС» приведены в таблице 6.8.

Таблица 6.8 . Исходные данные и результаты расчета перспективного баланса топлива котельной № 8 «АТС»

Наименование показателя	Единица измерения	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 - 2024 гг.	2025 - 2030 гг.
Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	0,338	0,338	Закрытие котельной, перевод нагрузки на Абаканскую ТЭЦ
Располагаемая тепловая мощность	Гкал/ч	0,338	0,338
Присоединённая тепловая нагрузка потребителей	Гкал/ч	0,399	0,399
Годовая выработка тепловой энергии	Тыс. Гкал	1,009	1,009
Годовой отпуск тепловой энергии	Тыс. Гкал	0,988	0,988
Суммарный годовой расход условного топлива	Тыс. т у.т.	0,28	0,28
Суммарный годовой расход натурального топлива	Тыс. т н.т.	0,384	0,384

Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного неснижаемого запаса топлива (ННЗТ) приведены в таблице 6.9.

Таблица 6.9. Основные исходные данные и результаты расчета создания нормативного неснижаемого запаса топлива (ННЗТ)

Год	Вид топлива	Среднесуточная выработка тепловой энергии, Гкал/сутки	Норматив удельного расхода топлива, т у.т./Гкал	Среднесуточный расход топлива, т у.т.	Коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	Норматив-ный несни-жаемый за-пас топлива (ННЗТ), тыс.т
2015	Каменный уголь	6,35	0,311	1,978	0,729	7	0,019
2016	Каменный уголь	6,35	0,311	1,978	0,729	7	0,019