«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы

380

Таблица164 -

Суммарная продолжительность прекращения подачи тепловой

энергии (2008-2012 гг) долгосрочном периоде и перспективные (плановые)

значения числа технологических нарушений в очередном (2013-2017 гг)

долгосрочном периоде, соответствующие перспективным численным

значениям показателя Рп Интинской ТЭЦ

Суммарная

продолжительность

прекращения

подачи тепловой

энергии

Предыдущий долгосрочный период (год)

Очередной долгосрочный период (год)

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Фактическая

продолжительность

прекращения

подачи тепловой

энергии, ч

455

400

340

525

395

Средняя

фактическая

продолжительность

прекращения

подачи тепловой

энергии 2008-

2012гг, ч

423

Критически допустимое значение продолжительности

прекращения подачи тепловой энергии, ч

162

160

158

139

137

Плановое (скорректированное) значение продолжительности

прекращения подачи тепловой энергии,ч

116

114

113

111

109

Целевое значение продолжительности прекращения подачи

тепловой энергии, ч

Полученные результаты показывают, что для повышения надежности

поставок тепловой энергии потребителям МОГО «Инта» в очередном

долгосрочном периоде регулирования Интинская ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т

Плюс» Коми не должна допустить превышения суммарной продолжительности

прекращения подачи тепловой энергии в соответствующих расчетных периодах:

более 162 часа – в 2013 году, более 160 часов – в 2014 и т.д. («Критически

допустимое значение количества нарушений»). Скорректированные плановые

значения суммарной продолжительности прекращения подачи тепловой

энергии по отопительным периодам рассчитаны по средним фактическим

значениям за предыдущий долгосрочный период регулирования (2008-2012 гг.) и

могут рассматриваться в качестве предложения Интинской ТЭЦ Филиала «Коми»

ПАО «Т Плюс» регулирующей организации для определения плановых значений

показателя надежности Рп.

Интинская ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» значительно улучшит

надежность поставок тепловой энергии, если не допустит превышения суммарной

продолжительности прекращения подачи тепловой энергии в соответствующих

381

расчетных периодах: в 2013 году - более 70 часов, в 2014 - более 69 часов и т.д.

(«Целевое значение количества технологических нарушений в отопительном

периоде» таблица 164).

Графические зависимости результатов расчета численных значений

перспективных (плановых) значений показателя надежности Рп Интинская ТЭЦ на

период 2012-2016 гг. и соответствующих им фактических, средних, перспективных

критически допустимых и скорректированных плановых значений суммарной

продолжительности прекращения подачи тепловой энергии в отопительных

периодах очередного долгосрочного периода представлены на рисунке 127.

9.4

Перспективные показатели надежности, определяемые приведенным

объемом недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче

тепловой энергии

Численные значения перспективных (плановых) показателей надежности,

определяемых приведенным объемом недоотпуска тепла в результате нарушений в

подаче тепловой энергии (Ро) для ООО «Тепловая компания» (без учета

корректировки НВВ), приведены в таблице 165.

Таблица165 -

Значение перспективных (плановых) показателей Ро для ООО

«Тепловая компания» на период 2013-2017 гг

долгосрочный

период (год)

Фактическое

значение

показателя

Очередной долгосрочный период (год)

Ро

2008

0,03552

2009

0,069631

2010

0,044052

2011

0,456016

2012

0,196398

Среднее

значение

показателя за

период

𝑑

пл

0,1603

2013

2014

2015

2016

2017

Плановое значение

𝑡

пл

0,1603

0,1579

0,1555

0,1532

0,1509

Скорректированное плановое

значение

𝑡+1

0,1579

0,1555

0,1532

0,1509

0,1486

Считается достигнутым

𝑠

(1+С)

0,2211

0,2178

0,2145

0,1886

0,1858

Считается достигнутым со

значительным улучшением

𝑠

(1-С)

0,0948

0,0933

0,0919

0,1132

0,1115

383

В таблице 166 приведены фактические значения объема недоотпуска тепла в

результате нарушений в подаче тепловой энергии за отопительный период в

предыдущем (2008-2012 гг.) и результаты расчета перспективных (плановых)

значений объема недоотпуска тепла в отопительных периодах очередного (2013-

2017 гг.) долгосрочного периода, которые соответствуют перспективным

значениям показателей Ро таблицы 165.

Таблица166 -

Приведенный объем недоотпуска тепла в результате нарушений в

подаче тепловой энергии за отопительный период в предыдущем (2008-2012

гг.) долгосрочном периоде и перспективные (плановые) значения приведенного

объема недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой энергии

за отопительный период в очередном (2013-2017 гг.) долгосрочном периоде,

соответствующие перспективным численным значениям показателя Ро ООО

«Тепловая компания»

Приведенный объем

недоотпуска тепла в

результате нарушений в

подаче тепловой энергии

Предыдущий долгосрочный период

(год)

Очередной долгосрочный период (год)

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Фактическая значение

приведенного объема

недоотпуска тепла в

результате нарушений в

подаче тепловой

энергии, Гкал

34,5

66,1

87,2

706

100

Среднее фактическое

значение приведенного

объема недоотпуска

тепла в результате

нарушений в подаче

тепловой энергии 2008-

2012гг, Гкал

1603

Критически допустимое значение приведенного объема

недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой

энергии, Гкал

2211

2178

2145

1884

1858

Плановое (скорректированное) значение приведенного объема

недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой

энергии, Гкал

1579

1555

1532

1509

1487

Целевое значение приведенного объема недоотпуска тепла в

результате нарушений в подаче тепловой энергии, Гкал

976

933

919

1132

1115

Полученные результаты показывают, что для повышения надежности

поставок тепловой энергии потребителям МОГО «Инта» в очередном

долгосрочном периоде регулирования ООО «Тепловая компания» не должна

допустить превышения значения объема недоотпуска тепла в результате

нарушений в подаче тепловой энергии в соответствующих расчетных периодах:

более 2211 Гкал – в 2013 году, более 2178 Гкал – в 2014 и т.д. («Критически

допустимое значение количества нарушений»).

384

Скорректированные плановые значения объема недоотпуска тепла в

результате нарушений в подаче тепловой энергии по отопительным периодам

рассчитаны по средним фактическим значениям за предыдущий долгосрочный

период регулирования (2008-2012 гг.) и могут рассматриваться в качестве

предложения ООО «Тепловая компания» регулирующей организации для

определения плановых значений показателя надежности Ро.

ООО «Тепловая компания» значительно улучшит надежность поставок

тепловой энергии, если не допустит превышения значения объема недоотпуска

тепла в результате нарушений в подаче тепловой энергии за отопительный период

в соответствующих расчетных периодах: в 2013 году - более 976 Гкал, в 2014 -

более 933 Гкал и т.д. («Целевое значение количества технологических нарушений в

отопительном периоде» таблица 166).

Графические зависимости результатов расчета численных значений

перспективных (плановых) значений показателя надежности Ро ООО «Тепловая

компания» на период 2012-2016 гг. и соответствующих им фактических, средних,

перспективных критически допустимых и скорректированных плановых значений

суммарной продолжительности прекращения подачи тепловой энергии в

отопительных периодах очередного долгосрочного периода представлены на

рисунке 128.

Численные значения перспективных (плановых) показателей надежности,

определяемых приведенным объемом недоотпуска тепла в результате нарушений в

подаче тепловой энергии (Ро) для Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т

Плюс» (без учета корректировки НВВ), приведены в таблице 167.

В таблице 168 приведены фактические значения объема недоотпуска тепла в

результате нарушений в подаче тепловой энергии за отопительный период в

предыдущем (2008-2012 гг.) и результаты расчета перспективных (плановых)

значений объема недоотпуска тепла в отопительных периодах очередного (2013-

2017 гг.) долгосрочного периода, которые соответствуют перспективным

значениям показателей Ро таблицы 167.

386

Таблица167 -

Значение перспективных (плановых) показателей Ро для

Интинской ТЭЦ на период 2013-2017 гг

долгосрочный

период (год)

Фактическое

значение

показателя

Очередной долгосрочный период (год)

Ро

2008

2009

0,012423

2010

0,00566

2011

0,019351

2012

0,006853

Среднее значение

показателя за

период

𝑑

пл

0,01107175

2013

2014

2015

2016

2017

Плановое значение

𝑡

пл

0,0111

0,0109

0,0107

0,0106

0,0104

Скорректированное плановое

значение

𝑡+1

0,0109

0,0107

0,0106

0,0104

0,0103

Считается достигнутым

𝑠

(1+С)

0,0153

0,0150

0,0148

0,0130

0,0129

Считается достигнутым со

значительным улучшением

𝑠

(1-С)

0,0065

0,0064

0,0063

0,0078

0,0077

Таблица168 -

Приведенный объем недоотпуска тепла в результате нарушений в

подаче тепловой энергии за отопительный период в предыдущем (2008-2012

гг.) долгосрочном периоде и перспективные (плановые) значения приведенного

объема недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой энергии

за отопительный период в очередном (2013-2017 гг.) долгосрочном периоде,

соответствующие перспективным численным значениям показателя Ро

Интинской ТЭЦ

Приведенный объем

недоотпуска тепла в

результате нарушений в

подаче тепловой энергии

Предыдущий долгосрочный период

(год)

Очередной долгосрочный период (год)

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Фактическая значение

приведенного объема

недоотпуска тепла в

результате нарушений в

подаче тепловой

энергии, Гкал

473

207

627

236

Среднее фактическое

значение приведенного

объема недоотпуска

тепла в результате

нарушений в подаче

тепловой энергии 2008-

2012гг, Гкал

110

Критически допустимое значение приведенного объема

недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой

энергии, Гкал

153

150

148

130

128

Плановое (скорректированное) значение приведенного объема

недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой

энергии, Гкал

109

107

106

104

103

Целевое значение приведенного объема недоотпуска тепла в

результате нарушений в подаче тепловой энергии, Гкал

387

Полученные результаты показывают, что для повышения надежности

поставок тепловой энергии потребителям МОГО «Инта» в очередном

долгосрочном периоде регулирования Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т

Плюс» не должна допустить превышения значения объема недоотпуска тепла в

результате нарушений в подаче тепловой энергии в соответствующих расчетных

периодах: более 153 Гкал – в 2013 году, более 150 Гкал – в 2014 и т.д.

(«Критически допустимое значение количества нарушений»).

Скорректированные плановые значения объема недоотпуска тепла в

результате нарушений в подаче тепловой энергии по отопительным периодам

рассчитаны по средним фактическим значениям за предыдущий долгосрочный

период регулирования (2008-2012 гг.) и могут рассматриваться в качестве

предложения Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» регулирующей

организации для определения плановых значений показателя надежности Ро.

Интинская ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» значительно улучшит

надежность поставок тепловой энергии, если не допустит превышения значения

объема недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой энергии за

отопительный период в соответствующих расчетных периодах: в 2013 году - более

65 Гкал, в 2014 - более 64 Гкал и т.д. («Целевое значение количества

технологических нарушений в отопительном периоде» таблица 168).

Графические зависимости результатов расчета численных значений

перспективных (плановых) значений показателя надежности Ро Интинская ТЭЦ

Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» на период 2012-2016 гг. и соответствующих им

фактических,

средних,

перспективных

критически

допустимых

скорректированных

плановых

значений

суммарной

продолжительности

прекращения подачи тепловой энергии в отопительных периодах очередного

долгосрочного периода представлены на рисунке 120.

389

9.5

Предложения, обеспечивающие надежность систем теплоснабжения

Как известно, надежность систем теплоснабжения городов, в том числе и

МОГО «Инта» определяется:

- качеством элементов систем теплоснабжения;

структурным,

временным,

нагрузочным

функциональным

резервированием в системах теплоснабжения;

- уровнем автоматизации управления технологическими процессами

производства, транспортировки, распределения и потребления тепловой энергии;

- качеством выполнения строительно-монтажных, эксплуатационных и

ремонтных работ.

Качество элементов систем теплоснабжения

Статистические данные о причинах технологических нарушений в

системах теплоснабжения объектов ЖКХ МОГО «Инта» свидетельствуют о низком

качестве элементов систем и, прежде всего, элементов тепловых сетей: металла

труб, тепловой изоляции, запорной арматуры, конструкций теплопроводов и

каналов, защиты теплопроводов от внутренней и наружной коррозии.

Защита труб от внутренней коррозии, как известно, выполняется путем

повышения рН в пределах рекомендаций ПТЭ, уменьшения содержания кислорода

в сетевой воде, покрытия внутренней поверхности стальных труб

антикоррозионными составами или применения коррозионностойких сталей,

применения безреагентного электрохимического способа обработки воды,

применения водоподготовки и деаэрации подпиточной воды, применения

ингибиторов коррозии. Для контроля за внутренней коррозией на подающих и

обратных трубопроводах водяных тепловых сетей на выводах с источника теплоты

и в наиболее характерных местах предусматривается установка индикаторов

коррозии. Многофакторность коррозионных процессов, в том числе для

различных теплоснабжающих организаций МОГО «Инта», не позволяет

сформировать единые рекомендации. Конкретные мероприятия определяются на

основе аудита систем с выявлением причин интенсивной коррозии и способов их

предотвращения.

При защите труб от наружной коррозии предусматриваются

390

конструктивные решения в соответствии с требованиями РД 153-34.0-20.518. Так,

для конструкций теплопроводов в пенополиуретановой теплоизоляции с

герметичной наружной оболочкой нанесение антикоррозионного покрытия на

стальные трубы не требуется, но обязательно устанавливается устройство системы

оперативного дистанционного контроля, сигнализирующее о проникновении влаги

в теплоизоляционный слой. При использовании труб из ВЧШГ, теплопроводов в

пенополимерминеральной теплоизоляции независимо от способов прокладки

защита от наружной коррозии металла труб не требуется. Для конструкций

теплопроводов с другими теплоизоляционными материалами независимо от

способов прокладки применяются антикоррозионные покрытия, наносимые

непосредственно на наружную поверхность стальной трубы.

Неизолированные в заводских условиях концы трубных секций, отводов,

тройников и других металлоконструкций покрываются антикоррозионным слоем.

На транзитных участках тепловых сетей, а также в камерах с ответвлениями

труб устанавливаются поперечные токопроводящие перемычки. На

сальниковых компенсаторах токопроводящие перемычки выполняются из

многожильного медного провода, кабеля, стального троса. В остальных случаях

применяется прутковая или полосовая сталь. Сечение перемычек определяется

расчетным путем и принимается не менее 50 мм

(по меди). Длина перемычек

определяется с учетом максимального теплового удлинения трубопровода.

Стальные перемычки обеспечиваются защитным покрытием от коррозии.

В ходе эксплуатации многочисленных тепловых сетей установлено, что при

температуре 70-80 °C протекает интенсивный процесс наружной коррозии,

имеющий язвенный характер, приводящий к значительному коррозионному

повреждению металлических поверхностей, контактирующих с увлажненной

тепловой изоляцией.

Одним из возможных способов снижения отказов тепловой сети в результате

коррозионных повреждений теплопроводов с канальной и бесканальной

прокладкой может стать ввод режима работы тепловой сети при повышенной

температуре в подающем трубопроводе в летний период. Так, по результатам

проведенных исследований и наблюдений в эксплуатационных условиях Москвы

установлено, что повышение температуры теплоносителя в летний период до 100 C

391

приводит к подсушиванию тепловой изоляции и снижению интенсивности

коррозии и повреждаемости в 2-2,5 раза. В этом случае обеспечение работы

тепловой сети по повышенному температурному графику в летний период требует

обязательного оснащения всех подключенных к тепловой сети систем горячего

водоснабжения средствами автоматизации. Целесообразность мероприятия

требует технико-экономического обоснования для конкретных условий.

При выборе способа защиты стальных труб тепловых сетей от

внутренней коррозии и схем подготовки подпиточной воды обязательно

учитываются параметры сетевой воды: жесткость, водородный показатель рН,

содержание в воде кислорода и свободной угольной кислоты, содержание

сульфатов и хлоридов, содержание в воде органических примесей (окисляемость

воды). Качество исходной воды для открытых и закрытых систем теплоснабжения

должно отвечать требованиям СанПиН 2.1.4.1074 и правилам технической

эксплуатации электрических станций и тепловых сетей, утвержденным Минэнерго

России. Для закрытых систем теплоснабжения при наличии термической деаэрации

допускается использовать техническую воду.

Резервирование в системах теплоснабжения

В соответствии со СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» в системах

теплоснабжения используются следующие способы резервирования:

- на источниках теплоты применяются рациональные тепловые схем,

обеспечивающие заданный уровень готовности энергетического оборудования;

- на источниках теплоты устанавливается необходимое резервное

оборудование;

- организуется совместная работа нескольких источников теплоты в единой

системе транспортирования теплоты;

- прокладываются резервные трубопроводные связи, как в тепловых сетях

одного района теплоснабжения, так и смежных теплосетевых районов города;

- устанавливаются резервные насосы и насосные станции;

- устанавливаются баки-аккумуляторы.

Применение рациональных тепловых схем

, обеспечивающих заданный

уровень готовности энергетического оборудования источников теплоты,

392

выполняется на этапе их проектирования. При этом топливо-, электро- и

водоснабжение

источников

теплоты,

обеспечивающих

теплоснабжение

потребителей первой категории, предусматривается по двум независимым вводам

от разных источников, а также использование запасов резервного топлива.

Источники теплоты, обеспечивающие теплоснабжение потребителей второй и

третьей категории, обеспечиваются электро- и водоснабжением по двум

независимым вводам от разных источников и запасами резервного топлива. Кроме

того, для теплоснабжения потребителей первой категории устанавливаются

местные резервные (аварийные) источники теплоты (стационарные или

передвижные). При этом допускается резервирование, обеспечивающее в

аварийных ситуациях 100%-ную подачу теплоты от других тепловых сетей.

При резервировании теплоснабжения промышленных предприятий, как

правило, используются местные резервные (аварийные) источники теплоты.

При реализации плана ликвидации мелких котельных, замене их крупными

источниками теплоты мелкие котельные, находящиеся в технически исправном

состоянии, как правило, оставляются в резерве.

Повышение надежности систем теплоснабжения может быть достигнуто

путем использования передвижных котельных, которые при аварии на

тепловой сети должны применяться в качестве резервных (аварийных) источников

теплоты, обеспечивая подачу тепла как целым кварталам (через центральные

тепловые пункты), так и отдельным зданиям, в первую очередь потребителям

первой категории. Для целей аварийного теплоснабжения каждая

теплоснабжающая организация должна иметь как минимум одну передвижную

котельную. Подключение передвижной котельной к центральному тепловому

пункту или тепловому пункту здания (потребителя первой категории)

осуществляется через специальные вводы с фланцами, выведенными за пределы

здания и отключаемыми от основной системы теплоснабжения задвижками,

установленными внутри здания.

Кроме этого, указанные объекты оборудуются вводами для подключения

передвижных котельных к источнику электроэнергии мощностью 10-50 кВт (в

зависимости от типа котельной).

При авариях в системе электроснабжения надежность теплоснабжения

393

потребителей значительно повышается при использовании в качестве резервных и

аварийных источников передвижных электрических станций. Электрическая

мощность станций соответствует мощности электрооборудования, включенного

для обеспечения рабочего режима котельной и тепловой сети.

Основным преимуществом передвижных котельных при ликвидации

аварий является быстрота ввода установок в работу, что в зимний период

является решающим фактором. Время присоединения передвижной котельной к

системе отопления и топливно-энергетическим коммуникациям бригадой из 4

человек (два слесаря, электрик, сварщик) составляет примерно 4-8 ч.

Необходимую теплопроизводительность мобильной котельной, применяемой

для поддержания в помещениях минимально допустимой температуры воздуха,

можно определить из выражений:

𝑄 = 𝑄 ∗

̅̅̅̅ 𝑄

𝑝

или

𝑄 = 𝐺

𝑝

𝑐𝜌(𝑡

𝑝

− 𝑡

𝑝

)𝑄̅10

−6

, Гкал/ч,

где Gр - расчетный расход теплоносителя в системе отопления, м3;

с - теплоемкость воды, ккал/(ч·°С);

g- плотность воды, кг/м3;

𝑄̅

относительный расход тепла, необходимый для поддержания минимально

допустимой температуры воздуха в помещениях;

𝑡

𝑝

, 𝑡

𝑝

−

расчетные температуры воды в подающем и обратном трубопроводах

системы отопления (95/70°С).

Qр - расчетный (максимальный) расход тепла в системе отопления, Гкал/ч.

Гидродинамические давления, создаваемые насосами мобильных котельных,

не должны превышать допустимых значений давлений в системе отопления (не

более 0,6 МПа по условиям сохранности отопительных приборов).

Мобильную котельную целесообразно подключать непосредственно к системе

отопления здания (к патрубкам подающего и обратного трубопроводов после

элеватора или подогревателя).

Для обеспечения требуемых температурных условий в зданиях при

недостаточной подаче тепла от внешней сети либо при перерывах в подаче,

вызванных аварийными ситуациями или плановой остановкой сети на

394

профилактический ремонт, в тепловых пунктах могут устанавливаться пиковые

теплоисточники. Используются следующие способы их подключения:

- подключение в тепловых пунктах зданий пиковых газовых котлов,

догревающих воду, подаваемую в систему отопления;

- установка в тепловых пунктах зданий пиковых электрических емкостных

(теплоаккумулирующих) водоподогревателей, потребляющих электроэнергию в

ночные часы (при сниженном тарифе на электроэнергию). Тепловая энергия,

накапливаемая в аккумуляторе, выдается в систему отопления в нужное время,

обеспечивая

дополнительный

нагрев

теплоносителя.

Такое

включение

способствует выравниванию суточного режима электропотребления;

- установка непосредственно в отапливаемых помещениях электрических

теплоинерционных доводчиков, потребляющих электроэнергию в ночные часы

(при сниженном тарифе на электроэнергию);

- установка в тепловых пунктах тепловых насосов, повышающие температуру

подаваемого теплоносителя за счет охлаждения теплоносителя, возвращаемого из

абонентской установки.

Схемы таких тепловых пунктов применительно к независимому подключению

систем отопления представлены на рисунках 121-124. Данные схемные решения

имеют ряд ограничений. Область применения определяется конкретными

местными условиями и требует технико-экономического обоснования.

Схема с использованием пиковых газовых котлов позволяет адекватно, без

повышенного расхода топлива реагировать на любое изменение параметров

теплоносителя в тепловой сети.

«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы - часть 24