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

Районная котельная

- отопительная котельная, являющаяся источником

теплоснабжения для микрорайонов Южный, Спортивный, Транспортный,

Шахтерский г. Инта.

Для покрытия технологических нужд шахты «Интинская» и нужд

Птицефабрики «Инта-Приполярная» от Районной котельной подается горячая вода.

Основным видом деятельности Районная котельная является производство

пара и горячей воды (тепловой энергии). Котельная работает на угле (марки

ДКОМ), который поставляется с близлежащей шахты «Интинская».

На балансе котельной находятся тепловые сети общей протяженностью 44,72

км.

С 01.07.2013 года водогрейная котельная передана в аренду ООО «Тепловая

компания».

Основным топливом индивидуальной и малоэтажной жилой застройки

является уголь. Подключение существующей индивидуальной застройки к сетям

централизованного теплоснабжения не планируется.

В черте города расположены несколько маломощных источников тепловой

энергии, находящихся на балансе ОАО «Интаводоканал» и воинской части.

Таблица1 -

Автономные источники

Наименование Предприятия

Топливо

Основное/резервное

Примечание

ОАО «Интаводоканал»

Уголь

Отопление

В/ч

Уголь

Отопление

Котельные не передают тепловую энергию сторонним потребителям.

Границы зон действия теплоснабжающих организаций и индивидуальных

источников тепловой энергии, представлены на рисунке 2.

Часть 2. Источники тепловой энергии

1.2.1.1.

Технические характеристики Интинской ТЭЦ Филиала «Коми»

ПАО «Т Плюс»

Установленная электрическая мощность Интинской ТЭЦ составляет 18 МВт.

Установленная тепловая мощность станции составляет 171 Гкал/ч, в том числе по

турбоагрегатам – 106,5 Гкал/ч. Паровая мощность котлоагрегатов составляет -

325,0 т/ч, тепловая – 222,8 Гкал/ч.

Основное топливо – уголь.

Интинская ТЭЦ работает по тепловому графику нагрузки. Тепло отпускается

потребителям с горячей водой по температурному графику 130/70 °С по схеме с

открытым водоразбором и с паром давлением 2-3 кгс/см

по паропроводу

«Восток».

В состав Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» входят 2

котлоагрегата типа ЧКД-Дукла, паропроизводительностью по 50 т/час; 2

котлоагрегата типа БКЗ-75-39ФБ, паропроизводительностью по 75 т/час;

котлоагрегат типа БелКЗ-75-39ФБ, паропроизводительностью по 75 т/час; 2

противодавленческих турбоагрегата типа ПР-6-35/10/1,2 и ПР-12-35/10/1,2.

Параметры острого пара после котлов:

давление – 39 кг/см

, температура - 440

С.

Суммарная мощность турбоагрегатов – 18

МВт.

ТЭЦ отпускает тепловую энергию в

паре и воде по системе трубопроводов.

Основными

потребителями

тепловой

энергии являются объекты жилой и

социально административной сферы, а также небольших предприятий города Инта.

Выдача электрической мощности в электрические сети 35 кВ энергосистемы

осуществляется по воздушным линиям ВЛ-74, ВЛ-78 и ВЛ-80.

Турбогенератор ТГ-1 через коммутационную аппаратуру подключен к первой

секции

сборных

шин

трансферной

сборной

шине

генераторного

распределительного устройства 6 кВ.

Рисунок3 -

Щит управления

К этим же шинам подключены двухобмоточные силовые трансформаторы

связи ТС-1 и ТС-2 типа ТД-10000/35, связывающие ГРУ-6кВ с ЗРУ-35 кВ. Также от

ГРУ-6 кВ через разделительный трансформатор ТД-10000/6,3 получает питание

ЦРП-6 кВ от которого запитаны потребители 6 кВ по ЛЭП-1,4,5,7,10 и ТМХ-1 и по

кабельным линиям 1 и 2 завод ЖБИ. Резервное питание ЦРП-6 кВ осуществляется

также от ГРУ-6 кВ по линиям резервного питания (ЛРзП ЦРП-6 кВ).

На станции установлено 8 трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ

суммарной мощностью 5,11 МВА, ТСН-1,2,4,5, РТСН-3 и трансформатор

освещения подключены через коммуникационную аппаратуру непосредственно к

ГРУ-6 кВ. Трансформаторы Т-1, 2НОВ 6/0,4 запитаны соответственно от РУСН-6

кВ и ЦРП-6кВ.

Потребители собственных нужд (СН) по уровням напряжения подразделяются

на две группы СН 6 кВ и СН 0,4 кВ.

Рисунок4 -

Турбинный цех ТЭЦ

Система технического водоснабжения станции – прямоточная. Вода по двум

трубопроводам с береговой насосной (река Б. Инта), где установлено четыре

циркуляционных насоса (в работе постоянно находится один насос) подается на

охлаждение оборудования, в систему золошлакоудаления и на водоподготовку для

подпитки тепловой сети и котлового контура.

После использования нагретая, но не загрязненная – нормативно-чистая вода,

по ж/б коллектору сбрасывается в реку Угольный (приток р. Б. Инта).

С точки зрения тепловой схемы, Интинская ТЭЦ является станцией с

поперечными связями.

Состав основного оборудования станции:

турбоагрегат ст. № 1: паровая турбина типа ПР-6-35/10/1,2; генератор типа

Т2-6-2, номинальной мощностью N

= 6,0 МВт, напряжением U = 6,3 кВ;

турбоагрегат ст. № 5: паровая турбина типа ПР-12-35/10/1,2; генератор типа

4Н5674/12, номинальной мощностью N

= 12,0 МВт, напряжением U = 6,3 кВ.

паровой котел ст. № 3 типа ЧКД-Дукла, паропроизводительностью 50 т.

пара/час;

паровой котел ст. № 4 типа ЧКД-Дукла, паропроизводительностью 50 т.

пара/час;

паровой котел ст. № 5 типа БКЗ-75-39ФБ, паропроизводительностью 75 т.

пара/час;

паровой котел ст. № 6 типа БКЗ-75-39ФБ, паропроизводительностью 75 т.

пара/час;

паровой котел ст. № 7 типа БелКЗ-75-39ФБ, паропроизводительностью 75 т.

пара/час;

Острый пар после котлоагрегатов с давлением 39 кгс/см

и температурой 440

°С поступает на II-III очереди главного парового коллектора, затем по

паропроводам острого пара на турбогенераторы №1 и №5 и РОУ. Турбоагрегаты

имеют производственный и теплофикационный отборы (противодавление).

После РОУ пар поступает в I и II отборы. Производственный отбор и I отбор

после

РОУ

объединены

общим

коллектором,

также

объединены

теплофикационный и II отборы.

Пар из производственного отбора сдавлением 5-7 кгс/см2 и температурой 280-

300 °С поступает на коллектор СН, на ПТВ 1,2, на ПСВ-1П,2П, через перемычку на

бойлера подпиточного узла. Пар с коллектора собственных нужд идет на нагрев

мазута в мазутохранилищах и расходных мазутных баках, на разогрев и слив

поступающего мазута, на форсунки котлоагрегатов. Кроме этого пар с отбора

отпускается потребителям по паропроводу «Восток».

Пар из теплофикационного отбора с давлением 0,2-1,2 кгс/см2 и температурой

180-200 °С поступает на ПСВ-1,2,3, ДТС-1,2, ДСА-1-4, бойлера подпиточного узла.

Вода, используемая для восполнения потерь воды в цикле станции, проходит

очистку на механических фильтрах №1-8, затем умягчение на Na-катионитовых

фильтрах №1-5 первой ступени и барьерных фильтрах №1-3 второй ступени, а в

зимнее время дополнительно Н-катионирование на Н-натрий-катионитовых

фильтрах № 1-3 первой ступени (Н-вода) с последующим доумягчением на

барьерных фильтрах № 2,3 второй ступени.

Химически очищенная вода после второй ступени поступает на основные

деаэраторы ДСА-200 №1-4 (4 шт.). С баков основных деаэраторов, после

деаэрации, питательная вода (ХОВ + конденсат) поступает на всас питательных

насосов (7 ПЭНов, в зависимости от нагрузки в работе находятся от 1 до 3 шт.),

далее по двум напорным коллекторам на блоки питания котлов.

Осветленная вода (после механических фильтров) и добавки химически

очищенной воды после первой ступени умягчения поступает через бойлера в

деаэраторы теплосети ДСА-200 №1,2. С баков деаэраторов теплосети

деаэрированная вода поступает на всас подпиточных насосов (5 шт., в зависимости

от нагрузки в работе постоянно находятся 1-2 насоса), далее по подпиточному

трубопроводу поступает в магистральный трубопровод обратной сетевой воды на

всас сетевых насосов (4 шт., в работе постоянно находятся два насоса). После

сетевых электронасосов сетевая вода поступает для нагрева на подогреватели

теплофикационной установки (ТФУ). В состав ТФУ входят 5 подогревателей: 3

основных ПСВ-500-3-23 и два пиковых ПСВ-500-14-23. Далее сетевая вода по

магистральному трубопроводу прямой сетевой воды направляется в тепловые сети

города.

Каменный уголь поступает на ТЭЦ в полувагонах широкой колеи. Выгрузка

осуществляется в приемные ямы разгрузочного устройства здания топливоподачи.

Мазут на станцию поступает в ж/д цистернах.

По проекту Интинская ТЭЦ входила в состав комбината «Интауголь», именно

поэтому на станции отсутствует склад угля, не предусмотрено размораживающего

устройства и виброрыхлительных установок, время доставки угля составляет 6-8

часов.

Выгрузка поступающего угля производится непосредственно в разгрузсарае,

проектная вместимость которого 1100 т, фактическая 730 т, возможна

одновременная разгрузка четырех вагонов. До марта 2017 года основным

поставщиком угля являлась АО «Шахта «Интауголь»», с апреля 2017 года ОАО

«Воркутауголь».

Устройство склада угля в настоящее время невозможно из-за отсутствия

свободных площадей.

Мазут на станции используется только для розжига котлов. Резервное топливо

на Интинской ТЭЦ отсутствует по проекту.

Мазут поступает на сливную эстакаду, позволяющую сливать одновременно 1

цистерну. Имеется 2 железобетонных подземных резервуара емкостью по 120 куб

м, один из которых является резервным.

Для разогрева и пропарки цистерн с мазутом используется пар давлением 6-8

кгс/см

и температурой 200-250 °С.

Для удаления продуктов горения (шлака и золы) применяется система

гидрозолоудаления с использованием оборотной схемы водоснабжения. Шлак и

зола водой подаются в канал ГЗУ, далее водой посредством смывных сопел

высоконапорной линии, пульпа подается в багерную насосную на всас багерных

насосов ГрТ-800/71 (3 шт., в работе постоянно находится 1 насос),

транспортирующих пульпу по напорному пульпопроводу (рабочему или

резервному) в рабочую емкость золоотвала.

Из приемных колодцев осветленная вода с чаши золоотвала через систему

подземных трубопроводов поступает в приемный колодец насосной станции на

всас насосов осветленной воды 200Д-60 (2 шт., в работе постоянно находится 1

насос). Далее вода по трубопроводу осветленной воды поступает в зольное

отделение котло-турбинного цеха (КТЦ).

Конденсат с ПТВ-1,2 и ПСВ (основных и пиковых) конденсатными

электронасосами ТФУ (5 шт.: №1 ТФУ тип 4К-12, №2,3,4 ТФУ тип КСв-125-55,

№5 ТФУ тип 3К-6, в работе в зависимости от нагрузки 1-2 насоса), с бойлеров

подпиточного узла конденсатным насосом (3 шт.: №1,2 тип КМ100-80-160, №3 тип

К100-65-200, в работе 1 насос) с конденсатного бака собственных нужд подается в

ДСА-1-4.

Тепловая схема Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс»

представлена на рисунке 5.

1.2.1.2.

Параметры установленной мощности теплофикационного

оборудования

Параметры установленной мощности теплофикационного оборудования

приведены в таблицах 2, 3, 4.

На Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс»

установлены: пять

твердотопливных

вертикально-водотрубных

паровых

котла,

две

противодавленческие паровые турбины и девять водоподогревателей.

Таблица2 -

Сведения об установленных турбинах.

Станционный

№

Тип (марка)

турбины

Завод-изготовитель

Год

ввода

Установленная

электрическая

мощность, МВт

Тепловая

мощность,

Гкал/час.

ТП 01

ПР-6-35/10/1,2

Таганрог,

Красный гидропресс

1970

ТП 05

ПР-12-35/10/1,2

Чехословакия

1956

67,5

Таблица3 -

Сведения об установленных паровых котлах.

Котел

Тип (марка)

котла

Завод

изготовитель

Год

ввода

Параметры

теплоносителя

Производи-

тельность

т/ч

(Гкал/час)

Топливо

давление,

кгс/см

тем-ра,

осн.

проект

КП 03

ЧКД-Дукла

Чехословакия 1953

440

50 (34,3)

Уголь

КП 04

ЧКД-Дукла

Чехословакия 1954

440

50 (34,3)

Уголь

КП 05

БКЗ-75-39ФБ

БКЗ

1960

440

75 (51,45)

Уголь

КП 06

БКЗ-75-39ФБ

БКЗ

1965

440

75 (51,45)

Уголь

КП 07

БелКЗ-75-39ФБ

БЕЛКЗ

1965

440

75 (51,45)

Уголь

Таблица4 -

Сведения об установленных водоподогревателях.

№

Водоподогреватель

Тип

Производительность,

т/ч

Поверхность

нагрева, куб м

Подогреватель сетевой воды (основной)

ПСВ-500-3-23

1800

500

Подогреватель сетевой воды (основной)

ПСВ-500-3-23

1800

500

Подогреватель сетевой воды (основной)

ПСВ-500-3-23

1800

500

Подогреватель сетевой воды (пиковый)

ПСВ-500-14-

1800

500

Подогреватель сетевой воды (пиковый)

ПСВ-500-14-

1800

500

Подогреватель технической воды

ПТВ

400

Подогреватель технической воды

ПТВ

400

Теплообменный аппарат Форсел

ПВТу 300-

3500-1

200

170

Располагаемая

тепловая

мощность

оборудования,

соответствует

установленной мощности. Ограничений тепловой мощности не выявлено.

1.2.1.3.

Расход тепла на собственные нужды

Существующие затраты тепловой энергии на собственные нужды ТЭЦ

представлены в таблице 5. Как видно из данных таблицы, расход теплоты на

собственные нужды в период с 2013 по 2017 год увеличился в 1,38 раза. В 2012

году происходит заметное снижение потребления тепловой энергии на

собственные нужды, это снижение по сравнению с 2011 годом составило 61%.

Значительную долю тепловой энергии, расходуемую на собственные нужды,

потребляет водоподготовка. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды

затрачивается на подогрев исходной холодной воды для подпитки паровых котлов

и тепловых сетей, а также теряется с выпаром деаэраторов сетевой и питательной

воды.

Таблица5 -

Собственные нужды.

Год

2013

2014

2015

2016

2017

Полезный отпуск, Гкал

Отпуск тепловой энергии в сеть

417552

459818

421697

431618

433229

Собственные и хозяйственные нужды

5672

5796

5403

5582

4774

Собственные нужды, %

1,36

1,26

1,28

1,29

1,10

1.2.1.4.

Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источника

Отпуск тепловой энергии потребителям в виде горячей воды осуществляется

по утвержденному температурному графику 130/70 °С. Регулирование отпуска

теплоты – качественное, заключающееся в изменении температуры теплоносителя

при изменении температуры наружного воздуха.

Система теплоснабжения – открытая. Для обеспечения необходимой

температуры воды на нужды горячего водоснабжения осуществляется спрямление

температурного графика в подающей линии и температура сетевой воды в

диапазоне спрямления графика поддерживается равной 70 °С. В интервале

температур наружного воздуха от +10 °С до температуры в точке излома (t

ни

= -

5°С)

осуществляется

количественное

регулирование

отпуска

теплоты

потребителям, при этом в подающей магистрали температура сетевой воды

поддерживается постоянной и необходимой для системы ГВС.

Регулирование отпуска тепловой энергии в виде пара осуществляется

количественно на источнике теплоснабжения автоматически, по сигналу роста

давления в паропроводе.

В таблице 6 представлены фактические и расчетные температуры подающего

и обратного трубопроводов, при различных температурах наружного воздуха.

Графическое изображение таблицы представлено на рисунке 7.

Таблица6 -

Температурный график источника

Температур

а наружного

воздуха, °С

Фактическая

температура

прямого и
обратного

трубопровода, °С

Расчетная

температура

прямого и
обратного

трубопровода, °С

Температура

наружного

воздуха, °С

Фактическая

температура

прямого и
обратного

трубопровода, °С

Расчетная

температура

прямого и
обратного

трубопровода, °С

Т1

Т2

Т1

Т2

Т1

Т2

Т1

Т2

+10

52,1

41,40

32,10

-17

88,7

53,5

88,73

53,49

51,6

43,50

33,20

-18

90,4

54,2

90,36

54,17

51,2

45,63

34,21

-19

92,0

54,8

91,99

54,85

50,7

47,49

35,10

-20

93,6

55,5

93,62

55,52

50,3

49,32

35,99

-21

95,2

56,2

95,24

56,19

49,9

51,14

36,85

-22

96,9

56,9

96,85

56,85

49,5

52,94

37,70

-23

98,5

57,5

98,47

57,51

49,0

54,73

38,54

-24

100,1

58,2

100,07

58,17

48,6

56,51

39,37

-25

101,7

58,8

101,68

58,82

48,2

58,28

40,19

-26

103,3

59,5

103,28

59,47

47,8

60,04

40,99

-27

104,9

60,1

104,88

60,12

-1

47,4

61,79

41,79

-28

106,5

60,8

106,47

60,76

-2

47,0

63,52

42,57

-29

108,1

61,4

108,06

61,40

-3

46,6

65,25

43,35

-30

109,6

62,0

109,65

62,03

-4

46,2

66,97

44,12

-31

111,2

62,7

111,23

62,66

-5

45,8

68,69

44,88

-32

112,8

63,3

112,81

63,29

-6

70,4

45,6

70,39

45,63

-33

114,4

63,9

114,39

63,91

-7

72,1

46,4

72,09

46,38

-34

116,0

64,5

115,96

64,53

-8

73,8

47,1

73,78

47,11

-35

117,5

65,2

117,53

65,15

-9

75,5

47,8

75,46

47,85

-36

119,1

65,8

119,10

65,77

-10

77,1

48,6

77,14

48,57

-37

120,7

66,4

120,67

66,38

-11

78,8

49,3

78,81

49,29

-38

122,2

67,0

122,23

66,99

-12

80,5

50,0

80,48

50,00

-39

123,8

67,6

123,79

67,60

-13

82,1

50,7

82,14

50,71

-40

125,3

68,2

125,35

68,20

-14

83,8

51,4

83,79

51,41

-41

126,9

68,8

126,90

68,80

-15

85,4

52,1

85,44

52,11

-42

128,5

69,4

128,45

69,40

-16

87,1

52,8

87,09

52,80

-43

130,0

70,0

130,0

70,0

Рисунок6 -

Температурный график источника

1.2.1.5.

Среднегодовая загрузка оборудования

Коэффициенты использования установленной электрической и тепловой

мощности, представлены в таблице 7 и на рисунке 8.

Таблица7 -

Коэффициент использования установленной мощности

Наименование показателя

2013

2014

2015

2016

2017

Коэффициент использования

установленной электрической мощности

(КИУМ) %

44,57

46,28

38,53

37,13

37,75

Коэффициент использования

установленной тепловой мощности %

40,76

44,95

39,26

39,79

39,95

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

10 8 6 4 2 0 -2 -4 -6 -8 -10 -12 -14 -16 -18 -20 -22 -24 -26 -28 -30 -32 -34 -36 -38 -40 -42

Расчетная температура в подающем трубопроводе

Расчетная температура в обратном трубопроводе

Фактическая температура в подающем трубопроводе

Фактическая температура в обратном трубопроводе

Рисунок7 -

Изменение коэффициента установленной тепловой и электрической

мощности

Коэффициент использования установленной электрической мощности по

сравнению с 2014 годом несколько снизился и не превышает 38,5 %. Это

объясняется тем, что при установке противодавленческих турбин выработка

электрической энергии зависит от выработки тепла. В последние годы

присоединенная тепловая нагрузка снижается, соответственно будет снижаться и

коэффициент использования установленной электрической мощности.

1.2.1.6.

Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Определение объема фактически отпущенного тепла, осуществляется

приборами учета. Расчет между поставщиком тепловой энергии и потребителями

осуществляется по показаниям приборов.

40,41

48,3

47,2

45,4

42,4

43,5

42,2

37,7

39,6

2008

2009

2010

2011

2012

Коэффициент использования установленной электрической мощности (КИУМ) %

Коэффициент использования установленной тепловой мощности %

1.2.1.7.

Статистика отказов и восстановлений оборудования

источников тепловой энергии

Статистика отказов и восстановлений оборудования Интинской ТЭЦ

показывает, что за период 2013-2017 гг произошло 73 инцидента. Все инциденты

связаны с работой котлоагрегатов. Суммарное время восстановления составляет

Данные по имевшим место инцидентам на ТЭЦ приведены в таблице 8.

Таблица8 -

Данные по количеству отказов оборудования и времени

восстановления за 2013-2017 гг на Интинской ТЭЦ

Оборудование

Количество инцидентов

Суммарное время восстановления, мин

2013

2014

2015

2016

2017

2013

2014

2015

2016

2017

Котлоагрегат №3

380

Котлоагрегат №4

198

344

284

194

Котлоагрегат №5

126

Котлоагрегат №6

385

Котлоагрегат №7

332

135

453

697

ИТОГО

621

990

1117

891

1.2.1.8.

Технические характеристики котельных

В таблице 9 представлено количество котельных, входящих в состав МОГО

«Инта» с разбивкой по мощностям.

Таблица9 -

Котельные МОГО «Инта»

Принадлежность

котельной

Котельные

свыше 100
Гкал/ч, шт

Котельные от 50

до 100 Гкал/ч,

шт

Котельные от

10 до 50 Гкал/ч,

шт

Котельные до

10 Гкал/ч, шт

Муниципальные
котельные

Как следует из таблицы 8, основными теплоисточниками МОГО «Инта»

являются 1 крупная котельная тепловой мощностью свыше 100 Гкал/ч, 2 котельные

тепловой мощностью от 10 до 50 Гкал/ч и 6 котельных тепловой мощностью до 10

Гкал/ч, которые обеспечивают 25 % тепловых нагрузок городского округа.

Основным топливом для котельных является уголь, резервное топливо не

предусмотрено проектами.

Доля котельных по группам установленной мощности в обеспечении

тепловой энергией потребителей, входящих в состав городского округа

представлена на рисунке 10.

Рисунок8 -

Доля котельных по группам установленной тепловой мощности в

обеспечении тепловой энергией потребителей

1.2.1.8.1.

Описание котельных с установленной тепловой мощностью

более 50 Гкал/ч

Основным крупным источником (более 100 Гкал/ч) тепловой энергии

является Районная котельная ООО «Тепловая компания».

Зона действия котельной: котельная обеспечивает отопление и ГВС

потребителей мкр. Южный, мкр. Шахтерский, микрорайон Спортивный и

Транспортный, среди которых 67 жилых домов, 1 детский сад, 2 школы, 2 объекта

культуры и спорта и 2 объекта здравоохранения, а также 24 прочих объектов.

Кроме жилищно–коммунальных потребителей от котельной осуществляется

поставка тепловой энергии в виде горячей воды на АО «Интауголь», ОАО

«Агрокомплекс «Инта-приполярная», ЗАО «Кожимское РДП».

Структура основного оборудования.

В состав основного оборудования котельной входят:

три

паровых

котла

КЕ-25-14С

установленной

паспортной

паропроизводительностью 25 т/ч каждый;

11%

22%

67%

Котельные свыше 100
Гкал/ч, шт

Котельные от 10 до 50
Гкал/ч, шт

Котельные до 10 Гкал/ч,
шт

Таблица10 -

Коэффициенты полезного действия установленных котлов

Наименование

Количество, шт

КПД, %

КЕ-25-14С

74,8

КЕ-25-14С

74,8

КЕ-25-14С

74,8

КВТС-20

В качестве сетевых насосов в котельной используются: два насоса марки

ЦН-400 (в работе), два насоса марки Д-1250-125 (в резерве), 1Д-1250-125 (в

резерве). В состав котельной входят два бака-аккумулятора горячего

водоснабжения объемом 2000 м3 и два бака по 400 м3.

Для подпитки тепловой сети в котельной установлены 4 подпиточных насоса

1Д-315-71 (в работе 1 насос), 3 деаэратора подпиточной воды (ДА-200М/50-1 шт и

ДСА-100/35-2 шт).

В качестве питательных насосов в схеме котельной установлено 3 насоса

ЦНСГ-38/220 (работает 1 насос).

Производительность водоподготовки котельной - 400 т/ч. Для подготовки

подпиточной воды используется натрий-катионирование с голодной регенерацией

фильтров. Вода для подпитки теплосети после ХВО направляется в сетевой

деаэратор и затем на всас подпиточного насоса, установленного на обратной

магистрали теплосети.

Установленная тепловая мощность котельной – 162 Гкал/ч.

Располагаемая тепловая мощность котельной – 106 Гкал/ч.

Ограничение тепловой мощности – 56 Гкал/ч.

Присоединенная тепловая нагрузка составляет 36,58 Гкал/ч, из них: отопление

26,22 Гкал/ч, ГВС – 2,81 Гкал/ч, вентиляция- 7,55 Гкал/ч.

Объем потребления тепловой энергии на собственные нужды – 1,06 Гкал/ч

(2674,05 Гкал/год).

«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы - часть 2