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

299

необходимых для его полного обеспечения теплом. Часовая потребность города в

тепле определяется как произведение удельного часового теплопотребления на

численность населения города.

Как видно из таблицы 130, при потребности в тепле МОГО «Инта» 155

Гкал/ч (с учетом увеличения численности населения) не имеет смысла

рассматривать любой из трех типов крупных ТЭЦ, т.к. отпуск тепла даже от

одной крупной электростанции кратно превышает дополнительную потребность

района в тепле. Вместе с тем, при максимальной потребности города в тепле

вызывает сомнение и целесообразность сооружения чрезмерно большого числа

мелких ТЭЦ.

На основе подобного анализа отсеивается часть альтернативных типов ТЭЦ

для проведения дальнейших расчетов эффективности комбинированной и

раздельной схем энергоснабжения. Следующим этапом будет определение

количества и мощности ТЭЦ с учетом перспективных нагрузок, на котором

оптимизируется окончательные мощности ТЭЦ для города в целом.

Таблица130 -

Количество ТЭЦ разной мощности, способных обеспечить

приросты часовой потребности районов МОГО «Инта» в тепле

Тип оборудования

Отпуск тепла от ТЭЦ,

Гкал/ч

Количество ТЭЦ при разных вариантах часового

потребления города

135 Гкал/ч

155 Гкал/ч

1 Мелкие ТЭЦ

2*ГТУ-6

2,7

3,1

2*ГТУ-16

1,6

1,8

2*ПГУ-16

3,4

3,9

2. Средние ТЭЦ

2*ГТУ-25

135,2

1,0

1,1

2*ПГУ-46

128,8

1,05

1,2

2*ПГУ-70

202,8

0,7

0,8

3. Крупные ТЭЦ

2*ГТУ-110

595

2*ПГУ-450

1416

2*Т-115-130

700

Оценка сравнительной эффективности теплофикации в локальном разрезе

Показателем экономической (общественной) эффективности каждого

варианта

энергоснабжения

города

(района)

являются

суммарные

дисконтированные затраты на обеспечение его потребности в тепле и

электроэнергии. При определении этой эффективности сопоставляемые варианты

приводятся к равному отпуску тепла и электроэнергии.

300

Сопоставимость разных вариантов комбинированной и раздельной схем

энергоснабжения по отпуску тепла обеспечивается тем, что каждый вариант

полностью обеспечивает потребность города в тепле за счет собственных

источников (ТЭЦ, котельных). Поскольку электропотребление города при этом

может обеспечиваться как от собственных источников (ТЭЦ), так и от

энергосистемы, то выравнивание вариантов осуществляется через покупку или

продажу электроэнергии из (в) энергосистемы. Для случая, когда ТЭЦ при работе

по тепловому графику не обеспечивают потребность города в электроэнергии,

определяются удельные дисконтированные затраты на отпуск электроэнергии при

загрузке ТЭЦ по конденсационному режиму. Если удельные затраты на ТЭЦ в

конденсационном режиме выше цены покупки электроэнергии из энергосистемы,

то ТЭЦ загружается лишь по тепловому графику, а недостающая городу

электроэнергия покупается у энергосистемы. Если удельные затраты на ТЭЦ при

работе в конденсационном режиме ниже цены покупки электроэнергии из

энергосистемы, то ТЭЦ загружается по конденсационному режиму до такого числа

часов использования их мощности, при котором полностью обеспечивается

потребность города в электроэнергии. Только недостаток электроэнергии, сверх

отпускаемой ТЭЦ при ее предельной загрузке, дополнительно покупается из

энергосистемы. С определенной степенью условности предельно допустимая

выработка ТЭЦ определяется в работе при годовой продолжительности работы

всех ТЭЦ равной 6500 часов.

Если отпуск электроэнергии ТЭЦ при ее работе по тепловому графику будет

превышать потребность города в электроэнергии, избыток энергии продается в

энергосистему по величине затрат на отпуск электроэнергии замыкающими

АЭС, КЭС на угле или ПГЭС. При раздельной схеме энергоснабжения, именно

этими замыкающими электростанциями, рассматриваемыми альтернативно,

полностью обеспечивается потребность города в электроэнергии.

Необходимость покупки электроэнергии представляет собой дополнительные

затраты по варианту; возможность продажи электроэнергии, напротив, снижает

выработку других электростанций энергосистемы и учитывается как снижение

затрат по варианту.

301

В состав суммарных дисконтированных затрат по каждому варианту

включаются:

- затраты на ТЭЦ или котельные (с учетом потерь в тепловых сетях через -

изоляцию и расхода электроэнергии на транспорт теплоносителя, определяемого

потерей давления по тракту);

- затраты на тепловые сети;

- затраты на электрические сети: либо на присоединение ТЭЦ к

городской электрической сети при комбинированной схеме энергоснабжения, либо

на покупку электроэнергии от электрической сети высшего напряжения в

городскую электрическую сеть напряжением 110 кВ при раздельной схеме

энергоснабжения;

- затраты на покупку или экономия от продажи электроэнергии из (в)

энергосистемы для выравнивания разных вариантов комбинированной схемы

энергоснабжения.

На рисунке 109 приведены данные расчета суммарных дисконтированных

затрат на раздельную и комбинированную схемы энергоснабжения города при

низком значении удельного теплопотребления, норме дисконта 10% и

минимальном значении цен топлива.

Раздельная схема рассчитана при сочетании угольной КЭС и котельной на

газе, а комбинированная схема – для четырех типов ТЭЦ (ГТУ-6, ГТУ-16, ГТУ-25 и

ПГУ-70) при минимальном значении их удельных капиталовложений.

На рисунке 100 видна предпочтительность комбинированной схемы

энергоснабжения практически во всем диапазоне плотности населения, но при

плотности менее 2 тыс чел./км2 наиболее эффективными представляются ГТУ-6

При плотности населения сверх 10 тыс. чел./км2 крупные ТЭЦ имеют

наибольшие экономические преимущества не только перед раздельной, но и

перед комбинированной схемой энергоснабжения на базе мелких и средних ТЭЦ.

302

Рисунок100 -

Эффективность комбинированной и раздельной схем

энергоснабжения

Анализ выше приведенного материала позволяет сформулировать следующие

принципиальные выводы:

- теплопотребление городов разделяют на три группы в зависимости от

плотности населения: менее 2 тыс. чел./км2, 2-10 тыс. чел./км2 и сверх 10

тыс.чел./км2;

- прирост теплопотребления по каждой из выделенных групп определяется с

помощью обобщенного показателя - удельного (часового и годового)

теплопотребления;

- при формировании комбинированной и частично-раздельной схемы

энергоснабжения допустимо менять состав или сокращать количество вариантов по

сравнению с рассмотренными в таблице 28 и 29: среди мелких ТЭЦ можно

ограничиться рассмотрением ГТУ-6 и ПГУ-16, среди средних – ГТУ-25 и ПГУ-70,

крупных – ПТУ-110, ПГУ-450 и Т-115.

Влияние ключевых системных факторов на долю ТЭЦ в структуре

установленной мощности и в структуре производства тепла.

Важными обобщенными показателями эффективности теплофикации

являются динамика доли ТЭЦ в установленной мощности электростанций и

динамика доли ТЭЦ в производстве централизованного тепла.

303

На рисунке 101 показана динамика этих показателей.

В каждом из рассмотренных сценариев просматривается четкая тенденция

снижения доли ТЭЦ в структуре установленной мощности (на 7-10 % к 2030 г. по

сравнению с отчетным 2008 г.) при увеличении их доли в суммарном производстве

тепла (на 3-4% к 2030 г. по сравнению с отчетным 2008 г.). В определенной

степени такая тенденция предопределена прогнозируемым соотношением

между ростом электропотребления и теплопотребления в России в период до 2030

г.: в зависимости от сценария объем потребления электроэнергии к 2030 году

увеличится в 1,82-1,52 раза, тогда как объем потребляемой тепловой энергии –

всего в 1,18-1,11 раза.

Рисунок101 -

Изменение доли ТЭЦ в структуре установленной мощности и в

структуре производства тепла при: 1-благоприятном, 2-

энергоэффективном сценарии энергопотребления

Таким образом, анализ позволяет сделать вывод об эффективности

дальнейшего развития теплофикации, в первую очередь с использованием

прогрессивных парогазовых и газотурбинных установок. Однако следует иметь в

виду, что удельный вес ТЭЦ в структуре генерирующих мощностей в перспективе

будет сокращаться из-за медленного роста потребности в централизованном тепле

304

и его рост должен достигаться за счет снижения удельного веса котельных

(котельнизации).

6.2.2

Условия и последовательность демонтажа существующей

генерирующей мощности ТЭЦ МОГО «Инта»

Технически на ТЭС может быть обеспечено практически непрерывное

продление сроков эксплуатации за счет замены отдельных узлов и элементов

оборудования. Однако экономически это мероприятие для ТЭС на угле с разными

начальными параметрами пара и типами оборудования не всегда эффективно.

Расчеты по оптимизации структуры генерирующих мощностей, проведенные

при разработке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики

России до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года, показали

целесообразность вывода из эксплуатации отработавших свой ресурс агрегатов,

имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже), и необходимость

модернизации остальных агрегатов с последующим продлением срока их

эксплуатации для электростанций, использующих уголь.

На теплоэлектроцентралях, использующих уголь, предполагается установка

модернизированных энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара

(давление пара 30 - 32 МПа, температура пара 600 - 620°С, коэффициент полезного

действия - до 44 - 46 процентов), а при низкокачественном топливе - оснащение

котлоагрегатами с циркулирующим кипящим слоем (коэффициент полезного

действия - 39 - 41 процент). Следует подойти с осторожностью к применению

указанных рекомендаций по демонтажу и замене теплофикационного

оборудования, исходя из того, что в рассматриваемый период рекомендовано

продление сроков эксплуатации действующего оборудования на угле во всех

районах. Это связано, что эффективность продления сроков эксплуатации больше,

чем от замены на новые блоки всех типов оборудования на угле, как из-за большей

капиталоемкости оборудования на угле, так и незначительной разницей в КПД

новых и действующих энергоблоков. Для энергосистемы г. Инта, использующей

уголь, применение таких блоков представляется не целесообразным.

Вместе с тем приказом Минэнерго России от 07.09.2010 № 430 определены

критерии технических характеристик (параметров) генерирующего оборудования

305

для участия в конкурентном отборе мощности. Предполагается, что в дальнейшем,

по мере развития рынка мощности, критерии отбора могут ужесточаться, чтобы

повысить эффективность функционирования электроэнергетики (таблица 131).

Таблица131 -

Тип демонтажа оборудования для обеспечения активного

обновления ТЭС по периодам

2010-2020 годы

2021-2025 годы

2026-2030 годы

Оборудование на газе старше

50 лет (введенное до 1965 г),
имеющее низкие параметры пара
(9МПа и ниже)
2.

Оборудование на газе старше

50 лет (введенное до 1965 г) с
параметрами пара 13 МПа и выше

Все оборудование старше 50

лет (введенное до 1970 г).

Все оборудование старше 50

лет (введенное в период 1971-
1975 гг).
5.

Все действующее в настоящее

время

конденсационное

оборудование на газе 13 МПа и
ниже (не учтенное в пп 1-4).

Предлагаемые сроки вывода генерирующих мощностей на ТЭЦ МОГО

«Инта»

В связи с тем, что Республика Коми расположена в первой неценовой зоне и

все генерирующие предприятия, расположенные на ее территории в конкурентном

отборе мощности не участвуют, критерии, определенные приказом Минэнерго

России от 07.09.2010 №430 не являются обязательными для Интинской ТЭЦ и

могут рассматриваться только как рекомендуемые при планировании мероприятий

по обновлению энергетических мощностей ТЭЦ (таблица 132).

Таблица132 -

Тип демонтажа оборудования для обеспечения активного

обновления ТЭС по периодам

Марка

Год изготовления

Год ввода в эксплуатацию

Год рекомендуемого вывода

ЧКД-Дукла

1952

1953

2021-2025

ЧКД-Дукла

1952

1954

2021-2025

БКЗ-75-39ФБ

1956

1958

2021-2025

БКЗ-75-39ФБ

1957

1960

2021-2025

БКЗ-75-39ФБ

1965

2021-2025

ПР-6-35/10/1,2

1970

2026-2030

ПР-12-35/10/1,2

1956

1958

2021-2025

Т2-6-2

1970

2026-2030

4Н5674/12

1955

1958

2021-2025

Примечание: По заключению экспертиз промбезапасности рекомендаций по

выводу оборудования нет

На момент разработки Схемы теплоснабжения энергоустановки ТЭЦ

морально устарели. Внедрение на них специальных технических решений,

направленных на продление ресурса, нецелесообразно. Их следует выводить из

эксплуатации при наработках более 400 тыс.ч. До истечения этого срока

значительных затрат на поддержание их работоспособности не потребуется.

В связи с осуществленной модернизацией котлов и продлением срока их

эксплуатации предлагается их вывод до 2029 года не проводить.

306

В связи с тем, что основное энергогенерирующее оборудование было введено

в эксплуатацию в 1958-1970 году предлагается проведение обследования

технического состояния оборудования, по результатам обследования рассмотреть

возможность продления срока их эксплуатации до года, указанного в таблице или

рассмотреть вопрос возможности их замены.

6.3

Обоснование

предлагаемых

для

реконструкции

действующих

источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и

электрической энергии для обеспечения перспективных приростов тепловых

нагрузок

Подходы к разработке стратегии количественного развития генерирующих

электромощностей

изначально

сформированы,

исходя

из

мероприятий

Генерального плана развития МОГО «Инта», с учетом темпов роста экономики,

интенсивности строительства нового жилищного фонда, развития социальной

инфраструктуры, конкретной ситуации сложившейся в городе Инта с источниками

теплоснабжения. При этом учитывались выявленные избытки тепловой мощности,

сложившаяся структура энергоснабжения, планы ввода и вывода генерирующих

мощностей на электростанции. Стратегия развития генерирующих мощностей и

принятие решения формировалась поэтапно.

На первом этапе осуществлялось уточнение текущих тепловых нагрузок

и расчет перспективных, выделение зон теплопотребления.

На втором этапе разрабатывались сценарии реконструкции действующих

источников с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла с

рассмотрением возможности (учитывая стесненные площадки) их расширения с

целью увеличения электрической и тепловой мощности.

На третьем этапе определялись перспективные зоны действия планируемых к

строительству новых источников тепловой энергии, уточнялись перспективные

тепловые нагрузи в планируемой зоне их действия с учетом возможности ее

расширения на сопряженные зоны действия существующих котельных и их

трансформация (перевод в пиковый режим, перевод в холодный резерв, демонтаж).

На четвертом этапе определялась загрузка реконструируемых источников с

комбинированной выработкой электроэнергии и тепла с неизменяемой зоной их

307

действия и перспективным приростом тепловой нагрузки в этих зонах с учетом

графика вывода оборудования из эксплуатации и определялась возможность

расширения зоны действия источников с комбинированной выработкой

электроэнергии и тепла в зоны перспективной городской застройки.

На пятом этапе определялась возможность расширения зоны действия

реконструируемых источников с комбинированной выработкой электроэнергии и

тепла на зоны действия существующих котельных.

6.3.1

Сценарии реконструкции действующих источников с

комбинированной выработкой электроэнергии и тепла

На момент разработки Схемы теплоснабжения все паровые котлы, паровые

турбины и электрогенераторы ТЭЦ выработали установленный срок.

Согласно предоставленным данным котлоагрегаты Интинской ТЭЦ в 2002-

2003 годы были модернизированы, проведено их техническое освидетельствование

и продлен срок эксплуатации (таблица 133). Согласно данным таблицы 133 в 2012-

2015 гг должно быть проведено очередное экспертное обследование и принято

решение о возможной дальнейшей эксплуатации котлоагрегатов или выводе их из

эксплуатации с последующей заменой.

При обследовании паровых турбин был установлен эрозийный износ лопаток,

часть лопаток турбины ПР-6-35 уже была заменена, заменить лопатки турбины

ПР-12-35 не представляется возможным, так как в настоящее время их

производство прекращено. Индивидуальный заказ проточной части турбины по

затратам сопоставим со стоимостью новой турбины.

Предложения по техническому перевооружению источников тепловой

энергии

Предусмотреть

техническое

перевооружение

(реконструкция

или

модернизация) основного и вспомогательного оборудования Интинской ТЭЦ с

истекшим сроком эксплуатации, морально и физически устаревшего (в частности

по результатам экспертизы промышленной безопасности, технического

диагностирования и т.д.), в том числе замена на энергоэффективные аналоги

оборудования. При этом не предусматривается снижение установленной тепловой

мощности

308

Таблица133 -

Данные по проведению технической модернизации и продлению срока эксплуатации основного оборудования

ТЭЦ

Котел

Марка котла

Год

модернизации

Характер модернизации

Дата проведения

последних ЭПБ,

ТД

Наименование

экспертной

организации

Разрешенный

срок

эксплуатации

Планируемый срок

принятия решения о

продлении

КП 03

ЧКД-Дукла

2003

Новые технологии

сжигания топлива

Май, 2014

г.

ОАО «Метам»

4 года

Не позднее мая 2021 г

КП 04

ЧКД-Дукла

2003

Новые технологии

сжигания топлива

Июнь, 2015 г

ООО «Металл

Эксперт»

4 года

Не позднее июня 2019 г

КП 05

БКЗ-75-39ФБ

2003

Новые технологии

сжигания топлива

Июль, 2017 г

ООО «Метам»

4 года

Не позднее июля 2021 г

КП 06

БКЗ-75-39ФБ

2002

Новые технологии

сжигания топлива

Август, 2014 г

ООО «СРТЦ ДИТЭКС»

4 года

Не позднее августа 2018

КП 07

БКЗ-75-39ФБ

2003

Новые технологии

сжигания топлива

Ноябрь, 2016 г

ООО «Метам»

4 года

Не позднее ноября 2020

309

Пар из производственных отборов паровых турбин Интинской ТЭЦ поступает

в паропровод «Восток» на производственные нужды ООО «ЗЖБИ».

Был выполнен перевод потребителей пос Спортивный на индивидуальное

отопление и отключение паропровода. В связи с этим с целью улучшения технико-

экономических показателей работы станции (за счет увеличения производства

электрической энергии на существующих тепловых потоках), обновления парка

генерирующего оборудования возможна установка конденсационной турбины с

регулируемым теплофикационным (отопительным) и производственным отбором

пара типа ПТ-12-35/10М.

Предложение:

Рассмотреть варианты установки т/а типа Т-12-35 или Р-12-35 (вместо

существующей ПР-12-35 или в дополнение).

становка новой паровой турбины (по

результатам предТЭО) в дополнение к установленным турбоагрегатам ст. №1 ПР-

6-35/10/1,2 и ст. № 5 ПР-12-35/10/1,2. Отечественной промышленностью

выпускаются следующие типы паровых турбин, работающие на параметрах пара

среднего давления: Р -12-35/1.2 – противодавленческая турбина, ПТ -12-35/10/1.2 –

конденсационная турбина с регулируемыми производственным и отопительным

(теплофикационным)

отборами

пара,

ПР-12-35/10/1.2

–

турбина

противодавленческая с регулируемым производственным отбором пара. Т-12-

35/1.2

–

турбина

конденсационная

регулируемым

отопительным

(теплофикационным) отбором пара. Так как промышленных потребителей пара

производственного отбора нет, а две установленные на ТЭЦ турбины

противодавленческие, то предпочтительной к установке является турбина типа Т,

при этом появляется возможность работы станции в летний период, т.е.

осуществлять отпуск тепловой энергии на ГВС с комбинированной выработкой

электроэнергии. Инвестиции всего – 230,0 млн. руб. (инвестирование ПАО «Т

Плюс»). Срок реализации – 2019-2020 г.г. Проект предполагает при установке

конденсационной турбины типа Т-12-35/1.2 увеличение выработки ЭЭ в

отопительный (за счет экономичности производства на новом оборудовании) и в

летний период на существующих тепловых потоках с отказом от покупки объема

ЭЭ, расходуемой на собственные и производственные нужды ТЭЦ в данный

период. Эта турбина может быть установлена на месте демонтированного

310

турбоагрегата

№4.

При

этом

появляется

возможность

осуществлять

комбинированную выработку электроэнергии и в летний период, отпуская

тепловую энергию на ГВС.

Дать иные предложения по техническому перевооружению по существующей

ТЭЦ до проведения комплексного технического диагностирования и

предоставления материалов обследования с рекомендациями не представляется

возможным.

6.4

Обоснование предлагаемых для реконструкции котельных для

выработки электроэнергии в комбинированном цикле на базе существующих

и перспективных тепловых нагрузок

Согласно 190 ФЗ, 261 ФЗ РФ при строительстве новых источников тепловой и

электрической энергии преимущество должно отдаваться комбинированной

выработке. В этой связи, целесообразно при проектировании строительства

крупных источников теплоснабжения отдавать предпочтение сооружению

источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии

Так как существующие источники теплоснабжения МОГО «Инта» имеют

резерв тепловой мощности и согласно Генерального плана развития сооружать

источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии или

реконструировать существующие котельные в период с 2014 по 2029 гг не

планируется.

6.5

Обоснование

предлагаемых

для

реконструкции

котельных

увеличением зоны их действия путем включения в нее зон действия

существующих источников тепловой энергии

6.5.1

Определение существующих котельных и их зон в зонах

действия крупных котельных

Определение существующих котельных в зоне действия Районная котельной.

Районная котельная расположена по адресу г. Инта Сангородок, д.3.

Установленная тепловая мощность котельной составляет 162 Гкал/ч.

Располагаемая тепловая мощность по состоянию на 2012 год составляет 106 Гкал/ч.

311

Присоединенная тепловая нагрузка составляет 36,58 Гкал/ч, в том числе нагрузка

ГВС 2,8 Гкал/ч.

Водогрейная котельная обеспечивает тепловой энергией 98 зданий в п.

Южный, п. Шахтерский, микрорайоне Спортивный. Кроме жилищно–

коммунальных потребителей от котельной осуществляется поставка тепловой

энергии в виде горячей воды на АО «Интауголь», ОАО «Агрокомплекс «Инта-

приполярная», ЗАО «Кожимское РДП».

В зоне действия Районной котельной другие котельные не эксплуатируются.

Предложение:

Перевод нагрузки на тепловые сети Интинской ТЭЦ.

Оптимизация схемы

Интинского теплового узла и повышение его эффективности (перевод тепловых

нагрузок РК-1 на тепловые сети ИТЭЦ). Проектом предусматривается

присоединение нагрузок потребителей Районной котельной - ООО «Тепловая

компания» к тепловым сетям Интинской ТЭЦ посредством присоединения к

существующей тепловой сети в камере Ю-1 со строительством трубопровода

Ду500мм от Ю-1 до Ю-12 протяженностью 2,61км с непосредственным

присоединением к действующему магистральному трубопроводу Промышленного

радиуса. Инвестиции всего – 110,7 млн. руб., в том числе: инвестирование ПАО «Т

Плюс» 36,515 млн. руб., инвестирование МОГО «Инта» 74,2 млн. руб. Срок

реализации – 2018-2019 г.г. Проект предполагает получение дополнительной

прибыли до 30% за счет расширения теплового бизнеса – увеличения полезного

отпуска тепловой энергии, а также за счет роста теплофикационной выработки

электроэнергии на ИТЭЦ.

6.6

Обоснование предлагаемых для перевода в пиковый режим работы

котельных,

по

отношению

источникам

тепловой

энергии

комбинированной выработки тепловой и электрической энергии

Традиционным решением оптимального покрытия теплофикационной

нагрузки является ее распределение между основными и пиковыми источниками

тепла. Для сложившихся систем централизованного теплоснабжения с ТЭЦ

основными источниками тепла являются регулируемые отборы паровых турбин

и/или противодавление и основные пароводяные подогреватели – бойлеры. В

312

качестве пиковых источников используются пиковые водогрейные котлы или

пароводяные подогреватели – пиковые бойлеры, устанавливаемые, как правило, на

ТЭЦ.

Перспективным направлением развития систем теплоснабжения является

переход на комбинированные системы с использованием основных и местных

пиковых источников тепловой энергии, расположенных непосредственно у

потребителя, при высокоэкономичной работе теплоэлектростанций в базовой части

графика тепловых нагрузок.

В этой связи, обеспечение города тепловой энергией целесообразно

рассматривать раздельно в части обеспечения пиковой и базовой тепловой

мощностью.

Температура теплоносителя в подающей магистрали в большей части городов

РФ рассчитывалась в соответствии с температурным графиком 150-70 °С,

который практически нигде не выдерживается. Во многих городах, введены так

называемые «температурные срезки», когда при сильных холодах температура

теплоносителя на выходе теплоисточника фиксируется в широком диапазоне

температур наружного воздуха.

В случае переменных расходов теплоты появляется возможность перевода

части котельных, находящихся в зоне действия ТЭЦ, в пиковый режим работы.

При похолодании котельная включается в работу, выдавая дополнительный расход

теплоты. В этом случае повышается общая энергоэффективность за счет

максимальной загрузки ТЭЦ и обеспечивается общая надежность системы даже в

тех случаях, когда ТЭЦ при похолоданиях не может обеспечить всех потребителей.

При этом нет необходимости увеличивать диаметры магистральных тепловых

сетей от ТЭЦ, т.к. котельные находятся в зонах потребления нагрузок.

Оптимизация загрузки и перевод котельных в пиковый режим, а во

многих случаях и ликвидация (консервация) избыточных мощностей, позволяют

получить ряд общесистемных эффектов, таких как:

- снижение себестоимости выработки тепловой и электрической энергии за

счет большей загрузки и работы ТЭЦ в базовом режиме;

- снижение объема сжигаемого топлива.

313

В соответствии с нормативными документами "пиковый" режим работы

котельной обеспечивает изменение уровня потребления тепловой энергии,

теплоносителя потребителями посредством работы котельной с переменной

мощностью. В зимний период в системах теплоснабжения растет тепловая

нагрузка, значительную часть которой могут покрывать пиковые котельные.

Мероприятия по выводу из эксплуатации котельных и переводу их в пиковый

режим в существующих и расширяемых зонах действия ТЭЦ целесообразны в

следующих случаях:

- нахождения котельной и ее потребителей на границе эффективного радиуса

теплоснабжения ТЭЦ;

- несоблюдения установленного температурного графика ТЭЦ;

- несоответствия оборудования котельных требованиям, установленным

действующим законодательством об энергосбережении и о повышении

энергетической эффективности (высокий удельный расход топлива на выработку

единицы тепловой энергии, моральный и физический износ основного

оборудования, связанный с превышением нормативного срока службы и т.д.).

Основаниями для перевода тепловой нагрузки от котельных на ТЭЦ

являются:

- данные из перспективных балансов располагаемой тепловой мощности

источников тепловой энергии и тепловой нагрузки;

- данные о энергоагрегатах, не прошедших конкурентный отбор мощности на

оптовый рынок электрической энергии в соответствии с действующим

законодательством и прогнозных значениях выбытия теплофикационных

турбоагрегатов с рынка мощности;

- данные о возможности продления эксплуатации турбоагрегатов.

Согласно предлагаемому решению по реконструкции Интинской ТЭЦ ее

установленная тепловая мощность практически не изменится и в 2029 году будет

составлять 171 Гкал/ч. В радиусе эффективного теплоснабжения Интинской ТЭЦ

существующих котельных нет.

Перевод котельных в пиковый режим в зоне действия ТЭЦ нецелесообразен.

314

6.7

Обоснование предложений по расширению зон действия действующих

источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и

электрической энергии

Установленная тепловая мощность Интинской ТЭЦ к 2029 году не изменится

и будет составлять 171 Гкал/ч, а существующий резерв мощности составит 16,45

Гкал/ч.

В зоне действия ТЭЦ других источников комбинированной выработки

тепловой и электрической энергии, а также котельных нет.

Микрорайоны, снабжаемые тепловой энергией от Районная котельной и

котельной на ул. Лермонтова находятся вне эффективного радиуса теплоснабжения

ТЭЦ.

6.8

Обоснование предлагаемых для вывода в резерв или вывода из

эксплуатации котельных при передаче тепловых нагрузок на другие

источники тепловой энергии

В соответствие с частью 2 главы 2 обосновывающих материалов к схеме

теплоснабжения были выявлены неэффективные котельные МОГО «Инта» по

следующим параметрам:

- предельному сроку службы;

- повышенному удельному расходу топлива на выработку единицы тепловой

энергии.

В таблице 134 приведен адресный список неэффективных котельных.

Таблица134 -

Адресный список неэффективных котельных

Наименование котельной, адрес

Теплоснабжающая

организация

Располагаемая

тепловая

мощность

котельной, Гкал/ч

Котельная ул. Лермонтова

169845, Республика Коми, г.Инта, ул.Лермонтова

ООО «Тепловая компания»

4,0

Котельная пст. Юсьтыдор

169840, Республика Коми, г.Инта, пос. Юсьтыдор

ООО «Тепловая компания»

16,8

Котельная №1

пгт. Верхняя Инта

169834, Республика Коми,

пгт. Верхняя Инта, ул.Свободы, д. 5

ООО «Тепловая компания»

6,24

Котельная №2

пгт. Верхняя Инта

169834, Республика Коми,

пгт. Верхняя Инта, ул.Комсомольская, д.18

ООО «Тепловая компания»

8,4

«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы - часть 19