пример схемы теплоснабжения г. харькова

Додатокдо рішення 23 сесії Харківської міської ради 5 скликання «Про затвердження Схеми теплопостачання м. Харкова на 2008-2010 роки» від 20.06.2008 року № 181/08

Схема теплопостачання м. Харкована 2008-2010 роки

Пояснювальна запискаДодатки

Державне підприємство Міністерства оборони України

«Харківський проектний (науково-дослідний) інститут»

6

м. Харків

Затверджено:

Начальник інституту Ю.Г. Тухар

Заступник начальника по проектуванню

Ю.Г. Рогозін

Головний інженер проекту А.А. Степанова

В РОБОТІ ПРИЙМАЛИ УЧАСТЬ

Начальник групи І.М. Шуріпа

Інженер А.О. Кур’єрова

Головний спеціаліст А.П. Мєкіна

6

ЗМІСТ

Пояснювальна записка

ВВЕДЕННЯ 5

І. Коротка характеристика харківської системи централізованого теплопостачання

6

1. Принципи роботи харківської системи теплопостачання 9

2. Виробництво тепла 9

2.1 Зростання/зниження кількості населення та нові тенденції у будівництві

9

2.2 Зміна бази споживання 11

2.3 Підвищення та нормалізація рівня комфортності 12

2.4 Потенціал енергозбереження у будинках 13

2.5 Встановлення регуляторів температури. 14

2.6 Системи гарячого водопостачання на рівні будівель 15

2.7 Облік споживання гарячої води 15

2.8 Регулятори тиску систем ГВП для невисоких будівель 16

2.9 Ізоляція труб 16

2.10

Загальне навантаження 17

3 Теплова генерація 17

3.1 Теплові джерела 17

3.2 ТЕЦ-4 17

3.3 Котельня 5 Московської філії (Салтовського житлового масиву)

21

3.4 Комінтернівська котельня 6 24

3.5 Котельня 4 Дзержинської філії (Павлове поле) 26

4 Малі місцеві котельні 29

5 Розподільні мережі 31

5.1 Загальна інформація 31

5.2 Первинні та вторинні мережі 31

5.3 Технічний стан мережі та потреба у реконструкції 33

5.4 Насосні станції 34

6

5.5 Теплопункти 35

ІІ Визначення напрямків для впровадження системи централізованого теплопостачання міста

37

ІІ.1 Стратегічний довготерміновий план 37

ІІ.2 Змінний потік та триваючі заходи з енергоефективності у споживачів

37

ІІ.3 компонент 1: Малі індивідуальні газові котельні

39

ІІ. 4 Компонент 2. Заміна мережі централізованого теплопостачання

42

ІІ.5 Кмпонент 3: Реконструкція теплорозподільних станцій

44

ІІ.6 Компонент 4: Спорудження індивідуальних теплових пунктів

45

ІІ.7 Компонент 5: Впровадження когенерації 46

ІІІ Технічні аспекти 47

ІІІ.1 Потенціал економії витрат на паливо, електроенергію та воду

51

ІІІ.2 Потенціал економії витрат на експлуатацію та технічне обслуговування

54

Додатки

1 Перелік котелень, що потребують реконструкції 56

2 Перелік теплорозподільчих станцій, які потребують реконструкції.

59

3 Перелік ділянок магістральних теплових мереж, що підлягають реконструкції протягом дії «Схеми теплопостачання м. Харкова на 2008 – 2010 р.р..

60

4 Перелік ділянок розподільчих теплових мереж які підлягають реконструкції

62

5 Реконструкція та технічне переоснащення внутрішньоквартальних теплових мереж

64

6

„Схема теплопостачання м. Харкова на 2008 – 2010 р.”

ВВЕДЕННЯ

Згідно Закону України “Про теплопостачання” поетапна реконструкція, модернізація або будівництво нових теплових мереж та джерел теплопостачання повинно виконуватись у відповідності до схеми теплопостачання населеного пункту.

Розвиток систем теплопостачання населених пунктів, районів та інших адміністративно-територіальних утворень слід здійснювати за затвердженими місцевими органами виконавчої влади схемами теплопостачання з періодичністю перегляду п’ять років.

Схема теплопостачання включає аналіз стану існуючої системи теплопостачання та заходи максимально ефективного її використання, а також визначає її розвиток з урахуванням приросту населення та перспективної забудови міста.

Мета цієї роботи – розробка короткострокової «Схеми теплопостачання міста Харкова на період 2008 – 2010 р.р.»

Попередня „Схема теплопостачання м. Харкова на 2000 р.” (Схема), була розроблена Харківським відділенням „Атомтеплоелектропроект” і затверджена Наказом №229-по-ДСП від 15.09.1988р. Міністерства енергетики й електрифікації СРСР.

Зокрема, в цій схемі головною метою було розвиток теплових джерел та теплових мереж від них, а також реконструкція та ліквідація локальних котелень.

З огляду на об’єктивні причини, у зв’язку з різким зниженням теплових навантажень промислових підприємств, у збільшенні потужностей джерел теплоти потреби більше не існує, тому в цьому аспекті Схема втратила свою актуальність. Однак, Схема залишається актуальною й по сей день в частині реконструкції значного парку котелень малої потужності. В тому числі й вбудовані.

З іншого боку існують перспективні техніко - економічні розробки (компанією „Parsons E&C”, компанією „ELEKTROWATT-EKONO”), період реалізації котрих визначається 2015-2020 роками.

Отже, в місті Харкові, зважаючи на вищесказане, виникає потреба у розробці оновленої схеми теплопостачання.

Схема теплопостачання м. Харкова на 2008-2010 рр. розроблена з урахуванням вимог правил “Технічної експлуатації електричних станцій та теплових мереж”, а саме схемою передбачено:

6

- надійне теплопостачання споживачів теплоносієм, заданих параметрів;- оптимальне потокорозподілення теплоносія в теплових мережах;- резервування роботи відрізків теплових мереж;- змога здійснювати сумісну роботу декількох ДТ на об’єднану теплову

мережу та переходу при необхідності до роздільної роботи ДТ;- переважне використання найбільш економічних ДТ.

Розробку схеми теплопостачання міста здійснено з урахуванням:- даних про чисельність населення, житловий фонд міста та перспективи

розвитку;- характеристики існуючої системи теплопостачання;- характеристики існуючих джерел теплової енергії;- характеристики існуючих теплових мереж;- існуючої схеми теплопостачання міста з нанесенням існуючого житлового

фонду, джерел теплової енергії, теплових мереж (діаметр, протяжність, навантаження), запланованих до будівництва житлових будинків, громадських споруд та об’єктів соціально-культурного призначення;

- даних про існуючі системи газо-, електро- та водопостачання.До схеми теплопостачання додано:

- аналіз стану існуючої системи теплопостачання;- потребу міста (району) в тепловій енергії в розрахунковий період;- пропозиції із впровадження заходів щодо модернізації і реконструкції

існуючих джерел теплової енергії та теплових мереж з метою їх оптимальної роботи та ефективного використання паливно-енергетичних ресурсів;

- вибір варіанта теплопостачання міста з урахуванням мінімальних викидів забруднюючих речовин від джерел теплопостачання у навколишнє середовище.

I. Коротка характеристика харківської системи централізованого теплопостачання

Харків є другим за розмірами містом України із населенням 1,5 мільйони. Це місто розташоване у Північно-східній частині України на широті N 49 87 та довготі E 36 13. Історично Харків був одним з найбільш промислово розвинених міст колишнього Радянського Союзу, у якому вироблялися трактори, парові турбіни, військове обладнання та інша важлива продукція. Харків також відомий своїми учбовими закладами найвищого рівня, культурними та політичними організаціями.

Основна територія міста щільно забудована великими будівлями та є густозаселеною. У комбінації з існуючим виробництвом тепла на промислових підприємствах, що в основному покриває потреби промисловості в електричній енергії та парі, історично розвиток системи централізованого теплопостачання був найбільш прийнятним способом теплопостачання будівель. На території, де є необхідність прокладати занадто довгі трубопроводи або де є труднощі з прокладанням труб, було встановлено малі місцеві котельні

Існуюче в Харкові централізоване теплопостачання – це велика система з незмінним потоком, яка є типовою для країн колишнього Радянського Союзу

6

(КРС). Інфраструктура системи знаходиться у поганому стані і вимагає капітальних інвестицій. Вона нараховує біля 400 км магістральних мереж (первинна мережа) та біля 1100 км розподільних мереж (вторинна мережа). Крім того, є ще 600 км мереж гарячого водопостачання (ГВП), які прокладені в тих же каналах, що і мережі опалення. Будинки приєднані до теплорозподільних станцій (ТРС) по залежній чотиритрубній схемі. Тепломережі були спроектовані для температурного графіку 150/700C (що було типовим для країн КРС), але за інформацією технічного персоналу ХТМ сьогодні температура постачання рідко перевищує 120 0C.

Кількість поломок в мережі на рік складає 1,7 на 1 км, що приблизно в 50-100 разів більше порівняно з відповідними західними системами. Витрати підживлювальної води складають 800-860 м3/год. Згідно з висновками техніко - економічного обґрунтування, яке проводилось компанією Parsons E&C та за результатами дискусій, які проводилися з головним інженером ХТМ, паном Анатолієм Андрійовичем Колбасою, 100-120 км магістральних трубопроводів (50-60 км каналу) та близько 300-320 км розподільної мережі (150-160 км каналу) знаходяться у дуже поганому стані і потребують негайної заміни. Відсутність лічильників в основної маси споживачів (житловий сектор) не дозволяє точно визначити втрати тепла при передачі. За припущеннями ХТМ, які базуються на експериментальних вимірюваннях, виконаних на деяких ділянках мережі, загальні втрати тепла були на рівні 16 %. ХТМ більше не використовує парові мережі, але пара все ще виробляється на деяких теплових джерелах для власного споживання.

Система централізованого теплопостачання міста постачає тепло близько 8150 будинкам, 88 відсотків яких є житловими, 5,4 відсотка належать комерційним структурам і 6,6 відсотка – це будівлі бюджетних та інституційних організацій, таких, як лікарні, школи та дитячі садки. Загальна площа опалювання будівель складає біля 29 млн м2. ХТМ забезпечує гарячим водопостачанням 906 000 жителів міста Харкова.

Система спроектована як закрита та залежна, без теплообмінників в системах опалення будинків. Опалення будинків здійснюється головним чином з допомогою гідроелеваторів. ГВП забезпечується теплорозподільними станціями. Більшість мереж опалення проходять через відповідні ТРС, яких загалом є 218 шт. На ТРС теж немає теплообмінників для опалення, тобто, підключення до будинків є прямим. В частині ТРС встановлені насоси для подачі теплоносія та ГВП висотним будинкам. Для малоповерхових будинків насосна система опалення не використовується. ТРС були спроектовані із застосуванням систем автоматичного регулювання опалення та ГВП, але ці системи або не були встановлені, або частково вийшли з ладу.

Пікове теплове навантаження централізованої системи та малих котелень складає приблизно 3000 Гкал/год (3500 МВт) при річному відпуску теплової енергії 7000 тисяч Гкал (8100 МВт·/год.) з врахуванням малих котелень. Розрахункове корисне споживання тепла в рік дорівнює 5770 тисяч Гкал (6700 МВт·год). Близько 82 відсотків загального попиту на тепло в Харкові задовольняється ХТМ, з них 58,5% – власного виробництва і 41,5% купується у місцевих теплоелектроцентралей (ТЕЦ): ТЕЦ-3 та ТЕЦ-5. ТЕЦ-3 належить місту, однак орендується приватними структурами, а ТЕЦ-5 знаходиться повністю у власності держави і належить Міністерству палива та енергетики України. Вся система теплопостачання належить місту і знаходиться в управлінні ХТМ. Компанія має

6

свої власні теплові джерела централізованої системи, такі як ТЕЦ-4, Салтівська, Комінтернівська, Дзержинська (Павлове Поле), а також квартальні та малі котельні. Основним паливом є природний газ, мазут використовується лише у надзвичайних випадках за відсутності газу як аварійне паливо.

Теплові джерела дуже старі і потребують модернізації. Незважаючи на те, що основне обладнання вичерпало свій ресурс і його неможливо замінити із-за відсутності інвестиційних коштів, теплові джерела функціонують ефективно завдяки високій професійності експлуатаційного персоналу. ТЕЦ-4 не виробляє електроенергію, оскільки її парові турбіни зняті з експлуатації, однак вона продовжує виробляти теплову енергію. Три інші котельні були введені в експлуатацію у 1960-х та 1970-х, як “тимчасові котельні”, однак вони все ще працюють, незважаючи на те що вже давно вичерпали свій ресурс.

Решта теплової енергії виробляється на 264 котельнях, які працюють на природному газі, в основному вони працюють незалежно від системи централізованого постачання, постачаючи тепло до будинків безпосередньо, без використання ТРС. Котельні по кількості та за продуктивністю розподіляються наступним чином: до 3 Гкал/год – 223 шт. (загальна теплопродуктивність 139,1 Гкал/год); від 3 до 20 Гкал/год – 32 шт. (загальна теплопродуктивність 371 Гкал/год); від 20 до 100 Гкал/год – 2 шт. (загальна теплопродуктивність 47,3 Гкал/год); вище 100 Гкал/год – 6 шт. (загальна теплопродуктивність 2488,4 Гкал/год). Більшість малих котелень знаходяться в дуже поганому стані і працюють з низьким коефіцієнтом корисної дії. Вони мають бути або виведенні з експлуатації, а їх споживачі приєднані до системи централізованого теплопостачання, або повністю реконструйовані.

6

Як показано на карті системи теплопостачання м. Харкова, мережа складається з 6 зон теплопостачання. Під час опалювального сезону кожний з цих районів працює за власним операційним режимом на основі традиційної системи з постійним потоком. В літній період теплове навантаження мале і тому деякі з теплових районів з’єднуються для того, щоб ТЕЦ могли його покрити. Кожний з теплових районів має аварійні режими роботи.

При спільній роботі декількох джерел теплової енергії з єдиною тепловою мережею, передбачається їх взаємне резервування через перемички із забезпеченням аварійної подачі теплової енергії споживачам відповідно.

Крім мережних насосів на теплових джерелах, функціонують 11 насосних станцій, які утримують тиск на належному рівні та забезпечують напори в кінцевих пунктах.

1. Принципи роботи харківської системи теплопостачання

Існуюча система теплопостачання Харкова – це типова схема з постійним потоком у системах теплопостачання великих міст країн колишнього СРСР. (СНД). У цьому випадку централізована регуляція та head lift проводяться на виробничих станціях. Тут застосуються зони фіксованого теплопостачання з двома основними режимами постійного потоку (та тиску), зимовий режим витрат та літній режим витрат.

Змінний потік керується попитом та переважаючим режимом роботи у сучасних системах централізованого теплопостачання. Через нестачу фінансів у найближчий час швидкий перехід до схеми змінних витрат води у системі теплопостачання не передбачається. Незважаючи на це, ХТМ розглядає альтернативу поступового переходу до схеми змінних витрат води в рамках інвестування реконструкції.

Пальники котлів використовують пряме спалення, і являють собою стальну трубу з отворами, яка знаходиться в топці. Пристрої для оптимізації форми факела або процесу спалення не використовуються. Використовується лише спрощена схема регулювання заданого співвідношення газ/повітря Споживання газу обліковується. Хоча, зазвичай, виробництво тепла станцією не обліковується, але оцінюється за величиною спожитого газу.

Більшість малих котелень перебувають у дуже поганому стані, їх коефіцієнт використання палива дуже низький і в середньому становить 70-80%. Операційні та експлуатаційні витрати малих котелень в Україні постійно зростають разом з погіршенням їх технічного стану. Крім того, за інформацією ХТМ та на основі візуальних спостережень, використання застарілих малих газових котлів, які розташовані у житлових будинках, є небезпечним, і це потрібно взяти до уваги при визначені інвестиційних пріоритетів. Отже, застарілі малі газові котельні належить або вивести з експлуатації і під’єднати їх споживачів до системи централізованого теплопостачання або повністю реконструювати. Більш детальна інформація про малі місцеві котельні наведена в Главі 4.2. На рис. 6 показана типова мала газова котельня.

6

2. Виробництво теплаЗагальна потреба Харкова в теплі задовольняється тепловими котельнями

ХТМ, купівлею тепла у місцевих ТЕЦ (які не належать ХТМ) та 255 квартальними та малими газовими котельнями. Основними теплогенеруючими джерелами ХТМ є ТЕЦ-4 (працює як котельня), Салтівська, Комінтернівська та Дзержинська котельні.

2.1 Зростання/зниження кількості населення та нові тенденції у будівництві

Для великих систем централізованого теплопостачання характерним є те, що зміна кількості населення, особливо в житловому секторі, мало впливає на загальне теплоспоживання. За статистикою, зниження кількості населення через низький рівень народжуваності та міграцію не знижує навантаження на опалювальну площу та має тільки обмежений вплив на споживання від системи гарячого водопостачання. Оскільки передбачається, що зміна кількості населення у Харкові буде коливатися близько 0,28% щорічно (або 4000-5000 чоловік), вплив цього фактору на систему гарячого водопостачання не було взято до уваги.

Що стосується довгострокової діяльності у сфері будівництва та відносно невеликої житлової площі на душу населення, передбачення щодо зростання житлової площі було розглянуто в якості трьох альтернативних сценаріїв звіту Parsons - високого рівня зростання, реалістичного (середнього рівня зростання) та низького рівня зростання. За даними Parsons та в результаті зустрічі з експертами ХТМ було обрано реалістичний (середній) сценарій як один із найвірогідніших, тому цей сценарій є базовим. Спеціалісти ХТМ вважають, що середній сценарій найкращим чином відображатиме існуючу ситуацію та зміну населення у майбутньому. Вважається, що цей сценарій є найбільш вірогідним з точки зору майбутнього розвитку міста та відповідає спостереженням за недавнім розвитком інших міст країн Східної Європи. Він також представляє думку розробників проекту та експертів Харківських теплових мереж. Цей сценарій базується на таких припущеннях:

• темпи скорочення населення припиняться в 2005 р. та зберігатимуться на постійному рівні (1,455 мільйони) до 2020 р.;

• темпи зростання загального житлового фонду вповільняться протягом 2002 – 2005 рр. Від щорічного зростання на 540000 м2 у 2002 р. до приблизно 260000 м2 у 2005 р. Після цього періоду щорічне будівництво буде поступово зростати та у 2015 р. досягне рівня 2002 р.;

• частка нових будівель під’єднаних до системи централізованого теплопостачання зменшиться. Нова опалювальна площа будівель, не під’єднаних до централізованої системи, становитиме 20% будівель для однієї сім’ї, багатоквартирних будівель та інших невеликих будівель, 80% повністю нових будівель будуть під’єднані до централізованої системи теплопостачання.

6

• Загальне щорічне будівництво нової опалювальної площі поступово збільшиться від 203000 м2 до близько 287000 м2 у 2020. Це разом із зменшенням кількості населення призведе до збільшення житлової площі на душу населення.

Taблиця 1. Сценарій середнього зростання теплового навантаження, джерело: Звіт Parsons E&C (Заключний звіт від лютого 2005 р.)

Сценарій реалістичного зростання навантаження

Одиниці 1990 1994 2002 2005 2010 2015 2020

1 Населення 1000

чоловік 1650 1599 1476 1455 1455 1455 1455

Різниця % -3,09 -7,69 -1,40 0,00 0,00 0.00

2 Загалом житловий фонд 1000 м^2 25660 27159 28780 29557 30976 32618 34411

Різниця % 5,842 5,969 2,700 4,800 5,300 5.500

З центральним теплопостачанням, всі джерела Харківських теплових мереж

1000 м^2 22410 23270 24890 25512 26647 27960 29395

Різниця % 3,84 6,96 2,50 4,45 4,93 5.13

З гарячим водопостачанням 1000 м^2 17790 17240 15910 15690 15470 15254 15040

Різниця % -3,09 -7,71 -1,38 -1,40 -1,40 -1.40

3Нове будівництво з підключенням до централізованої системи

1000 м^2 860 1620 622 1135 1313 1435

4Щорічне будівництво з підключенням до централізованої системи за період

1000 м^2/рік

215 203 207 227 263 287

5 Середня наявна площа м^2/людину 15,6 17,0 19,5 20,3 21,3 22,4 23,6

6Зростання / зменшення теплоспоживання за період

% 3,84 6,96 2,50 4,45 4,93 5,13

2.2 Зміна бази споживання

Протягом періоду 1990-2002 рр., теплове споживання централізованого теплопостачання (за нормативами) значно зменшилося, з 10112 тис. Гкал/рік у 1990 році до 5770 тис. Гкал/рік у 2005 році. Аналіз споживчої бази показує, що найбільше скорочення навантаження відбулося у промисловому секторі, де воно скоротилося з 3539 тис .Гкал (35%) у 1990р. до 312 тис. Гкал (15%) у 2005 році.

Хоча важко передбачити майбутній розвиток навантаження, було зроблено такі припущення стосовно змін бази споживання:

6

• Харків не має достатньо розвинутої газорозподільної мережі для того, щоб просто замінити централізоване теплопостачання на теплопостачання з індивідуальних котелень в кожному будинку або новими квартальними котельнями;

• Населення та малі комерційні організації не мають достатньо коштів для значних інвестицій, потрібних для спорудження альтернативних джерел тепла;

• Промислова діяльність стабілізувалась до 2003 року і лише незначне скорочення теплового навантаження спостерігалося у період 2003-2005 рр.

• На основі досвіду інших промислових міст Східної Європи можна передбачити незначний ріст теплового навантаження у промисловості після 2005 року та на період 2015-2020 рр.;

• навантаження від існуючих будівель у бюджетному та комерційному секторах залишатиметься сталим (за винятком тих, де попередньо було впроваджено заходи з енергоефективності) та не очікується жодних змін у базі споживачів;

• Існуюча база споживання у житловому секторі залишилась стабільною з невеликим зменшенням до 2005 року, за яким буде поступове невелике зростання. Очікується, що ріст матиме місце завдяки перепід′єднанню деяких споживачів. Перехід житлових будівель на споживання тепла від індивідуальних котелень є недоцільним через високу вартість для власників будівель, однак деякі з них все одно від’єднаються. Перехід на інші джерела тепла, незалежно від майбутньої ціни на тепло, на період спорудження, є малоймовірним для великих житлових будинків, якщо тільки це не фінансується з коштів муніципального бюджету або теплопостачальної компанії. Джерела приватного фінансування наразі не сформовані.

Прогноз змін теплового навантаження в залежності від щорічної зміни в базі споживання представлено на малюнку 1.

Мал. 1. Річне відносне збільшення/зменшення теплоспоживання, спричинене змінами в базі споживачів

Вплив зміни бази споживачів на щорічне споживання теплової енергії

-0,20 %

-0,15 %

-0,10 %

-0,05 %

0,00 %

0,05 %

0,10 %

0,15 %

0,20 %

0,25 %

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

6

2.3 Підвищення та нормалізація рівня комфортності

Протягом останнього десятиліття розвиток ХТМ, так само як і більшості теплосистем України та багатьох інших країн колишнього Радянського Союзу і Східної Європи гальмувався складним фінансовим становищем, причиною якого були зростаючі ціни на пальне, подорожчання експлуатації, субсидовані занизькі тарифи на теплову енергію та високий рівень неплатежів з боку споживачів. Це, в свою чергу, призвело до значної заборгованості (неплатежів) перед газовими та електричними компаніями. Ще одним важливим фактором була відсутність обліку та неспроможність точного визначення об’ємів споживання теплової енергії окремими споживачами.

За таких умов, теплопостачальні компанії зменшили, наскільки було можливим, постачання теплоенергії для того, щоб знизити змінні витрати, в першу чергу це стосується витрат на пальне.

Коли буде введений облік, впроваджене належне обладнання і контроль за постачанням теплової енергії, а також економічні механізми, тоді температура всередині приміщень та рівень комфортності почнуть повільно зростати. Для цілей прогнозування майбутнього навантаження у заключному звіті Parsons E&C було вирішено поступово вводити коригування навантаження з найбільшим ефектом протягом періоду 2003–2005 років, та з середнім ефектом для періоду 2006-2010 років. Таке припущення вибране також для компоненту прогнозування теплового навантаження.

Очікується, що до 2010 року, недоопалення в основному буде усунуте. За інформацією ХТМ частково така робота вже успішно проводиться, починаючи з 2002 року. Підвищення у споживанні теплової енергії, спричинене компенсацією недоопалення, складатиме приблизно 1,2% на рік до 2010 року.

2.4 Потенціал енергозбереження у будинках

Оцінка потенціалу енергозбереження проводилася для житлових, інституційних та комерційних будівель з використанням бази даних споживачів та за результатами дослідження, виконаного Parsons E&C.

Детальна оцінка потенціалу енергозбереження промислового сектора не проводилася, оскільки доля промислового сектора дуже мала – 5% у загальному споживанні тепла ХТМ. Припускається, що енергоефективність у промисловому секторі не вплине у найближчому майбутньому на споживання тепла, та у порівнянні з іншими факторами впливом змін енергозбереження промислового сектору можна знехтувати.

Нижче перераховано необхідні інституційні та фінансові стимули щодо вдалого впровадження енергозберігаючих заходів, які необхідно взяти до уваги під час прогнозу теплового навантаження:

1. Перший захід, який має бути втілений, - це завершити встановлення теплолічильників в котельні (на великих котельнях їх вже встановлено), на ЦТП і в кожному будинку, а також квартирних водолічильників для гарячого водопостачання. Для заохочення споживачів до встановлення таких вузлів обліку (особливо квартирних

6

лічильників гарячої води) необхідно ввести тарифне стимулювання. Такий захід необхідно запроваджувати у тісному співробітництві із міською владою та теплопостачальною компанією.

2. Другий захід - це встановлення/покращення та впровадження порядку, за яким оплата за теплову енергію здійснюється в розмірах, відповідних до рівня фактичного її споживання. Необхідним є розподілення платежів за опалення між споживачами будинку таким чином, що кожен знатиме свою частку в загальній сумі платежів. Фіксована плата за приєднане теплове навантаження покриває постійну складову собівартості, що включає витрати на підживлювальну воду, матеріали, амортизацію, зарплатню персоналу та ремонтні роботи. Тариф за фактичне теплоспоживання покриває змінну складову собівартості, до якої входить вартість палива та електроенергії, спожитих котельнями. Двоставковий тариф вигідний для теплопостачальної компанії і одночасно створює стимули для споживачів запроваджувати заходи з економії теплової енергії.

3. Третій захід, який має бути втілений, - це проголошення зобов’язань теплопостачальної організації щодо забезпечення задовільного опалення взимку і практично безперервного гарячого водопостачання протягом року в обмін на зобов‘язання споживачів своєчасно сплачувати рахунки за теплову енергію. Ці зобов‘язання, а також санкції за їх невиконання мають бути зафіксовані документально в договорах, які повинні мати юридичну силу.

4. Четвертий захід - це проголошення намірів теплопостачальної організації щодо забезпечення цілком комфортного опалення тих будинків, де споживачі готові платити за комфорт додаткові кошти. Якщо такі споживачі бажають, наприклад, почати опалювальний сезон на два тижні раніше за встановлений по місту термін, це має бути забезпечене за відповідну додаткову плату. Перевищення нормативного ліміту споживання теплоносія, яке фіксується теплолічильником, має розцінюватися не як порушення правил користування тепловою енергією, а лише як законний намір споживача забезпечити собі за підвищену плату підвищений рівень комфорту.

Основний результат, що очікується, - це встановлення ринкових відносин в сфері теплопостачання. Теплопостачальна організація одержить достатньо грошей від споживачів для того, щоб забезпечити їх тепловою енергією, купуючи в необхідній кількості газ. Навіть якщо частина малозабезпечених споживачів залишиться тимчасово неспроможною сплачувати рахунки за теплову енергію, з‘явиться можливість залучення заможних споживачів, які готові сплачувати досить великі гроші за свій тепловий комфорт.

В цих умовах головним завданням теплопостачальної організації стане не економія палива, а виробництво необхідної кількості теплової енергії, в той час як головним завданням споживача стане економія енергії. Споживачу стане вигідно

6

вкладати свої гроші в енергозбереження або брати кредити, якщо відсутні засоби для інвестицій.

Енергозберігаючі заходи передбачають модернізацію обладнання для теплопостачання будівель з використанням приладів регулювання, а також теплоізоляцію трубопроводів. Оцінка заходів у будівлях, проводилася з врахуванням потенціалу енергозбереження та їх вартості, а також необхідних інвестиційних коштів. Вибір та оцінка заходів базувалися на великому попередньому досвіді роботи з іншими проектами.

2.5 Встановлення регуляторів температури.

Енергозбереження від впровадження цього заходу може бути досягнуто завдяки встановленню приладів, які регулюють температуру в опалювальному приміщенні та дають можливість програмно знижувати температуру в неробочі години за допомогою встановлення відповідного обладнання, такого як клапан з електроприводом та клапан з електромагнітним управлінням у житлових та громадських будівлях. Регулювання температури в приміщенні здійснюється з високою точністю та коригується за допомогою графіка зайнятості приміщення (нічні години, вихідні та свята). В робочі години температура в приміщенні підтримується на комфортному рівні, а в той час, коли в приміщенні немає людей (вночі, у вихідні дні та свята), температура знижується до прийнятного мінімального рівня.

Цей захід може впроваджуватися в будь-яких будівлях, де зайнятість приміщень коливається, включаючи житлові будівлі, школи, офіси та комерційні будівлі та припускається, що цим заходом буде охоплено від 45% до 65% різних типів структур житлового фонду, з середнім показником 55% для всіх будівель. Припускається, що реконструкція централізованої системи включатиме відповідний контроль температури та тиску на рівні котельні та у розподільній мережі.

2.6 Системи гарячого водопостачання на рівні будівель

На сьогоднішній день вода із системи гарячого водопостачання для більшості житлових та громадських будівель проходить підготовку на рівні теплопунктів та розподіляється через систему труб з середнім діаметром Ду 50 мм та середньою довжиною до кожної будівлі близько 100 м.

Передбачається, що для впровадження заходу з енергоефективності необхідно встановити теплообмінні установки для підготовки води в індивідуальних будівлях та виключити підготовку гарячої води на рівні теплопунктів. Енергозбереження досягається за рахунок уникнення теплових втрат та витоків у розподільній мережі, усунення теплових втрат в теплопунктах, зменшення потужності перекачування води завдяки більш ефективному контролю тиску та температури. Беручи до уваги той факт, що більшість систем гарячого водопостачання знаходяться у поганому стані та потребують модернізації, припускається, що цей захід можна буде впровадити в середньому для 75% всіх будівель.

6

2.7 Облік споживання гарячої води

Облік споживання гарячої води в Харкові не здійснюється і оплата нараховується з розрахунку на людину. Хоча облік не завжди вважається енергозберігаючим заходом, необхідно створювати стимули для обмеження занадто високого споживання гарячої води.

Передбачається, що цей захід можна буде впровадити у 95% всіх житлових будівель до 2010 та приблизно в 20% будівель всіх інших типів, таких як комерційні приміщення або офісні будівлі. Загалом обліком буде осягнуто біля 70% будівель. Також припускається, що цей захід не буде впроваджуватися для інших типів будівель, таких як лікарні, муніципальні будівлі, школи тощо.

Передбачається, що для впровадження цього заходу лічильники гарячої води буде встановлено в кожній квартирі.

2.8 Регулятори тиску систем ГВП для невисоких будівель

Гаряча вода постачається у будинки Харкова з однаковим тиском, незалежно від їхньої висоти та існуючих вимог до тиску. Це означає, що, наприклад у 3-5-поверховий будинок вода подається під таким самим тиском, як і у 9-12-поверховий для того, щоб забезпечити постачання води до останнього поверху. Це призводить до завищеного рівня тиску у більшості місць, куди постачається гаряча вода, та зайвих втрат води.

Цей захід з енергоефективності передбачає встановлення регуляторів тиску, що необхідні для невисоких будівель і, де це необхідно, встановлення насосів для підсилення тиску для високих будівель та зниження тиску у загальній системі розподілення ГВП в даному районі міста. Економію буде досягнуто завдяки зниженню втрат гарячої води та зменшенню потужності насосів. Передбачається, що 10% будівель потребуватимуть впровадження такого заходу, і всі вони будуть ним охоплені. Це може бути необхідним для кожної зони теплопостачання, щоб система працювала нормально.

2.9 Ізоляція труб

Якість ізоляції труб опалення та гарячого водопостачання у багатьох будівлях знаходиться в незадовільному стані, а в деяких випадках відсутня взагалі. В той самий час, коли в опалювальних приміщеннях не вистачає теплової енергії для підтримання нормативних умов, мають місце суттєві втрати тепла в неопалювальних приміщеннях (підвали та горища) через незадовільну ізоляцію. Цей захід передбачає поліпшення ізоляції близько 400 м трубопроводів системи опалення та 200 м трубопроводів системи гарячого водопостачання для кожного будинку. Завдяки цьому буде досягнута значна економія теплової енергії, особливо завдяки ізоляції трубопроводів системи гарячого водопостачання

6

житлових будівель. Передбачається, що до 2010 року цей захід буде впроваджено у 70% житлових будинків міста.

Усі енергоефективні заходи планується повністю впровадити до 2015. Інвестиції ЄБРР у розмірі 15 мільйонів євро – важлива частина програми. Загалом, потенціал енергозбереження скоротить навантаження максимум на 14% від загального споживання, за даними 2001 р. (що наближаються до даних за 2005 р.), які було відкориговано відповідно до типових погодних умов, якщо ЄБРР буде надано кредит. Оскільки ХТМ впроваджує ці заходи, починаючи з 2002 р., навіть із обмеженим фінансуванням та бюджетом на експлуатацію та обслуговування, у 2005 р. було досягнуто рівень економії 4%. Подальшу економію буде досягнуто починаючи з 2006 р., отже остаточний рівень буде досягнуто до 2015 р. На мал. 11 показано відносне скорочення теплоспоживання завдяки заходам енергозбереження (з використанням кредит ЄБРР та без нього).

-1,40 %

-1,20 %

-1,00 %

-0,80 %

-0,60 %

-0,40 %

-0,20 %

0,00 %

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Impact of customer basechange on annual heatconsumption

Мал.2. Відносне скорочення річного споживання теплової енергії завдяки впровадженню енергозберігаючих заходів.

2.10 Загальне навантаження

Під час моделювання загального навантаження приймалися до уваги втрати у мережі, які включають в себе обсяг споживання теплової енергії плюс прогнозовані втрати тепла у мережі. Можна дійти до висновку, що показники, які скорочують споживання, та показники, які збільшують споживання, більш чи менш компенсують один одного. Тому значення споживання тепла залишається постійним протягом усього періоду проведення аналізу, та дуже схоже на значення споживання у 2007 р. Оскільки втрати у мережі залишаються майже незмінними, відповідно й загальне споживання (вихід) також залишається відносно стабільним.

3. Теплова генерація

3.1 Теплові джерела

В цьому розділі не наведено основні характеристики теплових джерел системи теплопостачання м. Харкова, а саме: ТЕЦ-4, Салтівської (ТК-5 або

6

Московської), Комінтернівської, Дзержинської (ТК-4 або Павлове Поле) котелень. Тут міститься короткий опис малих локальних газових котелень.

Слід зазначити, що під час відвідування деяких котелень, група розробників зустрілася з високопрофесійним персоналом ХТМ, який добре знає своє обладнання, керує ним та експлуатує його на високому професійному рівні, не зважаючи на застарілість та незадовільний технічний стан основного обладнання (ці обмеження спричинені нестачею фінансування для модернізації).

3.2 ТЕЦ-4

ТЕЦ-4 розташована у південно-східній частині міста і спочатку була когенераційною станцією, що постачала пару та електричну енергію на тракторний завод. Кілька років тому всі турбіни та генератори було поступово демонтовано. Зараз утримуються в робочому стані тільки 5 парових котлів та 5 водогрійних котлів, проте тільки кілька з них експлуатуються. Встановлена потужність парових котлів − 425 т/год, теплова потужність водогрійних котлів 660 Гкал/год. Котли знаходяться в двох головних будівлях станції: для енергетичних парових котлів та для водогрійних котлів. На даний час встановлена теплова потужність котельні дорівнює 660 Гкал/год.

ТЕЦ-4 пов’язана магістральними трубопроводами з розподільною системою Салтовської котельні 5 та ТЕЦ-3 та функціонує у загальній мережі розподілу тепла, тому відсутнє чітке розмежування споживачів між двома джерелами теплової енергії. На цей час парові котли використовуються, покриття власних потреб у парі, одного котла вистачає для цього. Строк служби парових котлів вже закінчився та вони підтримуються у робочому стані лише за рахунок комплексних ремонтних робіт.

Основне робоче паливо котельні – природний газ. Мазут зараз не використовується, але його застосовують у непередбачених випадках. Водогрійна котельня обладнана трьома водогрійним котлами потужністю по 100 Гкал/год та двома потужністю по 180 Гкал/год. Перелік котлів та їх параметри наведено у таблиці 10.

Таблиця 2. Параметри котлів ТЕЦ-4

6

Стан-ційний номер котла

Характеристика котлів Рік введення в експлуатац

ію

Вид палива

Ст. №52-барабанний паровий котел, P=17 кгс/см2, T=350 0C, D=85 т/год, виробник – НЛЗ, реконструйовано ЦКБ “Енерго”

1939Газ-мазут

Ст. №62-барабанний паровий котел, P=17 кгс/см2, T=350 0C, D=105 т/год, виробник – ДЕМ, реконструйовано ЦКБ “Енерго”


Ст. №72-барабанний паровий котел, P=17 кгс/см2, T=350 0C, D=85 т/год, виробник – НЛЗ, реконструйовано ЦКБ “Енерго”


Ст. №8TP150 2-барабанний паровий котел, P=32 кгс/см2, T=350 0C, D=150 т/год, виробник ТКЗ


1Тип котла - ПТВ -100, Q= 100 Гкал/год, виробник – Бійський КМЗ


2Тип котла - ПТВМ – 100, Q=100 Гкал/год, виробник Дорогобузький КМЗ


W-3Тип котла - ПТВМ – 100, Q=100 Гкал/год, виробник Дорогобузький КМЗ


W-4Тип котла - ПТВМ – 180, Q=180 Гкал/год, виробник Дорогобузький КМЗ


W-5Тип котла - ПТВМ – 180, Q=180 Гкал/год, виробник Барнаульський КМЗ


Технічний стан іншого обладнання на ТЕЦ-4 можна характеризувати таким чином:

• можливе продовження експлуатації індивідуальних димових труб;

• турбінне обладнання та електрогенератори було демонтовано на початку 80-х років як фізично зношені;

• на водогрійних котлах проведено модернізацію пальників з метою підвищення екологічної ефективності спалювання палива (скорочення викидів (NOx);

• проведено конструктивні зміни подавання повітря в зону горіння з метою скорочення викидів (NОx). За рахунок встановлення в середині повітроводу пальника додаткового осьового повітропроводу факела пальника витягнувся вздовж осі горіння та сформувалися дві зони згоряння газу;

• для підвищення стабільності горіння при коливаннях тиску газу та зокрема в режимі роботи з низьким тиском газу перед котлом змінено

6

розріз газорозподільних сопел пальників, що обумовило поліпшення аеродинамічних показників;

• незважаючи на значний позитивний екологічний ефект модернізації, необхідно звернути увагу на часткове зниження продуктивності пальників на 15-20%;

• капітальний ремонт водогрійних котлів з заміною близько 50% радіаційних та 30% конвективних поверхонь нагрівання проводиться за графіком;

• щорічно проводиться контроль стану поверхонь нагріву котлів методом контрольних вирізок трубопроводів;

• зношення поверхонь нагрівання котлів досягає 30%, більшою мірою зношуються конвективні поверхні;

• водогрійні котли мають індивідуальні димові труби, їх стан задовільний (було проведено їх заміну протягом 1982-1988 років), їх експлуатацію можна продовжувати. Необхідно провести хімічний захист всіх труб та каркасу труби котла ПТВМ-180;

• гідравлічний опір котлів перевищує паспортні дані (досягає 2,5 кгс/см2), через значні відкладення. Крім того, частину труб поверхонь нагріву виведено з роботи (заглушено);

• за умови проведення поточних та капітальних ремонтів в планові терміни надійну експлуатацію водогрійних котлів може бути продовжено ще на 15-20 років.

Водопідготовка Система водопідготовки забезпечує обробку сирої води для її подальшого використання в якості живильної для енергетичних та підживлювальної для водогрійних котлів. Сира вода надходить в систему з міської водопровідної мережі. Для енергетичних котлів використовується двоступінчате Н-Na катіонування та очищення зворотного конденсату. Для водогрійних котлів використовується Na-катіонування. Для видалення кисню з живильної та підживлювальної води застосовується атмосферна деаерація (з тиском 0,2 кгс/см2). Продуктивність деаератора становить 200 т/год. Для створення запасу живильної води використовуються баки-акумулятори деаераторів, а для підживлювальної води – встановлено два баки місткістю по 500 м3. Водоочисну установку було введено в експлуатацію у 1960 р. Щорічно на водоочисній установці проводяться роботи з поточного ремонту.

Паливопостачання Основний вид палива – природний газ, аварійне паливо - мазут. Газопостачання котельні забезпечується від газопроводів середнього тиску (до 3 кг/м2). ТЕЦ-4 має два підвідних газопроводи ДУ-500, ДУ-200. Газорозподільний пункт (ГРП) забезпечує зниження (редукування) тиску газу до необхідних меж (0,6 – 0,4 кг/м2). Тиск газу на вході до ГРП в зимовий період може знижуватися до 0,4 - 0,2 кг/м2. Така ситуація є наслідком примусового обмеження споживання палива

6

газопостачальною організацією. ГРП має три лінії редукування. Редукування забезпечується за допомогою електронних регуляторів.

Комерційний облік споживання газу здійснюється за допомогою стандартного набору приладів (витратомір - діафрагма, ДСС; манометр та термометр - самописні прилади різного типу). Мазутне господарство має два підземні мазутні резервуари місткістю по 2000 м3, підземну мазутну насосну станцію. Доставка мазуту здійснюється залізничним транспортом, підігрівання мазуту - парою. Мазутне господарство обладнано системою парового пожежогасіння. Зношення обладнання мазутного господарства складає приблизно 30%.

Електропостачання котельні Електропостачання ТЕЦ здійснюється по двох повітряних лініях електропередач 110 кВ. На території ТЕЦ розміщено ЗРУ-110 кВ. Встановлено два трансформатори зв’язку 110/6 кВ потужністю 40000 кВА кожний. Обладнання 35-річної давності, останній капітальний ремонт проводився 16 років тому. У головному корпусі розміщено закритий розподільний пристрій ЗРУ-6 кВ, стан обладнання добрий. Кабельні лінії 6 кВ мають обмеження щодо навантаження. Трансформатори ЗРУ-6 кВ обладнані автоматичним повторним підключенням (АПВ) та АВР на секційному масляному вимикачі. Головне розподільне обладнання має 54 чарунки та обладнане масляними вимикачами МГГ 2000 А. Власні потреби забезпечуються від КРУ 6 кВ. Головний щит управління станції знаходиться в нормальному стані, можлива його подальша експлуатація, але, зважаючи на застарілу конструкцію, це не рекомендується. Термін роботи кабельних мереж схем постійного струму вичерпано, необхідна його повна заміна. Також необхідно замінити кабельні мережі тягодутьових машин.

Автоматизація і контрольАвтоматизацію технологічних процесів на ТЕЦ-4 виконано на базі фізично зношеної та морально застарілої апаратури типу РПІБ, П25, МЕОК та інших типів обладнання. Використовуються показувальні та самописні щитові прилади КСД, КПД та ВМД для контролю та вимірювання. Прилади морально застаріли та є фізично зношеними. Їх середній вік перевищує 10 років. Зношення обладнання близько 50%. Схеми захисту котлоагрегатів виконані на релейній апаратурі на постійному струмі. Клапани захисту (клапан – відсікач) у звичайному стані знаходяться без напруги. Комерційний облік спожитого палива, виробленої та відпущеної енергії виконано на базі застарілої техніки з низьким класом точності. Перехід на комерційний облік з використанням сучасних високоточних приладів передбачено у 2003 р.

3.3 Котельня 5 Московської філії (Салтовського житлового масиву)

Московська котельня розташована у північній частині міста та обслуговує Салтівський житловий район. Вона приєднана до централізованої системи розподілу тепла та взаємозв’язана з ТЕЦ-5, ТЕЦ-4 та ТЕЦ-3. Котельня працює у

6

режимі базового навантаження протягом опалювального сезону, влітку не використовується для забезпечення постачання гарячої води на побутові потреби. Котельня обладнана шістьма водогрійними котлами потужністю 100 Гкал/год кожен та одним водогрійним котлом потужністю 180 Гкал/год. Загальна встановлена потужність котельні 780 Гкал/год. Зважаючи на ці параметри, вищезгадана котельня є однією із найбільших у Європі. Основний вид палива – природний газ, аварійне паливо - мазут.

Таблиця 3: Параметри котлів Салтівської котельні

Станційний номер котла

Характеристика водогрійних котлів Рік вводу в експлуатаці

ю

Вид палива

1Тип котла – ПТВМ-100, Q-100 Гкал/год, завод-виробник- Білгородський КМЗ

1968 Газ

2Тип котла – ПТВМ-100, Q-100 Гкал/год, завод-виробник - Білгородський КМЗ

1970 Газ










1975 Газ

Технічні характеристики Салтівської котельні можна охарактеризувати як такі:

• п’ять котлів ПТВМ-100 (№1-5 баштового типу з індивідуальними металевими димовими трубами довжиною 50 м, котли ПТВМ-100 №6 та ПТВМ-180 №7 “П”-компоновки обладнані димососами примусової тяги та працюють на спільну металеву димову трубу висотою 150м.) Одну трубу необхідно замінити, інші знаходяться у доброму технічному стані. Котли ПТВМ-100 №1-5 працюють без димососів примусової тяги за рахунок самотяги труб;

• котли ПТВМ-100 мають 16 пальників із окремим вентилятором;

• приміщення котельні знаходиться у задовільному стані. Щорічно проводяться контрольний огляд будівель та необхідний ремонт;

• проведено конструктивні зміни подавання повітря в зону горіння з метою скорочення викидів (NОx). В результаті встановлення в середині повітроводу пальника додаткового осьового повітропроводу, виникли зміни геометрії факела пальника (факел витягнувся вздовж осі горіння) та

6

сформувалися дві зони згоряння газу. Незважаючи на значний позитивний екологічний ефект модернізації, необхідно звернути увагу на часткове зниження продуктивності пальників на 15-20%.

• для підвищення стабільності горіння при коливаннях тиску газу та зокрема в режимі роботи з низьким тиском газу перед котлом змінено переріз газорозподільних сопел пальників, що призвело до поліпшення їх аеродинамічних показників;

• Фізичний знос поверхонь нагріву всіх котлів сягає 70%, а конвективних поверхонь – навіть більше;

• секції конвективної поверхні котлів щороку частково замінюються. Заміна складає 10-15% конвективної поверхні в залежності від фінансових можливостей підприємства. Зазвичай, щорічно замінюються напівпакети, які вийшли з ладу на одному з котлів. Радіаційна поверхня нагріву замірюється кожні 10-12 років;

• гідравлічний опір котлів типу ПТВМ-100 досягає 6 кг/см2 та значно перевищує розрахунковий рівень у зв’язку із значним нальотом. До того ж, деякі труби поверхонь нагріву заглушені;

• щорічно проводиться контроль стану поверхонь нагріву з використанням методу руйнівного контролю (методом контрольних вирізок трубопроводів для перевірки товщини стінок та нальоту).

• за умови періодичного проведення поточного та запланованих капітальних ремонтів експлуатація котлів може бути продовжена ще на 15-20 років.

Паливопостачання Основний вид палива котельні – природний газ, аварійне паливо – мазут. Постачання газу забезпечується двома основними газопроводами: високого тиску (до 12 кг/см2) та середнього тиску (до 3 кг/см2). Газорозподільний пункт (ГРП) забезпечує необхідне зниження тиску газу (0,6-0,4 кг/м2). Тиск газу в магістральному трубопроводі на вводі до ГРП взимку може впасти до 0,4-0,2 кг/см2. Така ситуація виникає у зв’язку з примусовим обмеженням споживання палива з боку газопостачальних організацій. ГРП високого тиску має три редукційні нитки, а ГРП середнього тиску – дві редукційні нитки. Комерційний облік споживання газу проводиться за допомогою стандартного набору приладів таких як: витратомір (діафрагма, диференційний манометр, самозаписуючий прилад), а також самозаписуючих манометрів та термометрів різних типів.Мазутне господарство має два підземні резервуари ємністю по 2000 м3 та підземну мазутну насосну станцію з двома групами насосів (по 3 шт). До котельні мазут постачається автотранспортом, підігрів мазуту - водяний.

Водопідготовка Для хімічної водоочистки сирої води (питної якості) використовується двоступеневе Na-катіонування. Система має вакуумну деаерацію з трьома деаераторами продуктивністю по 70 т/год. Продуктивність водоочистки 150 т/год.

6

Зазвичай, взимку система обробляє близько 100 м3/год, а влітку – близько 35-40 м3/год води. Вода подається робочими підживлювальними насосами. Передбачене встановлення чотирьох робочих підживлювальних насосів типу 4к-12. Аварійне живлення забезпечується одним насосом типу СЕ-1250-45. Продуктивність підживлювальних насосів регулюється частотно керованим електроприводом. Система обладнана баками запасу підживлювальної води – один бак ємністю 1000 м3 та два баки ємністю 2000 м3. Водоочисну установку було введено в експлуатацію у 1979 р. Щорічно на водоочисній установці проводяться роботи з поточного ремонту. Для надійної експлуатації здійснюється часткова заміна верхніх та нижніх розподільних блоків.

Допоміжне обладнанняВ котельні встановлено 10 мережевих насосів типу СЕ-1250-140 продуктивністю по 1250 м3/год і тиском 14 кгс/см2. Схема включення насосів забезпечує секціонування котлів. Для водогрійних котлів ПТВМ-100 передбачена групова рециркуляційна установка, яка складається з трьох насосів типу СЕ-1250-40 продуктивністю по 1250 м3/год і тиском 4 кгс/см2. Для котла ПТВМ-180 передбачена індивідуальна рециркуляція – два насоси типу СЕ-1250-40 продуктивністю по 1250 м3/год і тиском 4 кгс/см2. За умови проведення поточних та капітальних ремонтів експлуатація допоміжного обладнання може бути продовжена приблизно на 5-8 років.

Електропостачання котельні Електропостачання котельні здійснюється по високовольтних вводах. Встановлені два трансформатори 110/6 кВ потужністю по 750 кВА ЗРУ. Електротехнічне обладнання 15-20-річної давності, стан задовільний, щорічно проводяться ревізія та ремонт.

Автоматизація та контрольАвтоматизація технологічних процесів котельні виконується на базі фізично зношеного та морально застарілого обладнання. В якості контрольно-вимірювальних приладів використовуються показувальні та самозаписуючі прилади. Схеми захисту котлоагрегатів виконані на релейній апаратурі змінного струму. Клапани захисту (клапан-відсікач) знаходяться нормально під напругою. Захист спрацьовує з затримкою на спрацювання (на час спрацювання АВР по електроживленню). У котельні була впроваджена автоматизована інформаційна система на базі контролера та персональної ЕОМ. В даний час не працює.Комерційний облік спожитого палива, виробленої та відпущеної енергії виконаний на основі застарілої техніки з низьким класом точності. Перехід на комерційний облік з використанням сучасних високоточних приладів передбачено на 2003 рік.

Автоматизація і контрольАвтоматизацію технологічних процесів на котельні виконано на базі фізично зношеного та морально застарілого обладнання. Однак на котельні було встановлено просту систему управління для регулювання роботи пальників та пом`якшення теплового навантаження. Схеми захисту котлоагрегатів виконані на

6

релейній апаратурі на постійному струмі. Інформаційна система, яку було встановлено на котельній з самого початку, зараз не функціонує.Перехід на комерційний облік з використанням сучасних високоточних приладів було розпочато у 2003 р.

3.4 Комінтернівська котельня 6

Комінтернівська котельня знаходиться в південній частині міста, відразу на південь від ТЕЦ-3. Котельня працює тільки взимку як пікове джерело, зв’язане з розподільною системою ТЕЦ-3. Цю котельню обладнано чотирма водогрійними котлами потужністю 100 Гкал/год кожен. Загальна встановлена потужність за паспортними даними становить 400 Гкал/год, проте фактична потужність становить близько 300 Гкал/год. Перелік котлів та їх базові параметри представлено в таблиці 12.

Taблиця 4. Параметри Комінтернівської котельні

Технічні характеристики Комінтернівської котельні можна охарактеризувати таким чином:

• всі котли - баштового типу і мають індивідуальні металеві димові труби. Для двох котлів було проведено заміну димових труб. Труби двох інших котлів вичерпали свій ресурс та потребують заміни. Всі котли працюють без димососів примусової тяги за рахунок самотяги труб.

• котли ПТВМ-100 мають 16 пальників із окремим вентилятором;

• будівля котельні у задовільному стані. Інспекція будівлі та періодичні технічні обслуговування проводяться кожні п’ять років;

• проведено конструктивні зміни подавання повітря в зону горіння з метою скорочення викидів (NОx). За рахунок встановлення в середині повітроводу пальника додаткового осьового повітропроводу виникли зміни геометрії факела пальника (факел витягнувся вздовж осі горіння) та сформувалися дві зони згоряння газу. Незважаючи на значний позитивний екологічний ефект модернізації, необхідно звернути увагу на часткове зниження продуктивності пальників на 15-20%;

№ котла

Характеристики водогрійних котлівРік введення в експлуатацію

1Тип котла – ПТВМ-100, Q=100 Гкалl/год,, виробник Білгородський КМЗ

1968

2Тип котла – ПTVM-100, Q=100 Гкалl/год , виробник Білгородський КМЗ

1972


1972


1977

6

• Для підвищення стабільності горіння при коливаннях тиску газу та зокрема в режимі роботи з низьким тиском газу перед котлом змінено розріз газорозподільних сопел пальників, що обумовило поліпшення аеродинамічних показників;

• зношення поверхонь нагрівання всіх котлів досягає 60–70%, більш зношеними є конвективні поверхні;

• щорічно на котлах проводиться часткова заміна пошкоджених півпакетів конвективної поверхні. Заміна охоплює приблизно 10-15% конвективної поверхні в залежності в основному від фінансових можливостей підприємства. Звичайно щорічно проводиться заміна пошкоджених півпакетів на одному з котлів;

• заміна радіаційних поверхонь нагріву за час експлуатації котлів не проводилася;

• гідравлічний опір котлів типу ПТВМ-100 значно перевищує паспортні дані (досягає 4,5 кг/см2) через значне відкладення солей. Крім того, частину труб поверхонь нагріву виведено з роботи (заглушено);

• щорічно проводиться контроль стану поверхонь нагріву методом контрольної вирізки трубопроводів;

• за умови проведення поточних та капітальних ремонтів планові терміни експлуатації котлів може бути продовжено ще на 10-15 років.

Паливопостачання Основним паливом котельні є природний газ. Газопостачання котельні забезпечується від газопроводу середнього (до 3 кг/м2) тиску. На газопроводі встановлено газорозподільний пункт (ГРП), що забезпечує зниження (редукування) тиску газу до потрібних параметрів (0,6 – 0,4 кгс/см2). Тиск газу на вході до ГРП в зимовий період може знижуватися до 0,4 – 0,2 кгс/см2 . Цю ситуацію спричинено примусовим обмеженням споживання палива газопостачальними організаціями. ГРП середнього тиску має дві нитки редукування. Редукування здійснюється за допомогою електронних регуляторів. Комерційний облік споживання газу здійснюється за допомогою стандартного набору приладів (витратомір - діафрагма, ДМ, КСД, манометр та термометр - самописні прилади різного типу).

Водопідготовка Продуктивність водопідготовки – 100 т/год. Тип хімводоочищення – двоступеневе Na-катіонування. Сира вода – питної якості. У котельні передбачена вакуумна деаерація (встановлено два деаератори продуктивністю 75 т/год кожний). Підживлення теплових мереж: звичайне – біля 35-100 т/год, аварійне – біля 400 т/год. Передбачено баки підживлювальної води ємністю 2000 м3.Передбачено встановлення трьох підживлювальних насосів типу 4к-6 та Д200-36 продуктивністю 125 та 250 м3/год відповідно. Аварійне підживлення забезпечується насосом типу 8НДВ продуктивністю 500 м3/год та тиском 6,0 кгс/см. Регулювання продуктивності підживлювальних насосів здійснюється за

6

допомогою частотно-керованих електроприводів. Водоочисну установку було введено в експлуатацію у 1969 р. Щорічно на водоочисній установці проводяться роботи з поточного ремонту. Для надійної експлуатації здійснюється часткова заміна верхніх та нижніх розподільних блоків.

Допоміжне обладнання У котельні встановлено 6 мережних рециркуляційних насосів типу 14СД-1250-140 (продуктивністю 1250 м3/год та напором 14 кгс/см2). Для водогрійних котлів ПТВМ-100 передбачена групова рециркуляція – два насоси типу 18 СД-1250-45 (продуктивністю 1250 м3/год та напором 4,5 кгс/см2). За умови проведення поточних та капітальних ремонтів в планові терміни експлуатація допоміжного обладнання може бути продовжена приблизно на 10-15 років.

Електропостачання котельні Електропостачання котельні здійснюється від однієї електропідстанції заводу тракторних двигунів через два високовольтні вводи. Встановлено два трансформатори 110/6 кВ потужністю 400 кВА кожний, вбудоване розподільне устаткування (ЗРУ). Стан електротехнічного обладнання задовільний, щорічно проводиться ревізія та ремонт. Комерційний облік споживання електричної енергії здійснюється на підстанції заводу.

Автоматизація та контроль Автоматизацію технологічних процесів у котельні виконують на базі фізично зношеної та морально застарілої апаратури. Для контролю та вимірювання використовуються показникові та самописні щитові прилади. Парк приладів морально застарів та фізично зношений. Середній вік приладів перевищує 10 років. Зношення обладнання становить близько 50%. Схеми захисту котлоагрегатів виконано на базі релейної апаратури. Клапани захисту (клапан – відсікач) у звичайному стані знаходяться під напругою. Спрацювання захисту відбувається з затримкою, необхідною для спрацювання АВР електричного живлення). Комерційний облік спожитого палива, виробленої та поставленої теплової енергії здійснюється на базі застарілої техніки з низьким класом точності. Перехід на комерційний облік з використанням сучасних високоточних приладів передбачено у 2003 р.

3.5 Котельня 4 Дзержинської філії (Павлове поле)

Котельня Дзержинської філії розташована у північній частині міста та в основному обслуговує більшу частину Дзержинського району. Вона має магістральні перемички з ТЕЦ-3 та котельнею Московської філії, тобто може працювати на спільні теплові мережі.

Котельня обладнана чотирма водогрійними котлами теплопродуктивністю 50 Гкал/год та одним котлом 100 Гкал/год, загальна встановлена потужність 300

6

Гкал/год. На теперішній час запроектована пікова потужність котельні дорівнює 269 Гкал/год. Перелік котлів та їх параметри наведено в таблиці 13.

Taблиця 5. Параметри котлів котельні 4 Дзержинської філії

Станцій-ний

номер котла

Характеристика водогрійних котлівРік вводу в експлуатаці

ю

Вид палива

1Тип котла-ПТВМ-50, Q=50 Гкал/год, завод-виробник – Tlmace, Чехословакія


2Тип котла-ПТВМ-50, Q=50 Гкал/год, завод-виробник – Tlmace, Чехословакія


3Тип котла-ПТВМ-50, Q=50 Гкал/год, завод-виробник – Балкан, Румунія


4Тип котла-ПТВМ-50, Q=50 Гкал/год, завод-виробник – Білгородський КМЗ


5Тип котла-ПТВМ-100, Q=100 Гкал/год, завод-виробник – Білгородський КМЗ


Технічні характеристики Дзержинської котельні можна охарактеризувати таким чином:

• всі котли баштового типу мають індивідуальні металеві димові труби, висотою 35 метрів (котли 1,2), 38 метрів (котли 3,4) та 42 метри (котел №5). Ресурс роботи індивідуальних димових труб вичерпаний. Всі котли працюють без димососів примусової тяги за рахунок самотяги труб;

• приміщення котельні знаходиться у задовільному стані. Щорічно проводиться ревізія стану будівель та поточний ремонт;

• для покращення використання палива з екологічної точки зору та скорочення викидів NOx, було проведено модернізацію пальників. За рахунок встановлення в середині повітроводу пальника додаткового осьового повітропроводу виникли зміни геометрії факела пальника (факел витягнувся вздовж осі горіння) та сформувалися дві зони згоряння газу). Незважаючи на значний позитивний екологічний ефект модернізації, необхідно звернути увагу на часткове зниження продуктивності пальників на 15-20%;

• для підвищення стабільності горіння при коливаннях тиску газу та зокрема в режимі роботи з низьким тиском газу перед котлом змінено переріз газорозподільних сопел пальників, що призвело до поліпшення їх аеродинамічних показників;

• періодично проводиться ремонт вентиляторів пальників. Практично на 50% вентиляторів здійснена перемотка електродвигунів, що призвело до зниження продуктивності вентиляторів;

6

• знос поверхонь нагріву усіх котлів сягає 60-70%, більшою мірою зношені конвективні поверхні;

• секції конвективної поверхні котлів щороку частково замінюються. Обсяг заміни складає 10-15% конвективної поверхні в залежності від фінансових можливостей підприємства. Зазвичай, щорічно замінюються напівпакети, які вийшли з ладу на одному з котлів;

• заміна радіаційних поверхонь нагріву проводиться досить рідко (приблизно кожні 10-12 років);

• Гідравлічний опір котлів типу ПТВМ-50 сягає 2,5-3 кг/см2 і значно перевищує розрахунковий рівень у зв’язку із значним відкладенням солей. До того ж деякі труби поверхонь нагріву заглушені;

• щорічно проводиться контроль стану поверхонь нагріву з використанням методу руйнівного контролю (методом контрольних вирізок трубопроводів для перевірки товщини стінок та нальоту);

• за умови періодичного проведення поточного та запланованих капітальних ремонтів експлуатація котлів може бути продовжена ще на 10-15 років.

Паливопостачання Основний вид палива – природний газ, аварійне паливо – мазут. Газопостачання котельні забезпечується від газопроводу середнього (до 3 кгс/см2) тиску. Газорозподільний пункт (ГРП) забезпечує необхідне зниження тиску (0,6-0,4 кгс/см2). Тиск газу на вводі в ГРП в зимовий період може знижуватися до 0,4-0,2 кгс/см2. Така ситуація є наслідком примусового обмеження споживання палива з боку газопостачальних організацій. ГРП середнього тиску має три нитки редукування. На двох нитках редукування здійснюється за допомогою регуляторів типу РДУК, а на третій нитці – за допомогою електронних регуляторів.Комерційний облік споживання газу проводиться за допомогою стандартного набору приладів, таких як витратомір (діафрагма, диференційний манометр, самозаписуючий прилад), а також самозаписуючих манометрів та термометрів різних типів.

Водопідготовка

На котельні встановлено дві хімводоочистки – для котлів типу ПТВМ-50 та для котла ПТВМ-100. Хімічна водоочистка базується на двоступеневому Na-катіонуванні. Сира вода питної якості. Система має вакуумну деаерацію з двома деаераторами продуктивністю по 50 т/год. Установки для хімічної водоочистки І та ІІ було введено в експлуатацію у 1965 та 1978 роках відповідно. Щорічно на водоочисній установці проводяться роботи з поточного ремонту.

Допоміжне обладнанняДля підживлення теплових мереж передбачені дві групи підживлювальних насосів (два насоси типу К45/55 продуктивністю по 50 м3/год, насос типу К90/55 та насос типу К90/35 продуктивністю по 100 м3/год). Продуктивність підживлювальних насосів регулюється частотно керованим електроприводом.

6

В котельні встановлено 4 мережевих насоси типу 14Д6-1250-125 продуктивністю 1250 м3/год та один насос типу СЕ-1250-140 продуктивністю 1250 м3/год. Для водогрійних котлів ПТВМ-50 передбачена групова рециркуляція – насос типу СЕ-800-55 продуктивністю 800 м3/год і тиском 5,5 кгс/см2. Для котла ПТВМ-100 передбачена індивідуальна рециркуляція – насос типу НКУ-250-40 продуктивністю 250 м3/год і тиском 3,2 кгс/см2). За умови проведення поточних та капітальних ремонтів експлуатація допоміжного обладнання може бути продовжена приблизно на 5 років.

Електропостачання котельніЕлектропостачання котельні здійснюється по 3 високовольтних вводах (два робочих, один резервний). Встановлено два трансформатори 110/6 кВ потужністю по 400 кВА та вбудований розподільний пристрій (ВРП). Стан електротехнічного обладнання задовільний, щорічно проводяться ревізія та ремонт.

Автоматизація та контрольАвтоматизація технологічних процесів котельні виконується на базі фізично зношеного та морально застарілого обладнання. В якості контрольно-вимірювальних приладів використовуються показникові та самописні прилади. Вимірювальні прилади морально застаріли та фізично зношені. Середній вік перевищує 10 років, знос обладнання близько 50%. Схеми захисту котлоагрегатів виконані на релейній апаратурі. Комерційний облік спожитого палива, виробленої та відпущеної енергії виконаний на основі застарілої техніки з низьким класом точності. Перехід на комерційний облік з використанням сучасних високоточних приладів передбачено на 2003 рік.

4. Малі місцеві котельні

ХТМ управляє 264 квартальними та малими котельнями, які працюють на природному газі, більшість з них не приєднана до системи централізованого теплопостачання і подає тепло в безпосередньо в будинки (без ТРС). Загальний об’єм тепла, виробленого малими котельними, складає приблизно 930 тисяч Гкал (87% - опалення, 17% - ГВП). Їх потужність складає 883 Гкал/год, що відповідає попиту. Загальний об’єм тепла, виробленого малими котельними, складає приблизно 930 тисяч Гкал (87% - опалення, 17% - ГВП). Їх потужність складає 550 Гкал/год, що відповідає попиту.

Пальники котлів використовують пряме спалення, і являють собою стальну трубу з отворами, яка знаходиться в топці. Пристрої для оптимізації форми факела або процесу спалення не використовуються. Використовується лише спрощена схема регулювання заданого співвідношення газ/повітря Споживання газу обліковується. Хоча, зазвичай, виробництво тепла станцією не обліковується, але оцінюється за величиною спожитого газу.

За даними бухгалтерського обліку нарахований знос по всім котельним станом на 01.01.2008 року становить в середньому 53 %.

6

Вбудовані котельні побудовані ще до 60-х років, тому строк їх експлуатації складає більш ніж п’ятдесят років. Функціонування таких застарілих типів котлів як НІІСТУ, Надточія, Універсал, Шухова, Энергія, КЧ з низьким ККД супроводжується перевитратою палива.

Більшість малих котелень перебувають у дуже поганому стані, їх коефіцієнт використання палива дуже низький і в середньому становить 70-80%. Операційні та експлуатаційні витрати малих котелень в Україні постійно зростають разом з погіршенням їх технічного стану. Крім того, за інформацією ХТМ та на основі візуальних спостережень, використання застарілих малих газових котлів, які розташовані у житлових будинках, є небезпечним, і це потрібно взяти до уваги при визначені пріоритетів. Отже, застарілі малі газові котельні належить або вивести з експлуатації і під’єднати їх споживачів до системи централізованого теплопостачання або повністю реконструювати.

Тому однією з найголовніших проблем у тепловій енергетиці міста, загостреної граничним зносом основних фондів, - це реконструкція індивідуальних вбудованих та прибудованих до будинків газових котелень в центральній частині Харкова.

Баланс встановлених теплових потужностей теплоджерел та приєднаного навантаження

Назва теплового джерела

Встановлена потужність,

Гкал/ч

Приєднанні розрахункові

навантаження,Гкал/год

Примітка

ТЕЦ-3 880 880ТЕЦ-5 1420 944ТЕЦ-4 680 464КСЖМ 780 780ККР 400 340КПП 300 269Всього в централізованій системі

4440 3677

Локальні та квартальні 883 610Загалом 5323 4287

5. Розподільні мережі

5.1 Загальна інформація

Харківська система централізованого теплопостачання знаходиться у поганому стані та потребує капітальних інвестицій. Вона нараховує біля 400 км магістральних мереж (первинна мережа) та біля 1100 км розподільчих мереж (вторинна мережа). Крім того, є ще 600 км мереж гарячого водопостачання (ГВП), які прокладені в тих же каналах, що і мережі опалення. Будинки приєднані до

6

теплорозподільних станцій (ТРС) по залежній чотиртрубній схемі. Харківські теплові мережі більше не експлуатують парові мережі, але пара все ще виробляється на деяких виробничих станціях для власного споживання.

5.2 Первинні та вторинні мережі

Більша частина первинних мереж прокладена або під землею у каналах, або над землею на опорах. Типові схеми розташування магістрального трубопроводу показані на рисунку 15. Первинні мережі теплопостачання великих розмірів, встановлені над землею або у великих прохідних підземних каналах (труби з діаметром 1200 мм або 500 мм), що є практичним в експлуатації та технічному їх обслуговуванні. Можливі пошкодження можна легко визначити, а технічний стан можна перевірити візуально (огляди, перевірки). Таким чином, поломки можна легше попередити.

Як правило, трубопроводи великих діаметрів мають кращий технічний захист проти зволоження та механічного пошкодження. На основі вищезгаданого досвіду можна припустити, що труби великого діаметру у первинній мережі знаходяться у відносно гарному технічному стані. Таким чином, спосіб встановлення труб великого діаметру у прохідних каналах та над поверхнею землі є прийнятним та не потребує заміни.

Друга група первинної мережі включає частини трубопроводів з діаметром від 500 мм до 200 мм, які, зазвичай, прокладаються у низькопрофільних каналах (схеми A та C на рисунку 15). У цих частинах трубопроводів набагато важче, а у низькопрофільних каналах майже неможливо визначити поломки, візуальні огляди стану деяких частин проводяться лише у випадку ремонту або технічної поломки певної частки цієї мережі. Труби у низькопрофільних каналах є також вразливими до поверхневих і підземних вод та підтоплень, і їх важко ремонтувати. У випадку повного або постійного підтоплення трубопровідних каналів, втрати теплової енергії можуть збільшуватись в 15 разів, ніж при сухій ізольованій трубі. На основі наявної інформації можна припустити, що величина механічного пошкодження у первинній мережі теплопостачання є значною, особливо у частинах міста з високим рівнем підземних вод з трубопроводами малого діаметру, прокладеними у непрохідних каналах.

6

Мал. 3. Типово використовувані трубні елементи у первинній мережі Харківської системи централізованого теплопостачання. A та C – підземна прокладка, а B та D – наземна прокладка. Несуча труба зроблена із сталі, ізоляція – із мінеральної вати та захисне покриття труби – з листового металу. Зовнішня оболонка елементу в A і C зроблена з бетону

Вторинна розподільна мережа – це трубопроводи між ТРС та будинками. Зазвичай, вона складається з двох труб для опалення приміщень та двох труб для гарячого водопостачання (ГВП), з рециркуляцією (тобто чотиритрубна система). Однак зараз рециркуляційна труба для ГВП в основному не застосовується. Опалення приміщень здійснюється лише протягом опалювального сезону, а ГВП - протягом усього року. Кілька гілок (в середньому три) вторинної мережі теплопостачання, зазвичай, виходять із ТРС. Схема типового трубного елементу, що застосовується у вторинній мережі теплопостачання, показана на рисунку 16. Окрім типів, представлених на рисунку 16, надземна прокладка трубопроводів також використовується і у вторинних мережах.

Стан вторинної мережі опалення є поганим і є найслабшою ланкою систем ХТМ та системи централізованого теплопостачання в цілому. За словами експертів ХТМ, технічний життєвий цикл труб ГВП становить від 5 до 7 років, оскільки на додаток до зовнішньої корозії відбуваються також внутрішня корозія трубопроводів через наявність кисню у воді. Канали механічно пошкоджуються, дренаж є недостатнім, відбуваються механічні пошкодження ізоляції, ізоляція волога і трубопроводи є фізично зношеними. Окрім цього, погана якість циркуляційної води призводить до блокування (забивання) та внутрішньої корозії труб на клапанів. Методи прокладки, застосовувані у минулому для труб вторинної мережі опалення є неприйнятними та мають бути замінені на нові технології.

6

Мал. 4. Типово використовувані трубні елементи у вторинній мережі Харківської системи централізованого теплопостачання. A та B надземна прокладка. Несуча труба зроблена із сталі, ізоляція – із мінеральної вати. Зовнішня оболонка елементу в A і C зроблена з бетону.

Керівництво та технічний персонал ХТМ добре обізнані з новими технологіями, що стосуються первинних та вторинних трубопроводів і зараз використовують попередньо ізольовані труби, прокладені безпосередньо у землі. На даний момент частка попередньо ізольованих труб у загальній конструкції мережі є незначною.

5.3 Технічний стан мережі та потреба у реконструкції

Втрати теплової енергії не можна визначити виходячи із реального облікового споживання тепла через той факт, що основна частина споживачів не має встановлених лічильників. На основі експериментальних вимірювань у деяких гілках мережі, ХТМ припускають, що загальні втрати тепла знаходились на рівні 16,5% у 2005 році. Ця цифра, напевно, є дуже заниженою і реальні втрати тепла мають бути вищі, тобто 20 - 25%.

Під час опалювального сезону потреба у підживлювальній воді системи становить 800-860 м3/год. Загальний обсяг споживання води компанією ХТМ становив 3390 тис. м3/рік у 2005 році, з яких понад 90% постачалося до мережі централізованого теплопостачання (77% загального споживання води для компенсації незапланованих витоків). Ці цифри представляють втрату води у всій системі, включаючи первинні та вторинні розподільні труби. Таким чином, загальний обсяг води в мережах змінюється 15-16 разів на рік. Система спроектована як тискозалежна, без фізичного розділення (наприклад, теплообмінник) первинної та вторинної сторони і без внутрішнього обліку потоків між ними. Також, беручи до уваги той факт, що близько 800 великих споживачів з загальним приєднаним навантаженням у 1700 Гкал/год приєднані безпосередньо до магістральних трубопроводів, точний розподіл втрат між первинною та вторинною частинами системи є практично неможливим і його можна лише оцінювати. На основі довжини труб та їхнього стану, у заключному звіті Parsons E&C оцінюється, що 44% втрат води відбувається у первинних трубопроводах і 56% - у вторинних трубопроводах розподільної системи.

Найбільші втрати відбуваються у секціях труб, де витоки важко визначити. Ці витоки можуть залишатися невизначеними потягом тривалого часу. Природно, іншим великим джерелом витоків є пошкодження трубопроводів великих діаметрів. В системі в основному застосовуються теплові компенсатори типу U,

6

які не мають з’єднань, що протікають. Обсяг споживання живильної води безпосередньо пов’язаний зі значними пошкодженнями труб. Посилаючись на довгострокову статистику пошкоджень первинних трубопроводів за період 1984 – 2003 рр. видно, що кількість поломок зворотно пропорційна до запланованої довжини заміни труб. Це співвідношення представлено на мал. 5.

Мал. 5. Заміна первинних труб та кількість поломок. Кількість пошкоджень первинних трубопроводів у 2005 році вже становила більше 5000 і було замінено всього 4 км первинних труб

Обсяги відновлення або заміни теплових мереж, виконані протягом останніх років, не є задовільними і відстають від темпів зношуваності. Це призводить до збільшення питомого рівня пошкоджень на 1 км теплових мереж, цей показник зростає кожного року і у 2007 році становив 1,8 пошкоджень на кілометр. Підприємство застосовує всі можливі заходи для того, щоб покращити існуючу ситуацію, але фінансові обмеження створюють серйозну перешкоду. Навіть для підтримки існуючого технічного стану мереж централізованого теплопостачання, необхідно якнайменше потроїти фінансовий внесок у порівнянні з 2007 р. для того, щоб забезпечити функціонування магістральних та розподільних мереж.

Настійно рекомендується, щоб ХТМ продовжували, і де є фінансова можливість, збільшували резервування фондів для реконструкції мереж централізованого теплопостачання. Це є нагальною потребою для підтримування мереж централізованого теплопостачання на існуючому технічному рівні. Надалі у майбутньому, якщо будуть наявними фонди і можна буде прискорити програму заміни, можна буде підвищити надійність теплопостачання та скоротити втрати підживлювальної води.

5.4 Насосні станції

Необхідні рівні потоку та тиску в системі централізованого теплопостачання підтримуються як циркуляційними насосами теплових джерел,

6

так і 11 насосними станціями, розташованими уздовж мереж. В таблиці показані насосні станції, що розташовані в трьох основних регіонах міста.

Taблиця 2. Насосні станції

ТЕЦ/ котельня регіону Насосна станція ТЕЦ3 / Комінтернівська котельня (котельня 6)

1-2, 2-1, 6-2

ТЕЦ 4 / Комінтернівська котельня (котельня 5)

9-1 (або ж 3-1)

ТЕЦ 5 / Комінтернівська котельня (котельня 4)

7-1, 7-2, 7-3, 2-2, 4-1

5.5 Теплопункти

У місті Харкові залишилась єдина в Україні схема централізованого розподілу тепла, основана на центральних теплових пунктах. Система спроектована, як закрита та залежна, без теплообмінників в системах опалення будинків. Опалення будинків здійснюється головним чином з допомогою гідроелеваторів. ГВП забезпечується теплорозподільними станціями. Більшість мереж опалення проходять через відповідні ТРС. В частині ТРС встановлені насоси для подачі теплоносія та ГВП висотним будинкам. Для малоповерхових будинків насосна система опалення не використовується. ТРС були спроектовані із застосуванням систем автоматичного регулювання опалення та ГВП, але ці системи або не були встановлені, або частково вийшли з ладу. Хоча обладнання ТРС є старими та технічно зношеними, об’єкти, які відвідані консультантом, були функціонуючими, чистими із задовільним рівнем експлуатації.

На ТРС теж немає теплообмінників для опалення, тобто підключення до будинків є прямим. Ця система проектувалась ще у 60-х роках, коли критерії техніко-економічних показників були інші. В ті часи перевагу віддавали схемам з найменшими первісними капіталовкладеннями та доволі суттєвими експлуатаційними витратами. Сьогодні ж ситуація докорінно змінилась. Енергетичні ресурси та метал стали у десятки та сотні разів дорожче, тому експлуатаційні витрати стали вкрай високі. Системи вкрай зношені, а циркуляційні трубопроводи гарячого водопостачання взагалі вийшли з ладу. Суттєві нераціональні втрати є в системі розподілу теплової енергії з причин, пов’язаних з експлуатацією застарілого парку теплообмінного обладнання в системі гарячого водопостачання. Також, наряду із більшістю пластинчатих теплообмінників, в експлуатації ще знаходяться і кожухотрубні теплообмінники. Тому існуюча система виробництва та транспортування теплової енергії достатньо енергоємна. Питомі витрати електроенергії на виробництво та транспортування одиниці теплової енергії вище, ніж європейські норми. Тому, одним з пріоритетних завдань є зниження споживання енергоресурсів за рахунок регулювання та оптимального використання енергозберігаючого обладнання.

Проблеми в роботі та експлуатації ТРС.

6

Відсутність приладів автоматизації для опалення приміщень призводить до перетопленню при зовнішній температурі від 4 до 10 0C. Це обумовлено тим, що для забезпечення температури гарячої води в межах 55-56 0C на первинній стороні теплообмінника повинна бути температура теплоносія як мінімум 700С. А при відсутності системи регулювання та високих зовнішніх температурах це призводить до перегріву приміщень.

Жорстка вода централізованої системи змушує персонал постійно слідкувати за забрудненням теплообмінників та організовувати відповідну їх чистку, що збільшує витрати на експлуатацію та технічне обслуговування.

Високе споживання електроенергії насосами обумовлене неправильно підібраною їх потужністю та відсутністю перетворювачів частоти, особи для ГВП.

Високий рівень витоків води у вторинних у 4-трубних мережах та домових системах. Інколи трапляються несанкціоновані підключення до систем опалення та ГВП, важко виявити і взяти під контроль через відсутність задовільного обліку.

Нестача потужності у деяких ТРС, для опалення та ГВП.

Виникають проблеми підтримування тиску коли до перенавантажених ТРС приєднані висотні будинки..

На ТРС недостатня кількість приладів обліку для ГВП та опалення приміщень. Експерти ХТМ припускають, що лічильників гарячої води у квартирах (або у будинках) скоротить її споживання від 5 до 2м3/особу, в місяць. Нормативне споживання становить 3 м3/ особу в місяць.

Не дивлячись на деякі переваги децентралізованої системи теплопостачання (індивідуальні будинкові газові котли), такі як краще регулювання та скорочення втрат тепла при передачі, все ж Харків є зручним та придатним місцем для централізованого теплопостачання, оскільки:

майже 90 % населення вже охоплені централізованим теплопостачанням;

висока лінійна щільність навантаження, середня лінійна щільність навантаження системи централізованого теплопостачання Харкова становить майже 3.5 MВт/км (на основі пікового навантаження);

Згідно з Заключним звітом, зробленим компанією Parsons E&C (опублікованим у 2005 р.) лінійні щільності навантаження в усіх гілках ХТМ більші, ніж точка «беззбитковості», що становить близько 1,8 – 2,0 МВт/км, і варіант централізованого теплопостачання забезпечить найнижчу вартість теплі в усій системі, особливо з урахуванням вигод від когенерації, які консервативно не бралися до уваги при проведенні аналізу.

Більшість населення мешкає у багатоповерхових будинках.

6

Харків має один з найбільших в Україні потенціал для впровадження когенерації у майбутньому, коли інвестиції будуть доступними для будівництва великих ТЕЦ.

Система централізованого теплопостачання забезпечує кращу безпеку та гнучкість у випадку кризових та надзвичайних ситуацій. Наприклад, заміну палива, у випадку припинення постачання основного виду палива, легше виконати на декількох теплових джерелах в системі централізованого теплопостачання, ніж у децентралізованій системі (наприклад, індивідуальних газових котлах) у декількох будинках або навіть в окремих квартирах. Добре функціонуюча система централізованого теплопостачання є частиною національної стратегії безпеки, яку важко оцінити економічними показниками.

Контроль за викидами та збирання екологічних податків не можна ефективного проводити у децентралізованій системі.

Централізована система дозволяє використовувати можливості фінансових вигод, що стосуються відносних змін у цінах на паливо.

II. Визначення напрямків для впровадження системи централізованого теплопостачання міста

ІІ.1 Стратегічний довготерміновий план

ІІ.2 Змінний потік та триваючі заходи з енергоефективності у споживачів

Перехід з існуючої схеми постійного потоку теплоносія до змінного потребує значних інвестицій. Через фінансові обмеження швидкий перехід на схему змінного потоку в найближчий час на передбачається. Тим не менш, ХТМ знають про вигоди змінного потоку і враховують це в інвестиціях на реконструкцію. Програма пріоритетних інвестицій обсягом 15 мільйонів євро (пропонована до фінансування ЄБРР) підтримує перехід на змінний потік.

В сучасних системах централізованого теплопостачання переваги надаються змінному потоку. У випадку змінного потоку споживач бере теплоенергію з мережі через регулюючий клапан, що регулює потік до обладнання споживача. Таким чином, можливо контролювати обсяг теплоенергії, взятої з мережі, і відповідно – вартість теплоенергії. Це мотивує споживачів заощаджувати енергію, а в теплопунктах можуть бути розроблені та встановлені регулюючі пристрої для роботи в енергоефективному режимі.

Підняття напору (тиску) циркуляційних насосів системи централізованого теплопостачання регулюється як функція подавального потоку мережі. Подавальний потік визначається споживачами і підняття напору коригується за допомогою перетворювача частоти (змінного струму) або гідротрансформатора, що забезпечує високу ефективність перекачування. Режим роботи змінного потоку забезпечує більш ефективні схеми регулювання та збільшує комфортність

6

централізованого теплопостачання. Комфортність централізованого теплопостачання є важливим фактором у конкуренції з іншими джерелами тепла.

При переході із режиму роботи з постійним потоком до режиму із змінним потоком необхідні інвестиції для таких компонентів системи централізованого теплопостачання:

котли (регулювання спалювання та моніторинг викидів)

водопідготовка

Насоси, приводи, двигуни та регулююче обладнання ТРС (яке потрібно для режиму роботи змінного потоку) та в наносних станціях

Теплопункти, обладнані регулюючими клапанами

Заходи, зазначені нижче, які наведені у техніко-економічному обґрунтуванні, проведеному компанією Parsons E&C (заключний звіт, лютий 2005) розглядаються як частина довгострокової інвестиційної програми ХТМ.

- Встановлення регуляторів температури;

- Будинкові системи гарячого водопостачання (ГВП);

- Облік споживання ГВП;

- Регулятори тиску системи ГВП для низьких будівель;

- Ізоляція труб.

Для компонентів пропонованих пріоритетних напрямків були прийняті такі основні критерії відбору:

• скорочення прямих витрат на експлуатацію та технічне обслуговування; • підвищення ефективності виробництві теплоенергії локальними

джерелами;• підвищення ефективності існуючих ТРС;• підвищення надійності та якості теплопостачання; • підвищення операційної безпеки (особливо для малих газових котелень).

На основі вищезазначених критеріїв, комплексних досліджень, проведених ХТМ, попередніх звітів стосовно модернізації Харківської системи централізованого теплопостачання та численних обговорень, проведених між експертами ХТМ та розробниками Схеми, компоненти пропоновані у Схемі наступні:

В «Схемі теплопостачання м. Харкова на 2008 – 2010 р.» визначені наступні напрямки які забезпечуватимуть підвищення техніко-економічних показників підприємства, надійність роботи обладнання, забезпечення економії паливно-енергетичних ресурсів, покращення екологічного стану навколишнього середовища, надійність та якість забезпечення споживачів тепловою енергією:

Ліквідація вбудованих котелень з послідуючим переводом теплового навантаження на теплові джерела централізованої системи

6

теплопостачання; ліквідація котелень з послідуючим переводом теплового навантаження на теплові джерела децентралізованої системи теплопостачання; реконструкція локальних джерел теплової енергії;

Реконструкція локальних джерел теплової енергії; Реконструкція та модернізація теплорозподільчих станцій; Облаштування індивідуальних теплових пунктів у житлових будинках

внаслідок реконструкції теплорозподільчих станцій; Реконструкція магістральних теплових мереж; Реконструкція розподільчих теплових мереж; Реконструкція внутришньоквартальних теплових мереж; Впровадження когенераційних установок на базі діючої котельні

Салтівського житлового масиву.

Запропоновані ХТМ короткострокові пріоритетні напрямки реконструкцій знаходяться в руслі цих більш широких енергоефективних заходів. Компоненти пріоритетної програми представлені у додатках до «Схеми».

ІІ.3 компонент 1: Малі індивідуальні газові котельні

«Харківські теплові мережі» провели дослідження всіх існуючих малих газових котелень (включених до балансу компанії), які опалюють обмежену кількість будівель. Гаряче водопостачання (далі – ГВП) також розподіляється деякими малими котельнями, але це не є типовим. В більшості випадків використовуються окремі квартирні газові колонки для ГВП. Всі малі котельні працюють на газі і зазвичай розташовані у підвалах будівель.

З усіх малих котелень, що експлуатуються ХТМ в усіх дев’яти адміністративних районах 111 знаходяться у дуже поганому стані і потребують або реконструкції або заміни на інший варіант теплопостачання.

Середня потужність реконструйованої або модернізованої котельні становить 0,42 Гкал/год.

Пропоновані пріоритетні дії з реконструкції малих індивідуальних газових котелень розбито на наступні три підгрупи (відповідно до пропонованого методу реконструкції):

• Варіант 1A: Закриття котелень: Споживачі цих котелень будуть приєднані до централізованої системи теплопостачання.

• Варіант 1B: Оптимізація навантаження котелень: Пропоновані об’єкти реконструкції, де сусідня більш ефективна котельня (більша але в усьому іншому аналогічна до проблемної котельні) експлуатується постійно лише при частковому навантаженні (протягом усього року), і шляхом з’єднання двох розподільних систем більша котельня може покрити теплове навантаження комбінованих опалювальних зон.

• Варіант 1C: Заміна котлів: Пропоновані об’єкти реконструкції, де існуючі котли необхідно замінити на нові більш ефективні.

6

В усіх запропонованих варіантах реконструкції котелень температурний графік експлуатації розподільних мереж залишиться незмінним.

Варіант 1A: Закриття котельної

Найкращим варіантом реконструкції фізично та морально застарілих неефективних газових котлів у розподільчій зоні ТЕЦ-5 та ТЕЦ-3 є закриття існуючої котельні та приєднання її теплового навантаження до системи централізованого теплопостачання за допомогою нової або реконструйованої існуючої ТРС. Нова ТРС буде встановлена в існуючій будівлі котельні.

Потужність та структура нового/реконструйованого ТРС та нове допоміжне обладнання будуть визначені на основі загального теплового навантаження (включаючи втрати тепла при розподілі) існуючих споживачів.

Типовий обсяг робіт для об’єктів Варіанту 1A:

Механічні роботи:• заміна котла на новий ТРС, що включає o зазвичай, змішувальний насос або регульований гідроелеватор системи

опалення (залежне приєднання)o система опалення висотних будівель (зазвичай, вище 20 поверхів) буде

обладнана пластинчатими розбірними теплообмінниками 1) в (незалежне приєднання)

o на деяких об’єктах будуть встановлені нові розбірні пластинкові теплообмінники *) для ГВП (для об’єктів, де існує мережа ГВП)

o насоси з перетворювачами частоти для сирої води (якщо необхідно) o необхідна система автоматизації та контролю o лічильник тепла для опалення та ГВП

Будівельні роботи:• знесення/виведення з експлуатації існуючих котлів • спорудження нових котелень або часткова реконструкція існуючих будівель

котелень Інші роботи (механічні та будівельні):

• спорудження необхідної гілки теплорозподільчої мережі • реконструкція приєднань до систем водопостачання, каналізації та

електропостачання

Варіант 1B: Оптимізація навантаження котельні

Іншим бажаним та економічно ефективним варіантом реконструкції технічно та морально застарілих і неефективних газових котлів є закриття існуючих котелень та приєднання існуючого теплового навантаження до сусідньої більш ефективної котельні за допомогою нового теплопункту. У цьому варіанті новий теплопункт

1 Навіть якщо пластинчаті розбірні теплообмінники (з прокладками) загалом не рекомендуються для застосування у мережі централізованого теплопостачання у Харкові вони вважається необхідним через високий вміст карбонату кальцію (CaCO3) у воді в системи ЦТП та сирій воді.

6

буде встановлено (частково реконструйовано) в існуючій будівлі котельної, яка закривається.

Як і у Варіанті 1A потужність та структура нового/реконструйованого теплопункту та нове допоміжне обладнання будуть визначені на основі загального теплового та ГВП-навантаження (включаючи втрати тепла при розподілі) існуючих споживачів.

Типовий обсяг робіт для об’єктів Варіанту 1В:

Механічні роботи:• заміщення котла новим теплопунктом, що включає

o зазвичай, гідроелеваторне приєднання до системи опалювання; o встановлення на деяких об’єктах розбірних пластинчатих теплообмінників

для ГВП (для об’єктів, де існує розподілення ГВП); o насоси з перетворювачами частоти для сирої води (якщо необхідно); o необхідна система автоматизації та контролю; o лічильник тепла для опалення та ГВП;

будівельні роботи:• знесення/виведення з експлуатації існуючих котлів • часткова реконструкція існуючого приміщення котельної, де розташований

новий теплопункт Інші роботи (механічні та будівельні):

• спорудження необхідної з’єднуючої мережі до сусідньої котельної;• реконструкція приєднань до систем водопостачання, каналізації та

електропостачання.

Варіант 1C: Реконструкція котла

Найбільш капіталоємним варіантом реконструкції для фізично та морально застарілих газових котлів є заміна існуючого котла(ів) новими. У більшості котелень також буде замінюватися на нове й інше основне існуюче обладнання. У деяких випадках нові котли будуть встановлюватися у повністю реконструйованих будівлях котелень, а в деяких – в існуючих (або частково реконструйованих) будівлях котелень.

З 64 об’єктів реконструкції 24 об’єкти включають більш комплексний обсяг робіт (включаючи нові будівлі котелень тощо), на 35 об’єктах запропонована реконструкція базується на заміні існуючих котлів, і на 5 об’єктах, де котли включено до пріоритетної інвестиційної програми, котельні є дуже малими будинковими, де замінюється лише котел.

Необхідна загальна потужність нової котельні та визначення потужності нового основного обладнання буде знову ж таки ґрунтуватися на загальному тепловому навантажені (включаючи втрати тепла) існуючих споживачів. Загальний принцип визначення потужності теплогенеруючих блоків полягає в тому, що кожна нова котельня складатиметься щонайменше з двох блоків. Для забезпечення розумної резервної потужності, потужність котлів у двоблоковій котельні повинна становити 2 x 60 % (якщо загальне навантаження становить 100 %). Це означає, що якщо один

6

котел тимчасово не працює, то принаймні 60 % пікового теплового навантаження може бути перенесено на інший котел.

Необхідна загальна потужність нової котельні та визначення потужності нового основного обладнання буде знову ж таки ґрунтуватися на загальному тепловому навантажені (включаючи втрати тепла) існуючих споживачів. Загальний принцип визначення потужності теплогенеруючих блоків полягає в тому, що кожна нова котельня складатиметься щонайменше з двох блоків. Для забезпечення розумної резервної потужності, потужність котлів у двоблоковій котельні повинна становити 2 x 60 % (якщо загальне навантаження становить 100 %). Це означає, що якщо один котел тимчасово не працює, то принаймні 60 % пікового теплового навантаження може бути перенесено на інший котел.

Типовий обсяг робіт для об’єктів Варіанту 1С:

Механічні роботи:• зміна теплогенеруючого блоку на новий, що включає o нові котли, з новими пальниками та необхідним допоміжним обладнанням o нові пластинчаті розбірні теплообмінники, (для об’єктів, де існує ГВП); o насоси з перетворювачами частоти для сирої води (якщо необхідно); o циркуляційний насос для системи опалювання; o необхідна система автоматизації та контролю; o лічильник тепла для опалення та ГВП;

Будівельні роботи:• знесення/виведення з експлуатації існуючих котелень; • нова окрема будівля котельні або спорудження прибудови до існуючої

будівлі котельні;• новий димохід;

Інші роботи (механічні та будівельні):• реконструкція приєднань до систем водопостачання, каналізації та

електропостачання

ІІ. 4 Компонент 2. Заміна мережі централізованого теплопостачання

Через брак фінансування робота з реконструкції та заміни мереж, що проводилася нещодавно, не була достатньою та відставала від темпів зношення. Фахівці ХТМ добре знають, якими є технічний стан мереж та потреби в реконструкції. ХТМ рекомендується продовжувати та, коли є фінансова можливість, збільшувати виділення коштів з річного бюджету на проведення ремонтів та технічного обслуговування (сформованого з фінансових надходжень) для реконструкції мереж централізованого теплопостачання. Фактично це є необхідним для підтримання теплових мереж на існуючому технічному рівні. Навіть для того, щоб підтримувати існуючий технічний рівень теплових мереж, фінансові надходження на відновлення ізоляції первинних та вторинних мереж необхідно збільшити щонайменш втричі порівняно з рівнем 2005 р. В

6

майбутньому, якщо з’являться кошти і програму заміни можна буде прискорити, надійність теплопостачання зросте та втрати живильної води зменшаться.

Для первинної (магістральної) мережі (з трубами великого діаметру) можна розглянути заходи із заміни або будівництва нових конструкцій, традиційних для системи (встановлення надземного або підземного трубопроводу) або встановлення попередньо-ізольованих труб у захисному кожусі. Спеціальні попередньо-ізольовані труби, найімовірніше, будуть кращим рішенням для заміни фрагментів вторинної мережі (меншого діаметру). Всі значні реконструкції для первинної, а особливо вторинної мережі рекомендується проводити з використанням попередньо-ізольованих труб, особливо в тих місцях, де одночасно проходить реконструкція великого фрагменту ліній або обмеженої ділянки мереж.

Попередньо-ізольовані труби у захисному кожусі для системи опалення з поліуретановою ізоляцією мають добрий захист від корозії, звичайно ж у тих випадках, коли встановлення труб виконано відповідним чином. Однак встановлення попередньо-ізольованих труб є добре відомим та відносно простим процесом, але його треба виконувати з використанням відповідних елементів та аксесуарів для монтажу труб згідно з інструкціями виробника та забезпечувати високу якість роботи.

Припускається, що технічний строк служби відповідним чином встановлених попередньо-ізольованих труб (якщо вони експлуатуються навіть за умов сьогоднішньої якості води в системі централізованого теплопостачання) становитиме щонайменш 30 років.

Вологостійкість попередньо-ізольованих труб є сильною та слабкою стороною цього типу труб. Якщо вода ззовні якимось чином потрапить до частини труби між ізоляцією та власно сталевою трубою, вона може швидко зруйнувати невеликий фрагмент труби. В будь-якому випадку зруйнована ділянка буде звичайно значно меншою, ніж при подібній ситуації, коли використовуються традиційні технології канальної прокладки труб.

Попередньо-ізольовані системи для трубопроводів системи централізованого теплопостачання можуть експлуатуватися довго та потребують незначного технічного обслуговування. Різниця у вартості матеріалів для реконструкції з використанням високоякісної технології попередньо-ізольованих труб та традиційної технології канальної прокладки трубопроводів значна, але при розгляді експлуатаційних витрат та витрат на технічне обслуговування протягом всього строку експлуатації труб, загальна економічна ефективність може виявиться на користь першого варіанту.

Поліуретанова ізоляція не пропускає вологу, що зменшує втрати тепла.

Нові попередньо-ізольовані труби повинні прокладатися по новій трасі (а не в існуючих бетонних каналах), там, де можлива оптимальна (найкоротша) прокладка та існують відповідні надземні та підземні структури.

6

Глибину прокладання нових труб можна оптимізувати для мінімізації вартості робіт з реконструкції.

Можна буде уникнути значних витрат на проведення демонтажу існуючої системи.

Можна буде уникнути проблем з небезпекою для здоров’я та додаткових виробничих витрат, пов’язаних з демонтажем ізоляційних матеріалів, що містять азбест, які використовуються для існуючих трубопроводів.

Вивіз старих матеріалів повинен проводитися згідно з вимогами українського законодавства.

Ключовим питанням покращання ефективності передачі теплової енергії з використанням існуючих каналів з мінімізацією витрат є заміна пошкоджених ізоляційних елементів та інсталяція нової термоізоляції для захисту сталевої труби від проникнення вологи. Також необхідно розглянути питання вентиляції каналів по всій довжині мережі централізованого теплопостачання, особливо для частин мережі, що не реконструюються.

ІІ.5 Компонент 3: Реконструкція теплорозподільних станцій

ХТМ провели обстеження усіх існуючих теплорозподільних станцій (що знаходяться на балансі компанії). Загальна кількість ТРС становить 218. У порівнянні з місцевими газовими котельнями ТРС мають більше теплове навантаження та більшу розподільну мережу ГВП, яка існує практично на кожній ТРС. Теплове навантаження, приєднане до однієї ТРС, зазвичай, становить до 10+10 Гкал/год. для опалення та ГВП, але навантаження можуть сягати навіть 20+20 Гкал/год.

ХТМ знову визначили найбільш фізично застарілі ТРС (загалом 75 об’єктів) і розбили їх на дві підгрупи на основі пропонованих дій з реконструкції :

• Варіант 2A: Реконструкція теплорозподільних станцій, всього 60 об’єктів: об’єкти, де реконструйовані ТРС та деяка частина будівель зараз живиться від ТРС, відокремлених від існуючої теплорозподільної системи.

• Варіант 2 B: Закриття існуючих теплорозподільних станцій, всього 15 об’єктів: будинки мають напряму бути приєднані до первинної мережі

Варіант 2A: Реконструкція теплорозподільних станцій

Як пояснювалося вище, варіант 2A містить пропоновані до реконструкції об’єкти, де реконструкція існуючих ТРС є найбільш економічно та технічно доцільним. Частково реконструйовані розподільні мережі опалення та ГВП будуть експлуатуватися як і в даний час. Це також означає, що існуючий температурний режим для експлуатації розподільних мереж не зміниться, пропоновані заходи з реконструкції у системі розподілу теплової енергії можуть концентруватися лише на скороченні втрат тепла.

Паралельно із реконструкцією ТРС деяку частину будівель, що зараз живиться від існуючих ТРС, буде від’єднано, ці будівлі будуть обладнані індивідуальними

6

теплопунктами і приєднані безпосередньо до первинної мережі. Більш детально це описано у варіанті 3A.

Потужність та структура нової ТРС та необхідне допоміжне обладнання буде визначено на основі загального теплового навантаження (включаючи втрати теплоенергії при розподілі) тих споживачів, що залишилися. У випадку деяких ТРС цей захід принесе рішення основної проблеми, пов’язаної з нестачею існуючої їх потужності для постачання достатнього обсягу ГВП та теплоенергії на опалення приєднаних будівель.

Конкретний обсяг реконструкції дещо відрізняється для різних об’єктів. Типовий обсяг робіт для об’єктів Варіанту 2А такий:

Механічні роботи:• Заміна основних компонентів ТРС:o застосування змішувального насосу для систем опалення (залежне

приєднання), гідроелеватор на рівні ТРС не використовується;o нові пластинчаті розбірні теплообмінники для ГВП (для об’єктів, де існує

розподілення ГВП) (незалежне приєднання );o насоси з перетворювачами частоти для сирої води (якщо необхідно) та

системи опалення приміщень (якщо необхідно);o необхідна система автоматизації та контролю o лічильник тепла для опалення та ГВП;

Будівельні роботи:• знесення/виведення з експлуатації існуючого основного обладнання;• часткова реконструкція існуючих будівель ТРС ;

Інші роботи (механічні та будівельні):• необхідні трубопроводи всередині будівлі ТРС для того, щоб зробити

можливою реконструкцію; • реконструкція приєднань до систем водопостачання, каналізації та

електропостачання; • необхідна реконструкція розподільних мереж опалення та ГВП.

Варіант 2 B: Закриття існуючих теплорозподільних станцій

Варіант 2 B містить пропоновані об’єкти реконструкції, де реконструкція існуючих ТРС не є найбільш економічно та технічно ефективною існуюча ТРС закривається повністю. Всі будівлі, що зараз живляться від цих ТРС будуть обладнані індивідуальними теплопунктами, приєднаними безпосередньо до первинної мережі. Це обговорено більш детально у варіанті 3B.

Зазвичай, основною причиною для повного закриття ТРС є одне з двох:

• надзвичайно низька теплова щільність опалення та ГВП (високі втрати тепла);

• фізично застаріле обладнання ТРС та мережі (вимагаються повної реконструкції).

Типовий обсяг робіт для об’єктів Варіанту 2B такий:

6

будівельні роботи:• знесення/виведення з експлуатації існуючого основного обладнання ТРС;• знесення існуючої будівлі ТРС ;

інші роботи (механічні та будівельні):• від’єднання існуючих приєднань ТРС до систем водопостачання,

каналізації та електропостачання

ІІ.6 Компонент 4: Спорудження індивідуальних теплових пунктів

У цій главі поєднуються заходи, пропоновані для варіантів 3A та 3B, де окремі будинки обладнуються індивідуальними тепловими пунктами (ІТП). Загальна кількість ІТП для варіанту 3A складає 358 об’єктів, а для варіанту 3B - 98 об’єктів.

В обох варіантах все ще є можливість того, щоб теплопостачання деякої кількості будинків здійснювалося через модернізовані ТРС, але їх загальне теплове навантаження (опалення та ГВП) буде менше, ніж у існуючої ТРС. З технічної точки зору рекомендовані заходи для варіантів 3A та 3 B є практично ідентичними.

Нові ІТП будуть приєднані безпосередньо до магістралі за допомогою нової гілки мережі. Передавальну потужність нової гілки мережі та інший склад нового блоку ІТП буде визначено на основі загального теплового навантаження. У зв’язку з повним закриттям існуючої ТРС (варіант 2B) маршрути труб попередньої розподільної системи можуть використовуватися далі (якщо визначено, що маршрут вторинних труб є економічно ефективним рішенням).

Типовий обсяг робіт для об’єктів Варіанту 3A та 3 B такий:

Механічні роботи:• Спорудження ІТП, включаючи:o Зазвичай, змішувальний насос або регульований гідроелеватор для

системи опалювання (залежне приєднання);o деякі висотні будівлі (зазвичай, вище 20 поверхів) будуть обладнані

розбірними пластинчатими теплообмінниками (незалежне приєднання);o нові розбірні пластинчаті теплообмінники для ГВП (для об’єктів, де існує

розподілення ГВП), (незалежне приєднання);o насоси з перетворювачами частоти для сирої води (якщо необхідно); o необхідна система автоматизації та контролю; o лічильник тепла для опалення та ГВП;

Будівельні роботи:• роботи, що вимагаються для спорудження нового приміщення теплопункту

(зазвичай, у підвалі будинку);Інші роботи (механічні та будівельні):

• спорудження нового приєднання до мережі централізованого теплопостачання;

• уточнення параметрів приєднань до системи водопостачання; • спорудження приєднання до системи каналізації та

електропостачання;• необхідні реконструкції в розподільних мережах;

6

ІІ.7 Компонент 5: Впровадження когенерації

Відповідно до Закону України «Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу», мета якого є створення правових засад для підвищення ефективності використання палива в процесах виробництва енергії, розвитку та застосування технологій комбінованого виробництва електричної і теплової енергії, підвищення надійності та безпеки енергопостачання на регіональному рівні, залучення інвестицій на створення когенераційних установок, передбачається впровадження когенерації на базі діючої котельні Салтівського житлового масиву із використанням обладнання вітчизняного виробника з виробленням електроенергії для покриття власних потреб.

Внаслідок цього заходу суттєво знизяться витрати підприємства на закупівлю електроенергії при цьому виникне значна економія газу. В подальшому планується передбачити нарощування потужностей із можливістю видачі електроенергії в мережу. Планується що когенераційна установка буде функціонувати протягом року якомога довше для максимізації виробництва електроенергії та відповідного прибутку, а також працювати на повну потужність протягом опалювального сезону, а також більшу частину або повний літній сезон – на гаряче водопостачання.

Четвертий інвестиційний компонент - ХТМ пропонують спорудження нової когенераційної установки на базі газопоршневого двигуна для виробництва електроенергії на власні потреби Салтівської котельні, що виробляє лише тепло у Салтівському (Московському) опалювальному регіоні.

Пропонована потужність когенераційної установки становить 2 x (1.0 MВтeл / 1.3 MВтt). Ця потужність базується на графіку електроспоживання Салтівської котельні. При роботі котельні (згідно зі звітом компанії Parsons – близько 5000 год./рік), споживання електроенергії мережними та рециркуляційними насосами котелень, іншим обладнанням завжди перевищує 2 MВтeл вся вироблена електроенергія когенераційною установкою буде спожита котельнею.

Планується впровадити когенераційну установку контейнерного типу. Вона буде розташована поруч (зовні) з існуючою будівлею котельні.

Когенераційна установка буде обладнана системою утилізації тепла і всім необхідним допоміжним обладнанням для незалежної роботи (включаючи повну систему автоматизації та контролю, паливну систему, систему витяжки з власним димоходом, циркуляційні насоси централізованого теплопостачання, тощо).

Когенераційна установка буде приєднана безпосередньо до мережі 6 кВ Салтівської котельні. В цілому існують чотири 6 кВ вводи, відокремлені вимикачами та приєднані окремо до основної електромережі. Пікове електричне навантаження станції перевищує 6 MВт.

ІІІ. Технічні аспекти

Загальний коментар щодо інвестиційного компоненту 1 (для всіх варіантів):

6

В усіх запропонованих варіантах реконструкції котлів основний температурний режим для роботи розподільних мереж залишиться незмінним, комплексна заміна існуючих систем опалення та ГВП не є обов’язковою, запропоновані заходи з реконструкції мереж можуть бути сконцентровані на скороченні втрат тепла для підвищення ефективності системи.

Коментарі щодо варіанту 1A: Закриття котельні:

Закриття існуючих малих неефективних газових котелень та приєднання теплового навантаження до основної системи централізованого теплопостачання з технічної точки зору є найбільш життєздатним методом реконструкції у межах зон ТЕЦ-5 та ТЕЦ-3 завдяки таким аспектам:

• краще використання теплоенергії ТЕЦ (загальна вигода);• підвищення теплової щільності основної системи централізованого

теплопостачання у деяких зонах; • Підвищення операційної безпеки та надійності.

Звичайно, вибір об’єктів Варіанту 1 та життєздатність цього методу реконструкції дуже сильно залежить від того, наскільки розгалужена існуюча первинна мережа, тобто наскільки високими є витрати на приєднання до первинної мережі у порівнянні із реконструкцією котельні.

Приєднання вторинної теплорозподільної системи за допомогою нового «централізованого» пункту залежатиме від того, чи пропоновані інвестиції у варіанті 1A можуть або не можуть принести вигоди для стратегічного довгострокового інвестиційного плану. У варіанті 1A пропонується впровадити лише 2 об’єкти з незалежним приєднанням (через теплообмінники) зі сторони теплопостачання, а решту 27 об’єктів із змішувальним насосом або регульованим гідроелеватором. Природно, що у розмовах із експертами ХТМ було визнано, що залежне гідроелеваторне приєднання не є найбільш сприятливим рішенням для точного регулювання температури або для подальшого розвитку системи централізованого теплопостачання. Також було обговорено, що виходячи з пропонованого обсягу інвестицій, можна впровадити регульований гідроелеватор з електромагнітним клапаном, що постачається, наприклад, деякими українськими виробниками.

Для досягнення максимального ефекту при обмежених інвестиціях ХТМ хоче реконструювати стільки фізично застарілих котлів та ТРС, скільки це можливо. Залучені експерти визнають, що деякі застосовані технічні рішення при цьому не завжди відповідають найновішим існуючим технологіям.

Для системи з постійним потоком теплоносія у первинних мережах усі запропоновані приєднання є функціонуючими, за умови правильної експлуатації. При переході на змінний потік теплоносія експлуатація системи буде простішою при використанні змішувального насосу або при незалежному приєднанні, ніж при використанні гідроелеватора. У будь-якому випадку, запропоноване приєднання регульованого гідроелеватора також дозволяє працювати змінному потоку.

6

Загальна щільність теплового навантаження первинної мережі централізованого теплопостачання у зонах, де розташовані котли, включені до Варіанту 1 A, вважається економічно доцільною для роботи централізованого теплопостачання. Згідно зі звітом компанії Parsons лінійна щільність навантаження, розрахована з приєднаним навантаженням на довжину траншеї для відповідних котелень, варіюється від 3,1 Гкал/год./км (3,6 MВт/км) до 11,0 Гкал/год./км (12,8 MВт/км). Така лінійна щільність навантаження передбачає, що очікувані витрати на постачання теплоенергії будуть нижчі з системи централізованого теплопостачання і, таким чином, рекомендується приєднати навантаження до системи централізованого теплопостачання.

Також одним з основних факторів є операційна безпека. Зазвичай, ці малі газові котли знаходяться у підвалах житлових будинків, і приміщення котелень мають лише один вихід. Через існуючі технічні умови експлуатації котлів при використанні газу становить головну загрозу як для мешканців будинку, так і для операційного персоналу котельної.

На підставі викладеного вище, команда консультантів погоджується та підтримує обрану стратегію впровадження для варіанту 1A.

Коментарі щодо варіанту 1B, Комбінування навантаження котла:

Об’єднання двох малих окремих теплорозподільних систем (і у деяких випадках систем ГВП) та закриття більш малих, менш ефективних котелень вважається економічно доцільним рішенням для об’єктів, де відстань до основної мережі централізованого теплопостачання є дуже довгою для економічно доцільного приєднання до основної системи централізованого теплопостачання і де два блоки котелень знаходяться на прийнятній відстані один від одного. Варіант 1B вважається з технічної точки зору найбільш життєздатним методом реконструкції у зонах через такі аспекти:

• Удосконалення тривалості навантаження та операційних умов за допомогою більшого котельного блоку, менша частка експлуатації в умовах дуже низького навантаження, підвищення ефективності виробництва теплоенергії

Природно, що вибір Варіанту 1B передбачає, що потужність більшої котельні є достатньо високою для покриття обох навантажень без будь-яких основних заходів з реконструкції.

У варіанті 1B передбачається підключити усі 18 об’єктів за допомогою гідроелеваторного приєднання. Деякі коментарі для обраного методу приєднання також застосовуються тут, як і у Варіанті 1A за основним виключенням того, що малоймовірно, щоб об’єднана теплорозподільна система більшої котельні, що залишиться, буде переведена на змінний потік або приєднана до основної системи централізованого теплопостачання у найближчому майбутньому.

На підставі викладеного вище, команда консультантів погоджується та підтримує обрану стратегію впровадження для варіанту 1B.

Коментарі щодо варіанту 1C, Реконструкція котельні:

6

Заміна існуючого котла(ів) з використанням нових котлів рекомендується для об’єктів, де варіанти 1A або 1B не є можливими.

Як було зазначено вище, фактичний обсяг робіт значно варіюється від об’єкта до об’єкта. З технічної точки зору запропонована організація котельні є досить типовою у порівнянні з рішеннями, що використовуються у європейських країнах (таких, як Фінляндія). Лише запропонований метод контролю температури (напряму із контролем горілки) слід переглянути для тих об’єктів, де виробляється та розподіляється ГВП (регулювання температури зі змішаним управлінням циклом може бути більш прийнятним рішенням). Незалежно від майбутнього режиму експлуатації первинної системи централізованого теплопостачання, ці малі котельні скоріш за все залишаться такими, якими вони є зараз, тобто незалежними та працюючими відповідно до принципів постійного потоку у розподілі теплоенергії.

Запропонований принцип визначення резервної потужності відповідає українським рекомендаціям. У порівнянні з деякими іншими країнами, резервування потужності в Україні приблизно на 10 - 20 % нижче, але все ж знаходиться на прийнятному рівні.

На основі усього вищевикладеного, команда консультантів погоджується та підтримує обрану стратегію впровадження для варіанту 1A.

Поєднані коментарі щодо інвестиційних компонентів 2 і 3:

Заходи з реконструкції, де регулятори та інше допоміжне обладнання ТРС або індивідуальних/централізованих теплопунктів споживачів удосконалюються або переміщуються ближче до фактичного тепло споживання, завжди визначалися як найбільш економічно доцільний та економічно ефективний метод удосконалення ефективності системи централізованого теплопостачання.

Також інший добре визнаний факт підтримує інвестиційні компоненти 2 і 3. Загально визнано, що основна реконструкція старих систем централізованого теплопостачання, типових для східноєвропейських країн, таких як Україна, має завжди починатися зі споживачів для того, щоб зробити можливими інші операційні зміни в системі (наприклад, поступовий перехід до змінного потоку).

Повне закриття та реконструкція існуючих теплорозподільних станцій і відокремлення деяких обраних споживачів від існуючої розподільної системи вважається технічно доцільним методом реконструкції для більшості ТРС. Природно, що команда консультантів хотіла б порекомендувати загальне закриття більшості існуючих ТРС, але через фінансові обмеження у програмі пріоритетних інвестицій пропонований підхід також вважається технічно доцільним.

Більшість технічних коментарів, згаданих у варіанті 1A також застосовуються тут для реконструкцій ТРС та побудови нових індивідуальних теплопунктів, оскільки запропонований обсяг робіт є дуже схожим. У реконструйованих ТРС приєднання до первинної мережі системи централізованого теплопостачання буде здійснюватися за допомогою змішувального насосу, що повністю сприяє подальшому розвитку системи централізованого теплопостачання. У нових індивідуальних теплопунктах використовуються як регульовані гідроелеваторні

6

приєднання, так і приєднання за допомогою змішувального насосу, таким чином ситуація та коментарі, аналогічні до варіанту 1A.

Єдине основне технічне/економічне погіршення може статися, якщо умови потоку в існуючій розподільній системі (опалення та ГВП) радикально зміняться через відокремлення деяких будівель, тобто якщо водний потік у системі значно скоротиться, що призведе до збільшення втрат тепла. Для того, щоб цього не допустити, більшість відокремлених будівель у кожній ТРС мають бути розташовані уздовж однієї і тієї самої гілки теплорозподільної системи і ця гілка має бути повністю закритою. За словами експертів ХТМ саме таким чином робився вибір будівель для відокремлення.

На основі усього вищевикладеного, команда консультантів погоджується та підтримує обрану стратегію впровадження для інвестиційних компонентів 2 та 3.

Коментарі щодо інвестиційного компоненту 4:

З технічної точки зору спорудження міні-ТЕЦ з газовою турбіною є життєздатним рішенням для скорочення витрат на закупівлю електроенергії та підвищення загальної ефективності виробництва теплоенергії.

Операційна надійність ТЕЦ дуже сильно залежить від того, як компоненти турбіни будуть організовані. Таким чином, консультант настійно рекомендує укладання контракту на повне технічне обслуговування із виробником двигуна для забезпечення оптимальної роботи та максимального терміну експлуатації для ТЕЦ.

Контракт на повне технічне обслуговування охоплює всі роботи з технічного обслуговування (планові і позапланові) та всі запасні частини для менших (планових) робіт з технічного обслуговування і для капітальних ремонтів (зазвичай, до 30 000 - 50 000 годин роботи).

ІІІ.1 Потенціал економії витрат на паливо, електроенергію та воду

Слід підкреслити, що єдиними реальними та оцінюваними витратами на матеріали на сьогоднішній день є споживання газу, електроенергії та води малими газовими котельнями. Через той факт, що більшість малих котелень та ТРС не обладнані лічильниками теплоенергії, наявні дані про теплоспоживання в основному базуються на розрахункових цифрах (нормативне споживання). Таким чином, представлені ключові цифри на основні матеріали та відповідний потенціал економії внаслідок впровадження програми пріоритетних інвестицій базуються на оцінках, виконаних консультантом.

Витрати на матеріали (газ, вода, електроенергія, купівля теплоенергії ТЕЦ), що використовувалися в розрахунках потенціалу економії, детально обговорюються у главі 5.2 Фінансова модель та прогнози для компанії. У розрахунках потенціалу економії припускалося, що вартість газу, використовуваного у малих газових котлах та когенераційним блоком міні-ТЕЦ відповідає середньому (95% побутових, 5% комерційних) існуючому тарифу ХТМ на газ (342,97 Грн./1000м3).

Треба зазначити, що у цьому розрахунку потенціалу економії усі використані рівні витрат відповідають 2006 року. Ці результати використовуються лише для

6

визначення пріоритетів пропонованих інвестиційних компонентів та варіантів. У фінансовому аналізі (глава 5) природно застосовується абсолютна економія матеріалів завдяки впровадженню запропонованої програми пріоритетних інвестицій та відповідні рівні річних витрат (згідно з сценаріями витрат).

Малі газові котельні

На основі специфічної інформації про об’єкти (наданої ХТМ), консультанти підготували оцінку потенціалу заощадження витрат, що досягається завдяки впровадженню запропонованих інвестиційних заходів для малих газових котелень (Інвестиційний компонент 1, варіанти1A, 1B та 1C).

Ключові показники, використані для розрахунку існуючих змінних витрат (розхідні матеріали) малих котелень (в середньому) такі:

• Річна ефективність генерації теплоенергії

o варіант 1A 82,0%o варіант 1B 79,8%o варіант 1C 83,2%

• споживання електроенергії

o варіанти 1A та 1B 17,5 кВт-год/Гкалo варіант 1C 25 кВт-год/Гкал

• споживання води (власні потреби, не включаючи ГВП)

o варіанти 1A та 1B 0,27 м3/ Гкалo варіант 1C 0,36 м3/ Гкал

Передбачається, що викладені вище показники покращаться завдяки запропонованій програмі пріоритетних інвестицій. Потенціал енергозбереження визначено таким чином:

Taблиця 3. Потенціал енергозбереження для малих газових котелень

Потенціал енергозбереження у порівнянні з існуючою ситуацією

завдяки програмі пріоритетних інвестицій (%)

Ключові показники

Річна ефективність генерації

теплоенергії, вкл. втрати тепла при

передачі (%)

споживання електроенергії

(%)

споживання води (%)

Варіант 1A у зоні ТЕЦ-5

85* 70 20

6

Варіант 1A у зоні ТЕЦ-3

83* 70 20

Варіант 1B 86** 10 10

Варіант 1C (повна реконструкція)

90 *** 20 20

Варіант 1C (часткова реконструкція)

88 *** 10 10

Примітки:

*) У варіанті 1A тепло закуповується на ТЕЦ. Ефективність «виробництва» ТЕЦ становить 100 %

**) У варіанті 1B ефективність генерації тепла поєднує ефективність котлів більшої котельні, що залишається, та збільшені втрати при розподілі тепла

***) У варіанті 1C враховано, що одночасно з підвищенням ефективності генерації тепла скоротяться обсяги щорічної генерації тепла (споживання газу) додатково на 3 % завдяки удосконаленню та більш точному регулюванню горіння.

Реконструкція ТРС

ХТМ не мали у наявності подібної інформації для конкретних об’єктів ТРС, включених до пропонованої програми пріоритетних інвестицій. На основі інформації щодо котелень, консультант провів оцінку існуючих ключових показників для основних розхідних матеріалів ТРС (в середньому):

• термін використання пікового навантаження (лише опалення) 1800 год./рік• споживання ГВП/ опалення *) 40 %• термін повного використання пікового навантаження **) 2520 год./рік• споживання електроенергії 5 кВт-год/Гкал• споживання води ***) 0,2 м3/ Гкал

Передбачається, що наведені вище цифри покращаться завдяки запропонованій програмі пріоритетних інвестицій. Потенціал економії визначається таким чином:

Для реконструйованих ТРС у варіанті 2A:

• термін використання пікового навантаження (лише опалення) 1700 год./рік• споживання ГВП/ опалення *) 30 %• термін повного використання пікового навантаження **) 2210 год./рік• економія споживання електроенергії 10 %• економія споживання води ***) 10 %

Для відокремлених індивідуальних/централізованих теплопунктів у варіанті 2B та 3B:

• термін використання пікового навантаження (лише опалення) 1650 год./рік• споживання ГВП/ опалення *) 30 %• термін повного використання пікового навантаження **) 2120 год./рік

6

• економія споживання електроенергії 20 %• економія споживання води ***) 30 %

Примітки:

* скорочення споживання ГВП викликане в основному якісним обліком** термін повного використання пікового навантаження поєднує

споживання тепла та ГВП (на тепловому навантаженні) *** споживання води для власних потреб (витоки), не включаючи ГВП

Впровадження газопоршневої когенераційної установки (створення міні-ТЕЦ)

Загальна продуктивність, виробництво тепло- та електроенергії та витрати на експлуатацію і технічне обслуговування для пропонованої когенераційної установки базуються на таких ключових показниках:

Загальна продуктивність:

• загальна ефективність (чиста) 86,00 %• ефективність виробництва електроенергії (чиста)*) 39,00 %• ефективність виробництва теплоенергії 47,00 %• термін використання пікового навантаження **) 5000 год./рік• Доступність*** 95,00 %

Експлуатація та технічне обслуговування:

• Постійні витрати міні-ТЕЦ **** 1,20 % від річних інвестицій

• Операційні витрати***** 80 000 грн./ рік• Витрати на технічне обслуговування ****** 92

Грн./МВт-годел.

Примітки:

* Вилучені втрати при генерації та власне споживання ** Когенераційний блок буде в експлуатації, коли буде в експлуатації

Салтівська котельня (на основі звіту Parsons)*** Доступність поза межами запланованих робіт з технічного обслуговування **** Постійні витрати включають страхування та інші незмінні витрати

***** Передбачається, що міні-ТЕЦ буде експлуатуватися групою з 5 нових операторів (1 оператор/ 8-годинна зміна). Якщо необхідно, існуючий операційний персонал Салтівської котельні надасть допомогу для експлуатації міні-ТЕЦ.

****** Витрати на технічне обслуговування базуються на контракті на повне технічне обслуговування, що надається постачальником когенератора (включаючи всі необхідні запчастини).

6

ІІІ.2 Потенціал економії витрат на експлуатацію та технічне обслуговування

Середні витрати на експлуатацію та технічне обслуговування для малих газових котелень та теплопунктів (ТРС та індивідуальних) складаються з:

• витрат на персонал (оплата праці операційного та технічного обслуговуючого персоналу)

• матеріальних витрат (запчастини та інші матеріали)

Через нестачу наявної інформації консультант припускав, що приблизно 2/3 середніх витрат на експлуатацію та технічне обслуговування - це витрати на персонал, а решта 1/3 – матеріальні витрати. Ця пропорція залишатиметься незмінною після впровадження пріоритетних інвестиційних заходів, зменшаться лише середні витрати згідно з наведеною нижче оцінкою.

Малі газові котельні

На сьогоднішній день типовий склад експлуатаційно-обслуговуючої команди, що відповідає за малі газові котли, такий:

Експлуатаційна команда:

• 4 оператори (зазвичай, відповідають за один об’єкт, працюючи змінами по 12 годин)

Команда з технічного обслуговування :

• 1 електрик (відповідає в середньому за 5 об’єктів котелень);• 1 обслуговуюча особа (відповідає в середньому за 6-7 об’єктів котелень);• 1 спеціаліст з газу (відповідає в середньому за 5 об’єктів котелень);• 1 спеціаліст по котлах (відповідає в середньому за 5 об’єктів котелень).

Передбачається, що існуючі одиничні показники витрат на експлуатацію та технічне обслуговування скоротяться завдяки запропонованій програмі пріоритетних інвестицій. Консультант оцінив потенціал економії таким чином:

Таблиця . Потенціал економії витрат на експлуатацію та технічне обслуговування для варіантів 1A,1B,1C

Витрати на експлуатація та технічне обслуговування

Економія коштів у порівнянні з існуючою ситуацією завдяки програмі пріоритетних

інвестицій (%)

Варіант 1A 70

Варіант 1B 60

Варіант 1C (повна/часткова реконструкція)

50 / 40

Documents

пример схемы теплоснабжения г. харькова