close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

...положение в сфере производства, передачи

код для вставкиСкачать
Разработано
ООО «Удмуртские коммунальные системы» для
Муниципального Образования «Город Ижевск»
Схема теплоснабжения города Ижевска
Книга 2.
Существующее положение в сфере
производства, передачи и потребления
тепловой энергии для целей теплоснабжения
2119 П-13.02.00
Иваново, 2013
Утверждаю
_____________________________
_____________________________
_____________________________
«______»_______________2013 г.
Согласовано
Согласовано
_____________________________
_____________________________
_____________________________
_____________________________
_____________________________
_____________________________
«______»_______________2013 г.
«______»_______________2013 г.
Схема теплоснабжения города Ижевска
Книга 2
Существующее положение в сфере
производства, передачи и потребления
тепловой энергии для целей теплоснабжения
2119 П-13.02.00
ОАО «Ивэлектроналадка»
Заместитель генерального директора
__________________В.С. Крашенинников
2
Состав документов
№ п/п
Наименование документа
Шифр
1
Книга 1. Перспективный спрос на тепловую энергию (мощность) и
теплоноситель в установленных границах городского округа
2119 П-13.01.00
2
Приложение 1. Существующая застройка
2119 П-13.01.01
3
Приложение 2. Перспективная застройка с 2013 по 2027 гг.
2119 П-13.01.02
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Приложение 3. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска на районы
Приложение 4. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов)
Приложение 5. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2013 г.
Приложение 6. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2014 г.
Приложение 7. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2015 г.
Приложение 8. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2016 г.
Приложение 9. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2017 г.
Приложение 10. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2018-2022 гг.
Приложение 11. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2023-2027 гг.
Приложение 12. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов) и районов перспективного
развития в 2013-2027 гг.
Приложение 13. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов), в которых ожидается
перспективное развитие в 2013-2027 гг.
Книга 2. Существующее положение в сфере производства, передачи и
потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения
2119 П-13.01.03
2119 П-13.01.04
2119 П-13.01.05
2119 П-13.01.06
2119 П-13.01.07
2119 П-13.01.08
2119 П-13.01.09
2119 П-13.01.10
2119 П-13.01.11
2119 П-13.01.12
2119 П-13.01.13
2119 П-13.02.00
16
Приложение 1. Система теплоснабжения от Ижевской ТЭЦ-1
2119 П-13.02.01
17
Приложение 2. Система теплоснабжения от Ижевской ТЭЦ-2
2119 П-13.02.02
18
19
Приложение 3. Система теплоснабжения от котельной ДООО «ИРЗ –
энерго»
Приложение 4. Система теплоснабжения от котельной ЗАО «Ижевский
опытно - механический завод»
2119 П-13.02.03
2119 П-13.02.04
3
№ п/п
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
Наименование документа
Приложение 5. Система теплоснабжения от котельной МУП
«Горкоммунтеплосеть» Дружбы 2В
Приложение 6. Система теплоснабжения от котельной ОАО
«Буммашэнерго»
Приложение 7. Система теплоснабжения от котельной 13-ой улицы
ОАО «Ижмашэнерго»
Приложение 8. Система теплоснабжения от котельной Лесозавода
ОАО «Ижмашэнерго»
Приложение 9. Система теплоснабжения от котельной
ОАО
«Ижнефтемаш»
Приложение 10. Система теплоснабжения от котельной ОАО
«Редуктор»
Приложение 11. Система теплоснабжения от котельной
ООО «Мечел-энерго»
Приложение 12. Система теплоснабжения от котельной филиала «УПП
№ 821» ФГУП «ГУССТ № 8 при Спецстрое России»
Приложение 13. Система теплоснабжения от котельной ФГУП
«Ижевский механический завод»
Приложение 14. Система теплоснабжения от котельной ООО
«Автокотельная»
Приложение 15. Система теплоснабжения от малых котельных
г. Ижевск
Приложение 16. Графические материалы. Схема зон действия
источников тепловой энергии г. Ижевска с расчетными элементами
территориального деления
Приложение 17. Графические материалы. Место расположения и зона
действия Ижевской ТЭЦ-1 на схеме города
Приложение 18. Графические материалы. Место расположения и зона
действия Ижевской ТЭЦ-2 на схеме города
Приложение 19. Графические материалы. Радиусы теплоснабжения
Ижевской ТЭЦ-1 и Ижевской ТЭЦ-2 с зонами действия источников
тепловой энергии
г.
Ижевска и
расчетными элементами
территориального деления
Шифр
2119 П-13.02.05
2119 П-13.02.06
2119 П-13.02.07
2119 П-13.02.08
2119 П-13.02.09
2119 П-13.02.10
2119 П-13.02.11
2119 П-13.02.12
2119 П-13.02.13
2119 П-13.02.14
2119 П-13.02.15
2119 П-13.02.16
2119 П-13.02.17
2119 П-13.02.18
2119 П-13.02.19
35
Книга 3. Электронная модель системы теплоснабжения
2119 П-13.03.00
36
Приложение 1. Инструкция пользователя
2119 П-13.03.01
37
Приложение 2. Руководство оператора
2119 П-13.03.02
38
Приложение 3. Альбом характеристик тепловых сетей
2119 П-13.03.03
39
Приложение 4. Альбом тепловых камер и павильонов
2119 П-13.03.04
40
Приложение 5. Альбом насосных станций и ЦТП
2119 П-13.03.05
41
Приложение 6. Характеристики потребителей
2119 П-13.03.06
42
Приложение 7. Результаты калибровки
2119 П-13.03.07
43
44
45
Приложение 8. Графические материалы. Административное деление
г. Ижевска с указанием расчетных элементов территориального
деления (планировочных кварталов)
Приложение 9. Графические материалы. Схема зданий и сооружений
г. Ижевска
Приложение 10. Графические материалы. Схема зон действия
источников тепловой энергии г. Ижевска с расчетными элементами
территориального деления
2119 П-13.03.08
2119 П-13.03.09
2119 П-13.03.10
4
№ п/п
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
Наименование документа
Приложение 11. Графические материалы. Радиусы теплоснабжения
Ижевской ТЭЦ-1 и Ижевской ТЭЦ-2 с зонами действия источников
тепловой энергии
г.
Ижевска и
расчетными элементами
территориального деления
Приложение 12. Графические материалы. Схема магистральных
трубопроводов тепловых сетей г. Ижевска
Книга 4. Перспективные балансы тепловой мощности источников
тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей
Приложение 1. Результаты гидравлических расчетов системы
теплоснабжения г. Ижевск при обеспечении перспективной тепловой
нагрузки потребителей
Книга 5. Мастер-план разработки вариантов развития схемы
теплоснабжения
Приложение 1. Графические материалы. Административное деление г.
Ижевска с указанием расчетных элементов территориального деления
(кадастровых кварталов), районов перспективного развития в 20132027 г. и зон действия источников теплоснабжения
Приложение 2. Схема перспективных зон действия источников
тепловой энергии г. Ижевска на 2027 г. Вариант 1.
Приложение 3. Схема перспективных зон действия источников
тепловой энергии г. Ижевска на 2027 г. Вариант 2.
Книга 6. Предложения по строительству, реконструкции и
техническому перевооружению источников тепловой энергии
Книга 7. Предложения по строительству и реконструкции тепловых
сетей и сооружений на них
Приложение 1. Графические материалы. Схема предложений по
строительству и реконструкции тепловых сетей г. Ижевска
Книга
8.
Перспективные
балансы
производительности
водоподготовительных установок
Шифр
2119 П-13.03.11
2119 П-13.03.12
2119 П-13.04.00
2119 П-13.04.01
2119 П-13.05.00
2119 П-13.05.01
2119 П-13.05.02
2119 П-13.05.03
2119 П-13.06.00
2119 П-13.07.00
2119 П-13.07.01
2119 П-13.08.00
58
Книга 9. Перспективные топливные балансы
2119 П-13.09.00
59
Книга 10. Оценка надежности теплоснабжения
2119 П-13.10.00
60
61
62
Книга 11. Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и
техническое перевооружение
Книга 12. Обоснование предложений по определению единых
теплоснабжающих организаций
Приложение 1. Графические материалы. Схема зон деятельности
единых теплоснабжающих организаций в системах теплоснабжения г.
Ижевска
2119 П-13.11.00
2119 П-13.12.00
2119 П-13.12.01
63
Книга 13. Реестр проектов схемы теплоснабжения
2119 П-13.13.00
64
Книга 14. Утверждаемая часть схемы теплоснабжения 2012 – 2027 гг.
2119 П-13.14.00
5
Содержание
Общие положения.................................................................................................................. 10
1. Функциональная структура систем теплоснабжения ................................................. 11
1.1 Действующая система управления в сфере теплоснабжения ................................. 12
1.2 Описание структуры договорных отношений между теплоснабжающими и
теплосетевыми организациями ......................................................................................... 13
2. Источники тепловой энергии .......................................................................................... 17
2.1 Общая характеристика источников теплоснабжения .............................................. 17
2.1.1. Структура основного оборудования Ижевской ТЭЦ-1............................................ 18
2.1.2. Структура основного оборудования Ижевской ТЭЦ-2............................................ 19
2.1.3. Структура основного оборудования крупных котельных г. Ижевска................... 20
2.2. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования и теплофикационной установки ................................................................. 23
2.2.1. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования и теплофикационной установки Ижевской ТЭЦ-1 .................................... 23
2.2.2. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования и теплофикационной установки Ижевской ТЭЦ-2 .................................... 24
2.3.1. Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой
мощности Ижевской ТЭЦ-1 .................................................................................................. 28
2.3.1.1. Ограничения на тепловую мощность отопительных и производственных
регулируемых отборов турбоагрегатов, связанные с особенностями выдачи
тепловой мощности на основные, пиковые подогреватели сетевой воды .................. 28
2.3.1.2. Ограничения на тепловую мощность встроенных конденсационных
пучков в режиме ухудшенного вакуума в период максимума тепловой нагрузки........... 29
2.3.1.3. Ограничения на тепловую мощность основных, пиковых подогревателей
сетевой воды и пиковых водогрейных котлоагрегатов, связанные с
особенностями циркуляции теплоносителя ..................................................................... 30
2.3.1.4. Ограничения, связанные с поставкой топлива в режиме максимума
тепловой нагрузки и сжиганием непроектных видов топлива ....................................... 30
2.3.1.5. Располагаемая тепловая мощность оборудования Ижевской ТЭЦ-1 ............... 30
2.3.2. Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой
мощности Ижевской ТЭЦ-2 .................................................................................................. 31
2.3.2.1. Ограничения на тепловую мощность теплофикационных и
производственных регулируемых отборов турбоагрегатов, связанные с
особенностями выдачи тепловой мощности на основные, пиковые
подогреватели сетевой воды ............................................................................................. 31
2.3.2.2. Ограничения на тепловую мощность основных, пиковых подогревателей
сетевой воды и пиковых водогрейных котлоагрегатов, связанные с
особенностями циркуляции теплоносителя ..................................................................... 33
2.3.2.3. Ограничения, связанные с поставкой топлива в режиме максимума
тепловой нагрузки и сжиганием непроектных видов топлива ....................................... 34
2.3.2.4. Ограничения на тепловую мощность встроенных конденсационных
пучков в режиме ухудшенного вакуума в период максимума тепловой нагрузки........... 35
2.3.2.5. Располагаемая тепловая мощность оборудования Ижевской ТЭЦ-2 ................ 35
2.3.3. Располагаемая тепловая мощность крупных котельных г. Ижевск .................... 36
6
2.4 Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на
собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто ...... 38
2.4.1. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на
собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
Ижевской ТЭЦ-1 ..................................................................................................................... 38
2.4.2. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на
собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
Ижевской ТЭЦ-2 ..................................................................................................................... 39
2.4.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на
собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
крупных котельных г. Ижевска ............................................................................................ 43
2.5 Среднегодовая загрузка оборудования ......................................................................... 45
2.5.1. Среднегодовая загрузка оборудования Ижевской ТЭЦ-1 ........................................ 45
2.5.2. Среднегодовая загрузка оборудования Ижевской ТЭЦ-2 ........................................ 48
2.5.3. Среднегодовая загрузка крупных котельных г. Ижевска........................................ 53
2.6. Схемы выдачи тепловой мощности, структура теплофикационных
установок источников тепловой энергии ......................................................................... 54
2.6.1. Схемы выдачи тепловой мощности, структура теплофикационных
установок Ижевской ТЭЦ-1 .................................................................................................. 54
2.6.2. Схемы выдачи тепловой мощности, структура теплофикационных
установок Ижевской ТЭЦ-2 .................................................................................................. 54
3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты.............................................. 56
3.1 Описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой
энергии, от магистральных выводов до центральных тепловых пунктов (если
таковые имеются) или до ввода в жилой квартал или промышленный объект ........... 56
3.2 Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии,
отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке
приборов учета тепловой энергии и теплоносителя...................................................... 57
4. Зоны действия источников тепловой энергии ............................................................. 59
4.1 Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех
системах теплоснабжения на территории городского округа, включая перечень
котельных, находящихся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения
источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии ........... 59
5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей
тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии.............................. 62
5.1 Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха по
видам теплопотребления .................................................................................................... 62
5.2 Случаи (условия) применения отопления жилых помещений в
многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных
источников тепловой энергии ............................................................................................ 62
5.3 Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления за отопительный период и за год в целом по видам
теплопотребления ............................................................................................................... 62
5.4 Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах
наружного воздуха в зонах действия источника тепловой энергии по видам
теплопотребления ............................................................................................................... 62
7
5.5 Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения
на отопление и горячее водоснабжение............................................................................. 65
6. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия
источников тепловой энергии ............................................................................................ 68
6.1. Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой
мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и
присоединенной тепловой нагрузки в зоне действия Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и
котельных .............................................................................................................................. 68
6.2. Гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от
источников тепловой энергии до самого удаленного потребителя и
характеризующих существующие возможности (резервы и дефициты по
пропускной способности) передачи тепловой энергии в зоне действия Ижевских
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных ................................................................................................... 70
6.3. Причины возникновения дефицитов тепловой мощности и последствий
влияния дефицитов на качество теплоснабжения в зонах действия Ижевских
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных ................................................................................................... 70
6.4. Резервы тепловой мощности нетто источников тепловой энергии и
возможности расширения технологической зоны действия источников с
резервом тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой
мощности в зонах действия Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных ................................ 70
7. Балансы теплоносителя ................................................................................................. 71
7.1 Утвержденные балансы производительности водоподготовительных
установок теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления
теплоносителя в теплоиспользующих установках потребителей в
перспективных зонах действия систем теплоснабжения от Ижевских ТЭЦ-1,
ТЭЦ-2 и котельных, в том числе работающих на единую тепловую сеть .................. 71
8. Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения
топливом ............................................................................................................................... 73
8.1. Топливные балансы от Ижевской ТЭЦ-1 и система обеспечения топливом.......... 73
8.2. Топливные балансы от Ижевской ТЭЦ-2 и система обеспечения топливом.......... 74
8.3. Топливные балансы котельных и систем обеспечения топливом .......................... 74
9. Надежность теплоснабжения ......................................................................................... 76
10. Технико-экономические показатели работы источников теплоснабжения ........... 77
10.1. Описание результатов хозяйственной деятельности Ижевской ТЭЦ-1 в
соответствии с требованиями, установленными Правительством Российской
Федерации в «Стандартах раскрытия информации теплоснабжающими
организациями» ..................................................................................................................... 77
10.1.1. Общие положения ...................................................................................................... 77
10.1.2. Оценка полноты раскрытия информации Ижевской ТЭЦ-1 ................................. 79
Информация о ЗАО «Ижевская ТЭЦ-1», в частности о себестоимости
производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду
деятельности, в отчетности ОАО «ТГК-5» отдельно не раскрывается. В связи
с этим, данные, приведенные в подразделах 10.2., 10.3. и Разделе 11 получены
расчетным методом. ........................................................................................................... 81
10.2. Технико-экономические показатели работы Ижевской ТЭЦ-1 ............................... 82
10.3. Сравнительный анализ производственных расходов товарного отпуска
тепловой энергии от Ижевской ТЭЦ-1 ............................................................................... 83
8
10.4. Инвестиционные проекты, реализуемые ОАО «ТГК-5» на Ижевской ТЭЦ-1 ........ 89
10.5. Технико-экономические показатели работы Ижевской ТЭЦ-2 ............................... 90
10.6. Сравнительный анализ производственных расходов товарного отпуска
тепловой энергии Ижевской ТЭЦ-2 г. Ижевск .................................................................... 90
11. Тарифы на тепловую энергию....................................................................................... 97
11.1. Общие положения......................................................................................................... 97
11.2. Анализ динамики утвержденных тарифов................................................................ 99
11.3. Структура тарифа ................................................................................................... 105
11.3.1. Общие положения .................................................................................................... 105
11.3.2. Структура тарифа для тепловой энергии, вырабатываемой Ижевской
ТЭЦ-1 .................................................................................................................................... 106
11.4. Плата за подключение к тепловым сетям ............................................................. 106
11.5. Плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, .................... 106
в том числе для социально значимых категорий потребителей ................................. 106
12. Описание существующих технических и технологических проблем в
системах теплоснабжения поселения, городского округа ............................................ 107
12.1 Описание существующих проблем организации качественного
теплоснабжения (перечень причин, приводящих к снижению качества
теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих установок
потребителей).................................................................................................................... 107
12.2 Итоги анализа существующих проблем организации надежного и
безопасного теплоснабжения поселения (перечень причин, приводящих к
снижению надежного теплоснабжения, включая проблемы в работе
теплопотребляющих установок потребителей) .......................................................... 113
12.3 Описание существующих проблем развития систем теплоснабжения .............. 116
12.4 Анализ предписаний надзорных органов об устранении нарушений,
влияющих на безопасность и надежность системы теплоснабжения ........................ 117
9
Общие положения
Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения разработано в соответствии с подпунктом а) п.
18 и п. 19 Требований к схемам теплоснабжения.
Целью разработки материалов в отношении существующего положения в сфере
производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения
является определение базовых (на момент разработки схемы теплоснабжения) значений целевых показателей эффективности систем теплоснабжения.
За отчетный период в разрабатываемой Схеме теплоснабжения принято существующее состояние на 01.01.2012 г.
10
1. Функциональная структура систем теплоснабжения
Теплоснабжение потребителей г. Ижевска осуществляется от следующих групп
энергоисточников:
- источник комбинированной выработки теплоты и электрической энергии филиал
ОАО «ТГК-5» Удмуртский- Ижевская ТЭЦ-1,
- источник комбинированной выработки теплоты и электрической энергии филиал
ОАО «ТГК-5» Удмуртский- Ижевская ТЭЦ-2,
- промышленные и ведомственные котельные, осуществляющие теплоснабжение
как собственных потребителей, так и потребителей жилищно-коммунального сектора.
Кроме того, достаточно велика доля потребителей, имеющих индивидуальное отопление.
Соотношение нагрузок потребителей по районам города г. Ижевска на 2012 г., получающих тепловую энергию от различных энергоисточников, в Таблице 1.1 и на Рис.
1.1.
Таблица 1.1
Районы г. Ижевск
Подключенная расчетная
тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
Подключенная расчетная тепловая нагрузка потребителей, %
Индустриальный
247,916
15,5
Ленинский
215,557
13,5
Октябрьский
543,737
33,9
Первомайский
266,215
16,6
Устиновский
329,192
20,5
Итого
1602,617
100,0
Рис. 1.1 Расчетная тепловая нагрузка с разделением по районам
11
1.1 Действующая система управления в сфере теплоснабжения
Управление и оперативное ведение режимов работы системы теплоснабжения г.
Ижевска осуществляется диспетчерским центром Ижевских тепловых сетей (ООО
«УКС») Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5». Центральная диспетчерская служба ООО
«УКС» состоит из оперативной группы (5 диспетчеров, 5 операторов) и группы режимов
(начальник группы режимов, ведущий инженер, инженер). Руководство ЦДС осуществляет – начальник ЦДС и заместитель начальника ЦДС. В подрядных организациях, обслуживающих по договорам с ООО «УКС» квартальные сети и ЦТП, для взаимодействия
с ЦДС – есть дежурные на телефоне.
В смене ЦДС работают – 1 диспетчер и 1 оператор (в помощь диспетчеру, без права отдачи самостоятельных оперативных указаний). Связь между сменами и текущий
контроль работы смен осуществляет – зам. начальника ЦДС. В оперативном управлении
диспетчера ЦДС УКС находятся магистральные трубопроводы, ТНС. В оперативном ведении диспетчера ЦДС находятся – квартальные сети, ЦТП, оборудование ТЭЦ, работающее на тепловую сеть, СДТУ, фидеры, питающие оборудование ТС и базу.
ЦДС ООО «УКС» в работе использует систему телемеханики Decont (отражаются
параметры по ТНС №№1,3,5,6,7,8,11,14,15,16, по Павильонам №№ 1, 28, отражаются
параметры по 58 ЦТП) – с частотой обновления 1раз/10сек. Кроме того, выведены параметры работы ТЭЦ с частотой обновления 1раз/2сек. Имеется компьютерная система
записи переговоров Phantom. Оперативные переговоры по корпоративной сотовой связи.
12
1.2 Описание структуры договорных отношений между
теплоснабжающими и теплосетевыми организациями
Перечень потребителей, получающих тепловую энергию от источников теплоты
г. Ижевска по договорам теплоснабжения, представлен в Таблице 1.2.1
Таблица 1.2.1
Принадлежность
теплосетевой
организации
Теплоснабжающая
организация
Принадлежность
источника теплоснабжения
Теплосетевая
организация
Ижевская ТЭЦ-1
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
Ижевская ТЭЦ-2
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
Котельная ДООО
«ИРЗ – Энерго»
ОАО «ИРЗ»
ДООО «ИРЗ – энерго»
ОАО «ИРЗ»
ЗАО «ИОМЗ»
ЗАО «ИОМЗ»
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
МУП «ГКТС»
МУП «ГКТС»
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
ООО «Ижмашэнерго»
ООО «Ижмашэнерго»
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
Котельная ЗАО
«ИОМЗ»
ЗАО «ИОМЗ»
Котельная МУП «ГКТС»
Дружбы 2В
МУП «ГКТС»
Котельная ОАО «Буммашэнерго»
ОАО «Ижметмаш»
Котельная 13-ой улицы
ООО «Ижмашэнерго»
ОАО «Ижмашэнерго»
Котельная Лесозавода
ООО «Ижмашэнерго»
ООО «Ижмашэнерго»
ООО «УКС»
Котельная ОАО «Ижнефтемаш»
Котельная ОАО «Редуктор»
Котельная
ООО«МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
Котельная ОАО «Ижнефтемаш»
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
ОАО «Редуктор»
ОАО «Редуктор»
ОАО «Редуктор»
ООО «МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
ООО «МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
ООО «МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
ФГУП «ГУССТ № 8 при
ССР»
ФГУП «ГУССТ № 8 при
ССР»
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
ООО «УКС»
Филиал ОАО «ТГК-5»
Удмуртский
Котельная филиала
«УПП № 821» ФГУП
«ГУССТ № 8 при ССР»
ФГУП «ГУССТ № 8 при
ССР»
Котельная ФГУП
«ИМЗ»
ГК «Ростехнологии»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Прочие котельные
г. Ижевска
Прочие собственники
ООО "Автокотельная"
ОАО "ИжАвто"
ООО «УКС»
Прочие
Прочие
13
Перечень теплосетевых организаций и потребителей, получающих тепловую энергию от источников теплоты г. Ижевска по договорам теплоснабжения, с указанием величины подключенной нагрузки, представлен в Таблице 1.2.2.
Таблица 1.2.2
Наименование
потребителя
Подключенная тепловая нагрузка в
паре и сетевой
воде
пар – т/ч,
сет. вода – Гкал/ч
150/70 С
ООО «УКС»
389,9
Сетевая вода
150/70 оС
ООО «УКС»
764,6
Котельная ДООО
«ИРЗ – энерго»
Сетевая вода
150/70 С
Котельная ЗАО «ИОМЗ»
Сетевая вода
Источник теплоснабжения
Теплоноситель
Параметры
теплоносителя
Ижевская ТЭЦ-1
Сетевая вода
Ижевская ТЭЦ-2
ОАО «ИРЗ»
о
ГИБДД МВД УР
105/70,
95/70
Информация не
предоставлена
ЗАО «ИОМЗ»
11,7
ООО «УКС»
ООО «УКС»
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы 2В
Сетевая вода
Котельная
ОАО «Буммашэнерго»
Сетевая вода
Котельная 13-ой улицы
о
95/70 оС
13,9
МУП «ГКТС»
Сетевая вода
150/70 оС
о
150/70 С
ООО «УКС»
ООО «Ижмашэнерго»
122,8
314,3
ООО «УКС»
Котельная Лесозавода
Сетевая вода
о
150/70 С
ООО «Ижмашэнерго»
70,38
ООО «УКС»
Котельная
ОАО «Ижнефтемаш»
Котельная ОАО «Редуктор»
Котельная ООО«МЕЧЕЛ
– ЭНЕРГО»
о
Сетевая вода
95/70 С
ООО «УКС»
59,9
Сетевая вода
115/70 оС
ОАО «Редуктор»
21,3
Сетевая вода
115/70 оС
Котельная филиала
«УПП № 821» ФГУП
«ГУССТ № 8 при ССР»
Сетевая вода
130/70 оС
ООО «МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
ФГУП «ГУССТ № 8
при ССР»
Котельная ФГУП «ИМЗ»
Сетевая вода
62,0
62,4
ООО «УКС»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Сетевая вода
Прочие котельные
г. Ижевска
Сетевая вода
о
150/70 С
о
150/70 С
ООО «УКС»
ООО "Автокотельная"
76,9
41,1
ООО «УКС»
Итого в сетевой воде
-
-
109,29
2107,3
14
Соотношение тепловой нагрузки в сетевой воде потребителей г. Ижевска, подключенных к теплосетям, эксплуатируемым различными теплосетевыми организациями г.
Ижевска, представлено на Рис. 1.2.1.
Соотношение тепловой нагрузки в сетевой воде потребителей г.
Ижевска, подключенных к теплосетям, эксплуатируемым
различными теплосетевыми организациями г. Ижевска
Ижевская ТЭЦ-2
36%
Ижевская ТЭЦ-1
18%
Прочие котельные
г. Ижевска
ООО 5%
«Автокотельная»
2%
Котельная
ФГУП «ИМЗ»
4%
Котельная филиала
«УПП № 821» ФГУП
Котельная ЗАО
«ГУССТ № 8 при
«ИОМЗ»
ССР»
0%
3%
Котельная МУП
Котельная
«ГКТС» Дружбы 2В
ООО«МЕЧЕЛ –
1%
ЭНЕРГО» Котельная ОАО
Котельная
Котельная ОАО
Котельная 13-ой
Котельная ОАО
3%
«Редуктор»
«Ижнефтемаш» Лесозавода
улицы
«Буммашэнерго»
1%
3%
3%
15%
6%
Рис. 1.2.1 Соотношение тепловой нагрузки в сетевой воде потребителей г. Ижевска, подключенных
к теплосетям, эксплуатируемым различными теплосетевыми организациями г. Ижевска
Тепловая нагрузка потребителей, присоединенная к источникам теплоты
г. Ижевска и её структура в соответствии с выполненным анализом учета отпуска тепла
за отопительный период 2011 г., а также тепловая нагрузка в паре представлены в Таблице 1.2.3.
Таблица 1.2.3
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
ГВС
Вентиляция
(средненед)
Источник
теплоснабжения
Отопление
Ижевская ТЭЦ-1
295,34
48,65
45,91
389,9
Ижевская ТЭЦ-2
557,77
78,26
128,57
764,6
Котельная ДООО
«ИРЗ – энерго»
Информация не
предоставлена
Информация не
предоставлена
Информация не
предоставлена
Информация не
предоставлена
Котельная ЗАО «ИОМЗ»
7,92
-
3,78
11,7
12,17
-
1,73
13,9
101,86
-
20,94
122,8
Котельная 13-ой улицы
179,93
110,57
23,8
314,3
Котельная Лесозавода
48,51
14,10
7,77
70,38
Котельная
ОАО «Ижнефтемаш»
43,71
5,29
10,9
59,9
Котельная ОАО «Редуктор»
21,3
-
-
21,3
Котельная МУП «ГКТС»
Дружбы 2В
Котельная
ОАО «Буммашэнерго»
Суммарно
15
Источник
теплоснабжения
Котельная
ООО«МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
Котельная филиала
«УПП № 821» ФГУП «ГУССТ
№ 8 при ССР»
Котельная ФГУП «ИМЗ»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Прочие котельные
г. Ижевска
Итого
Отопление
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
ГВС
Вентиляция
(средненед)
Суммарно
62,0
-
-
62,0
33,6
-
28,8
62,4
68,28
-
8,62
76,9
30,47
2,90
7,73
41,1
103,23
0,22
5,84
109,29
1533,0
259,99
314,32
2107,29
Структура тепловой нагрузки в сетевой воде потребителей г. Ижевска, подключенной к источникам теплоты г. Ижевска, представлена на Рис. 1.2.2.
Рис. 1.2.2 Структура тепловой нагрузки в сетевой воде потребителей г. Ижевска,
подключенной к источникам теплоты г. Ижевска
16
2. Источники тепловой энергии
2.1 Общая характеристика источников теплоснабжения
В настоящее время в г. Ижевске сложились две независимые системы
централизованного теплоснабжения:
1) Система централизованного теплоснабжения ТГК-5, охватывающая практически
всю территорию нагорной части города, сформирована на базе крупнейших источников
тепла г. Ижевска – ТЭЦ-1 тепловой мощностью 556 Гкал/ч и ТЭЦ-2 тепловой мощностью
1474 Гкал/час, а также 2 крупных промышленных котельных ОАО «Буммаш» и ФГУП
«Ижевский механический завод».
2) Система централизованного теплоснабжения заречной части города (Ленинский
район) сформирована на базе двух крупных ведомственных котельных, принадлежащих
ОАО «Ижмашэнерго», расположенных по 13-й улице (основная площадка) и
ул. Лесозаводской 23.
Кроме того, в городе имеется ряд крупных промышленных (24 общей мощностью
2 471 Гкал/час) и муниципальных (32 общей мощностью 117 Гкал/час) котельных,
являющихся источником теплоснабжения не только собственной промплощадки и
соседних предприятий, но одновременно снабжающих теплом и прилегающие жилые
районы.
На централизованное теплоснабжение принимается вся жилая и общественная
застройка. Сохраняемая усадебная и новая коттеджная застройка централизованным
теплоснабжением не обеспечивается (имеет децентрализованное теплообеспечение от
локальных котельных или автономных теплогенераторов).
В настоящее время в г. Ижевске в эксплуатации 28 промышленных котельных,
суммарная производительность установленного оборудования этих котельных
составляет: в паре – 1040т/час; в горячей воде – 2471 Гкал/час.
Практически все из них, за исключением котельных АО «Стройкерамика», РОАО
«Удмуртгаз», ОАО «Удмуртгеофизика» и филиала ГУП «Удмуртлестоппром» имеют
значительную производительность, а 8 из них – тепловую мощность более 100 Гкал/час.
Двадцать семь промышленных котельных в качестве основного топлива
используют природный газ. В 14-ти котельных резервным топливом является мазут. В
котельной филиала ГУП «Удмуртлестоппром» в качестве топлива используется уголь.
В
Ижевске
находятся
32
муниципальные
котельные,
суммарной
производительностью котлов в паре – 87 т/час; в горячей воде – 117 Гкал/час.
В котельных, в основном, установлены котлы типа НР-18, Е-1, ДКВР, Энергия,
Универсал, Братск и другие. Тепловая мощность большинства котельных составляет от
0,3 до 2,6 Гкал/час. В значительной части котельных оборудование установлено в 60-70ые годы и к настоящему времени находятся в эксплуатации около 40 лет. В качестве
топлива в 21 котельной используется природный газ, в остальных – уголь.
Наиболее крупной муниципальной котельной г. Ижевска является котельная МУП
ГКТС по адресу: ул. Дружбы, 2в (Промрайон Южный). Тепловая мощность котельной
составляет 38,4 Гкал/час. В котельной в 1997 году было введено в эксплуатацию 4
паровых котла типа ДЕ-16-14 ГМ. В качестве основного топлива в котельной
используется газ, резервного – мазут.
17
2.1.1. Структура основного оборудования Ижевской ТЭЦ-1
Установленная тепловая мощность Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2012 – 556 Гкал/ч.
Мощность теплофикационных отборов – 110 Гкал/ч. Мощность противодавления – 66
Гкал/ч. Мощность производственных отборов – 180 Гкал/ч. Мощность ПВК – 200 Гкал/ч.
Установленная электрическая мощность на 01.01.2012 - 69 МВт.
Структура установленной тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-1 представлена на
Рис. 2.1.
110
200
66
180
Тепловая мощность теплофикационных отборов, Гкал/ч
Тепловая мощность противодавления, Гкал/ч
Тепловая мощность производственных отборов, Гкал/ч
Тепловая мощность пиковых водогрейных котлов, Гкал/ч
Рис. 2.1. Структура установленной тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2012
Состав установленного на Ижевской ТЭЦ-1 основного энергетического оборудования на 01.01.2012 приведен в Таблице 2.1.
Таблица 2.1
Основное энергетическое оборудование
Наименование
предприятия
Ижевская
ТЭЦ-1
Количество
котлов
Год
ввода
Количество
турбин
Год
ввода
ТГМ-160/44 ст. №5
1
1980
ПТ-12-35/10М ст. №1
1
1985
ТГМЕ-190 ст. №6
1
1998
Р-12-35/10М ст. №2
1
1971
БКЗ-75-39 ФБ ст. №7
1
1959
ПТ-12-35/10М ст. №3
1
1988
БКЗ-75-39 ФБ ст. №8
1
1959
ПТ-12-35/10М ст. №4
1
1989
БКЗ-75-39 ФБ ст. №9
1
1959
«Шкода» АПТ-9 ст. №6
1
1958
ТГ-130 ст. №10
1
1960
ПТ-12-35/10М ст. №7
1
1987
ПТВМ-50 ст. ВК-1
1
1963
-
-
-
ПТВМ-50 ст. ВК-2
1
1963
-
-
-
ПТВМ-100 ст. ВК-3
1
1976
-
-
-
Марка котла
Марка турбины
18
2.1.2. Структура основного оборудования Ижевской ТЭЦ-2
Установленная электрическая мощность на 01.01.2012 составляет 390 МВт, установленная тепловая мощность на 01.01.2012 составляет 1474 Гкал/ч. Мощность теплофикационного отбора – 545 Гкал/ч. Мощность производственного отбора – 29 Гкал/ч.
Мощность ПВК – 900 Гкал/ч.
Структура установленной тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-2 на 01.01.2012 представлена на Рис. 2.2.
545
900
29
Тепловая мощность теплофикационного отбора, Гкал/ч
Тепловая мощность производственного отбора, Гкал/ч
Тепловая мощность пиковых водогрейных котлов, Гкал/ч
Рис. 2.2. Структура установленной тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-2
На Ижевской ТЭЦ-2 установлено четыре паровых котла типа ТП-87-1 производительностью 420 т/ч, с жидким шлакоудалением, производства Таганрогского завода
«Красный котельщик». Котлы барабанные, с естественной циркуляцией, П-образной
компоновки. Основным проектным топливом для паровых котлов является кузнецкий
каменный уголь марки «СС» и «Т», природный газ. Основным топливом для водогрейных котлов является природный газ. Резервным топливом является для водогрейных
котлов и растопочным для паровых котлов служит мазут марки М-100.
Для покрытия пиковых теплофикационных нагрузок в период осенне-зимнего максимума установлено пять водогрейных котлов тепловой мощностью по 180 Гкал/ч каждый:
– ПТВМ-180 ст. № 1, 2;
– КВГМ-180 ст. № 3÷5.
На Ижевской ТЭЦ-2 эксплуатируется четыре теплофикационных турбоагрегата
трех типов:
– турбоагрегат ст. № 1 ПТ-60/75-130/13 производства Ленинградского металлического завода, номинальной мощностью 60 МВт, с конденсацией отработавшего пара и
двумя регулируемыми отборами пара – производственным и теплофикационным. Турбина представляет собой двухцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого и низкого давлений;
– турбоагрегат ст. № 2 Т-100/120-130-3 производства Уральского турбомоторного
завода, номинальной мощностью 100 МВт, с конденсацией отработавшего пара и двумя
регулируемыми отопительными отборами пара. Турбина представляет собой трехци19
линдровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и низкого
давлений;
– турбоагрегаты ст. №№ 3, 4 Т-110/120-130-4 производства Уральского турбомоторного завода, номинальной мощностью 110 МВт, с конденсацией отработавшего пара
и двумя регулируемыми отопительными отборами пара. Турбина представляет собой
трехцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и
низкого давлений.
2.1.3. Структура основного оборудования крупных котельных г. Ижевска
Основное оборудование, установленное в котельной, сроки ввода, установленная
мощность и присоединенная нагрузка котельной представлены в Таблице 2.2.
Таблица 2.2
Котельное оборудование
Источник
теплоснабжения
Котельная
ДООО
«ИРЗ – энерго»
Котельная
ЗАО «ИОМЗ»
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы 2В
Котельная ОАО
«Буммашэнерго»
Марка котла
Количество
Год ввода
котлов
ПТВМ-30М
1
1982
ПТВМ-30М
1
1986
ПТВМ-30М
1
1983
ДКВР 10/13
1
1966
ДКВР 10/13
1
1966
ДКВР 10/13
1
1966
ТВГ-8М
2
1980
ОПИ ЗМЗ
(Е-4-14-225)
1
1980
ДЕ-16-14ГМ
4
1995
ПТВМ-50
1
1962
ПТВМ-50
1
1963
ПТВМ-50
1
1964
ПТВМ-100
1
1967
ПТВМ-100
1
1975
ПТВМ-100
1
1976
ДКВР-10/13
1
1966
ДКВР-10/13
1
1964
ДКВР-10/13
1
1962
ДКВР-10/13
1
1961
ДКВР-20/13
1
1970
Установленная мощность котельной
по воде,
Гкал/ч
по пару,
т/ч
Вид
топлива
(Основное /
резервное.)
113,0
20,0 (13,0)
газ/мазут
11,9
0,0
газ
0,0
64,0
(41,6)
газ
450,0
85,0 (55,3)
газ/мазут
20
Установленная мощность котельной
Котельное оборудование
Источник
теплоснабжения
Котельная
13-ой улицы
Котельная
Лесозавода
Котельная
ОАО «Ижнефтемаш»
Котельная
ОАО «Редуктор»
Котельная
ООО«МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
Марка котла
Количество
Год ввода
котлов
ДЕ-25/14
1
1995
КВГМ-100-150
1
1981
КВГМ-100-150
1
1981
КВГМ-100-150
1
1982
КВГМ-100-150
1
1986
Е-50-14-ГМ
1
1990
Е-50-14-ГМ
1
1990
Е-50-14-ГМ
1
1982
ПТВМ-50
1
1970
ПТВМ-50
1
1970
ПТВМ-50
1
1980
ДЕ-16-14 ГМ
1
2001
ПТВМ-50
1
1993
ПТВМ-50
1
1974
ДЕ-16/14
1
1985
ДЕ-16/14
1
1985
ДЕ-16/14
1
1985
ДКВР-4/13
1
2001
ДКВР-10/13
1
1999
ДКВР-10/13
1
1995
ДКВР-10/13
1
1996
ДКВР-10/13
1
н/д
ПТВМ-100
1
1974
ПТВМ-100
1
1976
ПТВМ-100
1
1981
Вид
топлива
(Основное /
резервное.)
по воде,
Гкал/ч
по пару,
т/ч
400,0
150,0
(97,5)
газ/мазут
150,0
16,0 (10,4)
газ/мазут
100,0
48,0 (27,6)
газ/мазут
0,0
44,0 (28,6)
н/д
300,0
119,0
(86,6)
газ/мазут
21
Котельное оборудование
Источник
теплоснабжения
Котельная филиала «УПП № 821»
ФГУП «ГУССТ № 8
при ССР»
Котельная
ФГУП «ИМЗ»
Марка котла
Количество
Год ввода
котлов
ДЕ-25-14
1
1993
ДЕ-25-14
1
1994
ДЕ-25-14
1
1995
Стерлинг
2
1932
КВГМ-20
2
1984
ПТВМ-50
1
1966
ПТВМ-50
1
1971
ПТВМ-50
1
1968
КВГМ-100
1
1979
ДЕ-25-14
1
1998
ДЕ-25-14
1
2001
ДКВР-10/13ГМ
1
2002
ДКВР-20/13
1
1967
ГМ-50
1
1969
ГМ-50
1
1970
ГМ-50
1
1974
ГМ-50
1
1983
ПТМВ-50
1
1970
ПТМВ-50
1
1968
ПТМВ-100
1
1969
ПТМВ-100
1
1971
ПТМВ-100
1
1973
ПТМВ-100
1
1974
Установленная мощность котельной
по воде,
Гкал/ч
по пару,
т/ч
Вид
топлива
(Основное /
резервное.)
40,0
0,0
газ/мазут
250,0
80,0 (52,0)
газ/мазут
газ
Котельная
ООО «Автокотельная»»
500
200 (130)
газ/мазут
22
2.2. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования и теплофикационной установки
2.2.1. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования и теплофикационной установки Ижевской ТЭЦ-1
На ТЭЦ эксплуатируются теплофикационные турбоагрегаты трех типов:
– турбоагрегат ст. № 1, 3, 4, 7 типа ПТ-12-35/10М – одноцилиндровая паровая турбина производства ОАО «Калужский турбинный завод» номинальной электрической
мощностью 12 МВт с конденсацией отработавшего пара и двумя регулируемыми отборами пара – производственным и теплофикационным.
– турбоагрегат ст. № 2 типа Р-12-35/10М – одноцилиндровая паровая турбина производства ОАО «Калужский турбинный завод» номинальной электрической мощностью
12 МВт с противодавлением;
– турбоагрегат ст. № 6 типа «Шкода» АПТ-9 (Чехословакия) – двухцилиндровая паровая турбина номинальной электрической мощностью 9 МВт, с конденсацией отработавшего пара (ТА-5 выведен из эксплуатации с 01.01.2010).
Состав парка котельного оборудования на 01.01.2012 Ижевской ТЭЦ-1 приведен в
Таблице 2.3.
Таблица 2.3
Параметры острого пара
ст.
№
Тип
(марка) котла
Давление,
кгс/см2
40
Производительность, т/ч
Завод
изготовитель
Наработка с
начала эксплуатации,
ч
440
160
ТКЗ
138 058
Температура,
0
С
5
ТГМ-160/44
6
ТГМЕ-190
40
440
160
ТКЗ
81 692
7
БКЗ-75-39 ФБ
40
440
100
БКЗ
312 854
8
БКЗ-75-39 ФБ
40
440
100
БКЗ
304 159
9
БКЗ-75-39 ФБ
40
440
100
БКЗ
291 393
10
ТГ-130
40
440
130
ТКЗ
168 064
Состав парка турбинного оборудования на 01.01.2012 приведен в Таблице 2.4.
Таблица 2.4
ст.
№
Тип (марка)
турбины
Заводизготовитель
Установленная электрическая мощность,
МВт
Давление,
кгс/см2
Температура,
0
С
Наработка
с начала
эксплуатации,
ч
Параметры острого пара
1
ПТ-12-35/10М
КТЗ
12
35
435
181 102
2
Р-12-35/10М
КТЗ
12
35
435
257 128
3
ПТ-12-35/10М
КТЗ
12
35
435
147 923
4
ПТ-12-35/10М
КТЗ
12
35
435
143 191
6
«Шкода» АПТ-9
Чехосл.
9
35
435
338 065
7
ПТ-12-35/10М
КТЗ
12
35
435
140 499
На ТЭЦ эксплуатируются водогрейные котлы ПТВМ-50 и ПТВМ-100. Технические
характеристики водогрейных котлов приведены в Таблице 2.5.
23
Таблица 2.5
№
п/п
Наименование показателя
1
Установленная тепловая мощность
2
Вид сжигаемого топлива
ПТВМ-50
ПТВМ-100
Гкал/ч
50
100
–
газ, мазут
газ, мазут
т/ч
1 100
2 100
°С
104
104
°С
150
150
–
1964
1976
Номинальный расход сетевой воды через
котел
Номинальная температура сетевой воды
перед котлом
Температуры сетевой воды на выходе из
котла
3
4
5
6
Значение показателя
Единицы
измерения
Год ввода в эксплуатацию
2.2.2. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования и теплофикационной установки Ижевской ТЭЦ-2
В целях увеличения ресурса и надежности элементов котлов, работающих под
давлением, и главных паропроводов, на основании рекомендация завода-изготовителя,
в 2009 г. было принято решение об изменении параметров острого пара основного оборудования Ижевской ТЭЦ-2:
– снижения температуры пара на выходе из котлов до 550 оС;
– снижения температуры пара перед стопорными клапанами турбин до 545 оС;
– снижения давления пара перед стопорными клапанами турбин до 125 кгс/см2.
Технические характеристики паровых котлов и турбоагрегатов Ижевской ТЭЦ-2
приведены соответственно в Таблицах 2.6 и 2.7.
Таблица 2.6
Станционный
номер
Тип (марка)
котла
1
Параметры
перегретого пара
Паропроизводительность, т/ч
Дата ввода
в эксплуатацию
Вид топлива
Давление,
кгс/см²
Температура,
°С
ТП-87-1
140
550
420
30.12.1976
Газ / уголь
2
ТП-87-1
140
550
420
31.10.1977
Газ / уголь
3
ТП-87-1
140
550
420
31.12.1979
Газ / уголь
4
ТП-87-1
140
550
420
02.01.1982
Газ / уголь
Таблица 2.7
Значение показателя
№
п/п
Наименование показателя,
единицы измерения
ПТ-60/75130/13
ст. №1
Т-100/120130-3
ст. №2
Т-110/120130-4
ст. №3
Т-110/120130-4
ст. №4
1
Номинальная электрическая мощность, МВт
60
100
110
110
2
75
120
120
120
139
175
175
175
4
Максимальная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч, в том
числе, номинальная тепловая мощность отборов:
– производственного
86
–
–
–
5
– теплофикационного
53
175
175
175
3
24
Значение показателя
№
п/п
6
Наименование показателя,
единицы измерения
ПТ-60/75130/13
ст. №1
Т-100/120130-3
ст. №2
Т-110/120130-4
ст. №3
Т-110/120130-4
ст. №4
Расход свежего пара, т/ч:
6.1
– в конденсационном режиме
230
398
398
398
6.2
– максимальный расход
387
485
485
485
125
125
125
125
545
545
545
545
13
–
–
–
8 – 18
–
–
–
148
–
–
–
0,7 – 2,5
НТО: 0,5 –
2,0
ВТО: 0,6 –
2,5
НТО: 0,5 –
2,0
ВТО: 0,6 –
2,5
НТО: 0,5 –
2,0
ВТО: 0,6 –
2,5
100
340
340
340
50-КЦС-4
КГ-6200-1
КГ-6200-1
КГ-6200-1
Номинальные параметры свежего пара:
7
8
– давление, кгс/см²
о
– температура, С
Регулируемый производственный отбор:
9
– номинальное давление пара, кгс/см²
10
– диапазон изменения давления, кгс/см²
11
– номинальный расход пара, т/ч
Регулируемый теплофикационный отбор:
12
– номинальное давление пара, кгс/см²
13
– диапазон изменения давления, кгс/см²
14
– номинальный расход пара, т/ч
1.2
Конденсатор турбоагрегата:
15
– тип
16
– поверхность охлаждения, м²
3000
6200
6200
6200
17
– номинальный расход охлаждающей воды, м³/ч
8000
16000
16000
16000
18
Год ввода в эксплуатацию
1977
1977
1979
1982
25
2.2.3. Параметры установленной тепловой мощности
теплофикационного оборудования крупных котельных г. Ижевска
Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования
крупных котельных г. Ижевска представлены в Таблице 2.8.
Таблица 2.8
Установленная
мощность
Котельное оборудование
№
п/п
Источник
теплоснабжения
1
Котельная ОАО «Буммашэнерго»
2
Котельная
ФГУП «ИМЗ»
3
Котельная
ООО «МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
4
Котельная
13-ой улицы
5
Котельная
Лесозавода
Марка котла
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-20/13
ДЕ-25/14
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
КВГМ-100
ДКВР-20/13
ДЕ-25/14 ГМ
ДЕ-25/14 ГМ
ДКВР-10/13
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ПТВМ-100
Стерлинг
Стерлинг
ДЕ-25-14
ДЕ-25-14
ДЕ-25-14
КВГМ-100-150
КВГМ-100-150
КВГМ-100-150
КВГМ-100-150
Е-50-14-ГМ
Е-50-14-ГМ
Е-50-14-ГМ
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ДЕ-16-14 ГМ
Параметры теплоносителя на
выходе из котла
по воде, по пару,
т/ч
Давление,
Температура, Гкал/ч
2
кг/см
°С
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
13,0
13,0
13,0
13,0
13,0
12,5
16
16
16
16
13
14
14
13
16,0
16,0
16,0
13,0
13,0
13,0
13,0
13,0
16,0
16,0
16,0
16,0
11,5
13,0
11,5
8,5
10,0
8,0
14,0
130
130
130
150
150
150
187
190
250
190
190
255
150
150
150
150
194
197
197
194
115
115
115
330
330
330
330
330
150
150
150
150
250
260
209
115
150
150
194
50
50
50
100
100
100
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
50,0
100,0
0,0
0,0
0,0
0,0
100
100
100
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
100
100
100
100
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
50,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
10
10
10
10
20
25
0,0
0,0
0,0
0,0
20,0
25,0
25,0
10,0
0,0
0,0
0,0
22,0
22,0
25,0
25,0
25,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50
50,0
50,0
0,0
0,0
0,0
16,0
26
6
Котельная ОАО «Ижнефтемаш»
7
Котельная
ОАО «Редуктор»
8
Котельная филиала «УПП
№ 821» ФГУП «ГУССТ
№ 8 при ССР»
9
Котельная
ДООО
«ИРЗ – энерго»
10
Котельная
ЗАО «ИОМЗ»
11
Котельная МУП «ГКТС»
Дружбы 2В
12
Котельная
ООО «Автокотельная»
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ДЕ-16/14
ДЕ-16/14
ДЕ-16/14
ДКВР-4/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
16,0
16,0
14,0
14,0
14,0
13,0
13,0
13,0
13,0
13,0
130
130
197
197
197
190
190
190
190
190
50,0
50,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16,0
16,0
16,0
4,0
10,0
10,0
10,0
10,0
КВГМ-20
16,0
130
20,0
0,0
КВГМ-20
16,0
130
20,0
0,0
ПТВМ-30М
ПТВМ-30М
ПТВМ-30М
ДКВРВ-8-115
ДКВР-10-13-250
ДКВР 10/13
ТВГ-8М
7,9
6,8
6,6
6,0
9,0
12,0
5,2
137
93
150
115
220
190
107
35,0
35,0
35,0
8,0
0,0
0,0
4,7
0,0
0,0
0,0
0,0
10,0
10,0
0,0
ТВГ-8М
ОПИ ЗМЗ
(Е-4-14-225)
ДЕ-16-14ГМ
ДЕ-16-14ГМ
ДЕ-16-14ГМ
ДЕ-16-14ГМ
ГМ-50
ГМ-50
ГМ-50
ГМ-50
ПТМВ-50
ПТМВ-50
ПТМВ-100
ПТМВ-100
ПТМВ-100
ПТМВ-100
5,2
109
4,7
0,0
5,1
115
2,5
0,0
14,0
14,0
14,0
14,0
10,0
11,5
11,0
11,5
11,5
12,0
11,5
12,0
11,0
11,0
197
197
197
197
184
184
184
184
140
141
140
138
139
136
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
100,0
100,0
100,0,
100,0
16,0
16,0
16,0
16,0
50,0
50,0
50,0
50,0
-
27
2.3. Ограничения тепловой мощности
и параметры располагаемой тепловой мощности
2.3.1. Ограничения тепловой мощности
и параметры располагаемой тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-1
2.3.1.1. Ограничения на тепловую мощность отопительных и производственных
регулируемых отборов турбоагрегатов, связанные с особенностями выдачи
тепловой мощности на основные, пиковые подогреватели сетевой воды
Установленная тепловая мощность основных подогревателей сетевой воды:

городской бойлерной (БО-2, 3, 4, 5) составляет 90,0 Гкал/ч (БО-2, 3 –
по 20 Гкал/ч, БО-3, 4 – по 25 Гкал/ч);

заводской бойлерной (ПГВ-1, 2) – по 10 Гкал/ч.
Суммарная установленная мощность основных подогревателей сетевой воды – 110
Гкал/ч.
Греющий пар на БО-2, 3, 4, 5 и ПГВ-1, 2 подается из коллектора собственных нужд
(КСН) 1,2÷2,5 кгс/см2. Суммарная мощность теплофикационных отборов турбоагрегатов
ст. №№ 1, 3, 4, 6, 7 и противодавления турбоагрегата ст. № 2, работающих на КСН
1,2÷2,5 кгс/см2, составляет 154 Гкал/ч (отглушен теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 6 – 22 Гкал/ч).
Таким образом, отпуск тепловой энергии от основных бойлеров (БО-2, 3, 4, 5) и подогревателей горячей воды (ПГВ-1, 2) не может осуществляться в полном объеме. Недостаток теплообменного оборудования основных бойлеров – 44 Гкал/ч.
Установленная тепловая мощность пиковых подогревателей сетевой воды
(БП-1, 2) городской бойлерной составляет 100 Гкал/ч. Греющий пар на БП-1, 2 поступает
из КСН 8÷13 кгс/см2.
Суммарная мощность производственных отборов турбоагрегатов ст. №№ 1, 3, 4, 6,
7, работающих на КСН 8÷13 кгс/см2, составляет 180 Гкал/ч.
Таким образом, имеется дефицит установленной мощности подогревателей сетевой воды, подключенных к КСН 8÷13 кгс/см2, в размере 80 Гкал/ч.
Сравнение установленных тепловых мощностей теплофикационного оборудования
и турбоагрегатов Ижевской ТЭЦ-1 приведено в Таблице 2.9.
Таблица 2.9
№
п/п
1
1.1
1.2
Наименование оборудования
Установленная
тепловая мощность,
Гкал/ч
2
Коллектор собственных нужд 1,2÷2,5 кгс/см
Подогреватели сетевой воды городской бойлерной:
– БО-2
20
– БО-3
20
– БО-4
25
– БО-5
25
Суммарная установленная мощность подогревателей городской бойлерной:
90
Подогреватели сетевой воды заводской бойлерной:
– ПГВ-1
10
– ПГВ-2
10
Суммарная установленная мощность подогревателей заводской бойлерной:
20
28
№
п/п
Наименование оборудования
1.3
Суммарная установленная мощность подогревателей:
1.4
Источники тепловой энергии:
1.5
2
2.1
2.2
2.3
Установленная
тепловая мощность,
Гкал/ч
110,0
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. №1
22
– противодавление турбоагрегата ст. №2
66
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. №3
22
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. №4
22
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. №6
0
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. №7
22
Суммарная установленная мощность источников тепла
154
Резерв (+) / дефицит (-) установленной тепловой мощности подогревателей
- 44
Коллектор собственных нужд 8÷13 кгс/см2
Подогреватели теплофикационной установки:
– БП-1
50
– БП-2
50
Суммарная установленная мощность подогревателей
100
Источники тепловой энергии:
– производственный отбор турбоагрегата ст. №1
36
– производственный отбор турбоагрегата ст. №3
36
– производственный отбор турбоагрегата ст. №4
36
– производственный отбор турбоагрегата ст. №6
36
– производственный отбор турбоагрегата ст. №7
36
Суммарная установленная мощность источников тепла
180
Резерв (+) / дефицит (-) установленной тепловой мощности подогревателей
- 80
Имеются ограничения на тепловую мощность теплофикационных отборов турбоагрегатов, связанные с особенностями выдачи тепловой мощности на основные подогреватели сетевой воды.
Имеются ограничения на тепловую мощность производственных отборов турбоагрегатов, связанные с особенностями выдачи тепловой мощности на пиковые подогреватели сетевой воды.
2.3.1.2. Ограничения на тепловую мощность встроенных конденсационных
пучков в режиме ухудшенного вакуума в период максимума тепловой нагрузки
По состоянию на 01.01.2012 для целей теплофикации используются встроенные
пучки конденсаторов турбоагрегатов ст. № 3, 4, 6, 7.
29
2.3.1.3. Ограничения на тепловую мощность основных, пиковых подогревателей
сетевой воды и пиковых водогрейных котлоагрегатов, связанные
с особенностями циркуляции теплоносителя
Суммарная номинальная производительность сетевых насосов СН-4, 5, 6, подающих воду на основные бойлеры БО-2, 3, составляет 3 750 т/ч. Для двух параллельно
подключенных по сетевой воде БО-2, 3 номинальный расход сетевой воды составляет
1 450 т/ч. Номинальный расход сетевой воды через БП-1 составляет 1 500 т/ч.
Таким образом, сетевые насосы СН-4, 5, 6 полностью обеспечивают расход сетевой воды через ОБ-2, 3.
Суммарная номинальная производительность сетевых насосов СН-7, 8, 9, 10 составляет 5 000 т/ч. Для двух параллельно подключенных по сетевой воде БО-4, 5 номинальный расход сетевой воды составляет 2 300 т/ч, максимальный – 3 000 т/ч. Номинальный расход сетевой воды через БП-2 составляет 1 150 т/ч, максимальный – 1 500
т/ч. Номинальный расход сетевой воды через ВК-1, 2 составляет 1 100 т/ч для каждого
котла, суммарный расход – 2 200 т/ч. Номинальный расход через ВК-3 составляет 2 100
т/ч.
Следовательно, сетевые насосы СН-7, 8, 9, 10 полностью обеспечивают расход сетевой воды через указанные подогреватели и водогрейные котлоагрегаты.
Ограничения на тепловую мощность основных, пиковых подогревателей сетевой
воды и пиковых водогрейных котлоагрегатов, связанные с особенностями циркуляции
теплоносителя отсутствуют.
2.3.1.4. Ограничения, связанные с поставкой топлива в режиме максимума
тепловой нагрузки и сжиганием непроектных видов топлива
Данные не предоставлены.
2.3.1.5. Располагаемая тепловая мощность оборудования
Ижевской ТЭЦ-1
Значение располагаемой тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-1 не соответствует установленной тепловой мощности оборудования электростанции.
Причины ограничения тепловой мощности по состоянию на 01.01.2012:

консервация двух водогрейных котлоагрегатов ПТВМ-50 – 100 Гкал/ч;

недостаток теплообменного оборудования основных бойлеров – 44 Гкал/ч;

недостаток теплообменного оборудования, потребляющего пар из коллектора
собственных нужд 8÷13 кгс/см2 – 80 Гкал/ч.
В результате, установленная тепловая мощность 556 Гкал/ч снижена на
224 Гкал/ч и составляет 332,7 Гкал/ч.
Располагаемая тепловая мощность составляет 332,7 Гкал/ч, из которой тепловая
мощность отборов паровых турбин – 232,7 Гкал/ч, и 100 Гкал/ч – мощность пикового водогрейного котла. Располагаемая тепловая мощность отборов паровых турбин складывается из мощности теплофикационных отборов – 66 Гкал/ч, противодавления - 66
Гкал/ч – и мощности производственных отборов турбин – 100 Гкал/ч.
Структура располагаемой тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2012 представлена на рис. 2.2.
30
88
100
66
100
Тепловая мощность теплофикационных отборов, Гкал/ч
Тепловая мощность противодавления, Гкал/ч
Тепловая мощность производственных отборов, Гкал/ч
Тепловая мощность пиковых водогрейных котлов, Гкал/ч
Рис. 2.3. Структура располагаемой тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2012
2.3.2. Ограничения тепловой мощности
и параметры располагаемой тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-2
2.3.2.1. Ограничения на тепловую мощность теплофикационных
и производственных регулируемых отборов турбоагрегатов,
связанные с особенностями выдачи тепловой мощности на основные,
пиковые подогреватели сетевой воды
В условиях Ижевской ТЭЦ-2 существует дефицит острого пара, вырабатываемого
энергетическими котлами. В связи с этим турбоагрегаты ст. № 2, 3, 4 запитываются острым паром в первую очередь, а турбоагрегат ст. № 1 по остаточному принципу. Поскольку расход острого пара на турбоагрегат ст. № 1 меньше номинального, то и нагрузки производственного и теплофикационного отборов существенно ниже паспортных
данных турбины.
Установленная тепловая мощность сетевых подогревателей теплофикационных
установок турбоагрегатов ст. №№ 2÷4 составляет 175 Гкал/ч для каждой установки, максимальная тепловая мощность каждого из сетевых подогревателей – 188 Гкал/ч. Установленная мощность теплофикационных отборов каждого турбоагрегата –
175 Гкал/ч.
Таким образом, отпуск тепловой энергии от турбоагрегатов ст. №№ 2÷4 может
осуществляться в полном объеме как при работе турбин в режиме с двухступенчатым
подогревом сетевой воды, так и в одноступенчатом режиме.
Номинальная тепловая мощность основных бойлеров составляет 72,5 Гкал/ч (по
36,25 Гкал/ч), пикового бойлера – 60 Гкал/ч. Греющий пар на основные бойлера подается из коллектора собственных нужд 1,2÷2,5 кгс/см² (абс.), источником пара для которого
является теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 1 мощностью 20 Гкал/ч, Греющий пар на пиковый бойлер подается из коллектора собственных нужд 10÷16 кгс/см²
(абс.), источником пара для которого является производственный отбор турбоагрегата
ст. № 1 мощностью 29 Гкал/ч.
31
Тепловая мощность подогревателей сырой воды составляет 72,5 Гкал/ч. Источником греющего пара для подогревателей сырой является паровой коллектор собственных
нужд 1,22,5 кгс/см² (абс.).
Таким образом, суммарная установленная мощность подогревателей и основных
бойлеров, источником греющего пара которых является теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 1, составляет 145 Гкал/ч. Тепловая мощность теплофикационного отбора турбоагрегата ст. № 1 составляет 20 Гкал/ч. Следовательно, имеется резерв тепловой мощности подогревателей и основных бойлеров, равный 125 Гкал/ч.
Номинальная мощность производственного отбора турбоагрегата ст. № 1 ниже номинальной мощности пикового бойлера на 31 Гкал/ч. Таким образом, имеется резерв
установленной мощности пикового бойлера, равный 31 Гкал/ч.
Сравнение установленных тепловых мощностей теплофикационного оборудования
и турбоагрегатов Ижевской ТЭЦ-2 приведено в Таблице 2.3.
Таблица 2.3
№
п/п
1
1.1
Наименование оборудования
Теплофикационная установка турбоагрегата ст. № 2
Подогреватели сетевой воды:
– ПСГ-1
87,5
– ПСГ-2
87,5
Суммарная установленная мощность подогревателей
175
1.2
Источники тепловой энергии:
1.3
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 2
Резерв (+) / дефицит (-) установленной тепловой мощности подогревателей
Теплофикационная установка турбоагрегата ст. № 3
2
2.1
2.2
Источники тепловой энергии:
2.3
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 3
Резерв (+) / дефицит (-) установленной тепловой мощности подогревателей
Теплофикационная установка турбоагрегата ст. № 4
3.1
87,5
87,5
175
175
0
– ПСГ-1
– ПСГ-2
87,5
87,5
Суммарная установленная мощность подогревателей
175
Источники тепловой энергии:
3.3
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 4
Резерв (+) / дефицит (-) установленной тепловой мощности подогревателей
Коллектор собственных нужд 1,2÷2,5 кгс/см² (абс.)
4.1
0
Подогреватели сетевой воды:
3.2
4
175
Подогреватели сетевой воды:
– ПСГ-1
– ПСГ-2
Суммарная установленная мощность подогревателей
3
Установленная тепловая мощность,
Гкал/ч
175
0
Подогреватели теплофикационной установки:
– ПСВ-1
36,25
– ПСВ-2
36,25
– ОБ-1
36,25
32
№
п/п
Наименование оборудования
– ОБ-2
Суммарная установленная мощность подогревателей
4.2
4.3
5
5.1
5.2
5.3
Установленная тепловая мощность,
Гкал/ч
36,25
145
Источники тепловой энергии:
– теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 1
20
Суммарная установленная мощность источников тепла
Резерв (+) / дефицит (-) установленной тепловой мощности подогревателей
Коллектор собственных нужд 10÷16 кгс/см² (абс.)
20
+125
Подогреватели теплофикационной установки:
– ПБ
60
Суммарная установленная мощность подогревателей
60
Источники тепловой энергии:
– производственный отбор турбоагрегата ст. № 1
29
Суммарная установленная мощность источников тепла
Резерв (+) / дефицит (-) установленной тепловой мощности подогревателей
29
+31
Ограничения на тепловую мощность теплофикационных отборов турбоагрегатов
ст. №№ 1÷4 отсутствуют. Ограничения на тепловую мощность производственного отбора турбоагрегата ст. №№ 1 отсутствуют.
2.3.2.2. Ограничения на тепловую мощность основных, пиковых
подогревателей сетевой воды и пиковых водогрейных котлоагрегатов,
связанные с особенностями циркуляции теплоносителя
Номинальный расход сетевой воды через каждую теплофикационную установку
турбоагрегатов ст. №№ 2, 3, 4 составляет 3 500 т/ч, максимальный расход воды через
подогреватели одной установки – 4 500 т/ч. Для параллельно подключенных по сетевой
воде теплофикационных установок турбоагрегатов ст. №№ 2, 3, 4 номинальный расход
воды равен 10 500 т/ч, максимальный – 13 500 т/ч.
Номинальный расход сетевой воды через один основной бойлер теплофикационной установки турбоагрегата ст. № 1 составляет 725 т/ч, максимальный расход -1 130
т/ч. Для параллельно подключенных по сетевой воде основных бойлеров теплофикационной установки турбоагрегата ст. № 1 номинальный расход воды равен 1 450 т/ч, максимальный – 2 260 т/ч.
Номинальный расход сетевой воды через пиковый бойлер теплофикационной установки турбоагрегата ст. № 1 составляет 1 500 т/ч, максимальный расход -1 800 т/ч.
В пиковый бойлер сетевая вода подается насосом второго подъема IIСН-10, производительность которого составляет 1 250 т/ч. Производительность пикового бойлера ограничена производительностью сетевого насоса второго подъема IIСН-10: дефицит производительности этого насоса при номинальной и максимальной производительностях пикового бойлера, соответственно, равен 250 и 550 т/ч.
Таким образом, номинальный суммарный расход сетевой воды через сетевые подогреватели, основные бойлера и пиковый бойлер составляет 13 450 т/ч, максимальный
– 17 560 т/ч.
Суммарная номинальная производительность сетевых насосов первого подъема
составляет 20 800 т/ч. Производительность сетевых насосов второго подъема IIСН-1÷9
составляет 11 250 т/ч. Производительность сетевых насосов второго подъема
IIСН-11÷15 составляет 12 500 т/ч.
33
Производительность сетевых насосов первого подъема превышает номинальный
расход сетевой воды, необходимый для отпуска тепловой энергии от теплофикационных
установок турбоагрегатов ст. №№ 2, 3, 4 и основных бойлеров турбоагрегата ст. № 1.
Номинальный расход сетевой воды для водогрейных котлов ПТВМ-180 составляет
3 680 т/ч, КВГМ-180 – 4 420 т/ч. При работе двух котлов ПТВМ-180 и одного котла КВГМ180 номинальный расход сетевой воды составляет 11 480 т/ч.
В настоящее время из-за недостаточных диаметров трубопроводов между турбинным отделением главного корпуса и ПВК средний расход через ПСГ составляет 2800 –
3200 т/ч, т.е. присутствует запертая тепловая мощность. Загрузка ПСГ турбин номинальным расходом сетевой воды (3500 т/ч) невозможна.
Номинальная производительность по сетевой воде пикового бойлера турбоагрегата ст. № 1 уменьшена до 1 250 т/ч по производительности сетевого насоса второго
подъема IIСН-10.
2.3.2.3. Ограничения, связанные с поставкой топлива в режиме максимума
тепловой нагрузки и сжиганием непроектных видов топлива
Основным топливом для Ижевской ТЭЦ-2 является кузнецкий каменный уголь марки СС и Т, природный газ, резервным топливом для водогрейных котлов и растопочным
для паровых котлов служит мазут марки М-100.
Каменный уголь поставляется ОАО "Угольная компания "Кузбассразрезуголь" в железнодорожных полувагонах. Срок доставки – 7 суток. Поставщиком природного газа является «Газпром межрегионгаз Ижевск».
Резервное топливо – топочный мазут М-100 поставляется в железнодорожных цистернах с нефтеперерабатывающего завода г. Уфа. В последние три года мазут не доставлялся на станцию. Срок доставки 3 суток. В период осенне-зимнего максимума тепловых и электрических нагрузок (первый и четвёртый кварталы года) производится перевод части паровых котлов на сжигание угля в целях высвобождения газового топлива
для работы пиковых водогрейных котлов.
Схема газоснабжения Ижевской ТЭЦ-2 включает в себя два ГРП. Технический максимум подачи газа на Ижевскую ТЭЦ-2:
- максимальная пропускная способность ГРП-1 – 212.0 тыс. м3/час;
- максимальная пропускная способность ГРП-2 – 315.0 тыс. м3/час;
- технический максимум подачи газа по газоиспользующему оборудованию ТЭЦ-2 –
256,1 тыс. м3/час (4 паровых котла ТП-87-1 по 33 тыс. м3/час; 2 водогрейных котла
ПТВМ-180 по 25,3 тыс. м3/час; 3 водогрейных котла КВГМ-180 по 24,5 тыс. м3/час).
На ГРП-1, 2 газ подаётся от ГРС-2(3) и ГРС-4. Ограничений по расходу газа от ГРС4 нет. Максимальный расход газа от ГРС-2(3) составляет 40-60 тыс. нм3/ч.
Прием угля ограничен пропускной способностью вагоноопрокидывателя (1 шт.)
и размораживающего устройства (2 тупика по 4 вагона), а также необходимостью ручной
очистки всех выгружаемых полувагонов от остатков топлива и составляет:
- летом – 35-45 вагонов в сутки,
- зимой (при температуре наружного воздуха до минус 15 оС) не более 16 вагонов в
сутки,
- зимой (при температуре наружного воздуха менее минус 20 оС) не более 8 вагонов в сутки.
Так же имеются проблемы с отсутствием собственного подвижного состава на
станции. В связи с этим возникает необходимость пользования услугами сторонних организаций в предоставлении тепловозов.
Проектный объём угольного штабеля составляет 140 тыс. тонн. Имеется опыт заполнения угольного склада до 250 тыс. тонн.
Мазутное хозяйство Ижевской ТЭЦ-2 в соответствии с проектом предназначено для
приёма, хранения и подготовки к сжиганию топочного мазута, имеет сливную эстакаду
с двумя железнодорожными путями (на 20 цистерн), которая служит для слива мазута в
приемные ёмкости и перекачки его из приемных емкостей в мазутные резервуары. Ма34
зутное хозяйство состоит из четырех резервуаров общей вместимостью 20000 м3. Имеются отступления от требований «Правил промышленной безопасности нефтебаз и
складов нефтепродуктов» (ПБ 09-560-03) в части отсутствия сигнализаторов довзрывных концентраций (п. 2.3.27 ПБ 09-560-03) и в части оборудования путей вдоль сливной
эстакады железобетонными шпалами (п.2.3.8 ПБ 09-560-03).
2.3.2.4. Ограничения на тепловую мощность встроенных конденсационных
пучков в режиме ухудшенного вакуума в период максимума тепловой нагрузки
Встроенные пучки конденсаторов турбоагрегатов на Ижевской ТЭЦ-2 отсутствуют.
2.3.2.5. Располагаемая тепловая мощность оборудования Ижевской ТЭЦ-2
Установленная тепловая мощность Ижевской ТЭЦ-2 на 01.01.2012 составляет 1474
Гкал/ч.
Располагаемая тепловая мощность оборудования Ижевской ТЭЦ-2 не соответствует установленной тепловой мощности по следующей причине:
1) водогрейные котлы КВГМ-180 ст. №№ 4, 5 мощностью 180 Гкал/ч в настоящее
время не могут работать одновременно на временную дымовую трубу Н=40 м.
2) Ограничение из-за недостаточных диаметров трубопроводов между турбинным
отделением главного корпуса и ПВК составляет 45,3 Гкал/ч.
В результате, располагаемая тепловая мощность ТЭЦ-2 составляет 1068,7 Гкал/ч.
Структура располагаемой мощности ТЭЦ-2 на 01.01.2012 представлена
на Рис. 2.4. Мощность теплофикационного отбора – 545 Гкал/ч. Мощность производственного отбора – 29 Гкал/ч. Мощность ПВК – 494,7 Гкал/ч.
540
545
29
Тепловая мощность теплофикационного отбора, Гкал/ч
Тепловая мощность производственного отбора, Гкал/ч
Тепловая мощность пиковых водогрейных котлов, Гкал/ч
Рис. 2.4. Структура располагаемой мощности Ижевской ТЭЦ-2 на 01.01.2012
35
2.3.3. Располагаемая тепловая мощность крупных котельных г. Ижевск
Параметры установленной тепловой мощности котельного оборудования, ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности, объем потребления тепловой энергии и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды,
параметры тепловой мощности нетто представлены в Таблице 2.11.
Таблица 2.11
№
п/п
Установленная
мощность
Источник
теплоснабжения
1
Котельная ОАО
«Буммашэнерго»
2
Котельная
ФГУП «ИМЗ»
3
Котельная
ООО «МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
4
Котельная
13-ой улицы
5
Котельная
Лесозавода
Располагаемая мощность
Марка котла
по
воде,
Гкал/ч
по пару,
т/ч
по
воде,
Гкал/ч
по пару,
т/ч
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-20/13
ДЕ-25/14
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
КВГМ-100
ДКВР-20/13
ДЕ-25/14 ГМ
ДЕ-25/14 ГМ
ДКВР-10/13
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ПТВМ-100
Стерлинг
Стерлинг
ДЕ-25-14
ДЕ-25-14
ДЕ-25-14
КВГМ-100-150
КВГМ-100-150
КВГМ-100-150
КВГМ-100-150
Е-50-14-ГМ
Е-50-14-ГМ
Е-50-14-ГМ
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ДЕ-16-14 ГМ
50
50
50
100
100
100
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
50,0
100,0
0,0
0,0
0,0
0,0
100
100
100
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
100
100
100
100
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
50,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
10
10
10
10
20
25
0,0
0,0
0,0
0,0
20,0
25,0
25,0
10,0
0,0
0,0
0,0
22,0
22,0
25,0
25,0
25,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50
50,0
50,0
0,0
0,0
0,0
16,0
29,8
30,6
32,0
43,0
74,0
75,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
50,0
100,0
0,0
0,0
0,0
0,0
100
100
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
81,6
82,1
85,2
79,0
0,0
0,0
0,0
48,9
38,9
44,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
10,0
10,0
10,0
10,0
20,0
25,0
0,0
0,0
0,0
0,0
20,0
25,0
22,0
10,0
0,0
0,0
0,0
22,0
22,0
25,0
25,0
25,0
0,0
0,0
0,0
0,0
43,7
46,8
25,3
0,0
0,0
0,0
16,0
Всего,
Гкал/ч
339,7
300,1
286,6
403,2
142,9
36
6
Котельная
ОАО «Ижнефтемаш»
7
Котельная
ОАО «Редуктор»
8
Котельная филиала «УПП
№ 821» ФГУП «ГУССТ № 8
при ССР»
9
Котельная
ДООО
«ИРЗ – энерго»
10
Котельная
ЗАО «ИОМЗ»
11
Котельная МУП «ГКТС»
Дружбы 2В
12
Котельная
ООО «Автокотельная»
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ДЕ-16/14
ДЕ-16/14
ДЕ-16/14
ДКВР-4/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
50,0
50,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16,0
16,0
16,0
4,0
10,0
10,0
10,0
10,0
50,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16,0
0,0
0,0
4,0
10,0
10,0
10,0
10,0
КВГМ-20
20,0
0,0
18,6
0,0
КВГМ-20
20,0
0,0
18,6
0,0
ПТВМ-30М
ПТВМ-30М
ПТВМ-30М
ДКВРВ-8-115
ДКВР-10-13-250
ДКВР 10/13
ТВГ-8М
35,0
35,0
35,0
8,0
0,0
0,0
4,7
0,0
0,0
0,0
0,0
10,0
10,0
0,0
29,3
13,7
30,4
7,8
0,0
0,0
4,2
0,0
0,0
0,0
0,0
8,7
10,0
0,0
ТВГ-8М
ОПИ ЗМЗ
(Е-4-14-225)
ДЕ-16-14ГМ
ДЕ-16-14ГМ
ДЕ-16-14ГМ
ДЕ-16-14ГМ
ГМ-50
ГМ-50
ГМ-50
ГМ-50
ПТМВ-50
ПТМВ-50
ПТМВ-100
ПТМВ-100
ПТМВ-100
ПТМВ-100
4,7
0,0
4,4
0,0
2,5
0,0
2,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
100,0
100,0
100,0,
100,0
16,0
16,0
16,0
16,0
50,0
50,0
50,0
50,0
-
0,0
0,0
0,0
0,0
40,8
44,6
67,3
66,3
68,0
66,6
16,0
16,0
16,0
16,0
44,2
47,0
42,5
45,0
-
58,8
28,6
37,2
93,3
10,9
41,6
469,8
37
2.4 Объем потребления тепловой энергии (мощности)
и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды
и параметры тепловой мощности нетто
2.4.1. Объем потребления тепловой энергии (мощности)
и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды
и параметры тепловой мощности нетто Ижевской ТЭЦ-1
Затраты тепловой энергии на собственные
2009 – 2011 г. приведены в Таблице 2.12 и на Рис. 2.5.
нужды
Ижевской
ТЭЦ-1
за
Таблица 2.12
Наименование показателя,
единицы измерения
Выработка тепловой энергии
Отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ
Расход тепловой энергии на собственные нужды, всего
Расход тепловой энергии на собственные нужды в % от выработки
Отпуск тепловой энергии потребителям в % от выработки,
Единица
измерения
Значение показателя
2009 год
2010 год
2011 год
Гкал
1 287 475
1 349 547
1 400 682
Гкал
1 236 105
1 298 804
1 352 010
Гкал
53 370
50 743
48 672
%
3,99
3,76
3,60
%
96,01
96,24
96,40
%
тыс. Гкал
5,0
60
4,5
54
4,0
48
3,5
42
3,0
36
2,5
30
2,0
24
1,5
18
1,0
12
0,5
6
0,0
0
2009 год
2010 год
2011 год
Расход тепловой энергии на собственные нужды в % от выработки
Расход тепловой энергии на собственные нужды, тыс. Гкал
Рис. 2.5. Расход тепловой энергии на собственные нужды за 2009 – 2011 гг.
38
2.4.2. Объем потребления тепловой энергии (мощности)
и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды
и параметры тепловой мощности нетто Ижевской ТЭЦ-2
Структура потребления и расход тепловой энергии на собственные нужды представлены в Таблице 2.13. Сопоставление объемов выработки, отпуска тепла, потребления тепловой энергии на собственные нужды приведено в таблице 2.14.
Динамика изменения расхода тепловой энергии на собственные нужды за 2009 –
2011 г. представлена на Рис. 2.6 и 2.7.
Рис. 2.6. Динамика расхода тепловой энергии на собственные нужды
39
Таблица 2.13
Наименование показателя,
единицы измерения
2009 год
Расход тепловой энергии на
собственные нужды, всего,
Гкал
Расход тепла на СН группы
турбоагрегатов, Гкал
Расход тепла на СН группы
котлов, Гкал
2010 год
Расход тепловой энергии на
собственные нужды, всего,
Гкал
Расход тепла на СН группы
турбоагрегатов, Гкал
Расход тепла на СН группы
котлов, Гкал
2011 год
Расход тепловой энергии на
собственные нужды, всего,
Гкал
Расход тепла на СН группы
турбоагрегатов, Гкал
Расход тепла на СН группы
котлов, Гкал
Значение показателя
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
ВСЕГО
6800
6658
5355
4767
3210
2650
2080
1350
3485
4376
5080
6810
52621
1860
1626
1265
792
260
0
0
0
360
781
1160
1715
9819
4940
5032
4090
3975
2950
2650
2080
1350
3125
3595
3920
5095
42802
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
ВСЕГО
7473
4646
4164
2501
2085
1960
1961
2032
2095
2885
3575
5040
40417
2150
1281
950
209
15
10
10
27
20
225
705
1315
6917
5323
3365
3214
2292
2070
1950
1951
2005
2075
2660
2870
3725
33500
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
ВСЕГО
5214
5214
4320
2645
2106
1993
2017
2085
2197
2197
4344
4650
38982
1424
1424
1015
145
0
10
34
20
10
10
992
1099
6183
3790
3790
3305
2500
2106
1983
1983
2065
2187
2187
3352
3551
32799
40
Таблица 2.14
Месяц, год
Выработка
тепловой
энергии,
Гкал
Отпуск тепловой энергии
внешним потребителям,
Гкал
Расход тепловой энергии
на собственные нужды,
Гкал
Расход тепловой энергии на
собственные
нужды, % от
выработки
Отпуск тепловой
энергии потребителям от выработки,
%
2009 год
Январь
501610
494810
6800
1,36
98,64
Февраль
429643
422985
6658
1,55
98,45
Март
366412
361057
5355
1,46
98,54
Апрель
296383
291616
4767
1,61
98,39
Май
126439
123229
3210
2,54
97,46
Июнь
88073
85423
2650
3,01
96,99
Июль
46363
44283
2080
4,49
95,51
Август
42450
41100
1350
3,18
96,82
Сентябрь
101405
97920
3485
3,44
96,56
Октябрь
257410
253034
4376
1,70
98,30
Ноябрь
337763
332683
5080
1,50
98,50
Декабрь
499013
492203
6810
1,36
98,64
Итого за
2009 год
3092964
3040343
52621
1,70
98,30
2010 год
Январь
566155
558682
7473
1,32
98,68
Февраль
468125
463479
4646
0,99
99,01
Март
390834
386670
4164
1,07
98,93
Апрель
253221
250720
2501
0,99
99,01
Май
122802
120717
2085
1,70
98,30
Июнь
77001
75041
1960
2,55
97,45
Июль
58301
56340
1961
3,36
96,64
Август
29880
27848
2032
6,80
93,20
Сентябрь
83307
81212
2095
2,51
97,49
Октябрь
272764
269879
2885
1,06
98,94
Ноябрь
313789
310214
3575
1,14
98,86
Декабрь
428041
423001
5040
1,18
98,82
Итого за
2010 год
3064220
3023803
40417
1,32
98,68
2011 год
Январь
438459
433245
5214
1,19
98,81
Февраль
431465
426251
5214
1,21
98,79
Март
391984
387664
4320
1,10
98,90
Апрель
282584
279939
2645
0,94
99,06
Май
101207
99101
2106
2,08
97,92
Июнь
75018
73025
1993
2,66
97,34
Июль
58641
56624
2017
3,44
96,56
Август
35454
33369
2085
5,88
94,12
41
Месяц, год
Выработка
тепловой
энергии,
Гкал
Отпуск тепловой энергии
внешним потребителям,
Гкал
Расход тепловой энергии
на собственные нужды,
Гкал
Расход тепловой энергии на
собственные
нужды, % от
выработки
Отпуск тепловой
энергии потребителям от выработки,
%
Сентябрь
111505
109308
2197
1,97
98,03
Октябрь
237620
235423
2197
0,92
99,08
Ноябрь
326957
322613
4344
1,33
98,67
Декабрь
354721
350071
4650
1,31
98,69
2845615
2806633
38982
1,37
98,63
9002799
8870779
132020
1,47
98,53
7844953
7746239
98714
1,26
98,74
1157846
1124540
33306
2,88
97,12
Итого за
2011 год
Итого
за период
2009–2011 г.
В отопительном периоде
В не отопительном периоде
По статистике последних трех лет потребление тепловой энергии на собственные
нужды 2009 году составило 1,7%, в 2010 году – 1,32% и в 2011 году – 1,37% от количества вырабатываемой тепловой энергии. Таким образом, потребление тепловой энергии на собственные нужды на Ижевской ТЭЦ-2 составило за три года в среднем 1,47 %
от количества вырабатываемой тепловой энергии.
При этих значениях расхода тепла на собственные нужды величина тепловой
мощности отборов турбин нетто Ижевской ТЭЦ-2 составит 1101,5 Гкал/ч.
%
тыс. Гкал
5,0
60
4,5
54
4,0
48
3,5
42
3,0
36
2,5
30
2,0
24
1,5
18
1,0
12
0,5
6
0,0
0
2009 год
2010 год
2011 год
Расход тепловой энергии на собственные нужды в % от выработки
Расход тепловой энергии на собственные нужды, тыс. Гкал
Рис. 2.7. Расход тепловой энергии на собственные нужды Ижевской ТЭЦ-2 за 2009 – 2011 гг.
42
2.4.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности)
и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды
и параметры тепловой мощности нетто крупных котельных г. Ижевска
Параметры установленной тепловой мощности котельного оборудования, ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности, объем потребления тепловой энергии и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды,
параметры тепловой мощности нетто представлены в Таблице 2.15.
Таблица 2.15
Располагаемая
мощность
№
п/п
1
2
3
4
Источник
теплоснабжения
Котельная
ОАО «Буммашэнерго»
Котельная
ФГУП «ИМЗ»
Котельная
ООО «МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
Котельная
13-ой улицы
Марка котла
по
воде,
Гкал/ч
по
пару,
т/ч
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ДКВР-20/13
ДЕ-25/14
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
КВГМ-100
ДКВР-20/13
ДЕ-25/14 ГМ
ДЕ-25/14 ГМ
ДКВР-10/13
ПТВМ-100
ПТВМ-100
ПТВМ-100
29,8
30,6
32,0
43,0
74,0
75,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
50,0
50,0
100,0
0,0
0,0
0,0
0,0
100
100
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
10,0
10,0
10,0
10,0
20,0
25,0
0,0
0,0
0,0
0,0
20,0
25,0
22,0
10,0
0,0
0,0
0,0
Стерлинг
0,0
22,0
Стерлинг
0,0
22,0
ДЕ-25-14
0,0
25,0
ДЕ-25-14
0,0
25,0
ДЕ-25-14
0,0
25,0
КВГМ-100-150
81,6
0,0
КВГМ-100-150
82,1
0,0
КВГМ-100-150
85,2
0,0
КВГМ-100-150
79,0
0,0
Е-50-14-ГМ
Е-50-14-ГМ
0,0
0,0
43,7
46,8
Е-50-14-ГМ
0,0
25,3
Собственные
нужды котельной,
Гкал/ч
Тепловая
мощность
котельной
нетто
Тепловая
мощность
котельной
по панетто,
по
ру,
Гкал/ч
воде,
т/ч
Гкал/ч
(Гкал/ч)
8,5
275,9
82,4
(53,6)
329,5
212,0
65,0
(42,3)
254,3
198,9
117,0
(85,3)
284,2
303,1
102,4
(66,6)
369,7
1,7
38,0
7,8
1,1
1,3
24,8
8,7
43
5
6
7
8
9
10
11
12
Котельная
Лесозавода
Котельная ОАО
«Ижнефтемаш»
Котельная
ОАО «Редуктор»
Котельная филиала «УПП
№ 821» ФГУП
«ГУССТ № 8
при ССР»
Котельная
ДООО
«ИРЗ – энерго»
Котельная
ЗАО «ИОМЗ»
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы 2В
Котельная
ООО «Автокотельная»
ПТВМ-50
48,9
0,0
ПТВМ-50
38,9
0,0
ПТВМ-50
44,7
0,0
ДЕ-16-14 ГМ
0,0
16,0
ПТВМ-50
50,0
0,0
ПТВМ-50
0,0
0,0
ДЕ-16/14
0,0
16,0
ДЕ-16/14
0,0
0,0
ДЕ-16/14
0,0
0,0
ДКВР-4/13
0,0
4,0
ДКВР-10/13
0,0
10,0
ДКВР-10/13
0,0
10,0
ДКВР-10/13
0,0
10,0
ДКВР-10/13
0,0
10,0
КВГМ-20
18,6
0,0
КВГМ-20
18,6
0,0
ПТВМ-30М
29,3
0,0
ПТВМ-30М
13,7
0,0
ПТВМ-30М
30,4
0,0
ДКВРВ-8-115
7,8
0,0
ДКВР-10-13-250
0,0
8,7
ДКВР 10/13
0,0
10,0
ТВГ-8М
4,2
0,0
ТВГ-8М
ОПИ ЗМЗ
(Е-4-14-225)
ДЕ-16-14ГМ
4,4
0,0
2,3
0,0
0,0
16,0
ДЕ-16-14ГМ
0,0
16,0
ДЕ-16-14ГМ
0,0
16,0
ДЕ-16-14ГМ
0,0
16,0
ГМ-50
-
44,2
ГМ-50
-
47,0
ГМ-50
-
42,5
ГМ-50
-
45,0
ПТМВ-50
40,8
-
ПТМВ-50
44,6
-
ПТМВ-100
67,3
-
ПТМВ-100
66,3
-
ПТМВ-100
68,0
-
ПТМВ-100
66,6
-
10,94
121,6
14,0
(9,1)
130,7
48,5
15,5
(10,3)
58,8
0,9
0,0
42,7
(27,7)
27,7
0,3
36,9
0,0
36,9
78,8
18,1
(11,7)
90,5
0,1
10,8
0,0
10,8
0,4
0,0
63,6
(41,3)
41,3
343,1
173,4
(112,6)
455,7
2,03
1,5
0,3
2,4
0,4
(5,36)
10,61
44
2.5 Среднегодовая загрузка оборудования
2.5.1. Среднегодовая загрузка оборудования Ижевской ТЭЦ-1
Данные по среднегодовой загрузке оборудования за 2010 – 2011 гг. представлены
в Таблицах 2.16, 2.17.
Данные по отпуску тепловой энергии из теплофикационных и производственных
отборов турбоагрегатов, а также их среднегодовой загрузке за 2010 – 2011 гг. представлены на Рис. 2.8.
%
тыс. Гкал
50
1500
45
1350
40
1200
35
1050
30
900
25
750
20
600
15
450
10
300
5
150
0
0
2010 год
2011 год
Загрузка теплофикационных и производственных отбор в среднем за год, %
Отпущенно тепловой энергии за год, тыс. Гкал
Рис. 2.8. Среднегодовая загрузка теплофикационных и производственных отборов
турбоагрегатов за 2010 и 2011 гг.
45
Таблица 2.16
2010 год
Показатели
ноябрь
декабрь
Всего
за год
113266
136959
192828
1298804
53776
113266
135699
179123
1257483
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1260
13705
41321
0
0
0
0
0
0
0
0
34457
23121
31017
46138
53616
112915
136522
192271
1295045
209
146
102
132
115
160
351
437
557
3759
45642,1
32794,4
11787,4
7447,0
9495,2
13079,7
15096,3
34688,2
40014,2
45231,0
340667
41531,0
45187,0
31057,0
11787,4
7447,0
9495,2
12887,7
14207,0
31969,0
37816,0
42380,0
327200
425,9
455,1
1737,4
0,0
0,0
0,0
192,0
889,3
2719,2
2198,2
2851,0
13467
Отпуск электроэнер37591,5
гии, тыс. кВт-ч
36600,1
40100,4
28042,5
9511,0
5891,0
7610,2
10759,3
12270,3
30017,4
34895,4
39383,9
292673
по теплофикационно35862,3
му циклу, тыс. кВт-ч
36230,5
39701,2
26556,2
9511,0
5891,0
7610,2
10601,0
11546,5
27664,0
32976,1
36902,7
281053
369,6
399,2
1486,3
0,0
0,0
0,0
158,3
723,8
2353,4
1919,3
2481,2
11620
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
220793
185137
154807
106010
34603
23223
31149
46253
53776
198715
180859
154807
106010
34603
23223
31149
46253
от РОУ, Гкал
0
0
0
0
0
0
0
от ПВК, Гкал
22078
4278
0
0
0
0
прочий, Гкал
0
0
0
0
0
с коллекторов горячей
водой, Гкал
220195
184697
154295
105801
с коллекторов паром,
Гкал
598
440
512
Выработка
электро43434,5
энергии, тыс. кВт-ч
41956,9
по теплофикационно41436,0
му циклу, тыс. кВт-ч
Отпуск тепла,
всего
Гкал,
отработанным паром
турбин, Гкал
по конденсационному
циклу, тыс. кВт-ч
по конденсационному
циклу, тыс. кВт-ч
1998,5
1729,2
сентябрь октябрь
46
Таблица 2.17
2011 год
Показатели
ноябрь
декабрь
Всего
за год
106259
165554
183175
1352006
49501
106259
164218
182427
1310991
86
0
3
0
0
89
0
0
0
0
1336
748
40929
0
0
0
0
0
0
0
0
54051
31394
24303
43116
49401
106259
165223
182951
1349048
282
157
79
75
109
100
69
331
224
3027
44845,7
37042,9
16904,6
9739,60
8164,0
12525,7
14984,8
31815,0
43373,9
47479,3
353570,8
39955,0
44534,0
36187,0
15890,0
9739,6
8164,0
12525,7
14984,8
31815,0
41466,0
44393,0
343738,1
1838,7
817,6
311,7
855,9
1014,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1907,9
3086,3
9832,7
40036,8
35311,5
39236,1
32202,0
13064,4
7898,0
6505,9
10191,7
12376,4
27372,0
37926,8
41570,9
303692,5
38435,3
34605,3
38961,5
31461,4
13057,9
7898
6505,9
10191,7
12376,4
27372,0
36258,1
38869
295992,5
1601,5
706,2
274,6
740,6
6,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1668,7
2701,9
7700
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
201834
200473
170913
121013
54208
31473
24378
43225
49501
190317
175812
168246
121013
54208
31473
24378
43139
от РОУ, Гкал
0
0
0
0
0
0
0
от ПВК, Гкал
11517
24661
2667
0
0
0
прочий, Гкал
0
0
0
0
0
201245
199929
170445
120731
589
544
468
45922,7
40772,6
44084,0
Отпуск тепла, Гкал,
всего
отработанным паром
турбин, Гкал
с коллекторов горячей
водой, Гкал
с коллекторов паром,
Гкал
Выработка
электроэнергии, тыс. кВт-ч
по теплофикационному циклу, тыс. кВт-ч
по конденсационному
циклу, тыс. кВт-ч
Отпуск электроэнергии, тыс. кВт-ч
по теплофикационному циклу, тыс. кВт-ч
по конденсационному
циклу, тыс. кВт-ч
сентябрь октябрь
47
2.5.2. Среднегодовая загрузка оборудования Ижевской ТЭЦ-2
Данные по среднегодовой загрузке оборудования и технико-экономическим показателям работы Ижевской ТЭЦ-2 за 2009 – 2011 г. приведены в Таблицах 2.18 - 2.20.
Данные по отпуску тепловой энергии из теплофикационных и производственных
отборов турбоагрегатов, а также их среднегодовой загрузке за 2009 – 2011 гг. представлены на Рис. 2.9.
тыс. Гкал
%
50
3000
45
2700
40
2400
35
2100
30
1800
25
1500
20
1200
15
900
10
600
5
300
0
0
2009 год
2010 год
2011 год
Загрузка теплофикационных и производственных отбор в среднем за год, %
Отпущенно тепловой энергии за год, тыс. Гкал
Рис. 2.9. Среднегодовая загрузка теплофикационных и производственных отборов
турбоагрегатов за 2009 и 2011 гг.
Таблица 2.18
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Наименование показателя, единицы
измерения
Установленная электрическая мощность,
МВт
Установленная
тепловая
мощность,
Гкал/ч, в том числе:
– установленная тепловая мощность отборов пара и противодавлений турбоагрегатов
– установленная тепловая мощность пиковых водогрейных котлов
Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч
– по теплофикационному циклу, тыс. кВт·ч
– то же, %
– по конденсационному циклу, тыс. кВт·ч
Отпуск электроэнергии, тыс. кВт·ч
т/а
ст. № 1
т/а
ст. № 2
т/а
ст. № 3
т/а
ст. № 4
ТЭЦ
60
100
110
110
380
-
-
-
-
1564
139
175
175
175
664
-
-
-
-
900
380 805
143 807
37,76
236 998
-
496 411
317 853
64,03
178 558
-
587 367
376 038
64,02
211 329
-
724 656
477 317
65,87
247 339
-
2 189 239
1 315 015
60,07
874 224
1 952 819
48
№
п/п
Наименование показателя, единицы
измерения
т/а
ст. № 1
т/а
ст. № 2
т/а
ст. № 3
т/а
ст. № 4
ТЭЦ
10
– по теплофикационному циклу
-
-
-
-
1 173 004
11
12
13
– по конденсационному циклу
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
– отработавшим паром турбин
-
-
-
-
779 815
3 040,34
2 693,41
15
17
18
– от ПВК
– внешним потребителям с горячей водой
– внешним потребителям с паром
Отпуск тепла из отборов турбоагрегатов,
тыс. Гкал
Выработка тепловой энергии брутто энергетическими котлами, тыс. Гкал
Число часов использования установлен6 346,75
ной электрической мощности, ч
Число часов использования установленной тепловой мощности, ч
Число часов использования установленной тепловой мощности отборов турбин, ч
Число часов использования установленной тепловой мощности ПВК, ч
Годовой коэффициент теплофикации
Расход электроэнергии на собственные
нужды, определенный по пропорциональному методу, тыс. кВт·ч
– отнесенный на выработку электроэнергии, тыс. кВт·ч
– то же, %
– отнесенный на выработку тепловой
энергии, тыс. кВт·ч
– то же, кВт·ч/Гкал
Удельные расходы условного топлива на
отпуск тепловой и электрической энергии,
определенные по пропорциональному
методу
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
-
-
-
-
346,93
3 038
2,32
-
-
-
2 930,02
-
-
-
6 288,58
4 964,11
5 339,70
6 587,78
5 761,16
-
-
-
2 095,24
-
-
-
4 412,68
-
-
-
385,48
-
-
-
0,886
-
-
-
236
420,00
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
121
699,00
5,559
114
721,00
37,733
-
-
-
-
-
-
-
284,32
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на
отпуск тепловой и электрической энергии
в отопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
-
-
-
-
236,36
356,19
142,69
-
-
-
-
-
-
-
-
-
268,62
234,47
339,90
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на
отпуск тепловой и электрической энергии
в неотопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
-
-
-
-
140,83
-
-
-
-
-
-
-
-
-
339,57
249,90
383,95
160,06
49
Таблица 2.19
№
п/п
Наименование показателя, единицы измерения
т/а
ст. № 1
т/а
ст. № 2
т/а
ст. № 3
т/а
ст. № 4
ТЭЦ
1
60
100
110
110
380
-
-
-
-
1564
139
175
175
175
664
-
-
-
-
900
5
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч, в
том числе:
– установленная тепловая мощность отборов
пара и противодавлений турбоагрегатов
– установленная тепловая мощность пиковых
водогрейных котлов
Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч
361 273
592 650
530 195
594 658
2 078 776
6
7
8
9
10
– по теплофикационному циклу, тыс. кВт·ч
– то же, %
– по конденсационному циклу, тыс. кВт·ч
Отпуск электроэнергии, тыс. кВт·ч
– по теплофикационному циклу
178 462
49,40
182 811
-
343 949
58,04
248 701
-
343 505
64,79
186 690
-
392 517
66,01
202 141
-
1 258 433
60,54
820 343
1 857 788
1 124 653
11
12
– по конденсационному циклу
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
-
-
-
-
733134,81
3 023,80
13
– отработавшим паром турбин
-
-
-
-
2 554,84
15
17
18
– от ПВК
– внешним потребителям с горячей водой
– внешним потребителям с паром
Отпуск тепла из отборов турбоагрегатов, тыс.
Гкал
Выработка тепловой энергии брутто энергетическими котлами, тыс. Гкал
Число часов использования установленной
6 021,21
электрической мощности, ч
Число часов использования установленной
тепловой мощности, ч
Число часов использования установленной
тепловой мощности отборов турбин, ч
Число часов использования установленной
тепловой мощности ПВК, ч
Годовой коэффициент теплофикации
Расход электроэнергии на собственные нужды,
определенный по пропорциональному методу,
тыс. кВт·ч
– отнесенный на выработку электроэнергии,
тыс. кВт·ч
– то же, %
– отнесенный на выработку тепловой энергии,
тыс. кВт·ч
– то же, кВт·ч/Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии, определенные по пропорциональному методу
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии в отопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
-
-
-
-
468,97
3 018,92
4,89
-
-
-
2 820,37
-
-
-
6 205,89
2
3
4
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
5 926,50 4 819,95 5 405,98
5 470,46
-
-
-
2 103,16
-
-
-
4 247,55
-
-
-
521,07
-
-
-
0,845
-
-
-
221732,00
-
-
-
111509,00
-
-
-
5,364
-
-
-
110223,00
-
-
-
36,452
-
-
-
-
-
-
-
280,23
232,61
353,23
143,25
-
-
-
-
-
-
-
267,03
231,01
50
№
п/п
Наименование показателя, единицы измерения
т/а
ст. № 1
т/а
ст. № 2
т/а
ст. № 3
т/а
ст. № 4
ТЭЦ
37
38
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии в неотопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
-
-
-
-
339,22
141,83
-
-
-
-
-
-
-
-
-
335,00
245,33
382,92
157,20
39
40
41
42
Таблица 2.20
№
п/п
Наименование показателя, единицы измерения
т/а
ст. № 1
т/а
ст. № 2
т/а
ст. № 3
т/а
ст. № 4
ТЭЦ
1
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч, в
том числе:
– установленная тепловая мощность отборов
пара и противодавлений турбоагрегатов
– установленная тепловая мощность пиковых
водогрейных котлов
Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч
– по теплофикационному циклу, тыс. кВт·ч
– то же, %
– по конденсационному циклу, тыс. кВт·ч
Отпуск электроэнергии, тыс. кВт·ч
60
100
110
110
380
-
-
-
-
1564
139
175
175
175
664
-
-
-
-
900
355 761
152 525
42,87
203 236
-
564 028
345 366
61,23
218 662
-
495 329
348 971
70,45
146 358
-
609 189
389 115
63,87
220 074
-
2 024 307
1 235 977
61,06
788 330
1 807 788
-
-
-
1 103 777
704 011
2 806,63
2 546,67
259,97
2 804,94
1,69
-
-
-
2 820,37
-
-
-
5 920,98
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
15
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
– отработавшим паром турбин
– от ПВК
– внешним потребителям с горячей водой
– внешним потребителям с паром
Отпуск тепла из отборов турбоагрегатов, тыс.
Гкал
Выработка тепловой энергии брутто энергетическими котлами, тыс. Гкал
Число часов использования уста-новленной
5 929,35
электрической мощности, ч
Число часов использования установленной
тепловой мощности, ч
Число часов использования установленной
тепловой мощности отборов турбин, ч
Число часов использования уста-новленной
тепловой мощности ПВК, ч
Годовой коэффициент теплофикации
Расход электроэнергии на собственные нужды, определенный по пропорциональному
методу, тыс. кВт·ч
– отнесенный на выработку электроэнергии,
тыс. кВт·ч
– то же, %
– отнесенный на выработку тепловой энергии,
тыс. кВт·ч
5 640,28 4 502,99 5 538,08
5 327,12
-
-
-
1 969,53
-
-
-
4 247,55
-
-
-
288,85
-
-
-
0,907
-
-
-
216960,00
-
-
-
109891,00
-
-
-
5,429
-
-
-
107069,00
51
№
п/п
Наименование показателя, единицы измерения
т/а
ст. № 1
т/а
ст. № 2
т/а
ст. № 3
т/а
ст. № 4
ТЭЦ
30
-
-
-
-
38,149
-
-
-
-
216519,54
-
-
-
-
96 835,00
-
-
-
-
4,784
-
-
-
-
119684,54
-
-
-
-
42,643
-
-
-
-
-
36
– то же, кВт·ч/Гкал
Расход электроэнергии на собственные нужды, определенный по физическому методу,
тыс. кВт·ч
– отнесенный на выработку электроэнергии,
тыс. кВт·ч
– то же, %
– отнесенный на выработку тепловой энергии,
тыс. кВт·ч
– то же, кВт·ч/Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии, определенные по пропорциональному методу
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
-
-
-
-
281,72
37
38
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
-
-
-
-
234,54
355,78
39
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии в отопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии в неотопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии, определенные по физическому методу
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
-
-
-
-
142,65
-
-
-
-
-
-
-
-
-
267,18
232,04
337,96
140,58
-
-
-
-
-
-
-
-
-
345,72
255,07
396,32
162,77
-
-
-
-
-
-
-
-
-
235,05
158,12
355,78
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии в отопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
Удельные расходы условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии в неотопительный период
На отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч
– по теплофикационному циклу
– по конденсационному циклу
На отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал
-
-
-
-
172,72
-
-
-
-
-
-
-
-
-
214,14
152,67
337,96
171,28
-
-
-
-
-
-
-
-
-
327,02
202,84
396,32
186,66
31
32
33
34
35
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
52
2.5.3. Среднегодовая загрузка крупных котельных г. Ижевска
Количество отпущенной тепловой энергии за год, среднесуточный отпуск тепловой энергии и среднегодовая загрузка оборудования представлены в Таблице 2.21.
Таблица 2.21
№
п/п
Источник
теплоснабжения
Всего
отпущено
тепловой
энергии,
Гкал/год
1
Котельная
ДООО «ИРЗ – энерго»
105109,7
93,3
12,5
13,4
2
Котельная
ЗАО «ИОМЗ
34315,0
10,9
4,1
37,5
3
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы 2В
41624,1
41,6
4,9
11,9
4
Котельная
ОАО «Буммашэнерго»
262829,3
339,7
31,2
9,2
5
Котельная
13-ой улицы
518897,0
403,2
64,3
15,9
6
Котельная
Лесозавода
198634,0
142,9
27,2
19,1
7
Котельная
ОАО «Ижнефтемаш»
88598,4
58,8
10,1
17,2
8
Котельная
ОАО «Редуктор»
9
10
11
12
Котельная
ООО «МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
Котельная филиала «УПП №
821» ФГУП «ГУССТ № 8 при
ССР»
Котельная
ФГУП «ИМЗ»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Располагаемая
мощность
котельной,
Гкал/ч
Среднечасовой
отпуск, Гкал/ч
Среднегодовая
загрузка
оборудования,
%
Данные не предоставлены
411399,0
286,6
87,3
30,5
80969,0
37,2
9,6
25,8
308161,0
300,1
35,2
11,7
763526,4
469,8
90,64
19,29
53
2.6. Схемы выдачи тепловой мощности, структура
теплофикационных установок источников тепловой энергии
2.6.1. Схемы выдачи тепловой мощности, структура
теплофикационных установок Ижевской ТЭЦ-1
На Ижевской ТЭЦ-1 тепловая энергия на отопление и горячее водоснабжение города вырабатывается в городской бойлерной, на нужды электростанции – в заводской
бойлерной.
Теплофикационное оборудование городской бойлерной на 01.01.2012 состоит из
4 встроенных пучков конденсаторов, 4 основных бойлеров, 2 пиковых бойлеров и 3 пиковых водогрейных котлоагрегатов.
Теплофикационное оборудование заводской бойлерной состоит из 2 подогревателей сетевой воды.
Принципиальная схема выдачи тепловой мощности представлена на Рис. 2.10.
Основные бойлеры и подогреватели сетевой воды заводской бойлерной подключены к паровому коллектору собственных нужд 1,2÷2,5 кгс/см2 источниками пара для
которого являются теплофикационные отборы турбоагрегатов ст. № 1, 3, 4, 7 и противодавление турбоагрегата ст. № 2. Пиковые бойлеры подключены к паровому коллектору собственных нужд 8÷13 кгс/см2, источниками пара для которого на 01.01.2012 являются производственные отборы турбоагрегатов ст. № 1, 3, 4, 6, 7.
Рис. 2.10. Принципиальная схема выдачи тепловой мощности Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2012
2.6.2. Схемы выдачи тепловой мощности, структура
теплофикационных установок Ижевской ТЭЦ-2
На Ижевской ТЭЦ-2 в качестве источников тепла, обеспечивающих горячей водой
городские и внутристанционные тепловые сети, используются теплофикационные установки турбоагрегатов ст. №№ 1÷4 и водогрейные котлоагрегаты ст. №№ 1÷4. Водогрейный котел ст. № 5 в настоящее время законсервирован и для отпуска тепловой
энергии не используется.
Теплофикационное оборудование Ижевской ТЭЦ-2 состоит из следующих элементов:
– теплофикационные установки турбоагрегатов ст. №№ 1÷4;
– водогрейные котлоагрегаты ст. №№ 1÷4;
– подогреватели сырой воды;
– сетевые и подпиточные насосы;
– подогреватели подпитки теплосети.
Принципиальная схема выдачи тепловой мощности представлена на Рис. 2.11.
54
Основные бойлеры ОБ-1, 2 подключены по сетевой воде параллельно. Греющий
пар на них поступает из коллектора собственных нужд 1,2÷2,5 кгс/см² (абс.), источником пара для которого является теплофикационный отбор турбоагрегата ст. № 1. Дополнительный нагрев сетевой воды может осуществляться в пиковом бойлере ПБ,
снабжающегося паром от коллектора собственных нужд 10÷16 кгс/см² (абс.), источником пара для которого является производственный отбор турбоагрегата ст. № 1.
Теплофикационные установки турбоагрегатов ст. №№ 2÷4 состоят из двух последовательно подключенных по сетевой воде горизонтальных подогревателей, снабжающихся паром от нижнего и верхнего теплофикационных отборов соответствующих
турбин.
Источниками греющего пара теплофикационного оборудования ТЭЦ являются:
– для подогревателей сырой воды и основных бойлеров – коллектор собственных
нужд 1,2÷2,5кгс/см² (абс.);
– подогревателей теплофикационных установок турбоагрегатов ст. №№ 2÷4
снабжаются паром непосредственно от теплофикационных отборов турбин;
– пикового бойлера – коллектор собственных нужд 10÷16 кгс/см² (абс.).
Рис. 2.11. Принципиальная схема выдачи тепловой мощности от Ижевской ТЭЦ-2
55
3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
3.1 Описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой энергии,
от магистральных выводов до центральных тепловых пунктов (если таковые
имеются) или до ввода в жилой квартал или промышленный объект
Обобщенная характеристика систем теплоснабжения г. Ижевска представлена в
Таблице 3.1 и на Рис. 3.1.
Таблица 3.1
№
п/п
Система
теплоснабжения
Длина трубопроводов теплосети (в двухтрубном исчислении.), м
1
Ижевская ТЭЦ-1
224569,80
52532,48
15119,13
2
Ижевская ТЭЦ-2
427771,38
139360,9
66593,05
3
Котельная ДООО
«ИРЗ – энерго»
Информация не
предоставлена
Информация не
предоставлена
Информация не предоставлена
4
Котельная ЗАО «ИОМЗ»
1782,7
640,84
87,25
5
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы 2В
5491,21
1849,0
281,1
6
Котельная ОАО «Буммашэнерго»
66162,8
16994,24
4814,82
7
Котельная 13-ой улицы
22312,4
13707,8
5911,0
15517,8
7975,7
2609,6
4266,8
1768,2
385,5
8
9
Котельная Лесозавода по направлению Машиностроитель
Котельная Лесозавода по направлению Малиновая гора
Материальная
характеристика
трубопроводов
2
теплосети, м
Внутренний
объем систем
теплоснабжения,
3
м
10
Котельная ОАО «Ижнефтемаш»
3736,1
1930,6
460,0
11
Котельная ОАО «Редуктор»
Информация не
предоставлена
Информация не
предоставлена
Информация не предоставлена
12766,0
8218,7
2537,3
4811,8
2010,3
368,7
12
13
Котельная ООО
«МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
Котельная филиала «УПП № 821»
ФГУП «ГУССТ № 8 при ССР»
14
Котельная ФГУП «ИМЗ»
35072,1
9851,16
3634,78
15
Котельная
ООО «Автокотельная»
13100,2
6274,3
2293,2
16
Прочие котельные г. Ижевска
18415,9
4564,4
362,81
56
Рис. 3.1 Соотношение материальных характеристик систем теплоснабжения г. Ижевска
3.2 Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой
энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов
по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя
Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя представлены в Таблице 3.2.
№
п/п
Источник теплоснабжения
Таблица 3.2
Обеспеченность потребителей приборами
учета по годам, %
Балансовая приЭксплуанадлежность теп- тирующая
лосетей
организация 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2022
2023 2027
1
Филиал ОАО "ТГК-5"
Ижевская ТЭЦ-1 Удмуртский и МО ООО «УКС»
«город Ижевск»
70
75
80
85
90
99,9
99,9
2
Филиал ОАО "ТГК-5"
Ижевская ТЭЦ-2 Удмуртский и МО ООО «УКС»
«город Ижевск
70
75
80
85
90
99,9
99,9
3
Котельная
ДООО
«ИРЗ – энерго»
4
5
ДООО
«ИРЗ – энерго»
ДООО «ИРЗ –
энерго»
ЗАО «ИОМЗ»
ЗАО «ИОМЗ»
Котельная ЗАО Филиал ОАО "ТГК-5"
«ИОМЗ»
Удмуртский и МО ООО «УКС»
«город Ижевск
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы
2В
МУП «ГКТС»
МУП «ГКТС»
Информация не предоставлена
Информация не предоставлена
Информация не предоставлена
57
№
п/п
6
7
8
9
Обеспеченность потребителей приборами
Балансовая приЭксплуаучета по годам, %
надлежность теп- тирующая
лосетей
организация 2013 2014 2015 2016 2017 2018 - 2023 2022
2027
Котельная ОАО Филиал ОАО "ТГК-5"
«Буммашэнер- Удмуртский и МО ООО «УКС»
Информация не предоставлена
го»
«город Ижевск
Источник теплоснабжения
Котельная 13-ой ООО «Ижмашэнер- ООО «Ижулицы
го»
машэнерго»
Котельная Лесо- ОАО «Ижмашэнер- ОАО «Ижзавода
го»
машэнерго»
ОАО «ИжнефтеОАО «Ижмаш»
нефтемаш»
Котельная ОАО
«Ижнефтемаш»
Филиал ОАО "ТГК-5"
Удмуртский и МО ООО «УКС»
«город Ижевск»
73
75
77
80
85
95
99
73
75
77
80
85
95
99
Информация не предоставлена
Сторонние потреби- Сторонние
тели
потребители
10
Котельная ОАО
«Редуктор»
ОАО «Редуктор»
ОАО «Редуктор»
Информация не предоставлена
11
Котельная
ООО«МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
ООО«МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
ООО«МЕЧЕЛ
– ЭНЕРГО»
Информация не предоставлена
12
Котельная фи- ФГУП «ГУССТ № 8 ФГУП «ГУССТ
№ 8 при
лиала «УПП
при ССР»
ССР»
№ 821» ФГУП
«ГУССТ № 8 Филиал ОАО "ТГК-5"
ООО «УКС»
при ССР»
Удмуртский»
Информация не предоставлена
13
Котельная ФГУП Филиал ОАО "ТГК-5"
ООО «УКС»
«ИМЗ»
Удмуртский
Информация не предоставлена
14
Котельная ООО
Филиал ОАО "ТГК-5"
«АвтокотельООО «УКС»
Удмуртский
ная»
Информация не предоставлена
14
Прочие котельные г. Ижевска
Информация не предоставлена
-
-
58
4. Зоны действия источников тепловой энергии
4.1 Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех
системах теплоснабжения на территории городского округа,
включая перечень котельных, находящихся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения источников комбинированной выработки тепловой
и электрической энергии
Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех системах теплоснабжения на территории городского округа, включая перечень котельных,
находящихся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии представлено на Рис. 4.1.
Перечень котельных, указанных на Рис. 4.1, представлен в Таблице 4.1.
№
п/п
Источник
теплоснабжения
1
2
Ижевская ТЭЦ-1
Ижевская ТЭЦ-2
Котельная ФГУП "Ижевский механический
завод". Основная площадка
Котельная ФГУП "Ижевский механический
завод", Пл. ЛСХ
Котельная ОАО "Ижнефтемаш"
Котельная 13-й улицы ОАО "Ижмашэнерго"
Котельная пл. Лесозавода ОАО "Ижмашэнерго".
Котельная ООО «ИжАвто»
Котельная "Буммашэнерго"
Котельная ДООО "ИРЗ-Энерго"
Котельная ОАО "Ижевский электромеханический з-д "Купол", пл.1
Котельная ОАО "Ижевский электромеханический з-д "Купол" пл.5
Котельная ОАО "Редуктор"
Котельная ОАО "Ижсталь"
КПП-618 ФГУП УССТ №6
Котельная ОАО "Альтаир"
Котельная АО "Стройкерамика"
Котельная ОАО "Санаторий Металлург"
Котельная ЗАО "Сактон"
Котельная УСР-602 ФГУП "УССТ№6"
Котельная РОАО "Удмуртгаз"
Котельная ФГУП "УССТ №8"
Котельная ФГУП УССТ № 8 пл. филиала
УПП № 821
Котельная ОАО "Удмуртлестоппром"
Котельная "Ижевская нефтебаза"
Котельная ГОУ НПО "ПУ-23"
Котельная ЗАО "ИЗКМ"
Котельная ОАО "Ижмебель", пл. №2
Котельная МСЧ ОАО "РЖД".
Котельная ДОП РЖД
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Зона эффективного радиуса теплоснабжения
источников комбинированной выработки тепловой и электрической
энергии, Rэф
2,7 км
2,6 км
Таблица 4.1
Зона предельного радиуса теплоснабжения
источников комбинированной выработки тепловой и электрической
энергии, Rпред
4,6 км
8,4 км
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
59
№
п/п
Источник
теплоснабжения
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
Котельная ОАО "Агрохолодмаш"
Котельная ОАО "Удмурт-геофизика"
Котельная ООО ЦБПО
Котельная ОАО «ИПОПАТ»
Котельная "Ижкомтранс"
Котельная спорткомплекса им. Демидова
Котельная санатория "Изумрудный"
Котельная ООО "СельхозАвтоЗапчасть”
Котельная ОСК МУП Ижводоканал
Котельная УСМ
Котельная ДЦК
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть", школа № 65
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть", школа № 36
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть", школа № 6
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть", школа № 38
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть", школа № 12
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть", школа № 10
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
МУП "Горкоммунтеплосеть"
МУП "Горкоммунтеплосеть", ГПО
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
МУП "Горкоммунтеплосеть"
МУП "Горкоммунтеплосеть", пос. Октябрьский
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть", пос.
Медведево
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкомунтеплосеть"
Котельная МУП "Горкоммунтеплосеть" Онкологическая больница
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
Зона эффективного радиуса теплоснабжения
источников комбинированной выработки тепловой и электрической
энергии, Rэф
Зона предельного радиуса теплоснабжения
источников комбинированной выработки тепловой и электрической
энергии, Rпред
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2
60
41
55
36
16
Ижевская
ТЭЦ-2
15
9
17
37
8
66
2
13
68
11
65
10
57 67
1
12
22
7
Ижевская
ТЭЦ-1
69
21
19
14
6
20
27
54
50
47
35
45
62
51
5
46
48 28
34
26
58
18
24
23
53
38
40
3
63
30
52
31
49
39
25
61
56 60
32
64
59
Рис. 4.1. Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех системах
теплоснабжения на территории городского округа, включая перечень котельных, находящихся в
зоне эффективного радиуса теплоснабжения источников комбинированной выработки тепловой
и электрической энергии
61
5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии,
групп потребителей тепловой энергии в зонах действия источников
тепловой энергии
5.1 Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха
по видам теплопотребления
Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха по видам теплопотребления для каждого источника теплоты г. Ижевска представлены в соответствующих Приложениях Книги 2 Схемы теплоснабжения города Ижевска «Существующее положение
в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения» (шифр 2119 П-13.02.01 - 2119 П-13.02.15).
5.2 Случаи (условия) применения отопления жилых помещений
в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных
источников тепловой энергии
Информация по случаям (условиям) применения отопления жилых помещений в
многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии не представлена.
5.3 Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления за отопительный период и за год в целом
по видам теплопотребления
Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления за отопительный период и за год в целом по видам теплопотребления для
каждого источника теплоты г. Ижевска представлены в соответствующих Приложениях
Книги 2 Схемы теплоснабжения города Ижевска «Существующее положение в сфере
производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения»
(шифр 2119 П-13.02.01 - 2119 П-13.02.15).
5.4 Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах
наружного воздуха в зонах действия источника тепловой энергии
по видам теплопотребления
Расчетные величины тепловой нагрузки источников теплоты по системам теплоснабжения г. Ижевска при расчетной температуре наружного воздуха минус 34 оС приведены в Таблице 5.1.
Таблица 5.1
Присоединенная
Потери тепла
Нагрузка на
Потери тепла тепловая нагрузНагрузка в сетях через
отоплен.
в сетях с утеч- ка с тепловыми
ГВС,
тепловую
(вент),
кой сет. воды, потерями в тепГкал/ч
изоляцию,
Гкал/ч
Гкал/ч
ловых сетях,
Гкал/ч
Гкал/ч
№
п/п
Система
теплоснабжения
1
Ижевская ТЭЦ-1
343,94
45,91
30,695
3,69
424,23
2
Ижевская ТЭЦ-2
636,03
128,57
62,27
16,31
843,18
3
Котельная ДООО
«ИРЗ – энерго»
Отсутствуют исходные данные для расчета величин тепловой нагрузки
(информация не предоставлена)
62
Присоединенная
Потери тепла
Нагрузка на
Потери тепла тепловая нагрузНагрузка в сетях через
отоплен.
в сетях с утеч- ка с тепловыми
ГВС,
тепловую
(вент),
кой сет. воды, потерями в тепГкал/ч
изоляцию,
Гкал/ч
Гкал/ч
ловых сетях,
Гкал/ч
Гкал/ч
№
п/п
Система
теплоснабжения
4
Котельная ЗАО
«ИОМЗ»
7,89
3,78
0,156
0,031
11,86
5
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы 2В
12,20
1,73
0,66
0,10
14,68
101,879
20,943
9,572
1,155
133,55
290,51
23,8
6,735
2,29
323,34
6
7
Котельная
ОАО «Буммашэнерго»
Котельная 13-ой улицы
8
Котельная Лесозавода
62,61
7,77
6,03
1,02
77,43
9
Котельная ОАО «Ижнефтемаш»
49,01
10,9
0,638
0,25
60,798
21,310
0,00
1,066
0,213
22,589
62,03
0,00
3,864
0,78
66,67
33,64
28,8
0,954
1,17
64,564
68,246
8,62
5,241
0,84
82,947
33,38
7,73
1,533
0,439
43,08
103,448
5,838
5,467
1,095
115,843
1793,0
314,32
132,52
29,04
2268,89
10
11
12
13
14
15
Котельная ОАО «Редуктор»
Котельная
ООО«МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
Котельная филиала
«УПП № 821» ФГУП
«ГУССТ
№ 8 при ССР»
Котельная ФГУП
«ИМЗ»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Прочие котельные г.
Ижевска
Итого
Структура тепловой нагрузки в сетевой воде потребителей г. Ижевска, подключенной к источникам теплоты г. Ижевска, с учетом тепловых потерь на транспортировку, представлена на Рис. 5.1.
63
Рис. 5.1. Структура тепловой нагрузки в сетевой воде потребителей г. Ижевска, подключенной к
источникам теплоты г. Ижевска, с учетом тепловых потерь на транспортировку
64
5.5 Существующие нормативы потребления тепловой энергии
для населения на отопление и горячее водоснабжение
В соответствии с постановлением от 28 декабря 2009 года № 1285 «Об утверждении нормативов потребления тепловой энергии на отопление для многоквартирных
домов города Ижевска» применяются существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение.
В соответствии с Федеральным законом «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», Жилищным кодексом Российской Федерации, постановлением Правительства Российской Федерации от 23.05.2006г. №306
«Об утверждении правил установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг», постановлением Администрации г. Ижевска от 10.08.2009г. №746
«Об установлении нормативов потребления тепловой энергии на отопление», принимая во внимание Заключение Рабочей комиссии по регулированию цен и тарифов от
23.12.2009г., руководствуясь Уставом города Ижевска, постановлено: утвердить и ввести в действие с 01.01.2010 г. нормативы потребления тепловой энергии на отопление
для многоквартирных домов города Ижевска.
Постановление Администрации г. Ижевска УР от 10 августа 2009 г. N 746
"Об установлении нормативов потребления тепловой энергии на отопление"
Рекомендации по расчету нормативов потребления тепловой энергии на отопление (утв. постановлением Администрации г. Ижевска от 10.08.2009 г. N 746):
I. Расчет норматива при наличии в многоквартирном доме нежилых помещений
1. Расчет норматива потребления тепловой энергии на отопление в многоквартирном доме или жилом доме производится при отсутствии приборов учета. Величина
норматива в месяц равна 1/12 годового норматива.
2. Норматив отопления (Гкал на 1 кв.м в месяц) рассчитывается по формуле:
Q_о
N_о = ____________,
S_ж х 12
где:
Q_о - количество тепловой энергии, потребляемой за один отопительный период
многоквартирными домами или жилыми домами, не оборудованными приборами учета
(Гкал/год);
S_ж - общая площадь жилых помещений многоквартирных домов, не оборудованных приборами учета тепловой энергии, или помещений жилых домов, не оборудованных приборами учета тепловой энергии.
3. Количество тепловой энергии (Гкал/год), необходимой для отопления многоквартирного дома или жилого дома, определяется по формуле:
t_вн - t_сро
Q_o = q_max х ______________ х 24 х n_о х 10^(-6) - Qнж_о,
t_вн - t_ро
где:
q_max - часовая тепловая нагрузка на отопление многоквартирного или жилого
дома (ккал/час);
t_вн - температура внутреннего воздуха отапливаемых жилых помещений многоквартирного дома или жилого дома (град. C);
65
t_сро - среднесуточная температура наружного воздуха за отопительный период
(град. C);
t_ро - расчетная температура наружного воздуха в целях проектирования отопления (град. C);
n_о - продолжительность отопительного периода (суток в год), характеризующегося среднесуточной температурой наружного воздуха 8 град. C и ниже;
Qнж_о - расход тепловой энергии на отопление нежилых помещений, не являющихся общим имуществом многоквартирного дома.
4. Часовая тепловая нагрузка на отопление многоквартирных домов или жилых
домов, не оборудованных приборами учета тепловой энергии, определяется исходя из
проектных данных домов. В случае отсутствия проектных данных часовая тепловая нагрузка определяется по паспортам домов.
5. В случае отсутствия проектных и паспортных данных часовая тепловая нагрузка определяется по формуле:
Q_max = q_уд х S,
где:
q_уд - нормируемый удельный расход тепловой энергии на отопление многоквартирного дома или жилого дома (ккал в час на 1 кв.м), предусмотренный в таблице 1;
S - общая площадь жилых и нежилых помещений многоквартирного дома или помещений жилого дома (кв.м).
Нормируемый удельный расход тепловой энергии на отопление многоквартирного
дома или жилого дома представлен в Таблице 5.2.
Таблица 5.2
I. Многоквартирные дома или жилые дома
до 1999 года постройки включительно
II. Многоквартирные дома или жилые дома после
1999 года постройки
Количество
этажей
Значение нормируемого
удельного расхода тепловой
энергии на отопление многоквартирного дома или
жилого дома
Количество
этажей
Значение нормируемого удельного
расхода тепловой энергии на отопление многоквартирного дома или
жилого дома
1
151
1
63
2
140
2
53
3-4
88
3
52
5-9
77
4-5
45
10
74
6-7
42
11
74
8
40
12
73
9
40
13
74
10
38
14
75
11
38
15
76
12 и более
37
16 и более
78
66
II. Расчет норматива в случае отсутствия проектных и паспортных данных
дома и отсутствии в многоквартирном доме нежилых помещений
6. Величина норматива потребления тепловой энергии на отопление жилого дома
или многоквартирного дома, не имеющего нежилых помещений (кроме нежилых помещений, относящихся к общему имуществу многоквартирного дома), либо в случае, когда расчет расхода тепловой энергии на отопление указанных нежилых помещений
производится аналогично жилым помещениям, в случае отсутствия проектных и паспортных данных дома, определяется согласно Таблицы 5.3.
Таблица 5.3
I. Многоквартирные дома или жилые дома
до 1999 года постройки включительно
II. Многоквартирные дома или жилые дома после
1999 года постройки
Количество
этажей
Расчетное значение норматива Гкал/кв.м. в месяц
Количество этажей
Расчетное значение норматива
Гкал/кв.м. в месяц
1
0,032
1
0,013
2
0,029
2
0,011
3-4
0,019
3
0,011
5-9
0,016
4-5
0,009
10
0,016
6-7
0,009
11
0,016
8
0,008
12
0,016
9
0,008
13
0,016
10
0,008
14
0,016
11
0,008
15
0,016
12 и более
0,008
16 и более
0,016
III. Заключительные положения
7. Организации, управляющие многоквартирными домами или жилыми домами
(а при выборе иных форм управления - товарищества собственников жилья, жилищные
кооперативы или иные специализированные потребительские кооперативы; собственники помещений), рассчитывают нормативное количество теплоэнергии (в Гкал) на
отопление 1 кв.м общей площади жилого помещения в месяц (индивидуально для каждого здания), после чего указанное значение заносится в технический паспорт здания.
67
6. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии
6.1. Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности
в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки в зоне действия Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных
Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки, а также резервы и дефициты тепловой мощности по состоянию на 01.01.2012 представлены в таблице 6.1.
Таблица 6.1
Располагае- Собственные
мая мощнужды сумность,
марно,
Гкал/ч
Гкал/ч
Тепловая
мощность
нетто,
Гкал/ч
Потери в теПрисоедипловых сененная тептях,
ловая наГкал/ч
грузка, Гкал/ч
Резерв(+),
дефицит(-)
тепловой
мощности
ТЭЦ,
Гкал/ч
№
п/п
Наименование
Установленная мощность,
Гкал/ч
1
Ижевская
ТЭЦ-1
556,0
332,7
19,0
313,7
34,4
424,23
Минус 110,5
2
Ижевская
ТЭЦ-2
1474
1068,7
22,0
1046,7
78,6
843,18
Плюс 203,6
3
Котельная
ДООО
«ИРЗ – энерго»
126,0
93,3
2,8
90,5
4
Котельная
ЗАО «ИОМЗ»
11,90
10,88
0,07
10,81
0,19
11,86
5
Котельная
МУП «ГКТС» Дружбы
2В
41,6
41,6
0,4
41,2
0,76
14,68
6
Котельная
ОАО «Буммашэнерго»
505,3
339,7
10,2
329,5
10,7
133,55
7
Котельная
13-ой улицы
497,5
403,2
33,5
369,7
9,0
323,34
Причина возникновения дефицита/ возможность
присоединения
дополнительной
нагрузки
Недостаток располагаемой тепловой
мощности ТЭЦ
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки
Данные не предоставлены
Недостаточная располагаемая мощность котельной
Существует возможность присоеПлюс 26,52
динения дополнительной нагрузки
Существует возможность присоеПлюс 195,95
динения дополнительной нагрузки
Существует возможность присоеПлюс 46,36
динения дополнительной нагрузки
Минус 1,05
68
Располагае- Собственные
мая мощнужды сумность,
марно,
Гкал/ч
Гкал/ч
Тепловая
мощность
нетто,
Гкал/ч
Потери в теПрисоедипловых сененная тептях,
ловая наГкал/ч
грузка, Гкал/ч
Резерв(+),
дефицит(-)
тепловой
мощности
ТЭЦ,
Гкал/ч
№
п/п
Наименование
Установленная мощность,
Гкал/ч
8
Котельная
Лесозавода
160,4
142,9
12,3
130,7
7,05
77,43
Плюс 53,27
9
Котельная ОАО «Ижнефтемаш»
127,6
58,8
1,8
57,0
0,88
60,80
Плюс 3,8
10
Котельная ОАО «Редуктор»
28,6
28,6
0,9
27,7
Данные не
предоставлены
22,60
Плюс 5,1
11
Котельная ООО «МЕЧЕЛ – ЭНЕРГО»
386,6
286,6
2,4
284,2
4,6
66,67
Плюс 217,53
12
Котельная филиала
«УПП № 821» ФГУП
«ГУССТ № 8 при ССР»
40,0
37,2
0,3
36,9
2,1
64,56
Минус 27,66
13
Котельная
ФГУП «ИМЗ»
302,0
300,1
45,8
254,3
6,1
82,95
Плюс 171,35
14
Котельная
ООО «Автокотельная»
630,0
469,8
14,1
455,7
Данные не
предоставлены
43,08
Плюс 412,62
15
Прочие котельные
г. Ижевска
363,9
348,0
10,5
337,3
10,08
115,84
Плюс 221,46
ИТОГО
5251,4
3962,1
176,1
3785,9
161,7
2268,89
Плюс 1517,0
Причина возникновения дефицита/ возможность
присоединения
дополнительной
нагрузки
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки.
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки
Недостаточная располагаемая мощность котельной
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки.
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки.
Существует возможность присоединения дополнительной нагрузки.
69
6.2. Гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии
от источников тепловой энергии до самого удаленного потребителя
и характеризующих существующие возможности (резервы и дефициты
по пропускной способности) передачи тепловой энергии в зоне действия
Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных
По результатам расчета гидравлических режимов работы систем теплоснабжения
г. Ижевск от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных трубопроводы тепловых сетей не имеют дефицита по пропускной способности.
6.3. Причины возникновения дефицитов тепловой мощности
и последствий влияния дефицитов на качество теплоснабжения в зонах
действия Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных
На Ижевской ТЭЦ-1 имеется дефицит тепловой мощности из-за недостаточной
располагаемой мощности и подключенной нагрузке.
На Ижевской ТЭЦ-2 дефицит тепловой мощности отсутствует.
Дефицит тепловой мощности выявлен на следующих котельных:
1. Котельная ЗАО «ИОМЗ»;
2. Котельная филиала «УПП № 821» ФГУП «ГУССТ № 8 при ССР»;
3. Котельная ОАО «Стройкерамика»;
4. Котельная Ижевского отделения ГЖД – филиал ОАО «Российские железные
дороги».
5. Котельная ООО "Энергосервис»;
6. Котельная МУП «Горкомунтеплосеть» (№ по схеме - 43)
6.4. Резервы тепловой мощности нетто источников тепловой энергии
и возможности расширения технологической зоны действия источников
с резервом тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой
мощности в зонах действия Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных
На Ижевской ТЭЦ-2 и на остальных котельных существует резерв тепловой мощности и имеется возможность расширения технологической зоны действия источников
с резервом тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой мощности нетто.
70
7. Балансы теплоносителя
7.1 Утвержденные балансы производительности водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых сетей
и максимального потребления теплоносителя в теплоиспользующих установках потребителей в перспективных зонах
действия систем теплоснабжения от Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных, в том числе работающих
на единую тепловую сеть
Данные о установленной производительности ВПУ и располагаемой производительности ВПУ, количестве и вместимости баковаккумуляторов, а также резервах и дефицитах производительности ВПУ Ижевских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных представлены в таблице 7.1.
Таблица 7.1
МаксимальСредняя ная подпитка
РеНормативные
подпитка тепловой сети зерв(+) /
утечки теплотеплов период по- дефицит
носителя,
вой
сети,
вреждения
(-) ВПУ,
м3/ч
м3/ч
участка,
м3/ч
3
м /ч
Наименование
Установленная
производительность ВПУ,
м3/ч
Располагаемая производительность
ВПУ,
м3/ч
Количество
баковаккумуляторов,
шт.
1
Ижевская
ТЭЦ-1
320,0
320,0
0
0
106,0
106,0
848,0
Плюс
214,0
2
Ижевская
ТЭЦ-2
730,0
730,0
3
600,0
270,0
270,0
2163,0
Плюс
460,0
3
Котельная
ДООО
«ИРЗ – энерго»
50,0
50,0
Сведения
отсутствуют
Сведения
отсутствуют
6,0
6,0
138,0
Плюс
44,0
4
Котельная
ЗАО «ИОМЗ»
5,0
5,0
Сведения
отсутствуют
Сведения
отсутствуют
1,6
3,7
13,0
Плюс
1,3
17,1
17,1
1
280,0
0,2
0,2
45,6
Плюс
16,9
70,8
70,8
Сведения
отсутствуют
Сведения
отсутствуют
16,0
16,0
188,7
Плюс
54,8
100,0
100,0
0
0
17,8
17,8
54,2
Плюс
82,2
№
п/
п
5
6
7
Котельная
МУП «ГКТС»
Дружбы 2В
Котельная
ОАО «Буммашэнерго»
Котельная
13-ой улицы
Вместимость
баковаккумуляторов, м3
71
8
Котельная
Лесозавода
65,0
65,0
0
0
6,1
6,1
43,3
Плюс
58,9
9
Котельная ОАО
«Ижнефтемаш»
52,4
52,4
1
100,0
3,8
3,8
17,0
Плюс
48,6
10
Котельная ОАО
«Редуктор»
11,7
11,7
Сведения
отсутствуют
Сведения
отсутствуют
2,9
2,9
31,3
Плюс
8,8
65,0
30,0
5
129,0
5,5
11,4
26,2
Плюс
18,6
45,0
35,0
1
35,0
1,5
1,5
10,0
Плюс
33,5
150,0
150,0
1
400
25,3
25,3
100,0
Плюс
124,7
200,0
200,0
2
800
49,3
49,3
690,1
Плюс
150,7
164,3
164,3
8
234
29,6
29,6
425,5
Плюс
135,0
11
12
13
14
15
Котельная
ООО«МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
Котельная филиала «УПП №
821» ФГУП
«ГУССТ № 8 при
ССР»
Котельная ФГУП
«ИМЗ»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Прочие котельные
г. Ижевска
72
8. Топливные балансы источников тепловой энергии
и система обеспечения топливом
8.1. Топливные балансы от Ижевской ТЭЦ-1 и система обеспечения топливом
Характеристика видов топлива, сжигаемых на Ижевской ТЭЦ-1, а также их расходы за 2009 - 2011 гг. представлены в Таблице 8.1 и на Рис. 8.1.
Таблица 8.1
Основное топливо
Наименование
Резервное топливо
Вид
Расход,
тыс. м3/год
Вид
На хранении,
тыс. т/год
Расход,
тыс. т/год
Природный газ
2009 – 238 769
2010 – 242 371
2011 – 244 131
мазут
2009 – 10,075
2010 – 10,034
2011 – 9,206
2009 – 0,345
2010 – 0,041
2011 – 1,942
Ижевская ТЭЦ-1
Qнр = 8 046 ккал/м
3
Qнр = 9 626 Ккал/кг
тыс. т
млн. м3
2
250
1,8
225
1,6
200
1,4
175
1,2
150
1
125
0,8
100
0,6
75
0,4
50
0,2
25
0
0
2009 год
2010 год
Расход мазута, тыс. т
2011 год
Расход природного газа, млн. м3
Рис. 8.1. Расходы основного и резервного топлив за 2009 – 2011 гг.
73
8.2. Топливные балансы от Ижевской ТЭЦ-2 и система обеспечения топливом
Характеристика видов топлива, сжигаемых на Ижевской ТЭЦ-2, а также их расходы за 2009 – 2011 гг. представлены в Таблице 8.2 и на Рис. 8.2.
Таблица 8.2
Основное топливо
№ п/п
Вид
Ижевская
ТЭЦ-2
Расход,
тыс. м3/год
2009 – 556 464
Природный
2010 – 792 680
газ
2011 – 774 300
Qнр = 7965 ккал/нм3
Резервное топливо
Вид
Расход,
тыс. т/год
Вид
Расход,
тыс. т/год
Уголь
2009 – 400,003
2010 – 55,337
2011 – 27,860
мазут
Данные не
предоставлены
Qнр=5668 Ккал/кг
Qнр=9535 Ккал/кг
тыс. т
млн. м3
500
1000
450
900
400
800
350
700
300
600
250
500
200
400
150
300
100
200
50
100
0
0
2009 год
2010 год
Расход угля, тыс. т
2011 год
Расход природного газа, млн. м3
Рис. 8.2. Расходы основного и резервного топлив за 2009 – 2011 гг.
8.3. Топливные балансы котельных и систем обеспечения топливом
Описание видов и количества используемого основного и резервного топлива и их
характеристики представлены в Таблице 8.3.
Таблица 8.3
№
п/п
Источник
теплоснабжения
1
Котельная ДООО «ИРЗ –
энерго»
Основное топливо
Вид
Расход, млн
м3/год
Вид
Природный газ
14,317
Мазут
Qнр = 8040 Ккал/м
Природный газ
2
Резервное топливо
3
5,047
Котельная ЗАО «ИОМЗ»
Qнр = 8040 Ккал/м
3
Нормативный
запас, т
Данные
не предоставлены
Qнр= 9566 Ккал/кг
-
-
74
№
п/п
3
4
Источник
теплоснабжения
Котельная
Дружбы 2В
МУП
«ГКТС»
Котельная ОАО «Буммашэнерго»
Основное топливо
Вид
Расход, млн
3
м /год
Вид
Нормативный
запас, т
Природный газ
5,563
-
-
Qнр = 8040 Ккал/м
Природный газ
Котельная 13-ой улицы
7
Котельная Лесозавода
Котельная ОАО «Ижнефтемаш»
8
Котельная ОАО «Редуктор»
9
Котельная ООО«МЕЧЕЛ –
ЭНЕРГО»
10
Котельная филиала «УПП №
821» ФГУП «ГУССТ № 8 при
ССР»
12
13
Котельная ФГУП «ИМЗ»
Котельная
ООО «Автокотельная»
Прочие котельные г. Ижевска
Мазут
70,189
26,868
Природный газ
12,068
Qнр = 8040 Ккал/м
Мазут
Природный газ
67,278
Мазут
11,544
Мазут
Qнр = 8040 Ккал/м3
Природный газ
104,0
Qнр = 8040 Ккал/м3
Природный газ
34,524 млн. м3
уголь
2004,0 т
печное
топливо
160,0 м3
электричество
502,5 кВтч
1200
Qнр=9566 Ккал/кг
Сведения отсутствуют
Мазут
Сведения
отсутствуют
Qнр=9566 Ккал/кг
Мазут
Qнр = 8040 Ккал/м3
41,581
120
Qнр=9566 Ккал/кг
Qнр = 8040 Ккал/м3
Природный газ
312,0
Qнр=9566 Ккал/кг
3
Сведения отсутствуют
3400,0
Qнр=9566 Ккал/кг
Qнр = 8040 Ккал/м3
Природный газ
11
35,8
-
Qнр = 8040 Ккал/м3
Природный газ
6
3
Qнр = 8040 Ккал/м3
Природный газ
5
Резервное топливо
337,0
Qнр=9566 Ккал/кг
Мазут
313,0
Qнр= 9566 Ккал/кг
Мазут
5000,0
Qнр= 9566 Ккал/кг
мазут
216 т
дизельное
топливо
печное
топливо
Сведения
отсутствуют
-
-
100,0 м3
75
9. Надежность теплоснабжения
Существующий уровень надежности каждой системы теплоснабжения г. Ижевска
и необходимые мероприятия по его повышению представлены в соответствующих
Приложениях Книги 2 Схемы теплоснабжения города Ижевска «Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения» (шифр 2119 П-13.02.01 - 2119 П-13.02.15).
76
10. Технико-экономические показатели работы
источников теплоснабжения
10.1. Описание результатов хозяйственной деятельности Ижевской ТЭЦ-1
в соответствии с требованиями, установленными Правительством Российской
Федерации в «Стандартах раскрытия информации теплоснабжающими
организациями»
10.1.1. Общие положения
В настоящее время документ, определяющий стандарты раскрытия информации
теплоснабжающими организациями, теплосетевыми организациями, органами регулирования не утвержден.
Теплосетевые организации и субъекты естественных монополий в области раскрытия информации руководствуются «Стандартами раскрытия информации организациями коммунального комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющими деятельность в сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии» (Постановление № 1140 Правительства РФ от 30.12.09).
Регулируемыми организациями информация раскрывается путем:
а) опубликования в печатных средствах массовой информации, в которых в соответствии с законами субъектов Российской Федерации публикуются официальные материалы органов государственной власти, и (или) в печатных изданиях, в которых публикуются акты органов местного самоуправления, распространяемых в субъектах Российской Федерации и (или) муниципальных образованиях, на территории которых регулируемые организации осуществляют свою деятельность (далее - официальные печатные издания);
б) опубликования на официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети Интернет (далее - сеть Интернет) регулируемой организации, и (или) на
официальном сайте в сети Интернет органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации (органа местного самоуправления), уполномоченного осуществлять
контроль за соблюдением стандартов раскрытия информации, и (или) на ином официальном сайте в сети Интернет, определяемом Правительством Российской Федерации;
в) предоставления информации на основании письменных запросов потребителей
товаров и услуг регулируемых организаций (далее соответственно - потребители, регулируемые товары и услуги).
Информация, подлежащая раскрытию в соответствии с Постановлением № 1140
Правительства РФ от 30.12.09, размещается регулируемой организацией на выбранных ею сайтах в сети Интернет из числа указанных в подпункте "б" пункта 3 настоящего
документа и должна быть доступна в течение 5 лет.
Регулируемые организации обязаны сообщать по запросу потребителей адрес
сайта в сети Интернет, на котором размещена информация, подлежащая раскрытию в
соответствии с настоящим документом.
В официальных печатных изданиях (со ссылкой на адрес сайта в сети Интернет,
на котором информация размещается в полном объеме) подлежит опубликованию информация, указанная в пунктах 12, 16, 18, 23, 27, 29, 34, 38, 40, 45, 49, 51, 56 и 59 Постановления № 1140 Правительства РФ от 30.12.09.
На территориях, на которых отсутствует доступ к сети Интернет, информация раскрывается путем ее опубликования в официальных печатных изданиях в полном объеме, а также путем предоставления информации на основании письменных запросов
потребителей.
Регулируемые организации в течение 5 рабочих дней со дня опубликования информации в официальных печатных изданиях (размещения на сайте в сети Интернет)
в соответствии с настоящим документом сообщают в орган исполнительной власти
субъекта Российской Федерации (орган местного самоуправления), уполномоченный
77
осуществлять контроль за соблюдением стандартов раскрытия информации, о раскрытии соответствующей информации с указанием официального печатного издания и
(или) адреса сайта в сети Интернет, которые используются для размещения этой информации.
В случае раскрытия информации на официальном сайте в сети Интернет органа
исполнительной власти субъекта Российской Федерации (органа местного самоуправления), уполномоченного осуществлять контроль за соблюдением стандартов раскрытия информации, сообщение о раскрытии соответствующей информации в этот орган
исполнительной власти субъекта Российской Федерации и (или) орган местного самоуправления не направляется.
Перечень информации, подлежащей раскрытию в соответствии с настоящим документом, является исчерпывающим.
Одновременно с указанной в пункте Постановления № 1140 информацией о расходах на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств и расходах на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического процесса, на
сайте в сети Интернет публикуется информация об объемах товаров и услуг, их стоимости и способах приобретения у тех организаций, сумма оплаты услуг которых превышает 20 процентов суммы расходов по каждой из указанных статьей расходов.
Информация, подлежащая раскрытию в соответствии с Постановлением № 1140,
предоставляется регулируемой организацией потребителю на основании письменного
запроса о предоставлении информации.
Предоставление информации осуществляется в письменной форме посредством
направления в адрес потребителя почтового отправления либо выдачи лично потребителю по месту нахождения регулируемой организации.
Регулируемые организации ведут учет письменных запросов потребителей, а также хранят копии ответов на такие запросы в течение 5 лет.
Потребитель в письменном запросе о предоставлении информации указывает регулируемую организацию, в которую направляет указанный запрос, а также свою фамилию, имя, отчество (наименование юридического лица), почтовый адрес, по которому должен быть направлен ответ, излагает суть заявления, подписывает запрос и проставляет дату, а также указывает способ получения запрашиваемой информации (посредством почтового отправления или выдачи лично потребителю).
Поступивший в адрес регулируемой организации письменный запрос о предоставлении информации подлежит регистрации в день его поступления в регулируемую
организацию с присвоением ему регистрационного номера и проставлением штампа
соответствующей организации.
Регулируемая организация не позднее 20 календарных дней со дня поступления
запроса направляет раскрываемую в соответствии с настоящим документом информацию в адрес потребителя согласно избранному потребителем способу получения информации
78
10.1.2. Оценка полноты раскрытия информации Ижевской ТЭЦ-1
ЗАО «Ижевская ТЭЦ-1» является дочерним предприятием ОАО «ТГК-5». Информация о деятельности теплоснабжающей организации, формируемая в соответствии с
Постановлением № 1140, публикуется на сайте ОАО «ТГК-5» (http://www.tgc5.ru).
Полнота раскрытия информации в соответствии с Постановлением № 1140 Правительства РФ от 30.12.09 оценивается в Таблице 10.1. по данным отчетности ОАО
«ТГК-5» за 2011 г.
№
п/п
Наименование информации в соответствии
с Постановлением № 1140 от 30.12.2009
Таблица 10.1
Наличие/
Отсутствие
Стандарты раскрытия информации в сфере теплоснабжения и в сфере горячего водоснабжения
1.
2.
3.
В сфере теплоснабжения и сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии
раскрытию подлежит информация:
а) о ценах (тарифах) на регулируемые товары и услуги и надбавках к этим ценам
(тарифам);
б) об основных показателях финансово-хозяйственной деятельности регулируемых организаций, включая структуру основных производственных затрат (в части
регулируемой деятельности);
в) об основных потребительских характеристиках регулируемых товаров и услуг
регулируемых организаций и их соответствии государственным и иным утвержденным стандартам качества;
г) об инвестиционных программах и отчетах об их реализации;
д) о наличии (отсутствии) технической возможности доступа к регулируемым товарам и услугам регулируемых организаций, а также о регистрации и ходе реализации заявок на подключение к системе теплоснабжения;
е) об условиях, на которых осуществляется поставка регулируемых товаров и
(или) оказание регулируемых услуг;
ж) о порядке выполнения технологических, технических и других мероприятий,
связанных с подключением к системе теплоснабжения.
Информация о ценах (тарифах) на регулируемые товары и услуги и надбавках к
этим ценам (тарифам) содержит сведения:
а) об утвержденных тарифах на тепловую энергию (мощность);
б) об утвержденных тарифах на передачу тепловой энергии (мощности);
в) об утвержденных надбавках к ценам (тарифам) на тепловую энергию для потребителей;
г) об утвержденных надбавках к тарифам регулируемых организаций на тепловую энергию и надбавках к тарифам регулируемых организаций на передачу тепловой энергии;
д) об утвержденных тарифах на подключение создаваемых (реконструируемых)
объектов недвижимости к системе теплоснабжения;
е) об утвержденных тарифах регулируемых организаций на подключение к системе теплоснабжения.
Информация об основных показателях финансово-хозяйственной деятельности
регулируемых организаций, включая структуру основных производственных затрат (в части регулируемой деятельности), содержит сведения:
а) о виде регулируемой деятельности (производство, передача и сбыт тепловой
энергии);
б) о выручке от регулируемой деятельности (тыс. рублей);
в) о себестоимости производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (тыс. рублей), включающей:
- расходы на покупаемую тепловую энергию (мощность);
- расходы на топливо с указанием по каждому виду топлива стоимости (за единицу объема), объема и способа его приобретения;
- расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую
оборудованием, используемым в технологическом процессе, с указанием средневзвешенной стоимости 1 кВт•ч и об объеме приобретения электрической энергии;
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
79
№
п/п
Наименование информации в соответствии
с Постановлением № 1140 от 30.12.2009
Наличие/
Отсутствие
Стандарты раскрытия информации в сфере теплоснабжения и в сфере горячего водоснабжения
- расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом
процессе;
- расходы на химреагенты, используемые в технологическом процессе;
- расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала;
- расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе;
- общепроизводственные (цеховые) расходы, в том числе расходы на оплату
труда и отчисления на социальные нужды;
- общехозяйственные (управленческие) расходы, в том числе расходы на оплату
труда и отчисления на социальные нужды;
- расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных
средств;
- расходы на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с
организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического
процесса;
г) о валовой прибыли от продажи товаров и услуг по регулируемому виду деятельности (тыс. рублей);
д) о чистой прибыли от регулируемого вида деятельности с указанием размера
ее расходования на финансирование мероприятий, предусмотренных инвестиционной программой регулируемой организации по развитию системы теплоснабжения (тыс. рублей);
е) об изменении стоимости основных фондов, в том числе за счет ввода (вывода) их из эксплуатации (тыс. рублей);
ж) о годовой бухгалтерской отчетности, включая бухгалтерский баланс и приложения к нему (раскрывается регулируемыми организациями, выручка от регулируемой деятельности которых превышает 80 процентов совокупной выручки за
отчетный год);
з) об установленной тепловой мощности (Гкал/ч);
4.
5.
и) о присоединенной нагрузке (Гкал/ч);
к) об объеме вырабатываемой регулируемой организацией тепловой энергии
(тыс. Гкал);
л) об объеме покупаемой регулируемой организацией тепловой энергии (тыс.
Гкал);
м) об объеме тепловой энергии, отпускаемой потребителям, в том числе об объемах, отпущенных по приборам учета и по нормативам потребления (расчетным
методом) (тыс. Гкал);
н) о технологических потерях тепловой энергии при передаче по тепловым сетям
(процентов);
о) о протяженности магистральных сетей и тепловых вводов (в однотрубном исчислении) (км);
п) о протяженности разводящих сетей (в однотрубном исчислении) (км);
у) о среднесписочной численности основного производственного персонала (человек);
ф) об удельном расходе условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть (кг у. т./Гкал);
х) об удельном расходе электрической энергии на единицу тепловой энергии,
отпускаемой в тепловую сеть (тыс. кВт•ч/Гкал);
ц) об удельном расходе холодной воды на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть (куб. м/Гкал).
Информация об основных потребительских характеристиках регулируемых товаров и услуг регулируемых организаций и их соответствии государственным и
иным утвержденным стандартам качества содержит сведения:
Информация об инвестиционных программах и отчетах об их реализации содержит наименование соответствующей программы, а также сведения:
а) о цели инвестиционной программы;
б) о сроках начала и окончания реализации инвестиционной программы;
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+1)
+
+
+
+1)
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+1)
+1)
80
№
п/п
Наименование информации в соответствии
с Постановлением № 1140 от 30.12.2009
Наличие/
Отсутствие
Стандарты раскрытия информации в сфере теплоснабжения и в сфере горячего водоснабжения
6.
7.
8.
в) о потребностях в финансовых средствах, необходимых для реализации инвестиционной программы, в том числе с разбивкой по годам, мероприятиям и источникам финансирования инвестиционной программы (тыс. рублей);
г) о показателях эффективности реализации инвестиционной программы, а также
об изменении технико-экономических показателей регулируемой организации (с
разбивкой по мероприятиям);
д) об использовании инвестиционных средств за отчетный год с разбивкой по
кварталам, мероприятиям и источникам финансирования инвестиционной программы (тыс. рублей).
Информация о наличии (отсутствии) технической возможности доступа к регулируемым товарам и услугам регулируемых организаций, а также о регистрации и
ходе реализации заявок на подключение к системе теплоснабжения содержит
сведения:
а) о количестве поданных и зарегистрированных заявок на подключение к системе теплоснабжения;
б) о количестве исполненных заявок на подключение к системе теплоснабжения;
в) о количестве заявок на подключение к системе теплоснабжения, по которым
принято решение об отказе в подключении;
г) о резерве мощности системы теплоснабжения. При использовании регулируемыми организациями нескольких систем централизованного теплоснабжения
информация о резерве мощности таких систем публикуется в отношении каждой
системы централизованного теплоснабжения.
Информация об условиях, на которых осуществляется поставка регулируемых
товаров и (или) оказание регулируемых услуг, содержит сведения об условиях
публичных договоров поставок регулируемых товаров, оказания регулируемых
услуг, в том числе договоров на подключение к системе теплоснабжения.
Информация о порядке выполнения технологических, технических и других мероприятий, связанных с подключением к системе теплоснабжения, содержит:
а) форму заявки на подключение к системе теплоснабжения;
б) перечень и формы документов, представляемых одновременно с заявкой на
подключение к системе теплоснабжения;
в) описание (со ссылкой на нормативные правовые акты) порядка действий заявителя и регулируемой организации при подаче, приеме, обработке заявки на
подключение к системе теплоснабжения, принятии решения и уведомлении о
принятом решении;
г) телефоны и адреса службы, ответственной за прием и обработку заявок на
подключение к системе теплоснабжения.
+1)
+1)
+1)
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Примечание:
1)
Данные по ОАО «ТГК-5» в целом
Исходя из данных таблицы 10.1 можно заключить, что информация, предоставляемая ОАО «ТГК-5» является полной и соответствует «Стандартам раскрытия информации организациями коммунального комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющими деятельность в сфере оказания передаче тепловой энергии».
Информация о ЗАО «Ижевская ТЭЦ-1», в частности о себестоимости производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности, в отчетности
ОАО «ТГК-5» отдельно не раскрывается. В связи с этим, данные, приведенные в подразделах 10.2., 10.3. и Разделе 11 получены расчетным методом.
81
10.2. Технико-экономические показатели работы Ижевской ТЭЦ-1
В соответствии с Техническим заданием и на основании данных, раскрываемых
ОАО «ТГК-5» в соответствии со «Стандартами раскрытия информации организациями
коммунального комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющими
деятельность в сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии», проведена
оценка технико-экономических показателей теплоснабжающих и теплосетевых организаций по состоянию на 31.12.2011.
Отпуск тепловой энергии с коллекторов Ижевской ТЭЦ-1 в 2011 г. составил
1 352,01 тыс. Гкал, что составило 100% от общего отпуска тепловой энергии с коллекторов.
Основным
потребителем
отпущенной
тепловой
энергии
является
ООО «Удмуртские коммунальные системы».
Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям – 0%
(по данным отчетности ОАО «ТГК-5»).
Получена выручка от продажи тепловой энергии потребителям Ижевской ТЭЦ-1 в
размере 673 255,44 тыс. руб.
Валовая прибыль предприятия от продажи тепловой энергии составила
55,30 тыс. руб. (по данным отчетности ОАО «ТГК-5»).
Средняя себестоимость 1 Гкал тепловой энергии по данным ОАО ТГК-5 составила 489,84 руб. за 1 Гкал.
Установленная тепловая мощность станции – 556,5 Гкал/час
Тепловая энергия в сетевой воде отпускается от ТЭЦ-1 по направлениям:1-й Ду =
800 мм, 2-й Ду = 800 – 500 мм. Каждый из выводов ТЭЦ-1 оборудован необходимым
парком приборов коммерческого учета, объединенных в единую автоматизированную
систему коммерческого учета отпуска тепловой энергии в сетевой воде и контроля за
её параметрами.
Присоединенная
тепловая
нагрузка
Ижевской
ТЭЦ-1
составляет
375,84 Гкал/ч. Из них, 291,88 Гкал/ч - отопление, 48,65 Гкал/ч – вентиляция,
35,31 Гкал/ч – ГВС.
82
10.3. Сравнительный анализ производственных расходов товарного отпуска тепловой энергии от Ижевской ТЭЦ-1
Проведен сравнительный анализ производственных расходов товарного отпуска
тепловой энергии на основании данных публикуемой финансовой отчетности за три
предыдущих года. Данные по производственным расходам на отпуск тепловой энергии
по Ижевской ТЭЦ-1 получены расчетным методом на основании показателей отчетности Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5», опубликованных в соответствии со стандартами раскрытия информации на сайте ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» (http://www.old.iesholding.com/dgudisclosure.html), данных финансовой отчетности ОАО «ТГК-5», а также
распределения себестоимости по статьям расходов – на основании данных по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» в целом.
При этом использованы следующие документы и информация:
- Информация за 2009 год:
- Годовой отчет ОАО «ТГК-5» за 2009 г.:
- Отпуск тепловой энергии за 2009 г. (Гкал) – данные по Ижевской ТЭЦ-1;
- Удельный расход топлива на отпуск тепла (кг/Гкал) за 2009 год - данные по
Ижевской ТЭЦ-1;
- Выручка от реализации тепловой энергии по Удмуртской республике филиала
ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (тыс. руб.).
Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую
энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5» на 2009 год:
- «Информация об основных показателях производственной деятельности организации» ОАО ТГК-5 (тыс. руб.);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение года, а также с учетом нерегулируемой цены)
(руб./тыс. м3); данные о расходах на
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2009 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-1 (руб./Гкал).
Информация за 2010 год:
- Годовой отчет ОАО «ТГК-5» за 2010 г.:
- Отпуск тепловой энергии за 2010 г. (Гкал) – данные по Ижевской ТЭЦ-1;
- Удельный расход топлива на отпуск тепла (кг/Гкал) за 2010 год - данные по
Ижевской ТЭЦ-1;
- Выручка от реализации тепловой энергии по Удмуртской республике филиала
ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (тыс. руб.).
Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую
энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5»):
- «Информация об основных показателях производственной деятельности организации» ОАО ТГК-5 (тыс. руб.);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение года, а также с учетом нерегулируемой цены)
(руб./тыс. м3);
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2010 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-1 (руб./Гкал);
Информация за 2011 год:
- Годовой отчет ОАО «ТГК-5» за 2011 г.:
- Отпуск тепловой энергии за 2011 г. (Гкал) – данные по Ижевской ТЭЦ-1;
- Удельный расход топлива на отпуск тепла (кг/Гкал) за 2011 год - данные по
Ижевской ТЭЦ-1;
83
- Выручка от реализации тепловой энергии по Удмуртской республике филиала
ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (тыс. руб.).
Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую
энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5»):
- «Информация об основных показателях производственной деятельности организации» ОАО ТГК-5 (тыс. руб.);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение года, а также с учетом нерегулируемой цены)
(руб./тыс. м3);
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2011 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-1 (руб./Гкал).
- Информация за 2012 год:
- Финансовая отчетность ОАО «ТГК-5» за первое полугодие 2012 г. (ф.№2);
- Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5»):
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2012 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-1 (руб./Гкал);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение полугодия, а также с учетом нерегулируемой цены) (руб./тыс. м3). Калькулирование расходов, связанных с производством электрической и тепловой энергии, осуществляется в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. N 700 "О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике".
Распределение расхода топлива тепловых электростанций между электрической
и тепловой энергией, осуществляемое в процессе калькулирования расходов на производство электрической и тепловой энергии, производится в соответствии с действующими нормативными актами.
Объем выручки от продаж тепловой энергии растет за счет увеличения тарифов
на тепловую энергию. В Таблице 10.2. приведены данные об изменении в процентном
соотношении основных статей себестоимости тепловой энергии.
Таблица 10.2
Наименование статьи затрат
2009
2010
2011
на 01.08.2012
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы,
покупная энергия*
0,98%
0,86%
0,71%
0,60%
2. Топливо на технологические цели
76,43%
77,88%
78,72%
80,08%
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
15,40%
12,36%
11,67%
11,29%
4. Амортизация основных средств
1,67%
2,69%
4,09%
4,11%
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
0,04%
0,01%
0,00%
0,00%
6. Расходы на услуги производственного характера**
5,48%
6,20%
4,81%
3,92%
389 883,5
624 695,6
736 009,4
376 534,45
ИТОГО
Примечания:
*включает в себя сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия (без расходов
на ремонт)
**включает в себя расходы на услуги производственного характера без затрат на ремонт
84
Сопоставив данные о структуре себестоимости, можно сделать следующие выводы:
- Затраты на производство тепловой энергии увеличиваются, прежде всего в связи с ростом цен на топливо (природный газ). Прибыль предприятия растет за счет роста тарифов на тепловую энергию.
- Размер топливной составляющей в производстве тепловой энергии на ТЭЦ колеблется в пределах от 76,4% до 80,1%.
- Показатели себестоимости продукции и оценке основных статей производственных расходов по данным 2011г. приведены в Таблице 10.3.
Таблица 10.3
Наименование статьи затрат
Всего затрат, в том числе:
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия*
2. Топливо на технологические цели
Удельный вес
в % к общей себеПоказатель
стоимости продукции
736 009,41
5 218,77
0,71%
579 367,75
78,72%
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
85 910,55
11,67%
4. Амортизация основных средств
30 116,97
4,09%
18,47
0,00%
35 376,89
4,81%
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
6. Расходы на услуги производственного характера
Наиболее значимые статьи производственных затрат:
- Топливо на технологические цели
78,72%
- Общехозяйственные (управленческие) расходы
11,67%
- Расходы на услуги производственного характера
4,81%
- Амортизация основных средств
4,09%
Структура себестоимости Ижевской ТЭЦ-1 по данным 2011г. представлена
на Рис. 10.1.
Структура себестоимости тепловой энергии в 2011г.
4,09%
0,00%
4,81%
0,71%
11,67%
78,72%
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия
2. Топливо на технологические цели
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
4. Амортизация основных средств
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
6. Расходы на услуги производственного характера
Рис. 10.1. Структура себестоимости Ижевской ТЭЦ-1 по данным 2011 г
85
Наибольшие изменения в процентной доле затрат в сторону их увеличения произошли по следующим статьям:
2. Топливо на технологические цели,график представлен на рис.10.2;
2. Топливо на технологические цели
81,00%
80,00%
79,00%
78,00%
77,00%
76,00%
75,00%
74,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.2. Топливо на технологические цели
4. Амортизация основных средств, график представлен на рис.10.3
4. Амортизация основных средств
4,50%
4,00%
3,50%
3,00%
2,50%
2,00%
1,50%
1,00%
0,50%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.3. Амортизация основных средств
86
Уменьшились следующие составляющие себестоимости:
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия, график
представлен на рис.10.4;
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия
1,20%
1,00%
0,80%
0,60%
0,40%
0,20%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.4. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы, график представлен на
рис.10.5;
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
18,00%
16,00%
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.5. Общехозяйственные (управленческие) расходы
87
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий), график представлен на рис.10.6;
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
0,04%
0,04%
0,03%
0,03%
0,02%
0,02%
0,01%
0,01%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.6. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
4. Расходы на услуги производственного характера, график представлен на
рис.10.7;
6. Расходы на услуги производственного характера
7,00%
6,00%
5,00%
4,00%
3,00%
2,00%
1,00%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.7. Расходы на услуги производственного характера
88
10.4. Инвестиционные проекты, реализуемые ОАО «ТГК-5» на Ижевской ТЭЦ-1
В 2011 году на Ижевской ТЭЦ-1 ОАО «ТГК-5» реализовывался приоритетный инвестиционный проект реконструкции Ижевской ТЭЦ-1.
Цель реализации проекта: увеличение объемов сбыта электрической энергии,
снижение себестоимости производства электрической и тепловой энергии, покрытие
дефицита электрической мощности в Кировско-Удмуртском энергетическом узле.
Вводимая мощность:
– электрическая – 230 МВт;
– тепловая – 145,8 Гкал/ч.
Проект реализуется в рамках выполнения обязательств по ДПМ.
Вводимая мощность: 230 МВт. Срок ввода объекта: 31.12.2013 г.
Общий бюджет: 8 367 млн. руб. без НДС (9 847 млн. руб. с НДС).
Основные технические решения:
Моноблок ПГУ в составе одной газовой турбины ГТЭ-160 номинальной мощностью 167 МВт, двухконтурного котла-утилизатора, одной паровой турбины типа Т-63/768,8 номинальной мощностью 63 МВт.
Инфраструктура
Земля – проектируемые объекты размещаются на территории Ижевской ТЭЦ-1,
земельный участок находится в аренде, дополнительного землеотвода не требуется.
СВМ − присоединение к эл. сетям ОАО «МРСК «Центра и Приволжья» (договор на
ТП заключен). Выдача мощности от ПГУ предполагается на шины вновь вводимого
КРУЭ 110 кВ (договор на разработку СВМ заключен).
Топливообеспечение − газотранспортная организация ООО «Газпром трансгаз
Чайковский», газораспределительная организация – РОАО «Удмуртгаз». Подача газа
на ПГУ по существующим газопроводам 0,6 МПа РОАО «Удмуртгаз» Максимальный
расход газа на ПГУ и существующие котлы – 115,8 тыс. м3/час.
Получены все необходимые документы для согласования топливного режима, в
том числе Т.У. на подключение к сетям РОАО «Удмуртгаз». Документы по согласованию топливного режима направлены в ГАЗПРОМ.
Водообеспечение – от существующего водозабора из Ижевского пруда со строительством системы оборотного водоснабжения для вводимой ПГУ.
Мероприятия по реализации проекта, проведенные в отчетном периоде
− Заключены договора на изготовление и поставку оборудования.
− Согласована СВМ.
− Получено положительное заключение Главгосэкспертизы России по проекту.
− Получено разрешение на строительство объекта.
− Утверждено ТЗ на Ген. подряд.
В 2011г. на Ижевской ТЭЦ-1 ОАО «ТГК-5» реализует программу поддержания надежности работы оборудования.
По данным стандартов раскрытия информации (по состоянию на 30.06.12) инвестиционная программа на 2012 г. не утверждена.
89
10.5. Технико-экономические показатели работы Ижевской ТЭЦ-2
В соответствии с Техническим заданием и на основании данных, раскрываемых
ОАО «ТГК-5» в соответствии со «Стандартами раскрытия информации организациями
коммунального комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющими
деятельность в сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии», проведена
оценка технико-экономических показателей теплоснабжающих и теплосетевых организаций по состоянию на 31.12.2011.
Отпуск тепловой энергии с коллекторов Ижевской ТЭЦ-2 в 2011 г. составил
2 807 тыс. Гкал, что составило 100% от общего отпуска тепловой энергии с коллекторов.
Основным
потребителем
отпущенной
тепловой
энергии
является
ООО «Удмуртские коммунальные системы».
Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям – 0%
(по данным стандартов раскрытия информации ОАО «ТГК-5»).
Тепловая энергия в сетевой воде отпускается от ТЭЦ-2 по направлениям:
1-й Ду = 1000 мм, 2-й Ду = 1200 мм, 3-й Ду = 1000 мм, 4-й Ду = 500 мм. Каждый из выводов ТЭЦ-2 оборудован необходимым парком приборов коммерческого учета, объединенных в единую автоматизированную систему коммерческого учета отпуска тепловой энергии в сетевой воде и контроля за её параметрами.
Присоединенная тепловая нагрузка ТЭЦ-2 в сетевой воде и её структура в соответствии с выполненным анализом учета отпуска тепла за отопительный период
2011 г. составляет:
- Отопление - 551,495 Гкал/ч
- Вентиляция – 78,235 Гкал/ч
- ГВС – 98,900 Гкал/ч
- Суммарная - 728,630 Гкал/ч
Получена выручка от продажи тепловой энергии потребителям Ижевской ТЭЦ-2 в
размере 1 414 654,43 тыс. руб.
Валовая прибыль предприятия от продажи тепловой энергии составила
22 813,62 тыс. руб. (по данным отчетности ОАО «ТГК-5»).
10.6. Сравнительный анализ производственных расходов товарного отпуска тепловой энергии Ижевской ТЭЦ-2 г. Ижевск
Проведен сравнительный анализ производственных расходов товарного отпуска
тепловой энергии на основании данных публикуемой финансовой отчетности за три
предыдущих года.
Данные по производственным расходам на отпуск тепловой энергии по Ижевской
ТЭЦ-2 получены расчетным методом на основании показателей отчетности Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5», опубликованных в соответствии со стандартами раскрытия
информации
на
сайте
ЗАО
«КЭС-ХОЛДИНГ»
(http://www.old.iesholding.com/dgudisclosure. html), данных финансовой отчетности ОАО «ТГК-5», а также
распределения себестоимости по статьям расходов – на основании данных по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» в целом.
При этом использованы следующие документы и информация:
1.1. Информация за 2009 год:
- Годовой отчет ОАО «ТГК-5» за 2009 г.:
- Отпуск тепловой энергии за 2009 г. (Гкал) – данные по Ижевской ТЭЦ-2;
- Удельный расход топлива на отпуск тепла (кг/Гкал) за 2009 год - данные по
Ижевской ТЭЦ-2;
- Выручка от реализации тепловой энергии по Удмуртской республике филиала
ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (тыс. руб.).
90
1.2. Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5» на 2009 год:
- «Информация об основных показателях производственной деятельности организации» ОАО ТГК-5 (тыс. руб.);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение года, а также с учетом нерегулируемой цены)
(руб./тыс. м3); данные о расходах на
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2009 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-2 (руб./Гкал).
1.3. Информация за 2010 год:
- Годовой отчет ОАО «ТГК-5» за 2010 г.:
- Отпуск тепловой энергии за 2010 г. (Гкал) – данные по Ижевской ТЭЦ-2;
- Удельный расход топлива на отпуск тепла (кг/Гкал) за 2010 год - данные по
Ижевской ТЭЦ-2;
- Выручка от реализации тепловой энергии по Удмуртской республике филиала
ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (тыс. руб.).
1.4. Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5»):
- «Информация об основных показателях производственной деятельности организации» ОАО ТГК-5 (тыс. руб.);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение года, а также с учетом нерегулируемой цены)
(руб./тыс. м3);
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2010 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-2 (руб./Гкал);
1.5. Информация за 2011 год:
- Годовой отчет ОАО «ТГК-5» за 2011 г.:
- Отпуск тепловой энергии за 2011 г. (Гкал) – данные по Ижевской ТЭЦ-2;
- Удельный расход топлива на отпуск тепла (кг/Гкал) за 2011 год - данные по
Ижевской ТЭЦ-2;
- Выручка от реализации тепловой энергии по Удмуртской республике филиала
ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (тыс. руб.).
1.6. Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5»):
- «Информация об основных показателях производственной деятельности организации» ОАО ТГК-5 (тыс. руб.);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение года, а также с учетом нерегулируемой цены)
(руб./тыс. м3);
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2011 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-2 (руб./Гкал).
1.7. Информация за 2012 год:
- Финансовая отчетность ОАО «ТГК-5» за первое полугодие 2012 г. (ф.№2);
- Стандарты раскрытия информации ЗАО «КЭС-ХОЛДИНГ» («Тарифы на тепловую энергию Удмуртский филиал ОАО «ТГК-5»):
91
- «Информация о тарифе на тепловую энергию и надбавках к тарифу на тепловую
энергию» на 2012 год по Удмуртскому филиалу ОАО «ТГК-5» - данные по Ижевской
ТЭЦ-2 (руб./Гкал);
- «Информация о расходах на топливо» по филиалу «Удмуртский» ОАО «ТГК-5» данные о средней стоимости природного газа с учетом нерегулируемой цены (с учетом
изменения тарифов на газ в течение полугодия, а также с учетом нерегулируемой цены) (руб./тыс. м3).
Калькулирование расходов, связанных с производством электрической и тепловой
энергии, осуществляется в соответствии с Постановлением Правительства Российской
Федерации от 6 июля 1998 г. N 700 "О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике". Распределение расхода топлива тепловых
электростанций между электрической и тепловой энергией, осуществляемое в процессе калькулирования расходов на производство электрической и тепловой энергии, производится в соответствии с действующими нормативными актами.
На основании расчетов очевидно, что отпуск тепловой энергии Ижевской ТЭЦ-2
снизился на 7,17%в 2011 году по сравнению с 2010 годом. Объем выручки от продаж
тепловой энергии растет за счет увеличения тарифов на тепловую энергию. В Таблице 10.4. приведены данные об изменении в процентном соотношении основных статей
себестоимости тепловой энергии.
Таблица 10.4
2009
2010
2011
на
01.08.2012
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы,
покупная энергия*
2,93%
2,42%
2,31%
2,81%
2. Топливо на технологические цели
80,99%
85,10%
85,07%
85,09%
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
9,67%
7,28%
7,78%
7,36%
4. Амортизация основных средств
2,09%
1,69%
2,03%
2,39%
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
0,04%
0,01%
0,00%
0,00%
6. Расходы на услуги производственного характера**
4,28%
3,50%
2,81%
2,35%
895 739,6
1 308 287,5
1 432 458,2
767 066,49
Наименование статьи затрат
ИТОГО
Примечания:
*включает в себя сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия (без расходов на
ремонт)
**включает в себя расходы на услуги производственного характера без затрат на ремонт
Сопоставив данные о структуре себестоимости, можно сделать следующие выводы:
- затраты на производство тепловой энергии увеличиваются, прежде всего в связи
с ростом цен на топливо (природный газ). Прибыль предприятия растет за счет роста
тарифов на тепловую энергию.
Размер топливной составляющей в производстве тепловой энергии на ТЭЦ колеблется в пределах от 80,9% до 85,1%.
Показатели себестоимости продукции и оценке основных статей производственных расходов по данным 2011г. приведены в Таблице 10.5.
92
Таблица 10.5
Наименование статьи затрат
Показатель
Всего затрат, в том числе:
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная
энергия*
2. Топливо на технологические цели
1 432 458,25
Удельный вес в % к
общей себестоимости
продукции
33 134,69
2,31%
1 218 567,04
85,07%
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
111 491,30
7,78%
4. Амортизация основных средств
29 031,48
2,03%
49,34
0,00%
40 184,39
2,81%
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
6. Расходы на услуги производственного характера
Наиболее значимые статьи производственных затрат:
- Топливо на технологические цели
85,1%
- Общехозяйственные (управленческие) расходы
7,8%
- Расходы на услуги производственного характера
2,8%
- Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия
2,3%
Структура себестоимости Ижевской ТЭЦ-2 по данным 2011г. представлена
на Рис. 10.8.
Структура себестоимости тепловой энергии в 2011г.
7,78%
2,03%
0,00%
2,81%
2,31%
85,07%
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия
2. Топливо на технологические цели
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
4. Амортизация основных средств
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
6. Расходы на услуги производственного характера
Рис. 10.8. Структура себестоимости тепловой энергии в 2011 г.
93
Наибольшие изменения в процентной доле затрат в сторону их увеличения произошли по следующим статьям:
2. Топливо на технологические цели, график представлен на рис.10.2;
2. Топливо на технологические цели
86,00%
85,00%
84,00%
83,00%
82,00%
81,00%
80,00%
79,00%
78,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.2. Топливо на технологические цели
4. Амортизация основных средств, график представлен на рис.10.3
4. Амортизация основных средств
3,00%
2,50%
2,00%
1,50%
1,00%
0,50%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.3. Амортизация основных средств
94
Уменьшились следующие составляющие себестоимости:
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия, график
представлен на рис.10.4;
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия
3,50%
3,00%
2,50%
2,00%
1,50%
1,00%
0,50%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.4. Сырье, основные и вспомогательные материалы, покупная энергия
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы, график представлен на
рис.10.5;
3. Общехозяйственные (управленческие) расходы
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.5. Общехозяйственные (управленческие) расходы
95
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий), график представлен на рис.10.6;
5. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
0,05%
0,04%
0,04%
0,03%
0,03%
0,02%
0,02%
0,01%
0,01%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.6. Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
4. Расходы на услуги производственного характера, график представлен на
рис.10.7;
6. Расходы на услуги производственного характера
4,50%
4,00%
3,50%
3,00%
2,50%
2,00%
1,50%
1,00%
0,50%
0,00%
2009
2010
2011
на 01.08.2012
Рис. 10.7. Расходы на услуги производственного характера
96
11. Тарифы на тепловую энергию
11.1. Общие положения
В соответствии с Приказом Федеральной службы по тарифам от 06.08.04 г.
№ 20-э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и
цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке» для
Ижевской ТЭЦ-1 установлены уровни тарифов на тепловую энергию, производимую
электростанциями, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.
Величина тарифов на тепловую энергию устанавливается Региональной энергетической комиссией Удмуртской Республики. Тарифы на тепловую энергию, вырабатываемую ТЭЦ региона, установлены для филиала «Удмуртский» ОАО «ТГК-5».
Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям, включают следующие показатели:
1) стоимость тепловой энергии (мощности);
2) стоимость услуг по передаче тепловой энергии (мощности) энергоснабжающими организациями и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью
процесса поставки тепловой энергии потребителям.
Регулирование тарифов (цен) основывается на принципе обязательности ведения
раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность,
объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, передаче и сбыту
энергии в соответствии с законодательством Российской Федерации.
При установлении тарифов (цен) не допускается повторный учет одних и тех же
расходов по указанным видам деятельности.
При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации,
осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции
(услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за
расчетный период регулирования.
Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и
оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими
отношения в сфере бухгалтерского учета.
Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают следующие составляющие расходов:
1) топливо, покупная электрическая энергия;
Расходы на топливо и покупную электрическую энергию, включаемые в необходимую валовую выручку, определяются на основе:
- нормативов удельного расхода топлива, дифференцированных по типам генерирующего оборудования и видам топлива, на производство 1 Гкал тепловой энергии,
утверждаемых Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с
Федеральной службой по тарифам;
- цен на топливо
При определении расходов на топливо и покупную электрическую энергию, регулирующие органы используют:
- регулируемые государством тарифы (цены);
- цены, установленные на основании договоров, заключенных в результате проведения конкурсов, торгов, аукционов и иных закупочных процедур, обеспечивающих
целевое и эффективное расходование денежных средств;
- официально опубликованные прогнозные рыночные цены и тарифы, установленные на расчетный период регулирования, в том числе фьючерсные биржевые цены
на топливо и сырье.
При отсутствии указанных данных применяются индексы в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.
97
- расчетных объемов потребления топлива с учетом структуры его использования,
сложившейся за последние 3 года;
- нормативов создания запасов топлива, рассчитываемых в соответствии с методикой, утверждаемой Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральной службой по тарифам.
2) оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую
деятельность.
3) сырье и материалы;
4) ремонт основных средств;
При определении расходов на проведение ремонтных работ учитываются:
- нормативы расходов (с учетом их индексации) на ремонт основных средств, утверждаемые соответственно Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральной службой по тарифам;
- программы проведения ремонтных работ, обеспечивающих надежное и безопасное функционирование производственно-технических объектов и предотвращение
аварийных ситуаций, утвержденные в установленном порядке.
5) оплата труда;
При определении расходов на оплату труда, включаемых в необходимую валовую
выручку, регулирующие органы определяют размер фонда оплаты труда в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями, заключенными соответствующими организациями, и фактическим объемом фонда оплаты труда в последнем расчетном периоде регулирования, а также с учетом прогнозного индекса потребительских цен.
7) амортизация основных средств;
Сумма амортизации основных средств для расчета регулируемых тарифов (цен)
определяется в соответствии с нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета. При расчете налога на прибыль организаций
сумма амортизации основных средств определяется в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.
8) другие расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции,
определяемые в порядке, устанавливаемые Службой.
Внереализационные расходы (рассчитываемые с учетом внереализационных доходов), в том числе расходы по сомнительным долгам. При этом в составе резерва по
сомнительным долгам может учитываться дебиторская задолженность, возникшая при
осуществлении соответствующего регулируемого вида деятельности. Уплата сомнительных долгов, для погашения которых был создан резерв, включенный в тариф в
предшествующий период регулирования, признается доходом и исключается из необходимой валовой выручки в следующем периоде регулирования с учетом уплаты налога на прибыль организаций.
В состав внереализационных расходов включаются также расходы на консервацию основных производственных средств, используемых в регулируемых видах деятельности.
Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль
(относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:
- капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;
- выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов;
- взносы в уставные (складочные) капиталы организаций;
- прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот,
гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.
При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использовать в расчетах экспертные оценки, основанные на отчетных данных, представляемых организацией, осуществляющей регулируемую деятельность.
98
Планируемые расходы по каждому виду регулируемой деятельности рассчитываются как сумма прямых и косвенных расходов. Прямые расходы относятся непосредственно на соответствующий регулируемый вид деятельности.
Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности,
осуществляемыми организацией, по решению регионального органа производится в
соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально условно-постоянным расходам;
- пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.
11.2. Анализ динамики утвержденных тарифов
Анализ динамики утвержденных тарифов на тепловую энергию, поставляемую
Ижевской ТЭЦ-1, был проведен ретроспективным методом за три предыдущих года.
Информация о тарифах была предоставлена Заказчиком.
1. Тарифы на 2009 г.
Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям Удмуртской Республики, установлены в соответствии с Постановлением Региональной энергетической
комиссии Удмуртской Республики № 6/15 от 25.06.2009 г. "О тарифах на тепловую
энергию, отпускаемую филиалом ОАО "Территориальная генерирующая компания
№ 5" "Удмуртский".
Таблица 11.1
Одноставочный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал на 2009 год
Отборный пар (кг/см2)
Потребители
от 1,2
до 2,5
от 2,5
до 7,0
от 7,0
до 13,0
Свыше
13,0
Острый
и редуцированный
пар
353,8
х
х
353,8
х
х
362,4
х
х
362,4
х
х
Горячая
вода
через тепловую сеть
Бюджетные
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-1
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-2
через тепловую сеть
Прочие
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-1
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-2
х
353,8
х
х
353,8
х
х
362,4
х
х
362,4
х
х
99
2. Тарифы на 2010 г.
Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям Удмуртской Республики установлены Постановлением Региональной энергетической комиссии Удмуртской Республики №11/4 от 08.10.2009 г. "О тарифах на тепловую энергию, отпускаемую
филиалом ОАО "Территориальная генерирующая компания № 5" "Удмуртский".
Таблица 11.2
Одноставочный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал, на 2010 год
от 1,2
до 2,5
от 2,5
до 7,0
от 7,0 до
13,0
Свыше
13,0
Острый
и редуцированный
пар
424,40
х
х
424,40
х
х
427,00
х
х
427,00
х
х
424,40
х
х
424,40
х
х
427,00
х
х
427,00
х
х
Отборный пар (кг/см2)
Потребители
Горячая
вода
через тепловую сеть
Бюджетные
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-1
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-2
через тепловую сеть
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-1
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-2
Прочие
3. Тарифы на 2011 г.
Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям Удмуртской республики установлены Постановлением Региональной энергетической комиссии Удмуртской Республики от 11 ноября 2010 г. № 14/1 "О тарифах на тепловую энергию, отпускаемую филиалом ОАО "Территориальная генерирующая компания № 5" "Удмуртский".
Таблица 11.3
Одноставочный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал, на 2011 год
от 1,2
до 2,5
от 2,5
до 7,0
от 7,0 до
13,0
Свыше
13,0
Острый
и редуцированный
пар
497,97
х
х
497,97
х
х
494,08
х
х
494,08
х
х
497,97
х
х
497,97
х
х
494,08
х
х
494,08
х
х
2
Отборный пар (кг/см )
Потребители
Горячая
вода
через тепловую сеть
Бюджетные
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-1
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-2
через тепловую сеть
Прочие
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-1
отпуск с коллекторов
Ижевская ТЭЦ-2
100
4. Тарифы на 2012 г.
Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям Удмуртской Республики установлены Постановлением Региональной энергетической комиссии Удмуртской Республики от 18 ноября 2011 г. №16/1
"О тарифах на тепловую энергию, отпускаемую филиалом ОАО "Территориальная генерирующая компания №5" "Удмуртский".
Таблица 11.4
Одноставочный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал, с 01.01.2012 по 30.06.2012
Потребители
Горячая
вода
Отборный пар (кг/см2)
от 1,2
до 2,5
от 2,5
до 7,0
от 7,0 до
13,0
Свыше
13,0
Острый и
редуци
рованный
пар
1. Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии
одноставочный
тариф руб/Гкал
Ижевская ТЭЦ-1
-
-
Ижевская ТЭЦ-2
-
-
Ижевская ТЭЦ-1
-
-
Ижевская ТЭЦ-2
-
-
Население с учетом НДС
одноставочный
тариф руб/Гкал
2. Потребители, оплачивающие производство тепловой энергии (получающие тепловую энергию на
коллекторах производителей)
одноставочный
тариф руб/Гкал
Ижевская ТЭЦ-1
497,97
497,97
Ижевская ТЭЦ-2
494,08
494,08
Ижевская ТЭЦ-1
-
-
Ижевская ТЭЦ-2
-
-
Население с учетом НДС
одноставочный
тариф руб/Гкал
Таблица 11.5
Одноставочный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал, с 01.07.2012 г. по 31.08.2012 г.
Потребители
Горячая
вода
Отборный пар (кг/см2)
от 1,2
до 2,5
от 2,5
до 7,0
от 7,0 до
13,0
Свыше
13,0
Острый и
редуцированный
пар
1. Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии
одноставочный
тариф
руб/Гкал
Ижевская ТЭЦ-1
-
-
Ижевская ТЭЦ-2
-
-
Население с учетом НДС
одноставочный Ижевская ТЭЦ-1
тариф
Ижевская ТЭЦ-2
руб/Гкал
2. Потребители, оплачивающие производство тепловой энергии (получающие тепловую энергию на
коллекторах производителей)
одноставочный Ижевская ТЭЦ-1
527,85
527,85
тариф
Ижевская ТЭЦ-2
518,29
518,29
руб/Гкал
Население с учетом НДС
одноставочный
тариф
руб/Гкал
Ижевская ТЭЦ-1
-
-
Ижевская ТЭЦ-2
-
101
Таблица 11.6
Одноставочный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал, с 01.09.2012 г. по 31.12.2012 г.
Горячая
вода
Потребители
Острый и
редуцированный
пар
Отборный пар (кг/см2)
от 1,2
до 2,5
от 2,5
до 7,0
от 7,0 до
13,0
Свыше
13,0
1. Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии
одноставочный
тариф
руб/Гкал
Ижевская ТЭЦ-1
-
-
Ижевская ТЭЦ-2
-
-
Население с учетом НДС
одноставочный
Ижевская ТЭЦ-1
тариф
Ижевская ТЭЦ-2
руб/Гкал
2. Потребители, оплачивающие производство тепловой энергии (получающие тепловую энергию на
коллекторах производителей)
одноставочный
Ижевская ТЭЦ-1
593,06
593,06
тариф
Ижевская ТЭЦ-2
535,13
535,13
руб/Гкал
Население с учетом НДС
одноставочный
тариф
руб/Гкал
Ижевская ТЭЦ-1
-
-
Ижевская ТЭЦ-2
-
-
Данные по динамике тарифов на тепловую энергию по Ижевской ТЭЦ-1 сведены в
Таблице 11.7.
Таблица 11.7
2009 г.
Ижевская
ТЭЦ-1
Рост
2010 г.
Рост
2011 г.
Прирост
Абс
Тариф на тепловую энергию, 353,80 424,40 70,60
пар руб./Гкал
Тариф на тепловую энергию,
горячее водо- 353,80 424,40 70,60
снабжение,
руб./Гкал
Средняя цена
топлива с учетом
нере1995,79 2 510,11 514,32
гулируемой
цены. руб. /тыс.
м3
Относит.
Рост
2012 г.*
Прирост
Абс Относит.
Прирост
Рост
Абс
Относит.
19,95%
497,97 73,57
17,34%
527,85
29,88
6,00%
19,95%
497,97 73,57
17,34%
527,85
29,88
6,00%
25,77% 2 950,61 440,5
17,55%
3 072,65 122,04
4,14%
*Для сопоставимости и сравнения приведена средняя величина тарифа за 2012 год
На основании приведенных данных (Таблицы 11.7 и Рис. 11.1) можно сделать вывод, что в Удмуртской республике рост цен на природный газ незначительно опережает или находится на одном уровне с ростом тарифов на тепловую энергию для производителей тепловой энергии.
102
Рис. 11.1.Сравнение относительного роста цен на тарифы тепловой энергии и стоимости газа
Сравнение данных по средней себестоимости 1Гкал тепловой энергии (по данным
Раздела 10), и величины тарифа на тепловую энергию, а так же расходов условного
топлива по данным отчетности ОАО «ТГК-5» и данных, полученных расчетным методом, выполнено в Таблице 11.8.
Таблица 11.8
Показатель
2008
2009
2010
2011
2012
135,40
137,90
170,10
168,00
160,00
142,30
170,94
156,76
160,00
134,33
132,09
168,39
152,10
160,16
Средняя
себестоимость
1 Гкал тепловой энергии
329,90
327,83
490,65
489,84
532,62
Величина тарифа
321,18
353,80
424,40
497,97
527,85
-8,72
25,97
-66,25
8,13
-4,77
Расход условного топлива в
соответствии с отчетностью
ОАО "ТГК-5"
Расход условного топлива в
соответствии со стандартами раскрытия информации
Расход условного топлива в
соответствии с расчетом
Прибыль до налогообложения на 1 Гкал
На Рис 11.2. отображен график превышения себестоимости тепловой энергии
рассчитанной по данным отчетности ОАО «ТГК-5» над средним размером тарифа на
тепловую энергию.
103
600,00
490,65
500,00
400,00
300,00
497,97
532,62
527,85
489,84
424,40
321,18
329,90
353,80
327,83
200,00
100,00
0,00
2008
2009
2010
2011
Средняя себестоимость 1 Гкал тепловой энергии
Величина тарифа
на
01.08.2012
Рис. 11.2. График превышения себестоимости тепловой энергии рассчитанной по данным отчетности ОАО «ТГК-5» над средним размером тарифа на тепловую энергию
104
11.3. Структура тарифа
11.3.1. Общие положения
Особенности расчета тарифов (цен) для отдельных групп потребителей тепловой
энергии (далее - тарифные группы) определяются в соответствии с:
- статьями 2 и 5 Федерального закона "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации";
- пунктом 59 Основ ценообразования.
Тарифные группы потребителей электрической энергии (мощности):
1-я группа. Базовые потребители
Базовые потребители - потребители с максимальным значением заявленной
мощности, равным или более 20 МВт и годовым числом часов использования заявленной мощности более 7500, подтвержденным фактическим электропотреблением за
предшествующий период регулирования. Заявленная мощность Nзаявл - мощность,
участвующая в годовом совмещенном максимуме графика электрической нагрузки
ОЭС.
2-я группа. Население
Аналогично указанной группе рекомендуется производить расчет тарифов для населенных пунктов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе; жилищных организаций, потребляющих электроэнергию на технические цели жилых домов; садоводческих товариществ, дачно-строительных, гаражно-строительных и гаражных кооперативов, автостоянок, общежитий, жилых зон при воинских частях и исправительнотрудовых учреждениях, объединенных хозяйственных построек граждан (погреба, сараи), рассчитывающихся по общему счетчику на вводе, а также содержащихся за счет
прихожан религиозных организаций.
В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации
от 7 декабря 1998 г. N 1444 "Об основах ценообразования в отношении электрической
энергии, потребляемой населением" для населения, проживающего в сельских населенных пунктах, а также в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и электроотопительными установками, применяется понижающий коэффициент 0,7.
В соответствии с законодательством Российской Федерации государственное регулирование тарифов может производиться отдельно в отношении электрической
энергии, поставляемой населению, в пределах социальной нормы потребления и сверх
социальной нормы потребления, определяемой в установленном порядке.
3-я группа. Прочие потребители
В целях формирования бюджетной политики в группе "Прочие потребители" потребители, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой (далее - Бюджетные потребители).
Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно по следующим видам
теплоносителей:
горячая вода;
отборный пар давлением:
от 1,2 до 2,5 кг/см2;
от 2,5 до 7,0 кг/см2;
от 7,0 до 13,0 кг/см2;
свыше 13,0 кг/см2;
острый и редуцированный пар.
В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.
Тарифы на тепловую энергию, отпускаемую в горячей воде, для всех потребителей в одной системе, в которой теплоснабжение потребителей осуществляется от ис105
точника (источников) тепла через общую тепловую сеть (далее - система централизованного теплоснабжения (СЦТ), могут рассчитываться на едином уровне.
По решению регионального органа тарифы на тепловую энергию, отпускаемую в
горячей воде, для всех потребителей, расположенных на территории субъекта Российской Федерации, могут рассчитываться на едином уровне.
Тарифы на тепловую энергию могут дифференцироваться по муниципальным образованиям.
Во всех случаях в соответствии с пунктом 59 Основ ценообразования тарифы на
продукцию (услуги) организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, установленные регулирующим органом по группам потребителей, должны обеспечивать
получение в расчетном периоде регулирования указанными организациями необходимой валовой выручки.
11.3.2. Структура тарифа для тепловой энергии,
вырабатываемой Ижевской ТЭЦ-1
В настоящее время единственным потребителем тепловой энергии, производимой Ижевской ТЭЦ-1, является дочернее предприятие ОАО «ТГК-5» ООО «УКС».
В связи с этим, 100% вырабатываемой тепловой энергии реализуется по единому
тарифу.
11.4. Плата за подключение к тепловым сетям
В настоящее время плата за подключение к тепловым сетям по г. Ижевску не взимается.
В соответствии с пунктом 7 Постановления Правительства РФ от 13.02.2006 г.
№83 «Правила определения и предоставления технических условий подключения объекта капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения» запрещается брать плату за подключение при отсутствии утвержденной инвестиционной
программы и если все затраты по строительству сетей и подключению выполнены за
счет средств потребителя.
Плата за подключение к тепловым сетям может взиматься после утверждения
Схемы теплоснабжения, инвестиционной программы создания (реконструкции) сетей
теплоснабжения г. Ижевска и тарифа за подключение в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 16.04.2012 № 307 при заключении договора о подключении.
11.5. Плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности,
в том числе для социально значимых категорий потребителей
Плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для
социально значимых категорий потребителей в городе Ижевске не предусмотрена.
106
12. Описание существующих технических и технологических проблем
в системах теплоснабжения поселения, городского округа
12.1 Описание существующих проблем организации качественного теплоснабжения (перечень причин, приводящих к снижению качества теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих установок потребителей)
Описание существующих проблем организации качественного теплоснабжения
(перечень причин, приводящих к снижению качества теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих установок потребителей) для каждого источника
теплоты г. Ижевска представлены в соответствующих Приложениях Книги 2 Схемы теплоснабжения города Ижевска «Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения».
Данный раздел разработан в соответствии с требованиями раздела 4 Методических указаний по составлению энергетических характеристик для систем транспорта
тепловой энергии РД 153-34.0-20.523-98 Часть 1 и Методики определения нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения, Госстрой России, М, 2001 г. Основой определения фактического режима работы системы теплоснабжения служат фактические значения температуры и расхода сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах на всех выводах
источника тепловой энергии по данным коммерческого учета отпуска тепловой энергии
в сетевой воде от источника теплоты. Фактические значения температуры и расхода
сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах на выводах источников тепловой
энергии на протяжении прошедшего месяца определялись как среднечасовые, так и
среднесуточные. Для определения фактического режима работы трубопроводов системы теплоснабжения от каждого конкретного источника теплоты была произведена
сортировка данных по температуре наружного воздуха за каждые сутки.
Кроме того, для обобщения результатов был выполнен сравнительный анализ
фактических и расчетных (нормативных) показателей работы системы теплоснабжения
от источников теплоты, предоставивших результаты учета, за отопительный период
2011 г. Итоги сравнительного анализа фактических и расчетных (нормативных) показателей работы системы теплоснабжения от источников теплоты для средней температуре наружного воздуха за отопительный период 2011 г. представлены в Таблице 12.1.
Таблица 12.1
№
п/п
1
Источник теплоснабжения
Ижевская
ТЭЦ-1
Наименование показателя режима работы
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим трубопроводам
Температура
сетевой
воды в подающих трубопроводах
Ед.
изм.
Отклонение от
нормативных
значений при
средней температуре наружного воздуха
отопительного
периода
т/ч
6100
т/ч
+500
Превышает нормативные
значения на 8 %
-1
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок, М, 2003
г.
о
С
Примечание
107
№
п/п
Источник теплоснабжения
Наименование показателя режима работы
Температура
сетевой
воды в обратных трубопроводах
Отпуск тепловой энергии в сетевой воде от
источника теплоты
Подпитка системы теплоснабжения
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим трубопроводам
Температура
сетевой
воды в подающих трубопроводах
2
3
4
5
6
Ижевская ТЭЦ-2
Ед.
изм.
о
Отклонение от
нормативных
значений при
средней температуре наружного воздуха
отопительного
периода
С
+5
Гкал/ч
Не выявлено
т/ч
+40
т/ч
11800
т/ч
+500
о
+1
о
С
+5
Отпуск тепловой энергии в сетевой воде от
источника теплоты
Гкал/ч
Не выявлено
Подпитка системы теплоснабжения
т/ч
Не выявлено
Температура
сетевой
воды в обратных трубопроводах
С
Примечание
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
Практически соответствует договорным значениям при средней температуре наружного воздуха отопительного периода
Превышает нормативные
значения на 50 %
Превышает нормативные
значения
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок, М, 2003
г.
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
Практически соответствует договорным значениям при средней температуре наружного воздуха отопительного периода
Практически соответствует нормативным значениям
Котельная ДООО Отсутствуют исходные данные для сравнительного анализа фактических и рас«ИРЗ – энерго» четных (нормативных) показателей (информация не предоставлена)
Котельная ЗАО
«ИОМЗ»
Отсутствуют исходные данные для сравнительного анализа фактических и расчетных (нормативных) показателей (информация не предоставлена)
Котельная МУП Отсутствуют исходные данные для сравнительного анализа фактических и рас«ГКТС» Дружбы 2В четных (нормативных) показателей (информация не предоставлена)
Котельная ОАО
«Буммашэнерго»
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим трубопроводам
т/ч
1650
т/ч
+150
Превышает расчетные
значения
108
Температура сетевой
воды в подающих трубопроводах
Температура сетевой
воды в обратных трубопроводах
Отпуск тепловой энергии в сетевой воде от
источника теплоты
Подпитка системы теплоснабжения
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим
трубопроводам
Температура
сетевой
воды в подающих трубопроводах
7
Котельная 13-ой
улицы
Температура
сетевой
воды в обратных трубопроводах
о
С
о
С
Не выявлено
Гкал/ч
Не выявлено
т/ч
+10
т/ч
3600
т/ч
+1800
о
Не выявлено
о
+14
С
С
Отпуск тепловой энергии
в сетевой воде от источ- Гкал/ч
ника теплоты
Подпитка системы теплоснабжения
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим
трубопроводам
8
Температура
сетевой
воды в подающих трубоКотельная Лесо- проводах
завода по направлению Ма- Температура
сетевой
шиностроитель воды в обратных трубопроводах
-40
т/ч
Не выявлено
т/ч
510
т/ч
+650
о
Не выявлено
о
+20
С
С
Отпуск тепловой энергии
в сетевой воде от источ- Гкал/ч
ника теплоты
Подпитка системы теплоснабжения
-1
т/ч
Не выявлено
+4
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок, М, 2003
г.
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок, М, 2003
г.
Практически соответствует договорным значениям при средней температуре наружного воздуха отопительного периода
Превышает расчетные
значения
Превышает расчетные
значения
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок, М, 2003
г.
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
Ниже договорных значений при средней температуре наружного воздуха
отопительного периода
Не превышает расчетные
значения
Превышает расчетные
значения
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок, М, 2003
г.
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
Совпадает с договорными
значениями при средней
температуре наружного
воздуха отопительного
периода
Превышает расчетные
значения
109
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим
трубопроводам
т/ч
490
т/ч
+450
Превышает расчетные
значения
Не выявлено
Не превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
+25
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
Отпуск тепловой энергии
в сетевой воде от источ- Гкал/ч
ника теплоты
-8
Ниже договорных значений при средней температуре наружного воздуха
отопительного периода
Подпитка системы теплоснабжения
+9
Превышает расчетные
значения
Температура
сетевой
воды в подающих трубопроводах
9
Котельная Лесозавода по направлению Мали- Температура
сетевой
новая гора
воды в обратных трубопроводах
о
С
о
С
т/ч
10
Котельная ОАО
«Ижнефтемаш»
Отсутствуют исходные данные для сравнительного анализа фактических и расчетных (нормативных) показателей (информация не предоставлена)
11
Котельная ОАО
«Редуктор»
Отсутствуют исходные данные для сравнительного анализа фактических и расчетных (нормативных) показателей (информация не предоставлена)
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим
трубопроводам
Температура
сетевой
воды в подающих трубопроводах
12
Котельная ООО
«МЕЧЕЛ – ЭНЕР- Температура
сетевой
ГО»
воды в обратных трубопроводах
т/ч
1500
т/ч
+1200
Превышает расчетные
значения
-5
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
+5
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
Не выявлено
Совпадают с договорными значениями при
средней температуре
наружного воздуха отопительного периода
+5
Превышает расчетные
значения
о
С
о
С
Отпуск тепловой энергии
в сетевой воде от источ- Гкал/ч
ника теплоты
Подпитка системы теплоснабжения
13
14
т/ч
Котельная филиала «УПП №
Отсутствуют исходные данные для сравнительного анализа фактических и рас821» ФГУП
четных (нормативных) показателей (информация не предоставлена)
«ГУССТ № 8 при
ССР»
Расчетный расход сетевой воды по подающим
т/ч
920
Котельная ФГУП трубопроводам
«ИМЗ»
Расход сетевой воды по
Ниже расчетных значеподающим трубопровот/ч
Не выявлено
ний
дам
110
Температура сетевой
воды в подающих трубопроводах
о
-1
о
С
+5÷10
Отпуск тепловой энергии в сетевой воде от
источника теплоты
Гкал/ч
Не выявлено
Подпитка системы теплоснабжения
т/ч
Не выявлено
т/ч
850
т/ч
+150
Температура сетевой
воды в обратных трубопроводах
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим трубопроводам
Температура
сетевой
воды в подающих трубопроводах
15
о
-
о
С
-
Отпуск тепловой энергии в сетевой воде от
источника теплоты
Гкал/ч
+5
Подпитка системы теплоснабжения
т/ч
+5÷10
т/ч
450
т/ч
Не выявлено
Котельная ООО
«Автокотельная»
по тепловой маги- Температура
сетевой
страли № 3
воды в обратных трубопроводах
Расчетный расход сетевой воды по подающим
трубопроводам
Расход сетевой воды по
подающим трубопроводам
16
Котельная ООО
«Автокотельная»
по тепловой магистрали № 5
С
Температура
сетевой
воды в подающих трубопроводах
Температура
сетевой
воды в обратных трубопроводах
Отпуск тепловой энергии в сетевой воде от
источника теплоты
С
о
-
о
С
-
Гкал/ч
-4
С
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок, М,
2003 г.
Превышает допустимые
отклонения по п. 6.2.59
ПТЭ Тепловых энергоустановок, М, 2003 г.
Практически соответствует договорным значений при средней температуре наружного воздуха отопительного периода
Не превышает расчетные значения
Выше расчетных значений
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок,
М,
2003 г.
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок,
М,
2003 г.
Выше договорных значений при средней температуре
наружного
воздуха отопительного
периода
Превышает
значения
расчетные
Ниже расчетных значений
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок,
М,
2003 г.
Не превышает допустимые отклонения по п.
6.2.59 ПТЭ Тепловых
энергоустановок,
М,
2003 г.
Ниже договорных значений при средней температуре
наружного
воздуха отопительного
периода
111
Подпитка системы теплоснабжения
17
Прочие котельные г. Ижевска
т/ч
+0,5÷1
Превышает
значения
расчетные
Отсутствуют исходные данные для сравнительного анализа фактических и расчетных (нормативных) показателей (информация не предоставлена)
112
12.2 Итоги анализа существующих проблем организации надежного
и безопасного теплоснабжения поселения (перечень причин, приводящих
к снижению надежного теплоснабжения, включая проблемы
в работе теплопотребляющих установок потребителей)
Перечень существующих проблем организации надежного и безопасного теплоснабжения поселения (перечень причин, приводящих к снижению надежного теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих установок потребителей),
по итогам сравнительного анализа фактических и расчетных (нормативных) показателей работы системы теплоснабжения от источников теплоты г. Ижевска за отопительный период 2011 г. представлен в Таблице 12.2.
Таблица 12.2
№
Источник
п/п теплоснабжения
1
Существующие проблемы организации надежного и безопасного
теплоснабжения поселения
Средняя величина фактических потерь через тепловую изоляцию трубопроводов теплосети превышает
нормативные значения на 23,4 %
Средний срок эксплуатации трубопроводов тепловой сети 29 лет (1983
г.) – превышает расчетный (25 лет)
Отсутствуют результаты регламентных испытаний тепловых сетей от
Ижевской ТЭЦ-1 на гидравлические
потери и максимальную температуру.
Отсутствуют расчеты аварийных
Ижевская ТЭЦ-1
режимов работы тепловых сетей от
от Ижевской ТЭЦ-1 в соответствии с
требованиями НТД.
Отсутствуют необходимые расчеты
тепловых сетей от Ижевской ТЭЦ-1
по установке необходимого оборудования для защиты от превышения
допустимого давления в соответствии с требованиями НТД.
Рекомендации
Разработка программы по плановой замене
изоляции трубопроводов тепловой, тепловые потери которых превышают предельные значения
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети при превышении расчетных сроков эксплуатации
Провести испытания тепловых сетей от
Ижевской ТЭЦ-1 на гидравлические потери
и максимальную температуру. Проведение
таких испытаний регламентируется существующей НТД один раз в пять лет
Выполнить расчеты аварийных режимов
работы тепловых сетей от Ижевской ТЭЦ-1
в соответствии с требованиями НТД.
Выполнить необходимые расчеты тепловых сетей от Ижевской ТЭЦ-1 по установке
необходимого оборудования для защиты от
превышения допустимого давления в соответствии с требованиями НТД. Установить
необходимое оборудование для защиты от
превышения допустимого давления в соответствии с требованиями НТД именно в тех
местах схемы теплоснабжения, в которых
это необходимо по результатам расчетов.
Разработка программы по плановой замене
изоляции трубопроводов тепловой, тепловые потери которых превышают предельные значения
Провести испытания тепловых сетей от
Ижевской ТЭЦ-2 на гидравлические потери
и максимальную температуру. Проведение
таких испытаний регламентируется существующей НТД один раз в пять лет
2
Средняя величина фактических потерь через тепловую изоляцию трубопроводов теплосети превышает
нормативные значения на 17 %
Ижевская ТЭЦ-2 Отсутствуют результаты регламентных испытаний тепловых сетей от
Ижевской ТЭЦ-2 на гидравлические
потери и максимальную температуру.
3
Котельная ДООО Отсутствуют исходные данные для анализа существующих проблем организации
«ИРЗ – энерго» надежного и безопасного теплоснабжения (информация не предоставлена)
4
5
Котельная ЗАО
«ИОМЗ»
Отсутствуют исходные данные для анализа существующих проблем организации
надежного и безопасного теплоснабжения (информация не предоставлена)
Котельная МУП Отсутствуют исходные данные для анализа существующих проблем организации
«ГКТС» Дружбы 2В надежного и безопасного теплоснабжения (информация не предоставлена)
113
6
7
8
9
10
11
Значение фактического расхода сетевой воды по подающим трубопровоРегулировка гидравлических режимов
дам превышает нормативное во всем
работы системы теплоснабжения
диапазоне температур наружного возКотельная ОАО
духа
«Буммашэнерго»
Разработка программы по плановой заСредний срок эксплуатации трубопромене трубопроводов тепловой сети при
водов тепловой сети 31 год (1981 г.) –
превышении расчетных сроков эксплуапревышает расчетный (25 лет)
тации
Значение фактического расхода сетевой воды по подающим трубопровоРегулировка гидравлических режимов
дам превышает нормативное во всем
работы системы теплоснабжения
диапазоне температур наружного воздуха
Значение фактической температуры
сетевой воды в обратных трубопровоРегулировка гидравлических режимов
дах превышает нормативное во всем
работы системы теплоснабжения
Котельная
диапазоне температур наружного воз13-ой улицы
духа
Разработка программы по установлению
Завышенное значение договорной
и изменению (пересмотру) тепловых натепловой нагрузки в сетевой воде
грузок
Разработка программы по плановой заСредний срок эксплуатации трубопромене трубопроводов тепловой сети при
водов тепловой сети 31 год (1981 г.) –
превышении расчетных сроков эксплуапревышает расчетный (25 лет)
тации
Значение фактического расхода сетевой воды по подающим трубопровоРегулировка гидравлических режимов
дам превышает нормативное во всем
работы системы теплоснабжения
диапазоне температур наружного воздуха
Значение фактической температуры
Котельная Лесо- сетевой воды в обратных трубопровоРегулировка гидравлических режимов
завода
дах превышает нормативное во всем
работы системы теплоснабжения
диапазоне температур наружного воздуха
Средний срок эксплуатации трубопро- Разработка программы по плановой заводов
тепловой
сети
31
год мене трубопроводов тепловой сети при
(1981 г.) – превышает расчетный превышении расчетных сроков эксплуа(25 лет)
тации
Котельная ОАО Отсутствуют исходные данные для анализа существующих проблем организации
«Ижнефтемаш» надежного и безопасного теплоснабжения (информация не предоставлена)
Котельная ОАО Отсутствуют исходные данные для анализа существующих проблем организации
«Редуктор»
надежного и безопасного теплоснабжения (информация не предоставлена)
Значение фактического расхода сетевой воды по подающим трубопровоРегулировка гидравлических режимов
дам превышает нормативное во всем
работы системы теплоснабжения
диапазоне температур наружного воздуха
Значение фактической температуры
сетевой воды в обратных трубопровоРегулировка гидравлических режимов
дах превышает нормативное во всем
работы системы теплоснабжения
Котельная
диапазоне температур наружного возООО «МЕЧЕЛ –
духа
ЭНЕРГО»
Значение фактической подпитки сетевой воды превышает нормативное во Регулировка гидравлических режимов
всем диапазоне температур наружно- работы системы теплоснабжения
го воздуха
Фактический температурный график
регулирования отпуска тепловой энер- Соблюдать требования утвержденного
гии от источника тепла 95/70 оС не температурного графика
соответствует заявленному 115/70 оС
114
Разработка программы по плановой заСредний срок эксплуатации трубопромене трубопроводов тепловой сети при
водов тепловой сети 37 год (1975 г.) –
превышении расчетных сроков эксплуапревышает расчетный (25 лет)
тации
12
Котельная филиала «УПП №
821» ФГУП
«ГУССТ
№ 8 при ССР»
Отсутствуют исходные данные для анализа существующих проблем организации
надежного и безопасного теплоснабжения (информация не предоставлена)
Значение фактического расхода сетевой воды по подающим трубопрово- Регулировка гидравлических режимов
дам ниже нормативного во всем диа- работы системы теплоснабжения
пазоне температур наружного воздуха
13
14
15
Значение фактической температуры
Котельная ФГУП сетевой воды в обратных трубопрово- Регулировка гидравлических режимов
дах превышает нормативное во всем
«ИМЗ»
работы системы теплоснабжения
диапазоне температур наружного воздуха
Разработка программы по плановой заСредний срок эксплуатации трубопромене трубопроводов тепловой сети при
водов тепловой сети 31 год (1981 г.) –
превышении расчетных сроков эксплуапревышает расчетный (25 лет)
тации
Разработка программы по плановой заСредний срок эксплуатации трубомене трубопроводов тепловой сети при
проводов тепловой сети 28 лет (1984
превышении расчетных сроков эксплуаг.) – превышает расчетный (25 лет)
тации
Провести испытания тепловых сетей от
Отсутствуют результаты регламент- котельной ООО «Автокотельная» на
ных испытаний тепловых сетей от гидравлические и тепловые потери Прокотельной ООО «Автокотельная» на ведение таких испытаний регламентируКотельная ООО гидравлические и тепловые потери
ется существующей НТД один раз в пять
«Автокотельная»
лет
Отсутствуют расчеты аварийных ре- Выполнить расчеты аварийных режимов
жимов работы тепловых сетей от работы тепловых сетей от котельной
котельной ООО «Автокотельная» в ООО «Автокотельная» в соответствии с
соответствии с требованиями НТД.
требованиями НТД.
Не соответствие значений договор- Разработка программы по установлению
ной тепловой нагрузки в сетевой во- и изменению (пересмотру) тепловых наде
грузок
Прочие котельные г. Ижевска
Отсутствуют исходные данные для анализа существующих проблем организации
надежного и безопасного теплоснабжения (информация не предоставлена)
115
12.3 Описание существующих проблем развития систем теплоснабжения
Существующие проблемы развития системы теплоснабжения от источников теплоты г. Ижевска представлены в Таблице 12.3.
Таблица 12.3
№
п/п
Источник
теплоснабжения
1
Ижевская ТЭЦ-1
2
Ижевская ТЭЦ-2
3
Котельная ДООО
«ИРЗ – энерго»
4
Котельная ЗАО
«ИОМЗ»
5
Котельная МУП
«ГКТС» Дружбы 2В
6
Котельная ОАО
«Буммашэнерго»
Существующие проблемы
развития систем теплоснабжения
Существующие ПВД-3, 4, 7
марки ПВ-30 КТЗ выработали
нормативный ресурс, имеют
срок службы 30 лет.
Турбина типа АПТ 12-35
ст.№6 выработала ресурс
Рекомендации
Выполнить замену ПВД-3,4,7
Произвести вывод из эксплуатации турбины
типа АПТ 12-35 ст.№6
Выполнить реконструкцию Ижевской ТЭЦ-1 с
Дефицит тепловой мощности
увеличением располагаемой мощности в
Ижевской ТЭЦ-1 в сетевой
сетевой воде (Строительство ПГУ-230 с усводе
тановленной тепловой мощностью 140
Гкал/ч)
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше29 лет (1983 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Поверхности нагрева водогрейных котлов ПТВМ-180 ст.
Выполнить замену поверхностей нагрева
№№ 1, 2 сильно изношены,
водогрейных котлов ПТВМ-180 ст. №№ 1, 2
имеют срок службы более 30
лет
Ограничения на тепловую
мощность из-за недостаточ- Необходимо строительство перемычки межных диаметров трубопроводу главным корпусом и ПВК Ду 800 мм для
дов между турбинным отде- обеспечения номинального расхода сетевой
лением главного корпуса и
воды
ПВК
Ограничения на тепловую
мощность из-за невозможноНеобходимо строительство новой дымовой
сти одновременной работы
трубы для одновременной работы 5-и водоводогрейных котлов КВГМгрейных котлов
180 ст. №№ 4, 5 на временную дымовую трубу
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше29 лет (1983 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Отсутствуют исходные данные для анализа проблем развития системы теплоснабжения (информация не предоставлена)
Выполнить реконструкцию котельной ЗАО
«ИОМЗ» с увеличением располагаемой
мощности в сетевой воде (Установка водогрейного котла)
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше31 год (1981 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше19 лет (1993 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше31 год (1981 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Дефицит тепловой мощности
котельной ЗАО «ИОМЗ» в
сетевой воде
116
№
п/п
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Источник
теплоснабжения
Котельная
13-ой улицы
Котельная Лесозавода
Существующие проблемы
развития систем теплоснабжения
Рекомендации
Располагаемая мощность
ВПУ ниже нормативной на 3,1
м3/ч
Для обеспечения соответствия производительности ВПУ требованиям п. 6.16 СНиП
41-02-2003 «Тепловые сети» рекомендуем
произвести реконструкцию ВПУ котельной
для увеличения ее производительности.
Участки трубопроводов от ТК1 до ТК-14 имеют показатели
надежности ниже нормативно
допустимых
Средний срок эксплуатации
трубопроводов тепловой сети
31 год (1981 г.)
Участки трубопроводов от кот
Лесозавода до ТК-14 имеют
показатели надежности ниже
нормативно допустимых
Средний срок эксплуатации
трубопроводов тепловой сети
31 год (1981 г.)
Необходима реконструкция тепловых сетей
для обеспечения нормативной надежности
теплоснабжения от ТК-1 до ТК-14
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети при превышении расчетных сроков эксплуатации
Необходима реконструкция тепловых сетей
для обеспечения нормативной надежности
теплоснабжения от кот Лесозавода до ТК-14
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети при превышении расчетных сроков эксплуатации
Выполнить реконструкцию котельной ОАО
Дефицит тепловой мощности
«Ижнефтемаш» с увеличением располагаекотельной ОАО «Ижнефтемой мощности в сетевой воде (Реконструкмаш» в сетевой воде
Котельная ОАО
ция парового или водогрейного котла)
«Ижнефтемаш»
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше20 лет (1992 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Котельная ОАО
Отсутствуют исходные данные для анализа проблем развития системы теп«Редуктор»
лоснабжения (информация не предоставлена)
Средний срок эксплуатации
Котельная
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети
ООО «МЕЧЕЛ –
трубопроводов тепловой сети при превыше37 лет (1975 г.) – превышает
ЭНЕРГО»
нии расчетных сроков эксплуатации
расчетный (25 лет)
Выполнить реконструкцию котельной фиДефицит тепловой мощности
лиала «УПП № 821» ФГУП «ГУССТ № 8 при
котельной филиала «УПП №
ССР с увеличением располагаемой мощноКотельная филиала 821» ФГУП «ГУССТ № 8 при
сти в сетевой воде (Установка водогрейного
ССР в сетевой воде
«УПП № 821» ФГУП
котла)
«ГУССТ № 8 при ССР»
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше28 лет (1984 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
Котельная ФГУП
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше«ИМЗ»
31 год (1981 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Средний срок эксплуатации
Разработка программы по плановой замене
Котельная ООО
трубопроводов тепловой сети трубопроводов тепловой сети при превыше«Автокотельная»
28 лет (1984 г.)
нии расчетных сроков эксплуатации
Дефицит тепловой мощности Выполнить реконструкцию котельных с увеПрочие котельные г.
на 4-х котельных в сетевой
личением располагаемой мощности в сетеИжевска
воде
вой воде (Установка водогрейных котлов)
12.4 Анализ предписаний надзорных органов об устранении нарушений,
влияющих на безопасность и надежность системы теплоснабжения
Предписания надзорных органов, влияющих на безопасность и надежность системы теплоснабжения, в системах теплоснабжения г. Ижевска отсутствует.
117
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа