ДУМА ГОРОДА ХАНТЫ-МАНСИЙСКА
РЕШЕНИЕ
от 30 мая 2003 г. N 65
О ПРОГРАММЕ ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ
ГОРОДА ОКРУЖНОГО ЗНАЧЕНИЯ ХАНТЫ-МАНСИЙСК
НА 2003 - 2007 ГОДЫ
Рассмотрев проект Программы энергоресурсосбережения города
окружного значения Ханты-Мансийск на 2003 - 2007 годы, Дума города
решила:
1. Утвердить Программу энергоресурсосбережения города окружного
значения Ханты-Мансийск на 2003 - 2007 годы согласно приложению.
2. Администрации города подготовить и внести на рассмотрение
Думы города соответствующие изменения в бюджет муниципального
образования город окружного значения Ханты-Мансийск на 2003 год.
3. Контроль за исполнением настоящего решения возложить на
первого заместителя Мэра города, директора Департамента по
строительству, архитектуре и ЖКХ А.Н.Кучерявого.
4. Настоящее решение вступает в силу с момента его подписания.
Мэр города
Ханты-Мансийска
В.М.СУДЕЙКИН
Приложение
к решению
Думы
города Ханты-Мансийска
от 30 мая 2003 г. N 65
ПРОГРАММА
ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ ГОРОДА ОКРУЖНОГО ЗНАЧЕНИЯ
ХАНТЫ-МАНСИЙСК НА 2003 - 2007 ГОДЫ
ПЭР 47-36253509-03-02
Департамент по строительству,
архитектуре и ЖКХ
МО г. Ханты-Мансийск
Председатель Комитета по ЖКХ
С.И.Сафонов
Продолжение титульного листа
к Программе энергоресурсосбережения
г. Ханты-Мансийска
Согласовано:
Начальник Управления
электроэнергетики и энергосбережения
Ханты-Мансийского автономного округа
________________ А.П.Семенов
28 февраля 2003 г.
Согласовано:
Начальник Управления
жилищно-коммунального хозяйства
Ханты-Мансийского автономного округа
_________________ А.А.Титов
10 января 2003 г.
Согласовано:
Начальник территориального управления
Государственного энергетического надзора
"Тюменьэнергонадзор"
______________ В.Н.Командиров
"___" ____________ 2003 г.
1. Вводная часть
1.1. Информационные сведения:
1.1.1. Полное наименование Программы - "Программа
энергоресурсосбережения города окружного значения Ханты-Мансийск".
1.1.2. Срок реализации Программы с 2003 года по 2007 год.
1.1.3. Заказчик - Департамент по строительству, архитектуре и
ЖКХ МО г. Ханты-Мансийск, 628285, Тюменская область, Ханты-
Мансийский автономный округ, г. Ханты-Мансийск, ул. Мира, 120,
тел. (факс) (34671) 2-62-06. ИНН N 8601016803, р/с N
40206810300000310108 в ОАО "Ханты-Мансийский банк" в г. Ханты-
Мансийске, к/с 30101810100000000740.
1.1.4. Разработчик - ОАО "НТЦ "Энергосбережение", 625000, г.
Тюмень, ул. 8 Марта, 1/57, а/я 5259, тел. (факс) (3452) 29-67-53.
ИНН N 7203063672, р/с N 40702810300000000353 в АКБ "Запсибкомбанк"
ОАО г. Салехарда, к/с N 30101810600000000727, БИК 047182727.
Свидетельство об аккредитации, регистрационный N 9050-44-003,
от 30 января 2001 года, выданное Управлением
"Тюменьгосэнергонадзор".
2. Введение
2.1. Цель и задачи Программы
Анализ работы систем жизнеобеспечения города, выработка
предложений и мероприятий по энергосбережению, реализация которых
позволит повысить их эффективность.
2.2. Краткая характеристика города
Город Ханты-Мансийск расположен на правом берегу реки Иртыш, в
15 км от впадения ее в реку Обь. Ландшафт представляет собой
высокие холмы, круто обрывающиеся к приречным террасам. Холмы
покрыты хвойным лесом и изрезаны многочисленными оврагами.
Местность, где расположен город, аэропорт и пригородные поселки,
ограничена географически: с юга и запада рекой Иртыш, с севера и
востока - протоками и старицами.
Климат Западно-Сибирской равнины в районе г. Ханты-Мансийска -
умеренно-континентальный, характеризуется суровой продолжительной
зимой, коротким, но теплым летом, короткими переходными периодами
(весна - осень).
Самый холодный месяц в году - январь, самый теплый - июль.
Согласно СНиП 23-01-99 "Строительная климатология"
продолжительность отопительного периода составляет 250 суток,
средняя температура воздуха за этот период - минус 8,8 -С.
Расчетная температура воздуха самой холодной пятидневки
(обеспеченностью 0,92) - минус 41 -С. Расчетная температура
наиболее холодных суток - минус 45 -С.
Город состоит из двух частей - северной и южной, соединенных
между собой узкой нагорной частью с центральной улицей Гагарина.
Северная часть больше по площади, в ней находится основная часть
административных и общественных зданий. Южная часть - это бывшее
село Самарово, находится непосредственно на приречных террасах.
Город Ханты-Мансийск, имеющий богатую историю, развивается
сегодня как административный, деловой, культурный и спортивный
центр Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Крупных промышленных предприятий в городе нет. Энергоснабжающие
предприятия, обеспечивающие жизнеспособность города:
- МУП "Управление теплоснабжения и инженерных сетей" (МУП "УТС
и ИС");
- МУП "Городские электрические сети";
- МУП "Водоканал";
- ОАО "Обьгаз".
Жилищный фонд города в количестве 939 единиц общей площадью
домов 657,6 тыс. м2 находится на балансе и техническом
обслуживании МУП "ЖКУ". По степени благоустройства жилищный фонд
характеризуется:
- центральное отопление, горячее водоснабжение, канализация,
ванны - 75 домов общей площадью домов 215,4 тыс. м2;
- центральное отопление, холодное водоснабжение, канализация -
535 домов общей площадью домов 377,1 тыс. м2;
- центральное отопление (без воды и канализации) - 54 дома
общей площадью домов 17,4 тыс. м2;
- печное отопление - 275 домов общей площадью домов 47,7 тыс.
м2.
Доля жилищного фонда с износом 41 - 60% составляет 52%, с
учетом домов с износом свыше 60% - 67%.
Тарифы для групп потребителей представлены в таблице 2.2.1.
Таблица 2.2.1
Тарифы для групп потребителей
--------------------------------T--------------------------------¬
¦ Наименование ¦ На 01.01.2002 ¦
¦ +-------T-------T---------T------+
¦ ¦единица¦населе-¦бюджетные¦прочие¦
¦ ¦измере-¦ ние ¦и муници-¦потре-¦
¦ ¦ ния ¦ <*> ¦ пальные ¦бители¦
¦ ¦ ¦ ¦ предпри-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ятия и ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ учрежде-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ния ¦ ¦
+-------------------------------+-------+-------+---------+------+
¦1. Тепловая энергия ¦Руб./ ¦ 543,40¦ 595,15 ¦621,02¦
¦ ¦Гкал ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-------+-------+---------+------+
¦2. Водопотребление ¦Руб./м3¦ 12,78¦ 14,00 ¦ 14,60¦
+-------------------------------+-------+-------+---------+------+
¦3. Водоотведение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- водоотведение по коллектору и¦Руб./м3¦ 17,46¦ 19,12 ¦ 19,96¦
¦очистке ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-------+-------+---------+------+
¦- очистка сточных вод ¦Руб./м3¦ 7,46¦ 8,17 ¦ 8,52¦
+-------------------------------+-------+-------+---------+------+
¦- вывоз и очистка жидких ¦Руб./м3¦ 46,56¦ 50,99 ¦ 53,21¦
¦бытовых отходов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-------+-------+---------+------+
¦<*> Для населения уровень оплаты в 2002 году составляет 80%, с ¦
¦января 2003 года планируется - 90% ¦
L-----------------------------------------------------------------
3. Энергосбережение
в муниципальных унитарных предприятиях
г. Ханты-Мансийска
3.1. Энергосбережение в электроэнергетике
3.1.1. Электроснабжение г. Ханты-Мансийска
Электроснабжение города Ханты-Мансийска осуществляется от
Тюменской энергосистемы, передающей электроэнергию Сургутских ГРЭС
по электрическим сетям 500, 220 и 110 кВт через подстанции ПС
220/110 кВт "Снежная" и ПС 220/110 кВт "Правдинская" по одной
двухцепной линии электропередач 110 кВт протяженностью 206 км к
подстанциям 110 кВт города.
Электроснабжение городских потребителей осуществляется от трех
ПС 110/10 кВт, находящихся в ведении ОАО "Тюменьэнерго".
Значительная удаленность города от питающих центров (ПС
220/110) и отсутствие возможности автоматического управления
режимами работы кольцевой сети 110 кВт "Снежная - Ханты-Мансийская
- Приобская - Правдинская" обуславливает строительство ПС 220/110
кВт "Югра", которая будет являться для города опорным пунктом
электроснабжения. Строительство данной подстанции ведет ОАО
"Тюменьэнерго".
С введением ПС "Югра" и воздушной линии 220 кВт "Правдинская -
Югра" сократятся технологические потери электрической энергии,
повысится надежность внешнего электроснабжения города.
Электроснабжение города Ханты-Мансийска осуществляет МУП
"Городские электрические сети" (ГЭС), выступающее перепродавцом
электрической энергии, получаемой из сетей ОАО "Тюменьэнерго".
МУП "ГЭС" имеет лицензию на осуществление основной деятельности
- обеспечение работоспособности электрических сетей, включая
отдельные виды деятельности: проектирование, эксплуатацию, монтаж,
наладку, ремонт электрооборудования электрических сетей,
диспетчерское управление, сбор, передачу и распределение
электрической энергии.
Основные данные по центрам питания г. Ханты-Мансийска ПС 110/10
кВт приведены в таблице 3.1.1.
Таблица 3.1.1
Основные данные по центрам питания
г. Ханты-Мансийска ПС 110/10 кВт
---------------------------------T--------T---------T------------¬
¦ Наименование ПС ¦Система ¦Мощность ¦Максимальная¦
¦ ¦напряже-¦трансфор-¦нагрузка <*>¦
¦ ¦ний, кВт¦маторов, ¦на шинах 10 ¦
¦ ¦ ¦ МВ.А ¦ кВт, МВт ¦
+--------------------------------+--------+---------+------------+
¦1. "Ханты-Мансийская" ¦ 110/10 ¦2 x 25 ¦ 21,6 ¦
+--------------------------------+--------+---------+------------+
¦2. "Самарово" ¦ 110/10 ¦16 + 25 ¦ 18,2 ¦
+--------------------------------+--------+---------+------------+
¦3. "Авангард" ¦ 110/10 ¦2 x 25 ¦ 16,0 ¦
L--------------------------------+--------+---------+-------------
--------------------------------
<*> Нагрузка приведена по результатам контрольных замеров за
декабрь 2001 года.
Основные показатели электроснабжения города Ханты-Мансийска
приведены в таблице 3.1.2.
Таблица 3.1.2
Основные показатели электроснабжения
города Ханты-Мансийска
------------------------------------------T----------T-----T-----¬
¦ Показатель ¦ Единица ¦Всего¦В том¦
¦ ¦измерения ¦ ¦числе¦
¦ ¦ ¦ ¦в ве-¦
¦ ¦ ¦ ¦дении¦
¦ ¦ ¦ ¦ МУП ¦
¦ ¦ ¦ ¦"ГЭС"¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Распределительные пункты 10 кВт ¦
+-----------------------------------------T----------T-----T-----+
¦Количество распределительных пунктов 10 ¦Шт. ¦ 9 ¦ 9 ¦
¦кВт ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВт ¦
+-----------------------------------------T----------T-----T-----+
¦Количество трансформаторных подстанций ¦Шт. ¦299 ¦255 ¦
¦10/0,4 ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Линии электропередачи ¦
+-----------------------------------------T----------T-----T-----+
¦Воздушные линии электропередачи 10 кВт ¦км ¦161,9¦149,2¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Воздушные линии электропередачи 0,4 кВт ¦км ¦200,1¦184,5¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Кабельные линии 10 кВт ¦км ¦198,6¦194,4¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Кабельные линии 0,4 кВт ¦км ¦155,9¦126,0¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Электроэнергия ¦
+-----------------------------------------T----------T-----T-----+
¦Получено от ОАО "Тюменьэнерго" в 2001 ¦Тыс. кВт.ч¦ - ¦269,6¦
¦году ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Технологические потери ¦Тыс. кВт.ч¦ - ¦ 22,6¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Получено от ОАО "Тюменьэнерго" за I ¦Тыс. кВт.ч¦ - ¦163,8¦
¦полугодие 2002 года ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------------------+----------+-----+-----+
¦Технологические потери ¦Тыс. кВт.ч¦ - ¦ 12,6¦
L-----------------------------------------+----------+-----+------
Питающие сети 10 кВт от подстанций 110/10 кВт до
распределительных пунктов выполнены кабельными линиями. Основной
схемой питания РП в нормальном режиме является схема раздельно
работающих питающих линий 10 кВт, подключенных к разным секциям
шин ПС и РП и резервирующих друг друга посредством АВР на
секционном выключателе в РП.
Распределительные сети 10 кВт от распределительных пунктов до
трансформаторных подстанций выполнены воздушными и кабельными
линиями.
Схема построения распределительных сетей 10 кВт в основном
петлевая с элементами двухлучевой для ответственных потребителей и
радиальной преимущественно на окраинах.
Опоры ВЛ-10 кВт металлические, железобетонные и деревянные с
ж/б приставками.
Основная масса трансформаторных подстанций в
однотрансформаторном исполнении.
Распределение используемых силовых трансформаторов по мощности
показано на рисунке 3.1.1.
Рисунок 3.1.1 "Распределение силовых трансформаторов по
мощности" в базу не включен по техническим причинам.
Как следует из рисунка 3.1.1, основу трансформаторного парка
города составляют трансформаторы мощностью 630 и 400 кВА, на долю
которых приходится 79%.
МУП "ГЭС" использует новое современное оборудование, в
частности:
1. ТП N 144 типа "2КТПГ "Сэндвич" для электроснабжения бытового
сектора.
Рисунок в базу не включен по техническим причинам.
2. ТП N N я323, 324 (биатлонный центр). Оборудование фирмы
"АВВ".
Рисунок в базу не включен по техническим причинам.
3. ТП N 810 (Администрация ХМАО), РП N 8 (ул. Чехова).
Оборудование промышленной группы "Таврида Электрик".
Рисунок в базу не включен по техническим причинам.
4. Электротехническая лаборатория МУП "ГЭС" на базе автомобиля
"Газель" (поиск повреждений кабелей, высоковольтные испытания,
замеры контуров заземления).
Рисунок в базу не включен по техническим причинам.
Наиболее энергоемкими потребителями являются жилищный фонд
(31,9% потребляемой электроэнергии), а также промышленные
потребители (29,4%).
Данные о количестве электроэнергии, переданной ГЭС потребителям
города, и ее распределении приведены на рисунках 3.1.2 - 3.1.3.
Тыс. кВт.ч
300 -+
¦ 269,601
250 -+ -------¬
¦ 191,747 218,273 ¦ ¦
200 -+ 187,32 -------¬ -------¬ ¦ ¦
¦ -------¬ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 163,857
150 -+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ -------¬
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
100 -+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
50 -+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
0 -+--+------+--+------+--+------+--+------+-----+------+---
1998 год 1999 год 2000 год 2001 год I полугодие
(рост (рост (рост 2002 года
2,4%) 13,8%) 23,5%) (рост
27,5%)
Рисунок 3.1.2.
Гистограмма роста электрических нагрузок города
Рисунок 3.1.3 "Гистограмма распределения электроэнергии по
основным группам потребителей в 2001 году" в базу не включен по
техническим причинам.
Стремительное развитие города коснулось всех групп
потребителей: рост нагрузок за последние годы отмечен по всем
группам потребителей, при этом структура электропотребления
существенно не изменилась.
В рамках создания автоматизированной системы управления и
диспетчеризации г. Ханты-Мансийска предприятием МУП "ГЭС" была
смонтирована и введена в эксплуатацию система телемеханики "Омь"
научно-производственного объединения "Мир" (г. Омск).
Конструктивно система "Омь" состоит из пункта управления и
оборудования контролируемого пункта. В состав системы входят
следующие составляющие: пункт управления ПЭВМ IBM РС/АТ, модем
радиоканала, радиостанция УКВ, антенна, контроллер, измерительные
преобразователи тока и напряжения, электронный счетчик.
Контролируемые пункты
В настоящее время в систему телемеханики включены центры
питания города 110/10 кВт и все девять распределительных пунктов
10 кВт. Идет второй этап - телемеханизация трансформаторных
подстанций. Уже автоматизированы десять ТП, заключены договоры на
телемеханизацию вновь вводимых подстанций.
Пункт управления (диспетчерский пункт АСУ ТП):
Центром системы является компьютер диспетчера, на который
посредством радиопередачи поступают сигналы телесигнализации (ТС)
и телеизмерений (ТИ) с контролируемых пунктов.
ТС включает в себя контроль состояния выключателей, релейной
защиты и автоматики, положения дверей, ТИ - измерения
электрических параметров контролируемых пунктов (подстанции
оборудованы электронными счетчиками СЭТ и "Альфа").
Данные телеизмерений регистрируются и заносятся в архив.
Оператор диспетчерского пункта в режиме реального времени
осуществляет контроль технологического процесса передачи
электроэнергии и имеет возможность управлять работой
электрооборудования контролируемых пунктов (формируются сигналы
телеуправления ТУ).
Компьютер оператора, кроме стандартного программного
обеспечения, оснащен программой "Прогресс ++", предназначенной для
расчета технологических потерь электроэнергии.
3.1.2. Учет электроэнергии
Учет электроэнергии, отпускаемой городу Ханты-Мансийску ОАО
"Тюменьэнерго", производится по отходящим фидерам с подстанций
110/10 кВт "Ханты-Мансийская", "Авангард" и "Самарово".
Учет электроэнергии осуществляется электронными счетчиками
через трансформаторы тока и напряжения. Перечень приборов учета
электроэнергии, отпускаемой городу из сетей ОАО "Тюменьэнерго",
приведен в таблице 3.1.3.
Таблица 3.1.3
Перечень приборов учета электроэнергии,
отпускаемой городу из сетей ОАО "Тюменьэнерго"
-------------------------T-----T------T--------------------------¬
¦ Тип счетчика ¦Класс¦Коли- ¦ Примечание ¦
¦ ¦точ- ¦чество¦ ¦
¦ ¦ности¦ ¦ ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦Подстанция "Ханты-Мансийская" 110/10 кВт ¦
+------------------------T-----T------T--------------------------+
¦"Альфа" А1R-3-AL-C8-T ¦ 0,2 ¦ 9 ¦Активно-реактивный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦"Альфа" А2R-3-ОL-C4-T ¦ 0,5 ¦ 2 ¦Активно-реактивный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦Подстанция "Авангард" 110/10 кВт ¦
+------------------------T-----T------T--------------------------+
¦"Альфа" А1R-3-AL-C8-T ¦ 0,2 ¦ 4 ¦Активно-реактивный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦"Альфа" А2R-3-ОL-C4-T ¦ 0,5 ¦ 10 ¦Активно-реактивный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦Подстанция "Самарово" 110/10 кВт ¦
+------------------------T-----T------T--------------------------+
¦"Альфа" А2R-3-ОL-C4-T ¦ 0,5 ¦ 4 ¦Активно-реактивный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦СЭТ3а-01-01Г ¦ 0,5 ¦ 10 ¦Активный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦СЭТ3р-01-08Г ¦ 0,5 ¦ 10 ¦Реактивный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦СЭТ3а-01П-27Г ¦ 0,5 ¦ 2 ¦Активный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦СЭТ3р-01П-30Г ¦ 0,5 ¦ 2 ¦Реактивный ¦
+------------------------+-----+------+--------------------------+
¦Итого ¦ ¦ 53 ¦ ¦
L------------------------+-----+------+---------------------------
По данным службы сбыта ГЭС, при отпуске электрической энергии
городским потребителям используются:
- 19747 электросчетчиков различных типов при расчете в бытовом
секторе;
- 2280 электросчетчиков при расчете с юридическими лицами.
3.1.3. Наружное освещение города
В связи с организацией в 1998 году МУП "Горсвет" все уличное
освещение перешло в ведение этого предприятия.
МУП "Горсвет" является предприятием по эксплуатации сетей
наружного освещения города, дворового освещения, архитектурно-
художественной подсветки зданий, праздничной иллюминации, световой
рекламы, световых аншлагов почтовой нумерации зданий.
С первых дней основания предприятия был взят курс на
энергосберегающие технологии в сетях наружного освещения:
- замена светильников с лампами ДРЛ на светильники с лампами
ДНаТ;
- внедрение электронных пускорегулирующих аппаратов;
- применение в системе архитектурно-художественной подсветки
зданий прожекторов с металлогалогеновыми лампами.
Гистограмма распределения источников света в сетях наружного
освещения приведена на рисунке 3.1.4.
%
100,0-+
¦ ---¬
90,0-+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦
80,0-+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦
70,0-+ ---¬ ¦ ¦
¦ ¦//¦ ¦ ¦
60,0-+ ¦//¦ ¦ ¦
¦ ¦//¦ ---¬ ---¬ ¦ ¦
50,0-+ ¦//¦ ¦//¦ ¦ +--¬ ¦ ¦
¦ ¦//¦ ---+//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦
40,0-+ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦
¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦
30,0-+ ---+//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦
20,0-+ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦
10,0-+ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ +--¬
¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦ ¦ ¦//¦
0,0-+--+--+--+-------+--+--+-------+--+--+------+--+--+--------
1998 год 1999 год 2001 год 2002 год
---¬
¦ ¦ лампы ДНаТ
L---
---¬
¦//¦ лампы ДРЛ
L---
Рисунок 3.1.4.
Гистограмма распределения источников света
Как видно из рисунка, в системе уличного освещения наблюдается
неуклонный рост количества светильников с лампами ДНаТ как
наиболее экономичных (КПД ламп ДНаТ по видимому излучению
составляет 30% против 16% у ламп ДРЛ).
Качественно новое направление развития система наружного
освещения получила в связи с внедрением автоматизированной системы
наружного освещения "Омь-свет" (АСУ НО "Омь-свет").
Автоматизированная система наружного освещения "Омь-свет"
позволяет осуществлять следующие функции:
1. Непрерывный контроль параметров состояния линий наружного
освещения города.
2. Оперативное выявление повреждений и ненормальных режимов
работы.
3. Дистанционное (автоматическое и ручное) управление режимами
работы освещения.
4. Автоматизированный как однотарифный, так и двухтарифный учет
потребляемой электроэнергии.
5. Контроль целостности обесточенных линий наружного освещения.
6. Графическое отображение токов и напряжений, ведение
протокола событий.
7. Перевод наружного освещения из вечернего режима работы в
ночной и обратно.
Внедрение этой системы позволило существенно сократить
эксплутационные затраты и улучшить условия труда обслуживающего
персонала.
Следующим шагом в деле экономии электроэнергии стало применение
электронных пускорегулирующих аппаратов (ПРА) типа "Мир АПР-01".
Аппарат предназначен для эксплуатации с газоразрядными
натриевыми лампами высокого давления - ДНаТ в светильниках типа
"ЖКУ-37" или аналогичных, предназначенных для уличного освещения.
Аппарат обеспечивает зажигание, и питание лампы
стабилизированным напряжением, имеет номинальный режим и режим
пониженной мощности, при включении которого световой поток лампы и
мощность, потребляемая от сети переменного тока, снижаются (режим
ночного освещения).
Переключение из режима номинальной мощности в режим пониженной
и обратно осуществляется по фазным проводам по сигналу из
центрального диспетчерского пункта.
Типы электронных пускорегулирующих аппаратов приведены в
таблице 3.1.4.
Таблица 3.1.4
Типы электронных пускорегулирующих аппаратов
------------------------T------------T------------T--------------¬
¦ Обозначение ¦ Условное ¦Номинальная ¦ Выходная ¦
¦ ¦обозначение ¦ выходная ¦ мощность ¦
¦ ¦ ¦мощность, Вт¦ в режиме ¦
¦ ¦ ¦ ¦ пониженной ¦
¦ ¦ ¦ ¦ мощности, % ¦
¦ ¦ ¦ ¦от номинальной¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦1. М01. 048. 00. 000-00¦АПР-01. 00 ¦ 250 ¦ 30 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦2. М01. 048. 00. 000-01¦АПР-01. 01 ¦ 250 ¦ 50 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦3. М01. 048. 00. 000-02¦АПР-01. 02 ¦ 250 ¦ 70 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦4. М01. 048. 00. 000-03¦АПР-01. 03 ¦ 150 ¦ 30 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦5. М01. 048. 00. 000-04¦АПР-01. 04 ¦ 150 ¦ 50 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦6. М01. 048. 00. 000-05¦АПР-01. 05 ¦ 150 ¦ 70 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦7. М01. 048. 00. 000-06¦АПР-01. 06 ¦ 400 ¦ 30 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦8. М01. 048. 00. 000-07¦АПР-01. 07 ¦ 400 ¦ 50 ¦
+-----------------------+------------+------------+--------------+
¦9. М01. 048. 00. 000-08¦АПР-01. 08 ¦ 400 ¦ 70 ¦
L-----------------------+------------+------------+---------------
Основные технические характеристики аппарата приведены в
таблице 3.1.5.
Таблица 3.1.5
Основные технические характеристики аппарата
------------------------------------------T----------------------¬
¦ Наименование параметра ¦ Значение параметра ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦1. Диапазон рабочих температур, -C ¦От минус 50 до плюс 50¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦2. Значение полного коэффициента мощности¦0,9, не менее ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦3. Диапазон напряжения питающей сети, В ¦170 - 270 ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦4. Частота питающей сети, Гц ¦45 - 65 ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦5. Частота рабочего тока лампы, кГц ¦20 ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦6. Средняя наработка на отказ, ч ¦40000, не менее ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦7. Масса, кг ¦2, не более ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦8. Габаритные размеры, мм ¦210 х 140 х 73, не ¦
¦ ¦более ¦
L-----------------------------------------+-----------------------
Основные преимущества использования электронных ПРА следующие:
- возможность дистанционного управления режимом работы;
- исключается перекос фазных токов, что характерно для
пофазного управления режимом освещения, тем самым сводятся к нулю
токи нулевого провода и уменьшаются потери в линиях
электропередачи;
- экономия электроэнергии от 50 до 70% в зависимости от типа
применяемого ПРА при снижении уровня освещенности на 30 - 40%.
Характерный график нагрузки одной из линий уличного освещения
приведен на рисунке 3.1.5.
Рисунок 3.1.5 "График работы уличного освещения с электронным
ПРА" в базу не включен по техническим причинам.
На графике можно выделить три характерных участка работы
уличного освещения:
1. Режим вечернего освещения - с 18 до 24 часов.
2. Режим ночного освещения - с 24 до 6 часов.
3. Дневной режим, когда освещение отключено.
Экономия электроэнергии за счет двух режимов работы составляет
за сутки 25% от суточного потребления.
Дальнейшее развитие системы наружного освещения - за счет
установки светильников по периметру кварталов с питанием от
внутриквартальных подстанций.
Такая схема построения наружного освещения позволит повысить
надежность освещения межквартальных дорог и тротуаров за счет
питания светильников от разных подстанций и шкафов управления.
Основные показатели работы МУП "Горсвет" по состоянию на
01.08.2002 приведены в таблице 3.1.6.
Таблица 3.1.6
Основные показатели работы МУП "Горсвет"
-------------------------------------------T----------T----------¬
¦ Показатели ¦ Единица ¦Количество¦
¦ ¦измерения ¦ ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Потребление электроэнергии за 2001 год ¦Тыс. кВт.ч¦ 9181,5 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Шкафы управления с реле времени, шт. ¦Шт. ¦ 30 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Шкафы управления телемеханики, шт. ¦Шт. ¦ 120 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Протяженность КЛ ¦км ¦ 181,5 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Протяженность ВЛ ¦км ¦ 62,7 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Лампы ДРЛ-250 ¦Шт. ¦ 50 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Лампы ДНаТ-400 ¦Шт. ¦ 1614 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Лампы ДНаТ-250 ¦Шт. ¦ 2995 ¦
+------------------------------------------+----------+----------+
¦Лампы ДНаТ-100 ¦Шт. ¦ 3967 ¦
L------------------------------------------+----------+-----------
Как видно из таблицы 3.1.6, в перспективе предполагается
преимущественное использование для уличного освещения ламп типа
"ДНаТ", которые имеют КПД по видимому излучению 30% и повышенную
светоотдачу по сравнению с лампами ДРЛ. Не менее важен вопрос с
утилизацией ламп ДРЛ, которые необходимо вывозить на пункты приема
ртутьсодержащих изделий.
Перспективным является также применение изолированных проводов
типа "Торсадо" на совместных линиях, что повысит надежность
электроснабжения.
3.1.4. Основные энергосберегающие мероприятия
в системе электроснабжения
------------------T----T-------T--------T------------------T-----¬
¦ Наименование ¦Срок¦ Стои- ¦Источник¦Ожидаемая экономия¦Срок ¦
¦ мероприятий ¦реа-¦мость, ¦финанси-+--------T---------+оку- ¦
¦ ¦ли- ¦ тыс. ¦рования ¦т у. т. ¦тыс. руб.¦пае- ¦
¦ ¦за- ¦ руб. ¦ ¦ ¦ ¦мости¦
¦ ¦ции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-------+--------+--------+---------+-----+
¦1. Замена ¦ ¦51200,0¦ ¦ - ¦ 18329,6 ¦ 2,8 ¦
¦масляных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦выключателей на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦вакуумные на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦подстанциях ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦города (256 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +-------+ +--------+---------+-----+
¦2. Модернизация ¦ ¦ 100,0¦ ¦Повышение эффективности ¦
¦поверочной ¦ ¦ ¦ ¦поверки приборов учета ¦
¦установки ¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии ¦
+-----------------+ +-------+ +------------------------+
¦3. Телемеханиза- ¦ ¦ 7800,0¦ ¦Экономия эксплуатацион- ¦
¦ция пунктов ¦ ¦ ¦ ¦ных расходов ¦
¦питания наружного¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦освещения (30 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +-------+ +--------T---------T-----+
¦4. Установка в ¦ ¦30874,0¦ ¦ 734,5¦ 454,5 ¦Более¦
¦светильники ¦ ¦ ¦ ¦ (2295,4¦ ¦50 ¦
¦наружного освеще-¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦лет ¦
¦ния электронных ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦
¦пускорегулирующих¦2003¦ ¦Местный ¦ ¦ ¦ ¦
¦аппаратов (8576 ¦- ¦ ¦бюджет, ¦ ¦ ¦ ¦
¦шт.) ¦2007¦ ¦окружной¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+годы+-------+бюджет, +--------+---------+-----+
¦5. Приобретение ¦ ¦ ¦предпри-¦ ¦
¦диагностического ¦ ¦ ¦ятия ¦ ¦
¦оборудования, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- автоматизиро- ¦ ¦ 600,0¦ ¦Определение дефектов ¦
¦ванной инфракрас-¦ ¦ ¦ ¦вводов трансформаторов, ¦
¦ной диагностичес-¦ ¦ ¦ ¦контактных соединений на¦
¦кой системы для ¦ ¦ ¦ ¦подстанциях, тиристоров,¦
¦обследования ¦ ¦ ¦ ¦автоматических ¦
¦сетей электро- ¦ ¦ ¦ ¦выключателей, ¦
¦снабжения (NEC, ¦ ¦ ¦ ¦предохранителей и друго-¦
¦стр. Япония) ¦ ¦ ¦ ¦го электрооборудования ¦
+-----------------+ +-------+ +------------------------+
¦- образцового ¦ ¦ 62,0¦ ¦Экспресс-поверка ¦
¦переносного ¦ ¦ ¦ ¦приборов учета ¦
¦электросчетчика ¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии по месту ¦
¦(Альфа) ¦ ¦ ¦ ¦их установки без снятия ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦и поверки в лабораторных¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦условиях ¦
+-----------------+----+-------+--------+--------T---------T-----+
¦Итого ¦ ¦90636,0¦ ¦ 734,5¦ 18784,1 ¦ - ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (2295,4¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВтч) ¦ ¦ ¦
L-----------------+----+-------+--------+--------+---------+------
3.2. Энергосбережение в жилищно-коммунальном хозяйстве
3.2.1. Система теплоснабжения города
Источники теплоснабжения
Город имеет децентрализованную систему теплоснабжения.
Теплоснабжение жилищного фонда и объектов социально-культурного
и коммунально-бытового назначения г. Ханты-Мансийска
осуществляется от 65 котельных установок, эксплуатируемых:
- МУП "Управление теплоснабжения и инженерных сетей" (далее по
тексту - МУП "УТС и ИС") - 36 котельных установок суммарной
установленной мощностью 273,2 Гкал/ч (из них 25 КУ работают на
природном газе, 10 КУ работают на нефти, 1 электрокотельная); 2
центральных тепловых пункта и 102,8 км тепловых сетей;
- ОАО "Обьгаз" - 29 котельных установок суммарной установленной
мощностью 121,41 Гкал/ч, работающих на природном газе, в т.ч. 8
крышных котельных, 2,34 км тепловых сетей.
Для котельных установок, эксплуатируемых МУП "УТС и ИС",
газораспределительной организацией является ОАО "Обьгаз",
поставщиком газа - межрегиональная компания "ООО "Межрегионгаз",
поставщиком нефти - нефтяная компания "ЮКОС" ОАО "Юганскнефтегаз".
Природный газ Нефть
Теплотворная способность
топлива 7950 ккал/нм3 10010 ккал/кг
Стоимость топлива 536 руб./тыс. м3 1476,00 руб./т
За 2001 год котельными установками города произведено тепловой
энергии 366,05 тыс. Гкал, в том числе:
КУ МУП "УТС и ИС" - 336,17 тыс. Гкал;
КУ ОАО "Обьгаз" - 29,88 тыс. Гкал.
За этот период израсходовано топлива: жидкого топлива (нефти) -
13,29 тыс. т; природного газа - 44251,79 тыс. нм3, в том числе:
КУ МУП "УТС и ИС" - 13,29 тыс. т, 39235,73 тыс. нм3;
КУ ОАО "Обьгаз" - 5016,06 тыс. нм3.
Краткая характеристика котельных установок:
КУ МУП "УТС и ИС"
Котельные работают по закрытой схеме.
Подача горячей воды осуществляется от 11 КУ (N N 1, 3 - 5, 7 -
9, 11, 28, 29, 36б) - в течение года и от КУ N 2 - в течение
отопительного периода. Отсутствие горячего водоснабжения в
преобладающей части жилого фонда приводит к открытому водоразбору
из тепловой сети, со всеми вытекающими последствиями.
В КУ в основном установлены стальные водогрейные котлоагрегаты
с малой и средней мощностью, имеющие большую амортизацию и
требующие значительных вложений на капитальный ремонт.
В котельных отсутствуют системы автоматического регулирования
работы котлов (исключение КУ N N 3, 32, 26).
Водоснабжение котельных установок осуществляется из
горводопровода. Учет расхода воды ведется по показаниям
водосчетчиков.
Из 35 КУ только на 6 КУ установлено водоподготовительное
оборудование.
Регулирование отпуска тепловой энергии от КУ осуществляется по
температурному графику 95/70 -С.
На КУ установлены узлы учета ТЭР:
- расхода газа, включающие в себя корректор объема газа типа
"ИМ 2300"; расходомер типа "ДРГ.М";
- тепловой энергии (в количестве 24 шт., установленные в 2002
году), включающие в себя тепловычислитель типа "ВКТ-5",
ультразвуковой расходомер типа "УРСВ-010М";
- воды;
- электроэнергии.
Средний тариф 1 Гкал отпущенной теплоэнергии КУ МУП "УТС и ИС"
в 2002 году: для населения - 543,40 руб.; для бюджетных
муниципальных предприятий и учреждений - 595,15 руб.
Общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении
102,8 км (основной тип прокладки теплопроводов подземный
бесканальный - 60,7 км). Тепловая изоляция труб выполнена из
минеральной ваты, опила в деревянных коробах, рубероида и в
гидрофобном исполнении. Техническое состояние многих тепловых
сетей города неудовлетворительное, что объясняется в основном
значительными сроками их эксплуатации (более 10 лет), а также
недостаточной очисткой воды на котельных и на водозаборах - в
результате происходит забивание трубопроводов отложениями железа,
что приводит к уменьшению пропускной способности, увеличению
тепловых потерь и существенному снижению срока безаварийной работы
сетей.
В течение 2000 - 2002 годов была произведена замена изношенных
тепловых сетей на трубы в ППУ изоляции, выполненные по технологии
"труба в трубе" - 11,3 км.
МУП "УТС и ИС" ведутся работы по газификации КУ, а вместе с ней
и по комплексной автоматизации, диспетчеризации котельных
(установлены станции диспетчеризации на КУ N N 7, 9, 29, ведутся
работы по реализации к выводу на диспетчерскую МУП "УТС и ИС"
параметров контроля и управления КУ N N 3, 26, 32), по режимной
наладке оборудования, по ликвидации убыточных маломощных КУ с
устаревшим оборудованием с перераспределением нагрузок на более
мощные существующие КУ. Заключен договор с ОАО "Уральский центр
энергосбережения и экономики" на проведение технического аудита
тепловых сетей и сетей ГВС.
КУ ОАО "Обьгаз"
КУ работают на природном газе по закрытой схеме с независимым
присоединением потребителей, теплообменники для приготовления воды
на отопление и горячее водоснабжение установлены как в помещении
котельной, так и вне его.
В КУ в основном установлено импортное оборудование, работающее
в автоматическом режиме, без постоянного присутствия персонала.
Вся информация о работе КУ выводится на центральный диспетчерский
пункт (ЦДП) ОАО "Обьгаз", где осуществляется управление и контроль
над работой КУ.
В КУ предусмотрено регулирование температуры теплоносителя,
выдаваемого в наружную сеть по температуре наружного воздуха.
Установлены узлы учета ТЭР:
- расхода газа, включающий в себя: 1) корректор объема газа
типа "GVC 2010" или "ИМ 2300"; 2) расходомер типа "TRZ 03-K" или
"ДРГ.М";
- тепловой энергии, включающий в себя тепловычислитель типа "CF
50", электромагнитный расходомер с преобразователем сигнала типа
"IFC 090";
- воды, включающий в себя водомер холодной воды типа "ММ", Dу
от 20 до 50 мм;
- электроэнергии.
Средний тариф 1 Гкал отпущенной теплоэнергии КУ ОАО "Обьгаз" в
2002 году - 319 руб.
ОАО "Обьгаз" эксплуатирует 8 крышных КУ, позволяющих
потребителю отключиться от неэкономичных и дорогих источников
отопления, иметь свой источник тепла в своем закрытом помещении на
крыше дома, рассчитать расходы на отопление в соответствии с
измеренным расходом газа, сэкономить на отоплении и горячей воде,
в зависимости от конкретной ситуации, от 20 до 50%.
Общая протяженность тепловых сетей 2,34 км (тип прокладки -
бесканальная, теплопроводы проложены в ППУ изоляции).
Сведения по котельным установкам приведены в таблице 3.2.1.
Таблица 3.2.1
Сведения по котельным установкам (данные на 2002 год)
----------------T-----T-------T-----------------T-------------------------¬
¦ Котельная ¦Коли-¦ Уста- ¦Тип котлоагрегата¦ Годовое потребление в ¦
¦ ¦чест-¦ нов- ¦ ¦ 2001 году ¦
¦ ¦ во ¦ленная ¦ +---------------T---------+
¦ ¦кот- ¦ мощ- ¦ ¦расход топлива,¦выработка¦
¦ ¦лов, ¦ность, ¦ ¦ тыс. м3 (т) ¦ тепла, ¦
¦ ¦ шт. ¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ Гкал ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Котельные установки, эксплуатируемые МУП "УТС и ИС" ¦
+-------------------------------------------------------------------------+
¦Котельно-печное топливо - природный газ ¦
+---------------T-----T-------T-----------------T---------------T---------+
¦1. КУ N 1, ул. ¦ 6 ¦ 9,60 ¦ВК-21 - 6 шт. ¦ 1930,700 ¦ 18577,19¦
¦Пионерская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦2. КУ N 2, ул. ¦ 3 ¦ 11,20 ¦КВСА - 2 шт., ¦ 1036,900 ¦ 4125,08¦
¦Дзержинского ¦ ¦ ¦ВК-21 - 1 шт. ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦3. КУ N 3, ул. ¦ 4 ¦ 6,40 ¦ВК-21 - 4 шт. ¦ (1783,91) ¦ 9300,61¦
¦Гагарина ¦ ¦ ¦ ¦ <**> ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦4. КУ N 4, ул. ¦ 5 ¦ 8,00 ¦ВК-21 - 5 шт. ¦ 1966,800 ¦ 18937,66¦
¦Шевченко ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦5. КУ N 5, ул. ¦ 4 ¦ 6,40 ¦ВК-21 - 4 шт. ¦ 1778,510 ¦ 10608,72¦
¦Гагарина ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦6. КУ N 7, ул. ¦ 5 ¦ 8,00 ¦ВК-21 - 5 шт. ¦ 2273,900 ¦ 15009,52¦
¦Маяковского ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦7. КУ N 8, ул. ¦ 5 ¦ 8,00 ¦ВК-21 - 5 шт. ¦ 1240,000 ¦ 11833,35¦
¦Комсомольская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦<*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦8. КУ N 9, ул. ¦ 7 ¦ 31,60 ¦АВ-2-5 - 6 шт., ¦ 7018,071 ¦ 38706,06¦
¦Чехова ¦ ¦ ¦ВК-21 - 1 шт. ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦9. КУ N 10, ул.¦ 3 ¦ 15,00 ¦АВ-2-5 - 3 шт. ¦ 2870,800 ¦ 20649,28¦
¦Заводская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦10. КУ N 11, ¦ 4 ¦ 16,60 ¦АВ-2,5 - 3 шт., ¦ 2789,900 ¦ 18539,00¦
¦ул. Кирова, 4 ¦ ¦ ¦ВК-21 - 1 шт. ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦11. КУ N 15, ¦ 5 ¦ 21,40 ¦АБО-2,2 - 1 шт., ¦ 4503,700 ¦ 25557,36¦
¦ул. Сутормина ¦ ¦ ¦КВСА - 4 шт. ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦12. КУ N 16, ¦ 5 ¦ 8,00 ¦ВК-21 - 5 шт. ¦ 2183,000 ¦ 11784,41¦
¦ул. Гагарина ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦13. КУ N 17, ¦ 4 ¦ 6,40 ¦ВК-21 - 4 шт. ¦ 614,000 ¦ 7917,00¦
¦пер. Южный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦14. КУ N 19, ¦ 2 ¦ 3,20 ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ 130,400 ¦ 2004,00¦
¦ЦГДС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦15. КУ N 22, ¦ 4 ¦ 6,40 ¦ВК-21 - 4 шт. ¦ (1137,310) ¦ 8035,37¦
¦ул. Свердлова, ¦ ¦ ¦ ¦ <**> ¦ ¦
¦21 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦16. КУ N 23, ¦ 2 ¦ 1,20 ¦НР-18 - 2 шт. ¦ (134,32) ¦ 524,97¦
¦"Велпас" ¦ ¦ ¦ ¦ <**> ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦17. КУ N 25, ¦ 4 ¦ 6,40 ¦ВК-21 - 4 шт. ¦ 83,000 ¦ 9737,00¦
¦ул. К.Маркса ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦<*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦18. КУ N 26, ¦ 2 ¦ 3,20 ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ (667,410) ¦ 4035,23¦
¦ул. Рознина, 64¦ ¦ ¦ ¦ <**> ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦19. КУ N 28, ¦ 4 ¦ 5,70 ¦ВК-21 - 3 шт., ¦ 821,970 ¦ 2707,08¦
¦ул. Гагарина, ¦ ¦ ¦Е-1/9 - 1 шт. ¦ ¦ ¦
¦99 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦20. КУ N 29, ¦ 4 ¦ 16,50 ¦АВ-2-5 - 3 шт., ¦ 3020,120 ¦ 14672,92¦
¦ул. Мира ¦ ¦ ¦ВК-21 - 1 шт. ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦21. КУ N 31, ¦ 5 ¦ 8,00 ¦ВК-21 - 5 шт. ¦ 2969,969 ¦ 13747,88¦
¦ул. Мира ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦22. КУ N 32, ¦ 6 ¦ 17,00 ¦КСВА-4 - 4 шт., ¦ (665,520) ¦ 2790,55¦
¦пищекомбинат ¦ ¦ ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ <**> ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦23. КУ N 35, ¦ 4 ¦ 6,40 ¦ВК-21 - 4 шт. ¦ 1717,700 ¦ 10233,93¦
¦ул. Рознина ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦24. КУ N 37, ¦ 2 ¦ 3,20 ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ (516,45) ¦ 2372,03¦
¦водоканал ¦ ¦ ¦ ¦ <**> ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦25. КУ N 39, ¦ 2 ¦ 3,20 ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ 286,290 ¦ 1557,65¦
¦ОМК ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Итого ¦ 101 ¦237,00 ¦ ¦ 39235,730 ¦275928,48¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (4904,92) ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Котельно-печное топливо - нефть ¦
+---------------T-----T-------T-----------------T---------------T---------+
¦26. КУ N 12, ¦ 2 ¦ 1,40 ¦Е-1-9 - 2 шт. ¦ (335,550) ¦ 1339,03¦
¦ф. Горная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦27. КУ N 13, ¦ 2 ¦ 1,00 ¦НР-18 - 2 шт. ¦ (168,590) ¦ 556,42¦
¦ул. Горького, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦школа N 2 <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦28. КУ N 20, п.¦ 3 ¦ 4,80 ¦ВК-21 - 3 шт. ¦ (651,740) ¦ 1455,15¦
¦Сайга (учхоз) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦<*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦29. КУ N 21, ¦ 2 ¦ 3,20 ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ (494,440) ¦ 1828,92¦
¦птицефабрика ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦30. КУ N 34, ¦ 4 ¦ 6,40 ¦ВК-21 - 4 шт. ¦ (1829,860) ¦ 16589,66¦
¦ул. Коминтерна ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦31. КУ N 36б, ¦ 2 ¦ 3,60 ¦КВЖ - 2 шт. ¦ (326,090) ¦ 2266,79¦
¦ул. Дзержинско-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦го ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦32. КУ N 36н, ¦ 3 ¦ 3,83 ¦Е-1-9 - 1 шт., ¦ (186,620) ¦ 1300,32¦
¦нефтебаза ¦ ¦ ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦33. КУ N 38, ¦ 2 ¦ 3,20 ¦ВК-21 - 2 шт. ¦ (378,800) ¦ 2316,38¦
¦КОС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦34. КУ N 40, ¦ 2 ¦ 2,20 ¦ВК-21 - 1 шт., ¦ (289,300) ¦ 2312,76¦
¦Ляминская РЭБ ¦ ¦ ¦НР-18 - 1 шт. ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦35. КУ N 6 ¦Ликвидирована ¦ (1066,450) ¦ 5766,16¦
+---------------+-------------------------------+---------------+---------+
¦36. КУ N 18 ¦Ликвидирована ¦ (912,560) ¦ 5260,55¦
+---------------+-----T-------T-----------------+---------------+---------+
¦37. КУ N 24 <*>¦ 4 ¦ 6,4 ¦АПНД - 4 шт. ¦ (1745,070) ¦ 10969,86¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Итого ¦ 26 ¦ 36,03 ¦- ¦ (8385,07) ¦ 59997,37¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Электрокотельная ¦
+---------------T-----T-------T-----------------T---------------T---------+
¦38. КУ N 14, ¦ 2 ¦ 0,138¦АВН-80 - 2 шт. ¦ - ¦ 248,27¦
¦ул. Набережная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Итого ¦ 2 ¦ 0,138¦ ¦ - ¦ 248,27¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Всего ¦ 131 ¦273,168¦ ¦ 39235,730 ¦336174,12¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. м3 ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (13289,99 т)¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Котельные установки, эксплуатируемые ОАО "Обьгаз" ¦
+---------------T-----T-------T-----------------T---------------T---------+
¦1. КУ, школа ¦ 3 ¦ 3,44 ¦VAPOR ¦ 547,524 ¦ 4086,00¦
¦искусств, 1 ¦ ¦ 2,58 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 0,86 ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦2. КУ, больнич-¦ 4 ¦ 25,80 ¦VAPOR ¦ 2460,000 ¦ 10899,00¦
¦ный комплекс ¦ ¦ 4,30 ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦3. КУ, пождепо ¦ 2 ¦ 3,60 ¦ВК-21 ¦ 222,230 ¦ 1565,00¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦4. КУ, Красно- ¦ 2 ¦ 3,60 ¦ВК-21 ¦ 84,000 ¦ 620,00¦
¦армейская, 35 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦5. КУ, Мира, 51¦ 8 ¦ 4,48 ¦GIERSCH ¦ 217,000 ¦ 1620,00¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦6. КУ, Энгельса¦ 2 ¦ 5,16 ¦VAPOR ¦ 35,108 ¦ 262,00¦
¦- Коминтерна ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦7. КУ, Мира - ¦ 2 ¦ 5,16 ¦VAPOR ¦ 30,150 ¦ 225,00¦
¦Менделеева ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦8. КУ, Ленина, ¦ 2 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦ 24,814 ¦ 185,20¦
¦8 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦9. КУ, К.Марк- ¦ 8 ¦ 2,06 ¦Виссман ¦ 19,832 ¦ 148,00¦
¦са, 28 (4 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦13. КУ, школа ¦ 2 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦ 54,270 ¦ 405,00¦
¦N 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦14. КУ, школа ¦ 2 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦ 103,582 ¦ 773,00¦
¦N 8 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦15. КУ, ¦ 4 ¦ 6,88 ¦VAPOR ¦ 163,480 ¦ 1220,00¦
¦Гидронамыв ¦ ¦ 2,58 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 0,86 ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦16. КУ, Адми- ¦ 2 ¦ 4,52 ¦VAPOR ¦ 141,702 ¦ 1057,60¦
¦нистрация ХМАО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦17. КУ, музей ¦ 2 ¦ 4,52 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------T---------+
¦18. КУ, Дзер- ¦ 2 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦ 28,565 ¦ 213,20¦
¦жинского, 25 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦19. КУ, Дзер- ¦ 2 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦ 28,753 ¦ 214,60¦
¦жинского, 30 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦20. КУ, гаражи ¦ 2 ¦ 3,44 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦ ¦
¦ХМАО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦21. КУ, центр ¦ 2 ¦ 5,16 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦ ¦
¦спорта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦22. КУ, УВД ¦ 3 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 0,65 ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦23. КУ, база ¦ 2 ¦ 3,72 ¦ВК-21 ¦ 855,054 ¦ 6381,00¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦24. КУ, Гагари-¦ 2 ¦ 0,52 ¦Виссман ¦С 2002 года ¦
¦на, 133д ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+-------------------------+
¦25. КУ, 124 ¦ 4 ¦ 3,44 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦
¦квартал (2 шт.)¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+-------------------------+
¦27. КУ, 75 ¦ 2 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦
¦квартал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+-------------------------+
¦28. КУ, школа ¦ 4 ¦ 6,88 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦
¦N 5 ¦ ¦ 2,58 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 0,86 ¦ ¦ ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+-------------------------+
¦29. КУ, ПУ-10 ¦ 2 ¦ 1,72 ¦VAPOR ¦С 2002 года ¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------T---------+
¦Всего ¦ 72 ¦121,41 ¦ ¦ 5016,064 ¦ 29874,60¦
+---------------+-----+-------+-----------------+---------------+---------+
¦Итого по всем ¦ 197 ¦388,178¦- ¦ 44251,794 ¦366048,72¦
¦КУ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. м3 ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (13289,99 т)¦ ¦
L---------------+-----+-------+-----------------+---------------+----------
--------------------------------
<*> КУ в плане на ликвидацию.
<**> - КУ, работающие в 2001 году на нефти.
Потребители тепла
Потребителями теплоэнергии в г. Ханты-Мансийске являются
население ведомственного, частного и муниципального жилья,
муниципальные учреждения и предприятия, промышленные предприятия.
Центральным отоплением охвачено 664 жилых дома (в том числе
горячим водоснабжением - 75 жилых домов) общей площадью домов
609,9 тыс. м2. Печное отопление - 275 жилых домов.
Жилой фонд представлен деревянной застройкой с преобладанием
одно-, двухэтажных домов, в помещениях которых не всегда
выдерживается нормативная температура как по причине
недостаточного качества подаваемой тепловой энергии, так и в силу
значительного износа жилого фонда (от 40 до 60%), когда
теплопотери через ограждающие конструкции зданий значительно
превосходят нормативные вследствие их низкой изоляционной
способности.
Учет отпущенного тепла потребителям от КУ МУП "УТС и ИС" в
основном ведется расчетным путем (по укрупненным показателям).
Наличие приборов учета по жилому фонду, обслуживаемому МУП
"ЖКУ":
тепловой энергии - 398 шт. (поквартирно), 14 шт. (на вводе
в дом)
горячей воды - 795 шт. (поквартирно), 7 шт. (на вводе
в дом).
Для населения уровень оплаты услуг по теплоснабжению составляет
80%.
На долю отопления приходится основная часть теплопотребления
большинства объектов, поэтому одним из главных направлений
экономии тепла является повышение теплозащитных качеств наружных
ограждений. Потери тепла через наружные стены, в зависимости от
высоты и конструкции строения, составляют в пределах 20 - 60% от
общего расходуемого тепла.
Мероприятия, позволяющие уменьшить потери теплоты через
наружные ограждения зданий, можно разделить на две группы:
- обеспечивающие доведение сопротивления теплопередаче
наружного ограждения до требуемой нормативной величины;
- повышающие сопротивление теплопередаче ограждения по
сравнению с требуемой нормативной величиной.
Для повышения коэффициента сопротивления теплопередаче оконных
переплетов с 0,44 до 0,6 м2 -С/Вт применяются оконные переплеты с
тройным остеклением.
Строительство жилых зданий с применением новейших
теплосберегающих технологий осуществляет ОАО "Обьгаз".
МУП "ЖКУ" в течение 2001 - 2002 годов были проведены в жилищном
фонде следующие работы:
- работы по улучшению теплотехнических характеристик наружных
ограждающих конструкций при реконструкции фасадов на 36 жилых
домах;
- ремонт, реконструкция, утепление подвальных помещений в 22
жилых домах;
- проведен капитальный ремонт в 5 жилых домах;
- проведены ремонтно-наладочные работы в тепловых сетях и в
системах отопления и горячего водоснабжения в 27 жилых домах.
3.2.2. Система водоснабжения города
Услуги по отпуску питьевой воды, сбросу и приемке сточных вод в
г. Ханты-Мансийске предоставляет МУП "Водоканал".
Добыча подземных вод осуществляется путем эксплуатации
групповых водозаборов (водозаборы "Северный", "Южный"), а также
одиночных водозаборов.
Большая часть вод в систему централизованного водоснабжения
поступает с водозабора "Северный". В настоящее время эксплуатация
водозабора "Северный" осуществляется шестнадцатью
эксплуатационными скважинами. Наблюдательная сеть состоит из двух
скважин.
Проектная производительность водозабора 16 тыс. м3/сут.
Фактическая производительность водозабора 12 тыс. м3/сут.
Вода из скважин поднимается глубинными насосами типа "ЭЦВ" и
направляется в емкость-накопитель (V = 1000 м3). Из накопителя
вода поступает на аэратор-дегазатор, оснащенный вакуумными
колонками, одновременно на аэратор подается озоновоздушная смесь
из озонаторной. Далее вода через промежуточную емкость подается
насосами на фильтры первой ступени (5 шт.), загруженные
фильтрующим материалом "горелая порода", затем остаточным
давлением - на фильтры второй ступени (4 шт.), загруженные
активированным углем.
Согласно проекту реконструкции на водозаборе "Северный"
планируется использование метода возврата промывной воды от девяти
работающих фильтров.
После фильтров вода поступает в резервуары чистой воды, а затем
насосами второго подъема через ультрафиолетовую установку подается
в распределительную сеть северной части города. Для подачи воды в
наиболее возвышенную (центральную) часть города существует станция
третьего подъема.
В настоящий момент на сетевом насосе станции второго
водоподъема водозабора "Северный" успешно эксплуатируется частотно-
регулируемый привод мощностью 160 кВт, ведется работа по установке
частотно-регулируемого привода мощностью 90 кВт на насос подачи
воды на фильтры первой линии на водоочистных сооружениях.
В связи с реконструкцией водозабора "Северный" технологический
процесс выводится в автоматический режим, который предусматривает
оснащение приборами учета и регулировки технологического режима
работы водоочистных сооружений.
Контролируемые параметры (приборы учета расхода воды):
1. Насосно-компрессорная станция:
- расход воды от скважин;
- расходы воды на фильтры первой ступени;
- расход фильтрованной воды к резервуару чистой воды;
- расходы воды в напорную сеть города.
2. Насосно-фильтровальная станция:
- расходы воды на входе фильтров первой ступени;
- расходы воды на выходе фильтров первой ступени;
- расходы воды на входе фильтров второй ступени;
- расходы воды на выходе фильтров второй ступени.
Внедрение автоматизированной системы сбора технологических
параметров и управления процессом водоснабжения позволит
регулировать производительность работы скважин. Количество
работающих скважин будет задаваться программно, обеспечивая
величину технологических параметров на заданном уровне.
Автоматизированная система сбора и обработки информации
позволит оперативно принимать решение при отклонении параметров от
нормы, при выходе из строя оборудования, а также предупреждать
аварийные ситуации.
Работы по установке автоматизированной системы управления на
водозаборе "Северный" производятся ОАО "Уралмонтажавтоматика".
Водозабор "Южный" включает в себя три эксплуатационные скважины
и работает по следующей схеме. Вода из скважин поднимается
глубинными насосами типа "ЭЦВ". Аэрируется сжатым воздухом,
получаемым на компрессорах. Проходит очистку на зернистых
фильтрах, а затем насосами подается в резервуар, где
обеззараживается введением озона. Из резервуара вода подается в
распределительную сеть южной части города.
Проектная производительность водозабора 0,8 тыс. м3/сут.
Фактическая производительность водозабора 1,1 тыс. м3/сут.
Приборы учета расхода воды, установленные на водозаборе: УСВ
(ультразвуковой) и ВМХ-100 (механический). В свете решения задачи
по экономному использованию водных ресурсов планируется установка
на водозаборе "Южный" блок-бокса для оборотного водоснабжения.
Водоснабжение некоторых объектов г. Ханты-Мансийска
осуществляется также из отдельных артезианских скважин.
Согласно отчетам о качестве питьевой воды за первый - второй
кварталы 2002 года добываемые подземные воды общей жесткостью 1,73
- 1,78 мг-экв/дм3, с величиной водородного показателя (рН) 6,82 -
6,97. Вода характеризуется повышенным содержанием железа - 5,0 -
5,3 мг/дм3 (норма 0,3 мг/дм3), марганца - 0,19 - 0,21 мг/дм3
(норма 0,1 мг/дм3), аммиака - 4,9 - 5,5 мг/дм3 (норма 2 мг/дм3),
по органолептическим показателям: мутность до 5,2 мг/дм3 (норма
1,5 мг/дм3), цветность - 30- (норма 20-).
После очистных сооружений показатели качества питьевой воды
следующие: содержание железа - 0,6 - 1,3 мг/дм3, цветность - 18 -
21-, мутность - 0,50 - 1,25 мг/дм3. Качество воды, поступающей к
потребителям, отличается от воды, поступающей с водозаборов.
Показатели качества воды (разводящая сеть): содержание железа 1,00
- 1,67 мг/дм3, цветность - 21 - 23-, мутность - 1,6 - 3,1 мг/дм3.
За 2001 год МУП "Водоканал" реализовано воды - 2878,2 тыс. м3,
в т.ч. населению - 1296,1 тыс. м3 (45%), другим водопользователям
- 1582,1 тыс. м3 (55%).
По данным МУП "ЖКУ", в 2001 - 2002 годах установлено приборов
учета на вводе в жилые дома: ГВС - 7 шт., ХВС - 14 штук. По
состоянию на 01.09.2002 фактическое наличие приборов учета расхода
холодной и горячей воды, установленных поквартирно (существующий
жилищный фонд), составляет 796 шт. Недостаточная обеспеченность
водомерными счетчиками потребителей не позволяет определить
фактические потери воды, происходящие в результате аварий и утечек
в водопроводных сетях, а также фактическое потребление воды
отдельными потребителями.
Протяженность водопроводных сетей (согласно акту инвентаризации
инженерных сетей МУП "Водоканал" на 01.01.2001) составляет 35,090
км, в том числе сроком эксплуатации до 15 лет - 27,004 км, до 20
лет - 1,962 км, свыше 20 лет - 6,124 км.
МУП "Водоканал" ведутся работы по замене водопроводных сетей с
использованием труб из полимерных материалов. В 2002 году в городе
произведена замена 27,6 км ветхих магистральных и
внутриквартальных сетей водоснабжения со стальных на
полиэтиленовые трубы. В 2003 - 2006 годах МУП "Водоканал"
планирует продолжить работы по замене водопроводных сетей с
использованием труб из полимерных материалов, а также выполнение
Программы "Чистая вода", рассчитанной на реализацию до 2010 года,
в которую входит реконструкция водозабора "Северный", а также
строительство водозабора "Стрижкино" на 30 тыс. м3/сут.
Планируется вывести из строя одиночные водозаборы: "ОМК", "Учхоз",
"Ферма "Горная".
Часть водопроводных сетей города, 36,8 км, проложена совместно
с тепловыми сетями, находящимися в хозяйственном ведении МУП "УТС
и ИС", что в свою очередь влияет на увеличение потерь
теплоэнергии.
Планируется вынести водопроводные сети из совместной прокладки,
при этом использовать трубы из полимерных материалов.
3.2.3. Система водоотведения города
Система водоотведения г. Ханты-Мансийска включает в себя
коллекторную сеть, КНС 1 - 5 (в 2002 году построены КНС-7, 19),
ГКНС, а также канализационные очистные сооружения (КОС).
Канализационная сеть развита в северной части города. В ее
состав входят канализационные насосные станции. Стоки поступают в
общий коллектор и по нему через головную КНС - на КОС.
На очистных сооружениях стоки осветляются и обеззараживаются
хлором. Затем очищенные стоки отводятся по коллектору к месту
выпуска в протоку Ходовая, осевший из них ил откачивается насосами
на иловые площадки.
Канализационные очистные сооружения в настоящее время
перегружены, в связи с этим проводится их реконструкция с
доведением объема до 13 тыс. м3/сутки и улучшением качества
очистки стоков. Учет стоков ведется суммарно из каждодневных
отчетов по КНС (по времени работы и производительности насосов).
Режим работы КОС в течение суток неравномерный, для регулирования
объема притока сточных вод на очистные сооружения запроектированы
резервуары-усреднители на КНС-1 и ГКНС.
Южная часть города не имеет канализационной сети. Стоки
накапливаются в септиках и затем вывозятся спецавтотранспортом МУП
"Водоканал". На обслуживании МУП "Водоканал" находятся 320
выгребов и 25 км коллекторов к ним.
Протяженность главных канализационных коллекторов - 17,020 км,
срок эксплуатации - до 15 лет.
За 2001 год МУП "Водоканал" пропущено сточных вод - 998,6 тыс.
м3, в т.ч. от населения - 391,6 тыс. м3; вывоз жидких бытовых
отходов составил 1334,2 тыс. м3, в т.ч. от населения - 699,7 тыс.
м3.
3.2.4. Система газоснабжения города
Поставщиком газа в г. Ханты-Мансийске выступает межрегиональная
компания по реализации газа "ОАО "Межрегионгаз".
Газораспределяющая организация - ОАО "Обьгаз". Одним из
основных направлений деятельности ОАО "Обьгаз" является снабжение
сжиженным и природным газом населения, предприятий и организаций,
строительство и эксплуатация систем газоснабжения.
На балансе и техническом обслуживании ОАО "Обьгаз" находится
газонаполнительная станция производительностью 3 тыс. т/год с
парком хранения на 2200 м3.
Эксплуатацией газопроводов и газового оборудования в ОАО
"Обьгаз" занимается городское предприятие по эксплуатации систем
газоснабжения (ГПЭСГ). В структуру ГПЭСГ входят три участка:
- служба наружных сетей (СНС);
- служба внутридомового газового оборудования (ВДГО);
- аварийно-диспетчерская служба (АДС).
По состоянию на 01.09.2002 на обслуживании СНС находятся:
8 газорегуляторных пунктов;
96 газорегуляторных пунктов шкафных;
34 подземные групповые резервуарные установки сжиженного газа;
168,352 км газопроводов (стальных - 86,147 км, полиэтиленовых -
82,205 км), в т.ч.:
- 161,012 км газопроводов природного газа;
- 7,340 км газопроводов сжиженного газа.
Участок ВДГО обслуживает газовые плиты и бытовые газовые котлы.
АДС осуществляет круглосуточное аварийное обслуживание газового
оборудования и газопроводов, обеспечивая бесперебойное
газоснабжение потребителей.
В таблице 3.2.2 приведены сведения по основным потребителям
природного газа.
Таблица 3.2.2
Сведения по основным потребителям природного газа
------------------------------------------T----------------------¬
¦ Потребители ¦ Количество ¦
¦ ¦ использованного ¦
¦ ¦ природного газа в ¦
¦ ¦ 2001 году ¦
¦ +------------T---------+
¦ ¦ тыс. м3 ¦ % ¦
+--T--------------------------------------+------------+---------+
¦1 ¦ОАО "Обьгаз" ¦ 11145,059 ¦ 17,97 ¦
+--+--------------------------------------+------------+---------+
¦2 ¦МУП "УТС и ИС" ¦ 39215,730 ¦ 63,23 ¦
+--+--------------------------------------+------------+---------+
¦3 ¦ДУМП "Комплекс" ¦ 10952,268 ¦ 17,66 ¦
+--+--------------------------------------+------------+---------+
¦4 ¦ООО "Север-Лекс" ¦ 21,073 ¦ 0,03 ¦
+--+--------------------------------------+------------+---------+
¦5 ¦ОАО "Окртелеком" ¦ 149,600 ¦ 0,24 ¦
+--+--------------------------------------+------------+---------+
¦6 ¦Население ¦ 439,118 ¦ 0,71 ¦
+--+--------------------------------------+------------+---------+
¦7 ¦Хантымансийскнефтепродукт (с декабря) ¦ 98,585 ¦ 0,16 ¦
+--+--------------------------------------+------------+---------+
¦ ¦Всего ¦ 62021,443 ¦ 100 ¦
L--+--------------------------------------+------------+----------
Теплотворная способность природного газа в 2002 году составляет
7950 ккал/нм3. Тариф на природный газ для всех групп потребителей
в 2002 году - 536,0 руб./1000 м3.
В жилищном фонде поквартирно установлены приборы учета газа
типа "СГ-1" производства НПФ "Регистр", г. Омск.
Потребление сжиженного газа населением в 2001 году составило
3000 тонн. Тариф на сжиженный газ для населения - 8,6 руб./кг.
3.2.5. Основные энергосберегающие мероприятия в системе
тепловодоснабжения
------------------T----T---------T--------T------------------T-----¬
¦ Наименование ¦Срок¦ Стои- ¦Источник¦Ожидаемая экономия¦Срок ¦
¦ мероприятий ¦реа-¦ мость, ¦финанси-+--------T---------+оку- ¦
¦ ¦ли- ¦ тыс. ¦рования ¦т у. т. ¦тыс. руб.¦пае- ¦
¦ ¦за- ¦ руб. ¦ ¦ ¦ ¦мости¦
¦ ¦ции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+---------+--------+--------+---------+-----+
¦1. Замена ¦ ¦ 76841,0¦ ¦ 1976,0¦ 6391,0 ¦ 12,0¦
¦существующих ¦ ¦ ¦ ¦(12350,0¦ ¦ ¦
¦трубопроводов ¦ ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦тепловых сетей на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦трубопроводы в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ППУ изоляции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(88,2 км) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +---------+ +--------+---------+-----+
¦2. Утепление ¦ ¦1561950,0¦ ¦ 9172,0¦ 31151,0 ¦ 50,0¦
¦наружных ¦ ¦ ¦ ¦(57326 ¦ ¦ ¦
¦ограждающих ¦ ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦конструкций ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦эксплуатируемых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦жилых домов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(400,0 тыс. м2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +---------+ +--------+---------+-----+
¦3. Применение ¦ ¦ 105610,0¦ ¦ 160,0¦ 2420,0 ¦ 43,6¦
¦неметаллических ¦ ¦ ¦ ¦ (1000 ¦ ¦ ¦
¦труб для ремонта ¦ ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦внутриквартальных¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦водопроводных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦сетей (44,3 км) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +---------+ +--------+---------+-----+
¦4. Организация ¦2003¦ 36539,5¦Местный ¦Приведение величины ¦
¦централизованной ¦- ¦ ¦бюджет, ¦подпитки системы в ¦
¦подачи горячей ¦2007¦ ¦окружной¦соответствие с ¦
¦воды муниципаль- ¦годы¦ ¦бюджет, ¦нормативной величиной ¦
¦ному жилищному ¦ ¦ ¦предпри-¦ ¦
¦фонду (с учетом ¦ ¦ ¦ятия ¦ ¦
¦прокладки сетей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ГВС и установки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦19 БТП) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +---------+ +------------------------+
¦5. Приобретение ¦ ¦ 208,0¦ ¦Проведение диагностики ¦
¦диагностического ¦ ¦ ¦ ¦участков тепловых ¦
¦оборудования - ¦ ¦ ¦ ¦сетей на наличие и ¦
¦корреляционного ¦ ¦ ¦ ¦местоположения ¦
¦течеискателя ¦ ¦ ¦ ¦коррозионных дефектов ¦
¦"Вектор 2001" ¦ ¦ ¦ ¦труб ¦
+-----------------+ +---------+ +--------T---------T-----+
¦6. Внедрение ав- ¦ ¦ 12288,0¦ ¦ - ¦ 810,0 ¦ 15,0¦
¦томатизированных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦КНС (6 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+---------+--------+--------+---------+-----+
¦Всего ¦ ¦1793436,5¦ ¦ 11308,0¦ 40772,0 ¦ - ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦(70676 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
L-----------------+----+---------+--------+--------+---------+------
3.3. Энергосбережение в котельных установках
и присоединенных системах теплоснабжения
3.3.1. Результаты выборочного обследования котельных установок
В ходе проведения выборочного обследования КУ МУП "УТС и ИС"
были проведены инструментальные замеры на одной КУ (N 31),
работающей на газе, и пяти КУ (N N 20, 21, 32, 34, 36б),
работающих на нефти. Измерены следующие параметры: температура
обмуровки котлов, состав уходящих газов, температура подающей и
обратной воды.
Результаты инструментального обследования приведены в
приложении.
Для инструментальных замеров были использованы следующие
приборы:
1. Переносной анализатор дымовых газов "Quintox КМ-9006",
позволяющий определять концентрацию (в мг/м3) в дымовых газах
кислорода, оксида углерода, оксидов азота, диоксида серы;
эффективность сгорания топлива, а также температуру дымовых газов.
2. Инфракрасный термометр, позволяющий определять температуру
поверхности предмета на расстоянии до 25 м от него.
В таблицах 3.3.1 - 3.3.3 приведены результаты инструментального
обследования КУ.
Таблица 3.3.1
Температура поверхности обмуровки котлоагрегатов, в -С
--------------------T-------------------------------------T------¬
¦ ¦ Температура поверхности обмуровки ¦Темпе-¦
¦ +-----------T-----------T-------------+ратура¦
¦ ¦ по фронту ¦ левого ¦ правого ¦внутри¦
¦ ¦ ¦ экрана ¦ экрана ¦поме- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦щения ¦
+-------------------+-----------+-----------+-------------+------+
¦Котельная установка N 36б (топливо - нефть) ¦
+-------------------T-----------T-----------T-------------T------+
¦Котлоагрегат N 1 ¦От 35 до 54¦От 37 до 45¦От 42 до 82 ¦ 22 ¦
¦КВЖ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-----------+-----------+-------------+------+
¦Котельная установка N 20 (топливо - нефть) ¦
+-------------------T-----------T-----------T-------------T------+
¦Котлоагрегат N 1 ¦От 48 до 60¦От 28 до 46¦От 35 до 49 ¦ 20 ¦
¦ВК-21 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-----------+-----------+-------------+------+
¦Котельная установка N 21 (топливо - нефть) ¦
+-------------------T-----------T-----------T-------------T------+
¦Котлоагрегат N 2 ¦От 37 до 67¦От 26 до 34¦От 27 до 34 ¦ 21 ¦
¦ВК-21 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-----------+-----------+-------------+------+
¦Котельная установка N 31 (топливо - газ) ¦
+-------------------T-----------T-----------T-------------T------+
¦Котлоагрегат N 3 ¦От 46 до 67¦От 30 до 34¦От 30 до 33 ¦ 23 ¦
¦ВК-21 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------+-----------+-----------+-------------+-------
Примечание. Согласно Правилам эксплуатации теплопотребляющих
установок и тепловых сетей потребителей, все внешние части
теплопотребляющих установок должны быть изолированы таким образом,
чтобы температура поверхности изоляции не превышала 45 -С при
температуре окружающего воздуха 25 -С, - данное условие в основном
выполняется.
Таблица 3.3.2
Зависимость температур теплоносителя
от температуры наружного воздуха в -С
---------------------------T--------------T-----------¬
¦ Температура наружного ¦Температура по¦Фактическая¦
¦ ¦ графику ¦температура¦
¦ +------T-------+-----T-----+
¦ ¦ tп ¦ tо ¦ tп ¦ tо ¦
+--------------------------+------+-------+-----+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+--------------------------+------+-------+-----+-----+
¦Котельная установка N 32 (топливо - нефть) ¦
+--------------------------T------T-------T-----T-----+
¦+ 7 ¦ 42 ¦ 36 ¦ 50 ¦ 40 ¦
+--------------------------+------+-------+-----+-----+
¦Котельная установка N 36б (топливо - нефть) ¦
+--------------------------T------T-------T-----T-----+
¦+ 7 ¦ 42 ¦ 36 ¦ 90 ¦ 82 ¦
+--------------------------+------+-------+-----+-----+
¦Котельная установка N 20 (топливо - нефть) ¦
+--------------------------T------T-------T-----T-----+
¦+ 7 ¦ 42 ¦ 36 ¦ 65 ¦ 45 ¦
+--------------------------+------+-------+-----+-----+
¦Котельная установка N 21 (топливо - нефть) ¦
+--------------------------T------T-------T-----T-----+
¦+ 7 ¦ 42 ¦ 36 ¦ 40 ¦ 30 ¦
+--------------------------+------+-------+-----+-----+
¦Котельная установка N 31 (топливо - газ) ¦
+--------------------------T------T-------T-----T-----+
¦+ 7 ¦ 42 ¦ 36 ¦ 56 ¦ 51 ¦
L--------------------------+------+-------+-----+------
Примечание. Согласно Правилам эксплуатации теплопотребляющих
установок и тепловых сетей потребителей температура обратной
сетевой воды, возвращаемой из системы, не более чем на 5% выше
значения, установленного температурным графиком при
соответствующей температуре наружного воздуха, - данное условие в
основном не выполняется.
Таблица 3.3.3
Результаты измерения состава топочных газов
-------------------T------T-------T-------T-------T-------T------¬
¦ Наименование ¦Ед-ца ¦КУ N 31¦КУ N 20¦КУ N 21¦КУ N 34¦N 36б ¦
¦ параметра ¦измер.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ Дата измерения ¦ ¦ 26.09.¦ 26.09.¦ 26.09.¦ 25.09.¦26.09.¦
¦ ¦ ¦ 2002 ¦ 2002 ¦ 2002 ¦ 2002 ¦ 2002 ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ N и тип ¦ ¦ N 3, ¦ N 1, ¦ N 2, ¦ N 1, ¦ N 1, ¦
¦ котлоагрегата ¦ ¦ ВК-21 ¦ ВК-21 ¦ ВК-21 ¦ ВК-21 ¦ КВЖ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦ Тип топлива ¦ ¦Пр. газ¦ Нефть ¦
+------------------+------+-------+-------T-------T-------T------+
¦Содержание ¦% ¦ 7,5 ¦ 10,5 ¦ 6,5 ¦ 8,9 ¦ 15,4 ¦
¦кислорода в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦топочном газе (О2)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦Содержание оксида ¦мг/м3 ¦ 4,0 ¦ 33,0 ¦ 19,0 ¦ 53,0 ¦ 123,0¦
¦углерода (СО) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦Содержание диокси-¦% ¦ 7,6 ¦ 7,8 ¦ 10,9 ¦ 9,1 ¦ 4,1 ¦
¦да углерода (СО2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦Эффективность ¦% ¦ 90,03¦ 72,8 ¦ 77,2 ¦ 75,7 ¦ 59,6 ¦
¦сгорания топлива ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(КПД с уходящими ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦газами) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦Коэффициент ¦Альфа ¦ 1,56¦ 2,01¦ 1,45¦ 1,74¦ 3,80¦
¦избытка воздуха ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦Температура ¦-С ¦ 16,3 ¦ 11,4 ¦ 16,5 ¦ 9,4 ¦ 11,9 ¦
¦воздуха на входе в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦котел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+-------+-------+-------+-------+------+
¦Температура ¦-С ¦ 162,0 ¦ 316,6 ¦ 343,2 ¦ 342,8 ¦279,9 ¦
¦уходящих газов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------------------+------+-------+-------+-------+-------+-------
Примечание. Для экономичного ведения топочного процесса в
котлоагрегатах необходимо:
1) отсутствие содержания СО и низкий коэффициент избытка
воздуха альфа (предел 1,05/1,2). Присутствие содержания СО
указывает на химический недожог топлива, а увеличение коэффициента
избытка воздуха в топке на 0,1% ведет к перерасходу топлива на
0,7% (согласно (4, таблица 13);
2) поддержание содержания СО2 и О2 в уходящих дымовых газах в
соответствии с указаниями режимной карты и нагрузки котла
(оптимальное содержание СО2 от 7,0 до 10,5% и О2 от 2,5 до 5,0%).
Отклонение содержания СО2 в уходящих дымовых газах от оптимального
значения на 1% ведет к перерасходу топлива на 0,6%.
Согласно данным МУП "УТС и ИС" расход воды на подпитку системы
отопления превышает нормативный в шесть раз (вместо 0,5 м3/Гкал -
3,0 м3/Гкал), неоднократные обследования в течение отопительного
сезона показали, что разбор воды осуществляется населением из
системы отопления.
В таблице 3.3.4 приведено сопоставление расчетно-нормативных
расходов подпиточной воды с фактическими за отопительный период
2001 - 2002 годов по обследуемым КУ.
Нормативный расход воды на подпитку системы, м3/ч, составляет:
н
G = Vсис. x 0,25%, (3.1)
п
где Vсис. - объем воды в системе теплоснабжения, м3.
Таблица 3.3.4
Сопоставление расчетно-нормативных расходов
с фактическими
----------------------T---------T--------------------------------¬
¦N котельной установки¦Vсис., м3¦ Расход подпиточной воды, м3/ч ¦
¦ ¦ +----------T----------T----------+
¦ ¦ ¦расчетно- ¦ средний ¦максималь-¦
¦ ¦ ¦нормативый¦ расход ¦ный расход¦
¦ ¦ ¦ расход ¦за отопи- ¦за отопи- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ тельный ¦тельный ¦
¦ ¦ ¦ ¦ период ¦ период ¦
¦ ¦ ¦ ¦ <*> ¦ <*> ¦
+---------------------+---------+----------+----------+----------+
¦КУ N 34 ¦ 158,184 ¦ 0,395 ¦ 0,750 ¦ 2,667 ¦
+---------------------+---------+----------+----------+----------+
¦КУ N 32 ¦ 20,703 ¦ 0,052 ¦ 0,417 ¦ 2,083 ¦
+---------------------+---------+----------+----------+----------+
¦КУ N 36б ¦ 16,294 ¦ 0,041 ¦ 0,042 ¦ 0,333 ¦
+---------------------+---------+----------+----------+----------+
¦КУ N 20 ¦ 30,964 ¦ 0,077 ¦ 0,708 ¦ 2,500 ¦
+---------------------+---------+----------+----------+----------+
¦КУ N 21 ¦ 37,302 ¦ 0,093 ¦ 0,375 ¦ 1,250 ¦
+---------------------+---------+----------+----------+----------+
¦КУ N 31 ¦ 120,552 ¦ 0,301 ¦ 1,125 ¦ 2,500 ¦
L---------------------+---------+----------+----------+-----------
--------------------------------
<*> Сведения приведены за отопительный сезон 2001 - 2002 года
согласно оперативным журналам обследуемых КУ.
Из таблицы 3.3.4 видно, что величина среднего фактического
расхода подпиточной воды по всем обследуемым КУ выше нормативной
(от 2 до 8 раз), это еще раз подтверждает, что из системы
отопления осуществляют несанкционированный водоразбор.
Наиболее слабым звеном систем теплоснабжения являются тепловые
сети. Основная причина ненадежности работы тепловых сетей -
коррозия подземных теплопроводов и в первую очередь подающих
теплопроводов, на которые приходится свыше 80% всех повреждений.
Основной тип прокладки тепловых сетей в г. Ханты-Мансийске -
подземная, бесканальная. Тепловые сети имеют высокий процент
износа и изоляцию низкого качества (как правило, минераловатную),
теплопотери через которую составляют от 15 до 40%. Большинство
теплоых камер затопляется вместе с разводящими трубопроводами
талыми, паводковыми водами и утечками из самой системы. В
результате этого разрушается теплоизоляция и охлаждается сетевая
вода, следовательно, возникает значительный перерасход топлива на
выработку тепловой энергии.
В отопительный сезон 1998 - 1999 годов были проведены испытания
тепловых сетей на тепловые потери с различными типами прокладки и
конструкциями изоляции. Целью данных испытаний являлось
определение фактических тепловых потерь и сопоставление полученных
результатов с расчетно-нормативными значениями. В результате
фактические потери тепла через изоляцию трубопроводов превысили
нормативные потери в 2 раза.
Величина утечки воды из тепловых сетей и систем отопления
является одним из немаловажных показателей работы системы
теплоснабжения. Если обнаружены утечки, то это означает не только
потери химически очищенной воды, но и потери теплоты с этой водой.
Кроме того, утечка воды способствует ухудшению качества отопления,
так как при этом убыль воды пополняется подпиточной водой,
температура которой часто бывает значительно ниже сетевой. Если
подпитка тепловых сетей производится водопроводной водой
(химически не очищенной), то в этом случае усиливается коррозия
внутренних стенок труб и нагревательных приборов, а в
подогревательных установках ускоряется процесс образования накипи
и коррозии.
Наиболее слабыми местами трубопроводов являются также
фланцевые, резьбовые и сварные соединения.
Выборочное обследование КУ МУП "УТС и ИС" показало, что
требуется проведение наладочных работ в системе теплоснабжения и
необходимо разработать проект устройства горячего водоснабжения от
КУ.
3.3.2. Основные энергосберегающие мероприятия в котельных
установках, эксплуатируемых МУП "УТС и ИС"
------------------T----T-------T--------T------------------T-----¬
¦ Наименование ¦Срок¦ Стои- ¦Источник¦Ожидаемая экономия¦Срок ¦
¦ мероприятий ¦реа-¦мость, ¦финанси-+--------T---------+оку- ¦
¦ ¦ли- ¦ тыс. ¦рования ¦т у. т. ¦тыс. руб.¦пае- ¦
¦ ¦за- ¦ руб. ¦ ¦ ¦ ¦мости¦
¦ ¦ции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-------+--------+--------+---------+-----+
¦1. Учет тепловой ¦ ¦ 1199,2¦ ¦ - ¦ 1658,9 ¦ 0,7 ¦
¦энергии на 7 КУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +-------+ +--------+---------+-----+
¦2. Перевод 9 КУ с¦ ¦ 6481,6¦ ¦ - ¦ 3733,9 ¦ 1,7 ¦
¦жидкого топлива ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦на природный газ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +-------+ +--------+---------+-----+
¦3. Оборудование ¦ ¦40720,8¦ ¦ 3297,2 ¦ 2595,5 ¦15,7 ¦
¦25 КУ ВПУ (серии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦"Лотос") и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦вакуумными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦деаэраторами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +-------+ +--------+---------+-----+
¦4. Автоматизация ¦2003¦15820,0¦Местный ¦ - ¦ 22680,0 ¦ 0,7 ¦
¦и диспетчеризация¦- ¦ ¦бюджет, ¦ ¦ ¦ ¦
¦технологических ¦2007¦ ¦окружной¦ ¦ ¦ ¦
¦процессов на 28 ¦годы¦ ¦бюджет, ¦ ¦ ¦ ¦
¦КУ ¦ ¦ ¦предпри-¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------¦ +-------¦ятия +--------+---------+-----+
¦5. Применение ЧРП¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦на КУ, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦на дымососах (11 ¦ ¦ 2400,0¦ ¦ 175,1 ¦ 306,4 ¦ 7,8 ¦
¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ (547,2 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦
+-----------------+ +-------+ +--------+---------+-----+
¦на подпиточных ¦ ¦ 1870,0¦ ¦ 114,9 ¦ 201,2 ¦ 9,3 ¦
¦насосах (35 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ (359,2 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-------+--------+--------+---------+-----+
¦Всего ¦ ¦68491,6¦ ¦ 3587,2 ¦ 31175,9 ¦ - ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (906,4 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦
L-----------------+----+-------+--------+--------+---------+------
3.4. Энергосбережение
на объектах социально-культурного
и коммунально-бытового назначения
В настоящее время для бюджетных организаций затраты за
потребленные энергоресурсы таковы, что их снижение становится
одной из основных задач. Для потребителей существует два основных
пути в этом направлении: сокращение объема потребления
энергоресурсов, что сопряжено с ограничениями в производственной
деятельности, сокращением производства и др., и повышение
эффективности их использования.
Энергосбережение, как один из основных аспектов хозяйственной
деятельности на современном этапе, предусматривает использование
обоих путей. В первом случае - это полное исключение в
энергопотреблении откровенного расточительства и перерасходов
энергии и энергоносителей. На этом пути главным является
потребление как можно меньшего количества энергии для получения
требуемого производственного результата. Достигается в основном за
счет различных организационных мероприятий.
Второй путь предполагает использование энергосберегающих
технологий, оборудования и приборов, повышение теплозащиты зданий,
применение новейших эффективных материалов, рациональную тарифную
политику и т.п. На этом этапе требуются определенные капитальные
вложения.
Когда ясна общая картина потребления и выявлены перспективные
направления экономии энергии, следующим шагом должно быть
обращение к специализированным предприятиям, имеющим лицензии на
проведение комплекса работ по энергосбережению.
Обычно этот комплекс работ начинается с детального
энергетического обследования (аудита) предприятия и последующего
за ним налаживания коммерческого учета потребления энергии и
энергоносителей.
Хотя сам по себе учет не является средством экономии энергии,
его грамотное использование позволяет, как показывает опыт,
значительно снизить платежи.
Рассмотрим основные направления рационального использования
основных видов энергоресурсов, наиболее характерные для объектов
ЖКХ, общественных, лечебно-профилактических, учебных зданий и
сооружений и т.п.
Электроэнергия
1. При отсутствии в организации силовых потребителей
электроэнергии до 40% ее расходуется в сетях искусственного
освещения, поэтому рационализация осветительных установок обычно
дает существенный эффект.
2. Силовые потребители электрической энергии (электропривод
насосов, вентиляторов, нагревательные и холодильные установки и
др.) являются наиболее крупными электроприемниками.
Для электропривода радикальные преимущества как в
энергосбережении, так и в организации технологических процессов
обеспечиваются при переводе от нерегулируемого электропривода к
регулируемому. В настоящее время наиболее эффективными
устройствами для этих целей являютя преобразователи частоты для
наиболее распространенных короткозамкнутых асинхронных
электродвигателей.
3. Наличие асимметрии фазных токов в электрических сетях
приводит к дополнительным потерям мощности и электроэнергии,
сокращению сроков службы электрооборудования и трансформаторов,
снижению светоотдачи ламп. При допустимой неравномерности токов в
6% ее фактическое значение в сетях общественных зданий, как
показывают обследования, может достигать сотен процентов.
Устранение неравномерности токов по фазам за счет
перекоммутации внутренних сетей зданий обеспечивает как прямую
экономию энергии и снижение потерь в сетях, так и улучшение режима
работы и увеличение срока службы электрооборудования.
4. Замена малозагруженных асинхронных электродвигателей на
двигатели меньшей мощности.
5. Перспективным направлением, обеспечивающим существенную
экономию ресурсов для объектов с высокой суточной равномерностью
потребления электроэнергии, следует считать использование двух- и
многотарифного учета электроэнергии в течение суток и
соответствующие расчеты с энергоснабжающей организацией.
Необходимо отметить также, что даже в проектах электроснабжения
зданий и сооружений, по оценке экспертизы, часто присутствует
большое количество нарушений различных нормативных документов,
приводящих в итоге к нерациональному потреблению электроэнергии.
Теплоснабжение
При анализе эффективности использования тепловой энергии в
общественных зданиях и сооружениях необходимо учитывать, что все
объекты до 1998 года проектировались и строились в СССР и России
на основе старых нормативов на теплозащитные характеристики
наружных ограждающих конструкций (наружные стены, окна и др.).
Поэтому поддержание в помещениях необходимого микроклимата требует
слишком больших, по сравнению с развитыми странами, затрат тепла.
Количество потребляемой в здании тепловой энергии зависит, во-
первых, от конструкции и материалов наружных ограждений (наружные
стены, окна и др.) самого здания и, во-вторых, от конструкции и
режима работы систем отопления, ГВС, тепловых завес и т.п. Поэтому
снижение теплопотребления в зданиях и сооружениях следует
осуществлять именно в этих двух направлениях.
Если в результате предварительного анализа выявлен перерасход
оплачиваемого тепла, то в первую очередь необходимо обратить
внимание на систему отопления здания. Существенно повысить ее
эффективность можно в ряде случаев без больших дополнительных
капиталовложений.
Перерасход тепла и теплоносителя в отопительных системах зданий
обусловлен, как правило, их техническими и эксплуатационными
недостатками: сверхнормативные утечки теплоносителя, завышенные
расходы циркулирующей воды, практическая неремонтопригодность
конструкции систем, низкий уровень их эксплуатации и др.
Чтобы повысить эффективность наших систем отопления, чаще всего
бывает достаточно выполнить простые эксплуатационные мероприятия:
- провести промывку системы;
- устранить постоянные утечки, особенно в узлах управления,
арматуре (при необходимости - заменить отдельные краны, вентили);
- освободить отопительные приборы от декоративных решеток и
т.п.
Как показывают результаты обследований, большинство систем
водяного отопления требует гидравлической регулировки, которая
обеспечивает устойчивую циркуляцию теплоносителя и расчетную
теплоотдачу от всех нагревательных приборов.
Квалифицированная реализация этих мероприятий сокращает расход
тепла, по разным оценкам, на 15 - 25%.
Следующая группа мероприятий требует капитальных затрат и
включает установку в узлах управления сертифицированных приборов и
оборудования, позволяющих привести параметры теплоносителя из
тепловой сети в соответствие с оптимальным тепловым режимом
потребителя и устранить подачу избыточного тепла, особенно в
осенне-весенний период отопительного сезона. На этом этапе
целесообразна также замена физически и морально устаревших насосов
и теплообменников, а также запорно-регулирующей арматуры на
современное высокэффективное оборудование.
Системы ГВС в зданиях могут быть одним из резервов снижения
теплопотребления в случаях, когда горячая вода используется
нерационально.
Практический опыт показывает, что установка индивидуальных
счетчиков горячей воды в домах, офисах, квартирах при действующих
тарифах резко меняет психологию потребителей и фактический расход
горячей воды при этом сразу приближается к нормам, принятым в
Европе, США и других странах.
Экономия тепла в системах ГВС достигается в основном за счет
снижения расхода воды, которое можно обеспечить тремя путями.
Первый путь - это устранение потерь воды в системе, которые
зависят от давления на вводе в систему.
Второй путь - это применение специальных технических устройств,
которые обеспечивают общее снижение расхода воды на процедуру.
Третий путь - это прокладка обратных трубопроводов системы ГВС.
При больших утечках необходимо проводить текущий ремонт
арматуры и систем ГВС, объем которого определяется величиной
перерасхода воды (в %): до 10% - профилактический частичный, 10 -
25% - профилактический общий, более 25% - внеочередной.
Для многих общественных зданий (школы, больницы, зрелищные
учреждения, магазины и т.п.) при проектировании предусматривается
механическая приточно-вытяжная вентиляция с нагревом наружного
воздуха в калориферах. Эти системы также являются потребителями
тепла, на ряде объектов достаточно крупными.
Основным направлением снижения затрат тепла на нагрев
приточного воздуха является использование для этих целей теплоты
удаляемого вентиляционного воздуха. Для этого применяют различные
типы теплообменников: вращающиеся регенеративные, рекуперативные
пластинчатые и др. В ряде случаев их применение позволяет на 50 -
60% снизить расход теплоты вентиляционными системами.
Однако в целом, как показывает практика, доля экономии тепла в
системах вентиляции незначительна в общем резерве теплосбережения
и связана с существенными капитальными затратами.
Вода холодная и стоки
Практически все общественные здания имеют хозяйственно-питьевой
водопровод, в котором вода должна отвечать требованиям ГОСТа 2874-
74 "Вода питьевая".
В настоящее время внутренние водопроводные сети выполнены в
основном из стальных труб, которые подвержены коррозии и
отложениям солей на внутренней поверхности. При длительной
эксплуатации это приводит к ухудшению качества питьевой воды и
увеличению гидравлического сопротивления сети, что, в свою
очередь, увеличивает нагрузку на насосное оборудование и расход
электроэнергии на его привод.
Замена стальных труб на металлопластиковые или полипропиленовые
(PPRC) трубы, свободные от этого недостатка, обеспечивает
повышение эффективности водопотребления.
По аналогии с системами ГВС одним из основных направлений
экономного использования питьевой воды является устранение утечек
и непроизводительных расходов в сети и водозаборной арматуре. Так,
по разным оценкам, утечки воды через протекающий кран (при
капании) могут составить 10 - 35 м3/год, а через унитаз - до 450
м3/год.
Для устранения утечек необходимо постоянно следить за
состоянием санитарно-технической арматуры, использовать
современные смесители без вращающихся запорных элементов и упругих
прокладок и другую высокоэффективную арматуру.
Снижение непроизводительных расходов воды можно обеспечить как
за счет изменения отношения в быту и на производстве к
использованию непрерывного потока воды из крана, так и применения
для этих целей технических устройств.
Все мероприятия, обеспечивающие рациональное потребление
горячей и холодной воды, автоматически снижают объемы отводимых из
здания стоков, т.к. они складываются из этих расходов. При этом
должны снижаться и затраты предприятия на водоотведение.
3.5. Технико-экономическое обоснование
внедряемых мероприятий в системе электроснабжения
3.5.1. Замена масляных выключателей на вакуумные на подстанциях
города
К преимуществам вакуумных выключателей по сравнению с масляными
выключателями относят:
1. Высокую надежность и большой коммутационный и механический
ресурс (50000 операций включения-отключения).
2. Простоту встраивания в различные типы КРУ и КСО взамен
масляных выключателей, малые габариты и вес.
3. Малое потребление тока при включении-отключении.
4. Защищенность основных узлов от дуговых и механических
воздействий.
5. Пожаровзрывобезопасность.
6. Срок службы 25 лет (вакуумные выключатели в течение всего
срока службы не требуют обслуживания и ремонта и могут работать
практически без ревизий).
На ряде подстанций г. Ханты-Мансийска уже установлены и успешно
эксплуатируются вакуумные выключатели ВВ/TEL промышленной группы
"Таврида электрик".
Полимерная гидрофобная изоляция выключателей ВВ/TEL
обеспечивает высокую электрическую прочность в различных
климатических условиях, в том числе тяжелых по влажности и
загрязнению.
Надежная работа вакуумных выключателей подтверждается
положительным опытом эксплуатации более 30 тысяч ВВ/TEL, которые
поставлялись потребителям в течение 10 лет.
Данное мероприятие повышает надежность работы системы
электроснабжения, а также снижает эксплуатационные затраты.
Экономический эффект складывается за счет исключения затрат на
обслуживание, ремонт, заливку масла и связанных с этим
транспортных расходов, а также за счет высвобождения рабочего
времени персонала и более продолжительного срока службы вакуумных
выключателей.
Потребность в замене масляных выключателей на вакуумные, по
данным МУП "ГЭС", составляет 256 штук.
Среднегодовые затраты на эксплуатацию одного масляного
выключателя, включающие в себя затраты на обслуживание по
подготовке к работе в зимний период времени (32 тыс. руб.) и
транспортные расходы (39,6 тыс. руб.), составляют 71,6 тыс. руб.
Экономия эксплуатационных расходов при замене 256 масляных
выключателей составит 71,6 x 256 = 18329,6 тыс. руб./год.
При стоимости вакуумных выключателей с устройствами управления
и выкатными элементами около 100 тыс. руб. за ед. общие затраты на
приобретение 256 штук с учетом СМР ориентировочно составят 51200
тыс. руб.
Срок окупаемости данного мероприятия 2,8 года.
3.5.2. Модернизация поверочной установки счетчиков
электроэнергии
В настоящее время поверка счетчиков электрической энергии
осуществляется в МУП "ГЭС" на поверочной установке ЦУ-6800.
Поверочная установка включает в себя два стенда, каждый из
которых имеет 6 поверочных мест, и позволяет производить поверку и
регулировку приборов учета электроэнергии. Класс точности
образцового счетчика 0,5.
Ввиду широкого применения данной установки в метрологических
лабораториях и службах предприятий на НПО "Квант" концерна
"Энергомера" (г. Ставрополь) проведена модернизация ЦУ-6800.
Модернизированная установка ЦУ, выпуск которой начался в 2001
году, позволяет:
- автоматизировать процесс сбора, накопления и регистрации
результатов, тем самым увеличить ее пропускную способность и
повысить эффективность работы;
- увеличить производительность труда регулировщиков и
поверителей и снизить стоимость поверочных работ.
Управление модернизированной установкой производится ПК по
интерфейсу RS-232. Программное обеспечение позволяет производить
регулировку и поверку счетчиков по заранее заготовленным тестовым
таблицам и кроме определения погрешности имеет возможность
выполнять тесты самохода, чувствительности и отсчетного
устройства. Программа работает в диалоговом режиме, т.е. после
поверки счетчиков в одной точке оператору выдается сообщение с
параметрами следующей точки, которые он должен установить.
Результаты поверки заносятся в базу данных.
Аппаратно модернизация установки ЦУ-6800 заключается в
переработке только платы вычислителя стенда. Поэтому для
модернизации находящихся в эксплуатации установок достаточно
заменить в стендах платы вычислителей и при наличии нескольких
стендов соединить их витой парой проводников. ПК при этом
подключается к разъему RS-232, находящемуся на вычислителе первого
стенда.
Благодаря использованию современных алгоритмов измерения замена
платы вычислителя в стенде (даже без использования ПК) дает ряд
преимуществ и позволяет:
- сократить время измерения погрешности (на нагрузках до 50%);
- уменьшить постоянную составляющую измерения погрешности;
- вводить постоянную поверяемого счетчика в естественном виде,
без предварительного расчета;
- поверять счетчики с низким значением постоянной (от 1
имп/кВт.ч).
Общее количество одновременно поверяемых счетчиков равно 30.
Модульное исполнение позволяет подключить к установке от 1 до 5
стендов, каждый из которых имеет 6 поверочных мест. В качестве
образцового используется счетчик ЦЭ6806 классов точности 0,1 или
0,2.
При стоимости новых поверочных установок порядка 500 тыс. руб.
модернизация имеющейся поверочной установки ориентировочно
составит около 100 тыс. руб.
3.5.3. Применение полимерной изоляции в сетях электроснабжения
В настоящее время полимерная изоляция нашла широкое применение
на предприятиях электроэнергетики ввиду высокой эксплуатационной
надежности, отличающей ее от других типов изоляции.
Полимерная изоляция, обладающая гидрофобными качествами,
является наиболее пригодной для работы в условиях загрязнения и
увлажнения. Электрическая прочность изоляции остается стабильной в
течение многих лет вследствие малой загрязняемости при
эксплуатации.
Сравнительные испытания изоляторов, проведенные в разных
лабораториях, показали преимущество полимерной изоляции во всех
классах напряжения, в том числе в классе 10 кВт:
- изоляторы сохраняют высокие значения удельного поверхностного
сопротивления, в одинаковых условиях этот показатель в 3 - 4 раза
выше, чем у стеклянных изоляторов;
- влагоразрядные напряжения полимерных изоляторов, бывших в
эксплуатации от 5 до 12 лет, почти вдвое выше, чем у стеклянных
изоляторов с той же длиной пути утечки, эксплуатировавшихся в тех
же условиях;
- полимерные изоляторы сохраняют исходно высокую электрическую
прочность при воздействии грозовых и коммутационных
перенапряжений, не изменяя их даже после неоднократных перекрытий,
сопровождавшихся силовой дугой;
- механическая прочность полимерных изоляторов превышает
нормированную величину.
Данные об используемой в настоящее время МУП "ГЭС" изоляции в
сетях ВЛ-10 кВт приведены в таблице 3.5.3.1.
Таблица 3.5.3.1
Данные об используемой в настоящее время МУП "ГЭС"
изоляции в сетях ВЛ-10 кВт
----------------T-----------T----------------T-------------------¬
¦Тип изоляторов ¦Количество,¦Число перекрытий¦Удельный показатель¦
¦ ¦ N, шт. ¦изоляции, m, шт.¦надежности, K = m/N¦
+---------------+-----------+----------------+-------------------+
¦ЩС-10 ¦ 12852 ¦ 58 ¦ 0,0045 ¦
L---------------+-----------+----------------+--------------------
Удельный показатель надежности, который у используемых МУП
-3
"ГЭС" изоляторов составляет 4,5 x 10 , для полимерных изоляторов,
по данным эксплуатации различных систем электроснабжения, имеет
-6
порядок 10 .
Экономия данного мероприятия главным образом складывается за
счет предотвращения ущерба при пробое изоляции как у потребителей,
так и у энергоснабжающей организации, а также сокращения объемов
ремонтно-восстановительных работ.
3.5.4. Применение воздушных линий электропередачи с
самонесущими изолированными проводами (СИП)
Назначение:
Используются для передачи электроэнергии в воздушных линиях
электропередачи и ответвлений к вводам в жилые дома и
хозяйственные постройки. Предназначены для повышения надежности
работы линий распределения и передачи электроэнергии.
Применение СИП обеспечивает следующие преимущества:
- высокую надежность энергоснабжения потребителей (исключается
короткое замыкание из-за схлестывания фазных проводов, случайных
перекрытий во время контакта СИП с внешними объектами (стволами и
ветвями деревьев) или при "набросах" и т.п.);
- уменьшение потерь напряжения и электрической энергии в линиях
вследствие снижения индуктивного сопротивления;
- возможность уменьшения провеса проводов;
- снижение материалоемкости опорных конструкций (особенно при
прокладке СИП по фасадам зданий);
- ширина просеки при строительстве может значительно
уменьшаться;
- сведение к минимуму неучитываемого отбора мощности (хищения
электрической энергии) с линии за счет невозможности
несанкционированного присоединения нагрузки к линиям 0,4 кВт;
- снижение пожароопасности за счет исключения искрообразования,
которым обычно сопровождается любое схлестывание неизолированных
проводов на ВЛ;
- повышение травмобезопасности за счет полимерного покрытия
проводников. Это обусловливает исходную техническую
подготовленность ВЛИ 0,38 кВт для проведения их технического
обслуживания и ремонта под напряжением без перерыва
электроснабжения потребителей, а также возможность расположения их
в зонах отдыха, парках и зеленых массивах;
- значительное сокращение общих эксплуатационных расходов за
счет уменьшения объемов аварийно-восстановительных работ (реальное
сокращение эксплуатационных расходов доходит до 80%).
Таким образом, реконструкция электрических сетей путем замены
традиционных линий на СИП будет сопровождаться вначале увеличением
капитальных вложений с последующим снижением годовых
эксплуатационных издержек.
3.5.5. Телемеханизация пунктов питания наружного освещения
В настоящее время из 150 пунктов питания линий наружного
освещения (НО), обслуживаемых МУП "Горсвет", телемеханизированы
120 пунктов (80%).
Функции автоматизрованной системы наружного освещения "Омь-
свет" описаны в разделе 3.1.3.
Стоимость шкафа НО для телемеханизации одного пункта питания
системы "Омь-свет" в ценах 2002 года составляет 260 тыс. руб.
Суммарные затраты составят:
З = 260 x 30 = 7800,0 тыс. руб.
Внедрение автоматизированной системы управления наружным
освещением позволило минимизировать эксплуатационные затраты,
существенно повысить при этом надежность работы НО, а также
улучшить условия труда обслуживающего персонала.
Непрерывный контроль параметров состояния линий наружного
освещения, в том числе контроль целостности обесточенных линий,
позволяет оперативно устранять повреждения, ненормальные режимы
работы НО.
Наилучшим подтверждением эффективности работы системы НО
являются светлые улицы города.
3.5.6. Установка в светильники наружного освещения электронных
пускорегулирующих аппаратов
Аппарат предназначен для эксплуатации с газоразрядными
натриевыми лампами высокого давления - ДНаТ в светильниках типа
"ЖКУ" или аналогичных, предназначенных для уличного освещения.
Аппарат обеспечивает зажигание и питание лампы
стабилизированным напряжением, имеет номинальный режим и режим
пониженной мощности, при включении которого световой поток лампы и
мощность, потребляемая от сети переменного тока, снижаются (режим
ночного освещения).
Технические характеристики и основные преимущества электронных
ПРА описаны в разделе 3.1.3.
В настоящее время в системе НО г. Ханты-Мансийска используется
более 8000 светильников. Направление по оснащению светильников
электронными ПРА только осваивается и по состоянию на август 2002
года установлено 170 ПРА (около 2%).
Стоимость электронного ПРА с номинальной выходной мощностью 250
Вт в ценах 2002 года составляет 3,6 тыс. руб. Следует отметить,
что относительно высокая цена отражает стоимость опытных образцов
(электронные ПРА - новейшая разработка НПО "Мир", г. Омск).
Налаживание серийного выпуска и увеличение объемов производства
ПРА предполагает снижение их стоимости: за последний год цена на
электронные ПРА не изменилась, при этом официальная ставка
рефинансирования составляет на данный момент 23%.
Архивирование данных о работе системы НО в диспетчерской МУП
"Горсвет" показывает, что экономия электроэнергии за счет перехода
в ночное время (с 00-00 до 6-00) в энергосберегающий режим при
оснащении светильников электронным ПРА составляет в среднем 25% от
уточного потребления.
При годовом потреблении МУП "Горсвет" 9181,5 тыс. кВт.ч
экономия электроэнергии за счет перехода в энергосберегающие
режимы может составить 2295,4 тыс. кВт.ч/год или в денежном
выражении (при ночном тарифе 0,198 руб. за 1 кВт.ч) 454,5 тыс.
руб.
При применении электронных ПРА срок службы ламп ориентировочно
увеличивается на 30% за счет работы в режиме пониженной мощности,
а также за счет питания лампы стабилизированным напряжением.
Срок службы натриевой лампы составляет 20 тыс. часов или,
учитывая нормативные часы горения для г. Ханты-Мансийска, 6 лет.
Таким образом, в год приходится обновлять около 1/6 части всех
ламп.
При стоимости лампы ДНАТ 340 руб./шт. и количестве ламп 8576
шт. экономия за счет увеличения срока службы составит в денежном
выражении:
Э = 8576 шт. x 1/6 x 340 руб. x 30% = 145,8 тыс. руб./год.
Капитальные вложения на приобретение электронных ПРА при общем
количестве светильников 8576 шт. ориентировочно составят 30874,0
тыс. руб.
Срок окупаемости по пунктам "экономия электроэнергии" и
"экономия за счет увеличения срока службы ламп" составляет около
50 лет. При этом он может быть меньше в силу следующих причин:
- данное мероприятие экономит энергию, тариф на которую
постоянно растет.
Величина экономии денежных средств также существенно зависит и
от тарифной политики, в частности, когда проект по внедрению
электронных ПРА разрабатывался, еще не было двухтарифной сетки для
сетей наружного освещения;
- цены на электронные ПРА отражают стоимость опытных образцов.
Вследствие развития электронной базы можно ожидать, что они будут
менее материалоемкими;
- организация работы наружного освещения, взятая за основу в г.
Ханты-Мансийске, повышает комфортные условия жизни населения.
3.5.7. Приобретение диагностического оборудования
1. Приобретение автоматизированной инфракрасной диагностической
системы для обследования сетей электроснабжения
Приборы, применяемые для инфракрасной диагностики, называются
тепловизорами. Принцип их работы включает в себя способность
улавливать инфракрасное излучение от обследуемых объектов и
определять температуру либо преобразовывать его в визуальную
картину распределения тепловых полей на поверхности объектов
(термограммы).
С помощью данного вида диагностики можно определять дефекты
вводов трансформаторов, контактных соединений на подстанциях,
тиристоров, автоматических выключателей, предохранителей и другого
электрооборудования.
Экономия денежных средств на регламентные, профилактические и
ремонтные работы, а также средств, затрачиваемых на ликвидацию
последствий незапланированных отключений энергетического
оборудования. Одним из наиболее значимых достоинств тепловизионных
обследований является возможность предупреждения чрезвычайных
происшествий, несущих угрозу здоровью людей, окружающей среде и
оборудованию. Обследования проводятся бесконтактным методом, что
позволяет не отключать диагностируемое оборудование.
Основные возможности:
- встроенная цифровая видеокамера позволяет отснять обследуемое
оборудование (в отчете термограмма и визуальное изображение
размещаются рядом для лучшей идентификации объекта и определения
мест дефекта);
- автофокусировка;
- оцифрованные речевые и текстовые комментарии к изображению
(упрощают анализ);
- точные измерения температуры в диапазоне от минус 40 до плюс
2000 -С;
- портативность.
Применяемые автоматизированные инфракрасные диагностические
системы:
- THERMACAM PM 695 (Пергам);
- TH-5104, Thermo Tracer Th7102 (NEC, Япония);
- термограф IRTIS-200 (Иртис, Россия);
- TVS-110 (NIPPON AVIONICS).
Применение тепловизионной техники, по опыту различных
предприятий, позволяет:
- экономить время и затраты труда, связанные с необходимостью
планирования осмотров и переключений оборудования на резервные
цепи;
- существенно сократить затраты на преждевременный вывод в
ремонт оборудования и сокращение аварийных ситуаций, связанных с
эксплуатацией дефектного оборудования.
Стоимость тепловизора (NEC, Япония) 600 тыс. руб.
2. Приобретение образцового переносного счетчика
При эксплуатации сетей электроснабжения потребителей нередко
возникает необходимость в быстрой экспресс-поверке приборов учета
электроэнергии по месту их установки без снятия и поверки в
лабораторных условиях.
Простота подключения переносного счетчика позволяет оперативно
выявлять отклонения при учете электроэнергии.
Портативный счетчик "Альфа"
Назначение:
Переносной универсальный многофункциональный счетчик "Альфа"
класса точности 0,2S предназначен для учета активной и реактивной
энергии и мощности в трехфазных цепях переменного тока, контроля
параметров качества электроэнергии и тестирования качества сети.
Портативный счетчик "Альфа" поставляется в комплекте с
оборудованием:
- комплект токовых клещей I = 600 с коэффициентом трансформации
1000/1 и диапазоном измерений 1,0 - 1000 А;
- комплект присоединений для подключения счетчика к цепям
100 380
напряжения U = 100 (-----, 220, 380 (-----) В (длина кабеля 1,5
-- --
\/ 3 \/ 3
м);
- мягкий кейс для переноски прибора.
Параметры электроэнергии:
Дополнительно счетчик может измерять до 46 величин, относящихся
к параметрам электроэнергии: ток, напряжение и мощность по фазам,
cos фи, частоту сети, гармоники по фазам напряжения, задавать
пороговые величины.
Счетчик имеет водонепроницаемый корпус и может использоваться
на открытых площадках.
Отклонение счетчика от вертикального положения может быть
любым.
Считывать показания со счетчика возможно как визуально с
жидкокристаллического дисплея, так и при помощи компьютера с
программным обеспечением "AlphaPlus", подключившись через
оптический порт (компьютер RS-232).
Технические характеристики портативного счетчика "Альфа":
- класс точности 0,2S;
- класс точности (с токовыми клещами) 0,5S;
- диапазон измерения токов 1 мА - 2 А;
- диапазон измерения токов (с токовыми клещами) 1 - 1000 А;
- коэффициент трансформации токовых клещей 1000:1;
- диапазон рабочих напряжений 100, 220, 380 В;
- диапазон частоты сети 47,5 - 52,5 Гц;
- максимальное открытие клещей 55 мм;
- межповерочный интервал 8 лет;
- срок службы 30 лет.
Стоимость образцового переносного счетчика составляет от 62
тыс. руб. в зависимости от комплектации.
Из отечественных аналогов можно отметить переносной образцовый
счетчик ЦЭ6806П с измерительными токовыми клещами.
В зависимости от выбранного режима работ счетчик ЦЭ6806П
отображает на дисплее измеряемую мощность или погрешность
проверяемого счетчика. Счетчик комплектуется приспособлением с
фотосчитывающей головкой для ускоренной автоматической поверки
индукционных счетчиков методом образцового счетчика.
Предел допустимых значений основной относительной погрешности
измерения мощности и энергии счетчика ЦЭ6806П при непосредственном
его подключении к последовательным цепям проверяемого счетчика
составляет 0,1 или 0,2% в зависимости от исполнения. Предел
погрешности измерений в дополнительном режиме, при подключении
цепей с помощью токовых клещей, равен 1,5% при cos фи = 1 и 3,0% -
при cos фи = 0,5.
В системе теплоснабжения
3.5.8. Замена существующих трубопроводов тепловой сети на
трубопроводы в пенополиуретановой изоляции с антикоррозийным
покрытием
Техническое состояние большей части тепловых сетей,
эксплуатируемых МУП "УТС и ИС", неудовлетворительное, что
объясняется в основном значительными сроками их эксплуатации
(более 10 лет), а также недостаточной очисткой воды на котельных и
на водозаборах, что приводит к уменьшению пропускной способности,
увеличению тепловых потерь и существенному снижению срока
безаварийной работы сетей. Тепловая изоляция труб выполнена из
минеральной ваты, опила в деревянных коробах, рубероида и в
гидрофобном исполнении.
Одним из эффективных способов снижения потерь является широкое
внедрение в тепловых сетях трубопроводов с пенополиуретановой
(ППУ) теплоизоляцией в полиэтиленовой оболочке типа "труба в
трубе". В России такие конструкции успешно применяются последние
шесть лет.
Их основные преимущества перед традиционными конструкциями:
- повышение долговечности с 10 - 15 до 30 и более лет;
- снижение тепловых потерь с 25 - 30% до 2 - 3%;
- снижение эксплуатационных расходов в 9 раз;
- снижение расходов на ремонт теплотрасс в 3 раза;
- снижение капитальных затрат в строительстве в 1,3 раза;
- значительное снижение сроков строительства;
- наличие системы оперативного дистанционного контроля за
увлажнением изоляционного слоя.
В процессе реконструкции магистральных и внутриквартальных
сетей теплоснабжения, начиная с аварийных участков, производится
замена трубопроводов на трубы с ППУ изоляцией с внутренним
полимерным покрытием. В течение 2000 - 2002 годов была произведена
замена изношенных тепловых сетей на трубы в ППУ изоляции,
выполненные по технологии "труба в трубе" - 11,3 км.
Программа энергоресурсосбережения также предлагает переход на
преимущественное применение предварительно изолированных труб.
В настоящее время отечественные предприятия выпускают
изолированные пенополиуретаном с гидрозащитной оболочкой стальные
трубы диаметром 57 - 1020 мм:
- в полиэтиленовой оболочке, для подземной бесканальной
прокладки;
- в оцинкованной оболочке, для надземной прокладки тепловых
сетей.
При необходимости все элементы могут быть оснащены системой
контроля увлажнения изоляции, способной определить место
повреждения с точностью 1 м.
В таблице 3.5.8.1 приведен расчет капитальных затрат на замену
всех проложенных трубопроводов тепловой сети на современные
теплопроводы в пенополиуретановой изоляции.
Таблица 3.5.8.1
Расчет капитальных затрат
на замену трубопроводов тепловой сети
--------------T----------------T--------------T------------------¬
¦ Диаметр ¦Протяженность, м¦ Цена <*> ¦ Ориентировочные ¦
¦трубопровода ¦ ¦стальной трубы¦затраты, тыс. руб.¦
¦ ¦ ¦в теплогидро- ¦ ¦
¦ ¦ ¦изоляции ППУ в¦ ¦
¦ ¦ ¦полиэтиленовой¦ ¦
¦ ¦ ¦оболочке, руб.¦ ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦45 мм ¦ 1300 ¦ 237,02 ¦ 308,126 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦57 мм ¦ 6200 ¦ 273,02 ¦ 1692,724 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦63 - 76 мм ¦ 8900 ¦ 300,04 ¦ 2670,356 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦89 мм ¦ 16300 ¦ 361,30 ¦ 5889,190 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦114 мм ¦ 29900 ¦ 477,34 ¦ 14272,466 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦125 - 133 мм ¦ 1600 ¦ 777,43 ¦ 1243,888 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦159 мм ¦ 12100 ¦ 777,43 ¦ 9406,903 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦219 мм ¦ 8500 ¦ 1128,63 ¦ 9593,355 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦273 мм ¦ 3400 ¦ 1808,92 ¦ 6150,328 ¦
+-------------+----------------+--------------+------------------+
¦Всего ¦ 88200 ¦ - ¦ 51227,336 ¦
L-------------+----------------+--------------+-------------------
--------------------------------
<*> Цены без учета НДС и ж/д тарифа за 1 п. м продукции ЗАО
"Сибпромкомплект", г. Тюмень.
В перспективе на период с 2003 по 2006 годы МУП "УТС и ИС"
планирует постепенно заменить существующие теплопроводы
(сталь/минеральная вата) на современные теплопроводы в
пенополиуретановой изоляции высокой степени заводской готовности с
антикоррозийным покрытием. Всего замене подлежат 88,2 км тепловой
сети.
Всего капитальные затраты с учетом доставки (30%) и НДС (20%)
ориентировочно составят:
Зор. = 51227,34 + 15368,20 + 10245,47 = 76841,00 тыс. руб.
Для норм плотности теплового потока при применении
теплоизоляционного слоя из пенополиуретана вводятся поправочные
коэффициенты. (СНиП 2.04.14-88 "Тепловая изоляция оборудования и
трубопроводов"). Для условных проходов трубопроводов, мм:
от 25 до 65 - 0,5;
от 80 до 150 - 0,6;
от 200 до 300 - 0,7;
от 350 до 500 - 0,8.
Нормы плотности теплового потока уменьшаются за счет меньшей
теплопроводности пенополиуретана в сравнении с минватой и опилом.
Теплопроводность теплоизолирующих материалов составляет, Вт/м -С:
- опила - 0,11 - 0,17;
- минваты - 0,059 - 0,054;
- пенополиуретана - 0,036 - 0,031.
На рисунке 3.5.8.1 приведено сравнение тепловых потерь для
трубопроводов в ППУ изоляции и для трубопроводов в изоляции из
минваты.
Тепловые
потери,
Вт/п. м
160 -+
¦
¦ 137
140 -+ ---¬
¦ ¦\\¦
¦ 118 ¦\\¦
120 -+ 109 ---¬ ¦\\¦
¦ 100 ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦
¦ 92 ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦
100 -+ ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦87
¦ 87 ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\+--¬
¦ 79 ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦||¦
80 -+ ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦65 ¦\\¦72 ¦\\¦||¦
¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\+--¬ ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦
¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦58 ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦
60 -+ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦52 ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦
¦ ¦\\¦ ¦\\¦48 ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦
¦ ¦\\¦42 ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ 32¦\\¦||¦ 35¦\\¦||¦ 45¦\\¦||¦
40 -+ ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ 28¦\\¦||¦ ---+\\¦||¦ ---+\\¦||¦ 32---+\\¦||¦
¦ ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ 25¦\\¦||¦ ---+\\¦||¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦
¦ 19¦\\¦||¦ 19 23¦\\¦||¦ 20---+\\¦||¦ 23¦//¦\\¦||¦ 22¦//¦\\¦||¦ 26¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
20 -+ 15---+\\¦||¦ ---T--+\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
¦ ---+//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
0 -+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+--
Д 57 Д 76 Д 89 Д 108 Д 133 Д 159 Д 219
---¬
¦ ¦ Пенополиуретан
L---
---¬
¦//¦ Минеральная вата сухая
L---
---¬
¦\\¦ Минеральная вата увл. 20%
L---
---¬
¦||¦ Минеральная вата увл. 4%
L---
Тепловые потери для прямого трубопровода (режим 95 - 70 -С)
Тепловые
потери,
Вт/п. м
¦
60 -+ 54
¦ ---¬
¦ 48 50 ¦\\¦
50 -+ 45 ---¬ ---¬ ¦\\¦
¦ 43 ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦43
¦ 38 41 ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦37 ¦\\+--¬
40 -+ ---¬ ---¬ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦
¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦34 ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦
¦ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\¦28 ¦\\¦31 ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦ 31¦\\¦||¦
30 -+ ¦\\¦ ¦\\¦ ¦\\+--¬ ¦\\+--¬ ¦\\¦||¦ 26¦\\¦||¦ ---+\\¦||¦
¦ ¦\\¦ ¦\\¦26 ¦\\¦||¦ ¦\\¦||¦ 23¦\\¦||¦ ---+\\¦||¦ ¦//¦\\¦||¦
¦ ¦\\¦23 ¦\\+--¬ 18¦\\¦||¦ 20¦\\¦||¦ ---+\\¦||¦ 19¦//¦\\¦||¦ 23¦//¦\\¦||¦
20 -+ 14¦\\+--¬ 17¦\\¦||¦ ---+\\¦||¦ 16---+\\¦||¦ 16¦//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦
¦ ---+\\¦||¦ 14---+\\¦||¦ 15¦//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
¦ 11¦//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ---+//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
10 -+ ---+//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦ ¦ ¦//¦\\¦||¦
0 -+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+-+--+--+--+--+--
Д 57 Д 76 Д 89 Д 108 Д 133 Д 159 Д 219
---¬
¦ ¦ Пенополиуретан
L---
---¬
¦//¦ Минеральная вата сухая
L---
---¬
¦\\¦ Минеральная вата увл. 20%
L---
---¬
¦||¦ Минеральная вата увл. 4%
L---
Тепловые потери для обратного трубопровода (режим 95 - 70 -С)
Рисунок 3.5.8.1.
Сравнение тепловых потерь для трубопроводов
в ППУ изоляции и для трубопроводов
в изоляции из минваты
Согласно данным мониторинга за 2001 год работы КУ МУП "УТС и
ИС" расчетные нормативные теплопотери в тепловых сетях составляют
49,38 тыс. Гкал/год.
Экономия теплоэнергии за счет снижения (на 25%) нормативных
потерь составит:
49,38 x 0,25 = 12,35 тыс. Гкал/год,
что в денежном выражении при себестоимости тепловой энергии
517,52 руб./Гкал (планируемой на 2002 год) составит 6391,37 тыс.
руб.
Срок окупаемости:
З 76841,00
Т = --- = -------- = 12,0 лет.
Э 6391,37
Данное мероприятие высокозатратное и имеет большой срок
окупаемости.
Экономия теплоэнергии будет больше за счет того, что
фактические теплопотери из-за неудовлетворительного состояния
тепловых сетей и затопления грунтовыми водами значительно выше
нормативных и, следовательно, срок окупаемости будет меньше.
3.5.9. Утепление наружных ограждающих конструкций жилых домов
Мероприятия, позволяющие уменьшить потери теплоты через
наружные ограждения зданий, можно разделить на две группы:
- обеспечивающие доведение сопротивления теплопередаче
наружного ограждения до требуемой нормативной величины;
- повышающие сопротивление теплопередаче ограждения по
сравнению с требуемой нормативной величиной.
Проблему утепления стен существующих зданий технически можно
решить путем их утепления с наружной стороны. Конструкция
утепления будет состоять из материала облицовки (панели типа
"Сайдинг", "Фасст-колор" и др.), подоблицовочной конструкции
(металлообрешетка или деревообрешетка), утеплителя. При этом между
облицовкой и утеплителем должен остаться вентилируемый зазор.
Физико-технические свойства используемых теплоизоляционных
материалов оказывают определяющее влияние на теплотехническую
эффективность и эксплуатационную надежность конструкций,
трудоемкость монтажа, возможность ремонта в процессе эксплуатации.
В г. Ханты-Мансийске в настоящее время ведутся работы по
утеплению наружных ограждений жилых домов. В течение 2001 - 2002
годов были проведены работы по утеплению наружных ограждающих
конструкций и реконструкции фасадов на 36 жилых домах (жилищный
фонд МУП "ЖКУ").
Рассмотрим типичные примеры утепления эксплуатируемых жилых
домов в деревянном и кирпичном исполнении:
Наружное утепление домов в деревянном исполнении (использование
утеплителя - минераловатных плит теплоизоляционных и защитно-
декоративной облицовки панелями типа "Сайдинг") и в кирпичном
исполнении (использование фасадной плиты "Фасст" и утеплителя типа
"ROCKWOOL") позволяет:
- снизить теплопотери через ограждающие конструкции (стены и
чердачное перекрытие) за счет дополнительной теплоизоляции
утеплителем;
- формировать более благоприятный климат в помещениях дома;
- благоприятствовать увеличению долговечности несущей части
наружных стен дома;
- улучшать оформление фасада жилого дома.
При выборочном обследовании жилищного фонда г. Ханты-Мансийска
выявлено, что термическое сопротивление теплопередаче ОК жилых
домов ниже проектного и минимально допустимого значения
сопротивления теплопередаче (СНИП II-3-79 "Строительная
теплотехника", с изм. N 4).
Требуемое сопротивление теплопередаче ОК:
1. По ГОСТу 30494 "Здания жилые и общественные. Параметры
микроклимата в помещениях" минимально допустимая температура
внутреннего воздуха (tв) для жилых помещений составляет плюс 22
-С.
2. По СНиП II-3-79* "Строительная теплотехника" градусосутки
отопительного периода (ГСОП) рассчитываются по формуле:
ГСОП = (tв - tот.пер.) x zот.пер. = (22 + 8,8) x 253 =
= 7792. (3.3.1)
3. По таблице 1а* (1) "Строительная теплотехника" определяется
минимально допустимое значение приведенного сопротивления
теплопередаче, которое должно приниматься в проектах с 1 сентября
1995 года и обеспечиваться в строительстве начиная с 1 июля 1996
года (I этап):
тр
Стен R = 2,2 м2-С/Вт.
о
4. По таблице 1б* (1) "Строительная теплотехника" определяется
минимально допустимое значение приведенного сопротивления
теплопередаче для зданий, строительство или реконструкция которых
начинается после 1 января 2000 года (II этап):
тр
Стен R = 3,9 м2-С/Вт.
о
5. Приведенное сопротивление теплопередаче ограждающих
конструкций Rо необходимо принять не менее требуемых значений
тр
R , определяемых исходя из санитарно-гигиенических, комфортных и
о
условий энергосбережения по формуле:
тр n x (tв - tн)
R = -------------------, м2-С/Вт, (3.3.2)
о Дельта tн x альфа в
где: n - коэффициент, принимаемый в зависимости от положения
наружной поверхности ограждающих конструкций по отношению
к наружному воздуху по таблице 3* (1), n = 1;
tв - расчетная температура внутреннего воздуха, -С,
принимаемая согласно ГОСТу 30494-96 "Здания жилые и
общественные. Параметры микроклимата в помещениях", tв =
= 22 -С;
tн - расчетная зимняя температура наружного воздуха, -С,
равная средней температуре наиболее холодной пятидневки
обеспеченностью 0,92 по tн = -41 -С;
Дельта tн - нормативный температурный перепад между
температурой внутреннего воздуха и температурой
внутренней поверхности ограждающей конструкции,
принимаемый по таблице 2* (1), Дельта tн = 4 -С;
Альфа в - коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности
ограждающих конструкций, принимаемый по таблице 4* (1),
альфа в = 8,7 Вт/(м2-С);
тр 1 x (22 + 41)
R = ------------- = 1,81 м2-С/Вт.
o 4 x 8,7
6. Сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций R0,
м2-С/Вт, следует определять по формуле:
1 1
R0 = ------- + Rk + --------, (3.3.3)
альфа в альфа н
где: альфа в - то же, что в формуле (3.3.2);
альфа н - коэффициент теплоотдачи для зимних условий
наружной поверхности ограждающей конструкции, Вт/(м2-С),
принимаемый по таблице 6* (1);
Rк - термическое сопротивление ограждающей конструкции,
м2-С/Вт, с последовательно расположенными однородными
слоями определяется как сумма термических сопротивлений
отдельных слоев:
Rк = R1 + R2 + R3 + Rв.п., (3.3.4)
где R1, 2, 3 - термические сопротивления отдельных слоев
ограждающей конструкции, м2-С/Вт, определяемые по формуле:
дельта
R = ------, (3.3.5)
ламда
где: дельта - толщина слоя, м;
ламда - расчетный коэффициент теплопроводности материала слоя,
Вт/(м-С), принимаемый по приложению 3* (1);
Rв.п. - термическое сопротивление замкнутой воздушной
прослойки, принимаемое по приложению 4 (1) с учетом примечания 2 к
пункту 2.4 (1), Rв.п.= 0.
Сопротивление теплопередаче наружной стены в деревянном
исполнении, состоящей из утеплителя - минераловатных плит
теплоизоляционных по ТУ 5762-003-08621635-98, толщиной 100 мм
ламда = 0,049 Вт/м-С и облицовочного изделия типа "Сайдинг"
толщиной 0,5 мм составляет 2,20 м2-С/Вт, что в среднем на 21,5%
больше термического сопротивления, требуемого для данной
конструкции (1,81 м2-С/Вт).
Сопротивление теплопередаче наружной стены в кирпичном
исполнении, состоящей из утеплителя "Роквул-лайтбат" толщиной 100
мм ламда = 0,039 Вт/м (-С и фасадной плиты типа "Фасст-колор"
толщиной 8 мм ламда = 0,3 Вт/м-С составляет 2,74 м2-С/Вт, что в
среднем на 51% больше термического сопротивления, требуемого для
данной конструкции (1,81 м2-С/Вт).
Таким образом, конструкции стен жилых домов отвечают
санитарно-гигиеническим и комфортным условиям.
Теплопотери через наружные стены определяются по формуле:
tв - ton -6
Qн = -------- x Sно x nom.n x 10 x 0,86 Гкал/год, (3.3.6)
Ro
где Sно - площадь наружных ограждений, м2 (принимаем к
расчету: для жилых зданий в деревянном исполнении - 300 тыс. м2, в
кирпичном исполнении - 100 тыс. м2);
nom.n - продолжительность отопительного периода, ч (6072
часа).
Для жилых зданий в деревянном исполнении:
д
при R = 1,16 м2-С/Вт (до утепления) Qн = 85081 Гкал/год,
0
д
при R = 2,20 м2-С/Вт (после утепления) Qн = 44861 Гкал/год.
0
д
Дельта Q = 85081 - 44861 = 40220 Гкал/год.
н
Для жилых зданий в кирпичном исполнении:
к
при R = 1,13 м2-С/Вт (до утепления) Qн = 29113 Гкал/год,
0
к
при R = 2,74 м2-С/Вт (после утепления) Qн = 12007 Гкал/год.
0
к
Дельта Q = 29113 - 12007 = 17106 Гкал/год.
н
Экономия денежных затрат за счет утепления стен за
отопительный период в расчете на 400,0 тыс. м2 площади стен
составит:
Э = (40220 + 17106) Гкал/год x 543,4 руб./Гкал = 31151 тыс.
руб./год.
В таблице 3.5.9.1 приведен расчет ориентировочных затрат на
утепление наружных ограждающих конструкций жилых домов,
обслуживаемых МУП "ЖКУ".
Таблица 3.5.9.1
Расчет ориентировочных затрат
на утепление наружных ограждающих конструкций
жилых домов (жилищный фонд МУП "ЖКУ")
--------------T---------T---------T---------T---------T----------¬
¦ ¦ ЖЭУ N 1 ¦ ЖЭУ N 2 ¦ ЖЭУ N 3 ¦ ЖЭУ N 4 ¦ Всего ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦1. Количество¦ 180 ¦ 163 ¦ 196 ¦ 135 ¦ 674 ¦
¦домов, в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦- кирпичное ¦ 16 ¦ 19 ¦ 11 ¦ 9 ¦ 55 ¦
¦исполнение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦- деревянное ¦ 164 ¦ 144 ¦ 185 ¦ 126 ¦ 619 ¦
¦исполнение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦2. Общая ¦150336,1 ¦123022,0 ¦129055,4 ¦ 68287,1 ¦ 470700,6 ¦
¦площадь ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦домов, м2, в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦- кирпичное ¦ 35735,9 ¦ 39695,7 ¦ 24602,1 ¦ 12242,8 ¦ 112276,5 ¦
¦исполнение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦- деревянное ¦114600,2 ¦ 83326,3 ¦104453,3 ¦ 56044,3 ¦ 358424,1 ¦
¦исполнение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦3. Ориенти- ¦499066,1 ¦391668,3 ¦438141,6 ¦233073,8 ¦1561949,8 ¦
¦ровочные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦затраты, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. руб., в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦- кирпичное ¦ 75045,39¦ 83360,97¦ 51664,41¦ 25709,88¦ 235780,65¦
¦исполнение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+---------+---------+---------+---------+----------+
¦- деревянное ¦424020,74¦308307,31¦386477,21¦207363,91¦1326169,17¦
¦исполнение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------+---------+---------+---------+---------+-----------
Примечание. 1. Сведения для расчета ориентировочных затрат на
утепление жилых домов были взяты из предоставленного списка
жилфонда МУП "ЖКУ" (на 01.08.2002). К расчету были приняты жилые
дома в кирпичном и деревянном исполнении, за вычетом жилых домов,
подлежащих сносу (согласно Программе "Ликвидация ветхого
жилфонда"), не учитывая жилые дома, построенные после 1998 года.
2. Ввели для расчета ориентировочных затрат удельный
показатель, руб./м2, общей площади дома, для домов в кирпичном
исполнении - 2100 руб./м2 (это затраты на наружную отделку жилого
дома по ул. Пионерской, 118, - 3360729 руб., отнесенные к общей
площади дома - 1610,0 м2); для домов в деревянном исполнении -
3700 руб./м2 (это затраты на реконструкцию кровли и обшивку фасада
жилого дома по ул. Мира, 50, - 1981222 руб., отнесенные к общей
площади дома - 546,9 м2).
3. Ориентировочная стоимость материалов, используемых для
утепления наружных ограждений жилых домов:
- фасадная плита "Фасст-колор" - 15,5 $/м2;
- утеплитель типа "Роквул" - 10,0 $/м2;
- металлическая панель для облицовки фасадов - 7,5 $/м2;
- утеплитель плита минераловатная (ППЖ-200) - 7,0 $/м2.
Срок окупаемости по данному мероприятию составит:
1561949,8
Т = --------- = 50 лет.
31151,0
3.5.10. Организация централизованной подачи горячей воды для
муниципального жилищного фонда
Выборочное обследование КУ МУП "УТС и ИС" показало, что
необходимо в городе разработать проект устройства горячего
водоснабжения от КУ, т.к. величина среднего фактического расхода
подпиточной воды по всем обследуемым КУ выше нормативной (от 2 до
8 раз).
В котельных установках, где отсутствует непосредственный
водоразбор на цели горячего водоснабжения, возникают частые
подпитки системы, причиной которых являются утечки воды или
самовольное пользование жильцами горячей водой, что в свою очередь
вызывает усиленное накипеобразование, усиление коррозии
трубопроводов.
В городе предусмотрено горячее водоснабжение всего на 75 жилых
домов общей площадью 215,4 тыс. м2.
Рассмотрим вариант оборудования системой горячего водоснабжения
535 жилых домов (с центральным отоплением, холодным
водоснабжением, канализацией), общей площадью 371,1 тыс. м2.
В настоящее время МУП "УТС и ИС" подготовлены технические
условия на подключение горячего водоснабжения в 41 жилом доме по
следующим адресам:
--------------------------T---------------------T-----T----------¬
¦ Адрес жилого дома ¦ N жилого дома ¦Коли-¦Котельная ¦
¦ ¦ ¦чест-¦установка ¦
¦ ¦ ¦ во ¦ ¦
¦ ¦ ¦домов¦ ¦
+-------------------------+---------------------+-----+----------+
¦1. ул. Спортивная ¦1, 5, 12, 14, 16, 18,¦ 8 ¦От КУ N 5 ¦
¦ ¦20, 22 ¦ ¦ ¦
+-------------------------+---------------------+-----+----------+
¦2. ул. Строителей ¦71, 73, 80 ¦ 3 ¦От КУ N 9 ¦
+-------------------------+---------------------+-----+ ¦
¦3. ул. Чехова ¦65, 69, 74, 79 ¦ 4 ¦ ¦
+-------------------------+---------------------+-----+----------+
¦4. ул. Красногвардейская ¦34, 36, 38 ¦ 3 ¦ ¦
+-------------------------+---------------------+-----+ ¦
¦5. ул. Ключевая ¦3, 5, 7, 11, 20 ¦ 5 ¦ ¦
+-------------------------+---------------------+-----+ ¦
¦6. ул. Сургутская ¦27, 27а, 28 ¦ 3 ¦От КУ N 15¦
+-------------------------+---------------------+-----+ ¦
¦7. ул. Школьная ¦14 ¦ 1 ¦ ¦
+-------------------------+---------------------+-----+ ¦
¦8. ул. Садовая ¦2 ¦ 1 ¦ ¦
+-------------------------+---------------------+-----+----------+
¦9. ул. Рознина ¦ ¦ 9 ¦От КУ N 26¦
+-------------------------+---------------------+-----+----------+
¦10. ул. Гагарина ¦96, 120, 122, 146а ¦ 4 ¦От КУ N 28¦
+-------------------------+---------------------+-----+----------+
¦Всего ¦ ¦ 41 ¦ ¦
L-------------------------+---------------------+-----+-----------
В 2001 году МУП "ЖКУ" были проведены работы по организации
централизованного горячего водоснабжения в двух жилых домах:
---------------------T-----------T---------------------T---------¬
¦ Адрес ¦ Общая ¦ Протяженность ¦ Стои- ¦
¦ ¦ площадь ¦внутренних сетей ГВС,¦ мость ¦
¦ ¦ дома, м2 ¦ п. м ¦ работ, ¦
¦ ¦(количество¦ ¦тыс. руб.¦
¦ ¦ этажей) ¦ ¦ ¦
+--------------------+-----------+---------------------+---------+
¦ул. Рознина, N 70а ¦ 509,4 (2) ¦440,0 (полипропилен) ¦ 196,5 ¦
+--------------------+-----------+---------------------+---------+
¦ул. Рознина, N 72 ¦1262,5 (2) ¦1063,2 (полипропилен)¦ 535,2 ¦
L--------------------+-----------+---------------------+----------
Введем для расчета ориентировочных затрат по организации
централизованного горячего водоснабжения в 535 жилых домах
удельный показатель, руб./м2, общей площади дома - 450 руб./м2.
Тогда суммарные затраты на прокладку внутренних сетей горячего
водоснабжения составят:
Звн. = 450 руб./м2 x 371,1 тыс. м2 = 167,0 тыс. руб.
В таблице 3.5.10.1 приведен расчет ориентировочных затрат на
прокладку внутриквартальных и магистральных сетей горячего
водоснабжения от КУ МУП "УТС и ИС".
Таблица 3.5.10.1
------------------T---------T--------T-----------T---------------¬
¦ ¦Протяжен-¦Диаметр,¦Цена 1 п. м¦Ориентировочные¦
¦ ¦ность, м ¦ мм ¦ трубы из ¦ затраты, тыс. ¦
¦ ¦ ¦ ¦полипропи- ¦ руб. (с учетом¦
¦ ¦ ¦ ¦лена <*>, $¦ дополнительных¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ расходов 60%) ¦
+-----------------+---------+--------+-----------+---------------+
¦Внутриквартальные¦ 2500,0 ¦ 32 ¦ 7,0 ¦ 11182,1 ¦
¦ ¦ 28700,0 ¦ 57 ¦ ¦ ¦
+-----------------+---------+--------+-----------+---------------+
¦Магистральные ¦ 8000,0 ¦ 108 ¦ 14,0 ¦ 5734,4 ¦
+-----------------+---------+--------+-----------+---------------+
¦Всего ¦ ¦ ¦ ¦ 16916,5 ¦
L-----------------+---------+--------+-----------+----------------
--------------------------------
<*> Поставщик полипропиленовой трубы - ЗАО "НПК "Вектор" (г.
Москва).
Ориентировочные суммарные затраты по прокладке сетей горячего
водоснабжения составят:
Зпр. = 167,0 + 16916,5 = 17083,5 тыс. руб.
При организации централизованной подачи горячей воды для
муниципального жилищного фонда необходимо предусмотреть устройство
блочных автоматизированных тепловых пунктов в количестве 19 шт.
(от КУ N N 1, 2, 4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 15, 16, 17, 19, 20, 25,
32, 35, 36б, 39).
Блочный тепловой пункт (БТП), изготовляемый Уральской
электротехнической компанией (г. Екатеринбург):
На основе пластинчатых теплообменников собственного
производства УЭТК изготавливает блочные тепловые пункты (БТП)
различной мощности, устанавливаемые на центральных тепловых
пунктах (ЦТП).
БТП - это компактная установка максимальной заводской
готовности, предназначенная для обеспечения отопления и горячего
водоснабжения во вновь возводимых и реконструируемых зданиях
различного назначения.
БТП включает в себя:
1. Разборный пластинчатый теплообменник.
2. Систему трубной обвязки с запорной арматурой.
3. Приборы учета и контроля.
4. Другое необходимое оборудование.
Капитальные затраты на установку одного БТП ориентировочно
составят 20000 $ - в зависимости от комплектующего оборудования.
Ориентировочные суммарные затраты на установку 19 БТП (с учетом
дополнительных расходов - 60%) составят:
З = 32000 $ x 32 руб. x 19 = 19456,0 тыс. руб.
3.5.11. Приобретение диагностического оборудования
Рекомендуем приобрести корреляционный течеискатель "Вектор
2001" (ЗАО "НПК "Вектор", г. Москва).
Обработка результатов полностью автоматизирована, специального
обучения персонала не требуется.
Обслуживание прибора сводится к установке датчиков на
обследуемых участках трубопровода и обработки данных на ПВМ с
помощью специального программного обеспечения на уровне
пользователя.
Универсальный прибор "Вектор 2001" позволяет:
1. Обнаружить течи на интервале 40 - 300 м.
2. Повысить точность определения местоположения течи.
3. Фиксировать течи интенсивностью более 1 м3/ч.
4. Отказаться от шурфовок, сократив время поиска до 30 мин.
Затраты на приобретение течеискателя "Вектор 2001" составляют
6500 $.
В системе водоснабжения
3.5.12. Применение неметаллических труб для ремонта
водопроводных сетей
В настоящее время МУП "Водоканал" планомерно ведутся работы по
замене водопроводных сетей с применением труб из полимерных
материалов.
В 2002 году в городе произведена замена 27,6 км ветхих
магистральных и внутриквартальных сетей водоснабжения со стальных
на полиэтиленовые трубы, из них бестраншейным методом укладки - 27
км.
Применение бестраншейного метода позволяет сократить затраты на
восстановление разрушенных объектов благоустройства, уменьшает
сроки строительства водопроводов.
В перспективе на период с 2003 года по 2006 год МУП "Водоканал"
планирует постепенно произвести замену всех существующих
трубопроводов водопроводных сетей. Планируется использовать при
замене трубы из полимерных материалов. Всего замене подлежат 7480
м.
Часть водопроводных сетей города 36800 м проложена совместно с
тепловыми сетями, находящимися в хозяйственном ведении МУП "УТС и
ИС", что, в свою очередь, влияет на увеличение потерь теплоэнергии
в тепловых сетях (в среднем до 2% или до 1000 Гкал/год).
Планируется вынести водопроводные сети из совместной прокладки,
при этом использовать трубы из полимерных материалов.
Рекомендуем при замене труб применять трубы напорные из
полиэтилена ЗАО "Сибгазаппарат", г. Тюмень.
Преимущества неметаллических труб по сравнению со стальными:
- стойкость к действию коррозионных реагентов;
- гладкая внутренняя поверхность труб и отсутствие отложений на
протяжении всего срока службы обеспечивают более высокую (на 25 -
30%) пропускную способность полиэтиленового трубопровода, чем у
аналогичного стального;
- срок службы не менее 50 лет (стальных - от 15 до 20 лет);
- номинальное рабочее давление 1,0 МПа;
- капитальные вложения на развитие производства на 30% ниже.
Ориентировочные капитальные затраты при замене трубопроводов с
использованием труб из полимерных материалов (при ориентировочной
стоимости замены 1 м п. среднего диаметра трубы 110 мм - 184 руб.,
219 мм - 500 руб.) с учетом доставки и монтажа (60%) составят:
З = 36800 п. м x 184 руб. + 7480 п. м x 500 руб. = 10511,2
тыс. руб.
На эту сумму (10511,2 тыс. руб.) стальных труб можно было
заменить - 33835 м (стоимость замены 1 м п. среднего диаметра
трубы 110 мм - 260 руб., 219 мм - 480 руб.). Но так как срок
эксплуатации труб из полимерных материалов в два раза больше
стальных, то через двадцать пять лет возникла бы необходимость в
повторной замене этих же 33835 м на сумму 10511,2 тыс. руб.
Также при эксплуатации стальных труб требуется их ежегодная
прочистка, затраты на которую за пятьдесят лет составили бы:
Зпр. = 50,0 руб. x 33835 м x 50 лет = 84587,5 тыс. руб.,
где 50,0 руб. - ориентировочная стоимость прочистки 1 м п.
Затраты при замене водопроводных сетей с использованием
стальных труб:
Зст. труб = 10511,2 x 2 + 84587,5 = 105610,0 тыс. руб.
Таким образом, экономия от использования полимерных труб при
замене наружных водопроводных сетей составит:
(105610,0 - 10511,2) тыс. руб.
Э = ------------------------------ + 1000 Гкал x
50 лет
-3
x 0,518 руб./Гкал x 10 = 2420,0 тыс. руб./год.
Срок окупаемости:
105610,0
Т = -------- = 43,6 года.
2420,0
3.5.13. Внедрение автоматизированных КНС
Одним из перспективных направлений энергосбережения является
автоматизация объектов водоотведения, установки автоматических
КНС.
Установленные в 2002 году по ул. Объездной и ул. Энгельса КНС-
7, 19 уже сегодня работают полностью в автоматическом режиме, без
обслуживающего персонала, дают реальную экономию.
Информация через радиосвязь передается на диспетчерский пункт
эксплуатирующей организации - МУП "Водоканал", есть возможность
дистанционно управлять оборудованием, установленным в КНС.
В диспетчерской регистрируются все параметры работы КНС в
режиме реального времени - расход фекальных вод, параметры работы,
наработка часов оборудования, возникающие аварийные ситуации,
уровень в накопительном баке и т.д.
В планах 2003 - 2007 годов - продолжить автоматизацию
существующих объектов водоотведения вплоть до ликвидации штатной
численности операторов в КНС.
Экономический эффект от внедрения данного мероприятия составил
270 тыс. руб./год.
Рекомендуем к внедрению на КНС 1 - 5 и ГКНС автоматизированные
системы управления водоотведением "Грундфосс насосы Сарлин"
(предст. г. Екатеринбург, г. Москва).
Все щиты управления и автоматики "Грундфосс насосы Сарлин"
оборудованы контроллерными блоками, осуществляющими локальное
автоматическое управление работы насосов, контроль
эксплуатационных параметров КНС, формирующими и передающими
сигналы аварийных сообщений.
Ориентировочные суммарные затраты на внедрение
автоматизированных систем управления водоотведением составят:
З = 6 (АСУ) x (40 тыс. $ + 40 тыс. $ x 60%) x 32 руб./$ =
= 12288,0 тыс. руб.
Экономический эффект от внедрения шести автоматизированных КНС
(за счет сокращения обслуживающего персонала КНС):
Э = 135,0 тыс. руб./год x 6 = 810,0 тыс. руб.
Срок окупаемости:
12288,0
Т = ------- = 15 лет.
810,0
В котельных установках, эксплуатируемых МУП "УТС и ИС"
3.5.14. Учет тепловой энергии на котельных установках
Учет регистрации отпуска и потребления тепловой энергии
организуется с целью:
1) осуществления взаимных финансовых расчетов между
энергоснабжающей организацией и потребителями тепловой энергии;
2) контроля за тепловыми и гидравлическими режимами работы
систем теплоснабжения и теплопотребления;
3) контроля за рациональным использованием тепловой энергии и
теплоносителя;
4) документирования параметров теплоносителя: массы (объема),
температуры и давления.
Важнейшим условием экономичной работы отопительной котельной
является постоянный учет вырабатываемой теплоты, а также
расходуемого топлива.
В настоящее время узлы учета тепловой энергии установлены на 28
КУ, требуется установить на 7 КУ (N N 8, 16, 13, 20, 34, 36н, 40).
Узлы учета тепловой энергии на источниках теплоты (КУ)
оборудуются на каждом из выводов, согласно (6, пункт 2).
Перечень параметров КУ, контролируемых через узлы учета
тепловой энергии, установленные в настоящее время на 24 КУ:
1. Количество тепла, отпущенное КУ.
2. Количество воды, израсходованной на подпитку теплосети.
3. Давление холодной (исходной) воды на вводе в КУ.
4. Температура холодной воды на вводе в КУ.
5. Температура теплоносителя в подающей и обратной магистралях.
6. Давление теплоносителя в подающей и обратной магистралях.
7. Количество теплоносителя, прошедшего по подающей магистрали.
Затраты на установку узла учета тепловой энергии на КУ МУП "УТС
и ИС" состоят из стоимости оборудования (тепловычислитель ВКТ-5,
расходомер УРСВ-010 М, подобранная пара термопреобразователей ТПТ-
Н, преобразователь расхода ПРЭМ-50, термометр сопротивления ТСП,
преобразователь давления типа "Метран", шкаф для аппаратуры с
блоком бесперебойного питания) - 71289 руб., стоимости СМР - 72933
руб., стоимости услуг технадзора - 1459 руб.
Всего с учетом НДС затраты на установку узлов учета тепловой
энергии на 7 КУ составят:
З = 171315,0 x 7 = 1199,2 тыс. руб.
Сама по себе установка приборов учета не дает экономию
теплоэнергии, но стимулирует к уменьшению затрат на выработку
энергоносителей (уменьшение затрат может составлять от 5 до 10%).
Доля КУ без узлов учета тепловой энергии составляет 19% от общего
количества КУ, следовательно, экономический эффект составит:
Э = 174629,9 x 0,19 x 0,05 = 1658,9 тыс. руб./год.
Тогда срок окупаемости данного мероприятия:
1199,2
Т = ------ = 0,7 года.
1658,9
Особенно эффективна установка приборов учета тепла будет при
внедрении в КУ автоматических средств регулирования, которые
позволят выдерживать оптимальные параметры температурного и
гидравлического режимов и обеспечат не только стимул к
энергосбережению, но и предоставят реальную возможность сокращения
теплопотребления.
3.5.15. Перевод котельных установок с жидкого топлива на газ
Преимущество газовых котельных перед всеми другими не вызывает
сомнений по ряду причин, одной из основных является более низкая
цена на газ.
В настоящее время МУП "УТС и ИС" эксплуатирует 25 КУ,
работающих на газе, и 10 КУ (N N 12, 13, 20, 21, 24, 34, 36н, 36б,
38, 40), работающих на нефти.
Рисунок "Перевод КУ с жидкого топлива на газ" в базу не включен
по техническим причинам.
В таблице 3.5.15.1 приведены расчеты показателей работы
котельных при переводе их с жидкого топлива на природный газ.
Таблица 3.5.15.1
Показатели работы котельных
при переводе с жидкого топлива на природный газ
--------------------T-------T-----------------T---------T--------¬
¦ Наименование ¦Обозна-¦Расчетная формула¦ Единица ¦Значение¦
¦ показателей ¦ чение ¦ ¦измерения¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Теплота сгорания ¦Qж ¦ - ¦ккал/кг ¦10010,0 ¦
¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Расход нефти <*> ¦Gж ¦ - ¦т/год ¦ 4661,0 ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Цена топлива ¦Цж ¦ - ¦руб./т ¦ 1476,0 ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Затраты на топливо ¦Зж ¦Зж = Gж x Цж ¦тыс. руб.¦ 6879,6 ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Суммарная теплота ¦ сум ¦ сум ¦Гкал ¦46656,6 ¦
¦сгорания нефти ¦Q ¦Q = Gж x Qж ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ж ¦ ж ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Суммарная мощность ¦ сум ¦ - ¦Гкал/ч ¦ 29,63¦
¦котлов <*> ¦N ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ж ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Цена природного ¦Цг ¦ - ¦руб./тыс.¦ 536,0 ¦
¦газа ¦ ¦ ¦нм3 ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Мощность условного ¦n ¦ - ¦Гкал/ч ¦ 1,60¦
¦котла ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Стоимость перевода ¦Ст ¦ - ¦тыс. руб.¦ 350,0 ¦
¦одного котла на газ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Теплота сгорания ¦Qг ¦ - ¦ккал/нм3 ¦ 7950,0 ¦
¦газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Расход топлива ¦Gг ¦ сум ¦тыс. нм3/¦ 5868,8 ¦
¦ ¦ ¦Gг = Q / Qг ¦год ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ж ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Затраты на топливо ¦Зг ¦Зг = Цг x Gг ¦тыс. руб.¦ 3145,7 ¦
¦ ¦ ¦ ¦/год ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Затраты на ¦ пер ¦ пер сум ¦тыс. руб.¦ 6481,6 ¦
¦переоборудование ¦З ¦З = (N / ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ж ¦ ж ж ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦/ n) x Cт ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Экономия затрат по ¦Эт ¦Эт = Зж - Зг ¦тыс. руб.¦ 3733,9 ¦
¦топливу ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦Срок окупаемости ¦Ток ¦ пер ¦год ¦ 1,7 ¦
¦ ¦ ¦Ток = З / Эт ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ж ¦ ¦ ¦
L-------------------+-------+-----------------+---------+---------
--------------------------------
<*> Без учета КУ N 24.
3.5.16. Оборудование котельных установок водоподготовительными
установками
Из 36 котельных МУП "УТС и ИС" всего оборудованы
водоподготовительными установками (ВПУ) 10 КУ (N N 3, 5, 9, 10,
11, 22, 23, 25, 26, 29).
Рекомендуем оборудовать 25 КУ комплексом водоподготовки серии
"Лотос" (НИИ интроскопии ТПУ, г. Томск), а также вакуумными
деаэраторами (АО "Сарэнергомаш", г. Саратов).
Комплекс ВПУ серии "Лотос":
Обеспечивает:
1. Удаление из воды: органики, хлора, неприятного запаха,
вкуса, железа, сероводорода, ионов тяжелых металлов (марганца,
свинца, меди и др.).
2. Обеззараживание воды.
Технические характеристики:
- микропроцессорная система автоматики, управления и защиты;
- производительность одного модуля от 0,5 до 50,0 м3/ч;
- напряжение электросети 220/380 В, 50 Гц;
- потребляемая мощность:
системой обработки воды 25 Вт/м3;
суммарное потребление не более 300 Вт/м3;
- давление воды на выходе не менее 0,2 МПа;
- полная защита от ошибочных и несанкционированных действий
оператора;
- двухступенчатая подготовка воды.
Деаэратор вакуумный:
Предназначен для удаления коррозионно-агрессивных газов из
подпиточной воды тепловых сетей и водогрейных котлоагрегатов в КУ.
Технические характеристики:
- рабочее давление абсолютное, кгс/см2 0,075 - 0,5;
- температура деаэрированной воды, -С 40 - 80;
- средний подогрев воды в деаэраторе, -С 15 - 25;
- температура теплоносителя, -С 70 - 180.
Комплектность и основные размеры:
Обозначение деаэратора ДВ-5.
1. Масса, кг 520.
2. Производительность, т/ч 5.
3. Тип охладителя выпара ОВВ-2.
4. Масса, кг 176.
5. Тип струйного эжектора ЭВ-10.
6. Масса, кг 11.
7. Габаритные размеры D х Lмм:
- деаэратора 616 х 2800;
- охладителя 325 х 1200.
Расчеты представлены в таблице 3.5.15.1.
Таблица 3.5.15.1
Расчет экономической эффективности
от оборудования КУ ВПУ и деаэрацией
--------------------T-------T-----------------T---------T--------¬
¦ Наименование ¦Обозна-¦Расчетная формула¦ Единица ¦ Коли- ¦
¦ показателей ¦ чение ¦ ¦измерения¦ чество ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦1. Стоимость одного¦Ск ¦ - ¦тыс. руб.¦ 240,0 ¦
¦котла ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦2. Производитель- ¦Р ¦ - ¦Гкал/ч ¦ 1,6 ¦
¦ность одного котла ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦3. Средний срок ¦Tсл ¦ - ¦год ¦ 6,0 ¦
¦службы котла без ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ВПУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦4. Количество ¦n ¦ - ¦шт. ¦ 87 ¦
¦котлов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦5. Количество ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦топлива, сжигаемого¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦на котельной без ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ВПУ, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- природный газ ¦ пр.г.¦ - ¦тыс. м3 ¦21675,33¦
¦ ¦B ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ i ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦- жидкое топливо ¦ ж.т. ¦ - ¦т ¦ 5842,96¦
¦ ¦B ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ i ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦6. Стоимость ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦топлива, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- природный газ ¦ пр.г. ¦ - ¦руб./тыс.¦ 536,0 ¦
¦ ¦C ¦ ¦нм3 ¦ ¦
¦ ¦ i ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦- жидкое топливо ¦ ж.т. ¦ - ¦руб./т ¦ 1476,0 ¦
¦ ¦C ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ i ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦7. Затраты на ¦Зтi ¦ пр.г. ¦тыс. руб.¦20242,19¦
¦топливо, в т.ч. ¦ ¦Зтi = З + ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ тi ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ж.т. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦+ З ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ тi ¦ ¦ ¦
¦- природный газ ¦ пр.г.¦ пр.г. пр.г. ¦тыс. руб.¦11617,98¦
¦ ¦З ¦З = B x¦ ¦ ¦
¦ ¦ тi ¦ тi i ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ пр.г. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦x C ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ i ¦ ¦ ¦
¦- жидкое топливо ¦ ж.т. ¦ ж.т. ж.т. ¦тыс. руб.¦ 8624,21¦
¦ ¦З ¦З = B x ¦ ¦ ¦
¦ ¦ тi ¦ тi i ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ж.т. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦x C ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ i ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦8. Продленный срок ¦Т"сл ¦ ¦год ¦ 5,0 ¦
¦эксплуатации котла ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦9. Капитальные ¦Звпу ¦Звпу = Квпу x ¦тыс. руб.¦37500,0 ¦
¦затраты на ¦ ¦x Смон ¦ ¦ ¦
¦оборудование ВПУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦10. Количество КУ ¦Квпу ¦ ¦шт. ¦ 25 ¦
¦без средств ВПУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦11. Стоимость ¦Смон ¦ ¦тыс. руб.¦ 1500,0 ¦
¦установки и монтажа¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦12. Годовая ¦ЭТсл ¦ЭТсл = Ск / Tсл -¦тыс. руб.¦ 18,2 ¦
¦экономия от ¦ ¦- Ск / (Tсл + ¦ ¦ ¦
¦продления срока ¦ ¦+ Т"сл) ¦ ¦ ¦
¦службы котла ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦13. Годовая ¦Экот ¦Экот = ЭТсл x n ¦тыс. руб.¦ 1583,4 ¦
¦экономия от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦продления срока ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦службы всех котлов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦14. Экономия по ¦Bт ¦ пр.г. ¦т у. т. ¦ 3297,2 ¦
¦топливу, в т.ч. ¦ ¦Bт = B + ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ т ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ж.т. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦+ В ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ т ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦- природный газ ¦ пр.г.¦ пр.г. ¦тыс. м3 ¦ 2167,5 ¦
¦ ¦B ¦B = 10% x ¦ ¦ ¦
¦ ¦ т ¦ т ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ пр.г. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦x B ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ i ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦- жидкое топливо ¦ ж.т. ¦ ж.т. ¦ ¦ ¦
¦ ¦B ¦B = 10% x ¦т ¦ 584,3 ¦
¦ ¦ т ¦ т ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ж.т. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦x B ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ i ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦16. Экономия затрат¦Эт ¦Эт = Зтi x 5% ¦тыс. руб.¦ 1012,1 ¦
¦по топливу ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦17. Итого экономия ¦Э ¦Э = Экот + Эт ¦тыс. руб.¦ 2595,5 ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦18. Капитальные ¦Зд ¦Зд = Квпу x ¦тыс. руб.¦ 3220,8 ¦
¦затраты на ¦ ¦x (80,52 + 60% x ¦ ¦ ¦
¦оборудование КУ ¦ ¦x 80,52) ¦ ¦ ¦
¦деаэраторами (с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦учетом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦комплектующих, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦затрат на поставку ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦и монтаж - 60%) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------+-------+-----------------+---------+--------+
¦19. Срок ¦Ток ¦Ток = (Звпу + ¦год ¦ 15,7 ¦
¦окупаемости ¦ ¦+ Зд.) / Э ¦ ¦ ¦
L-------------------+-------+-----------------+---------+---------
3.5.17. Автоматизация и диспетчеризация технологических
процессов на котельных установках
Внедрение автоматизированных систем управления технологическими
процессами (АСУ ТП) является перспективным направлением
энергосбережения.
В рамках создания автоматизированной системы управления и
диспетчеризации г. Ханты-Мансийска предприятием МУП "УТС и ИС"
совместно с ОАО "Уралмонтажавтоматика" (г. Тюмень) ведется работа
по диспетчеризации котельных установок.
На базе диспетчерского пункта МУП "УТС и ИС" уже
телемеханизированы три котельные установки (КУ N N 7, 9, 29). В
настоящий момент ведутся работы по подключению к диспетчерскому
пункту еще четырех КУ (N N 3, 26, 32, 39).
Примером эффективной работы автоматизированных котельных могут
являться КУ, находящиеся на обслуживании ОАО "Обьгаз". Работа
данных котельных контролируется и управляется с диспетчерского
пункта. Непосредственно на КУ обслуживающего персонала нет. В
случае возникновения нештатных ситуаций на объект выезжает
дежурная оперативная бригада.
АСУ ТП, смонтированная на КУ, включает в себя:
1. Первичные датчики и исполнительные устройства. Этот уровень
АСУ ТП содержит компоненты либо предоставляющие информацию о
состоянии технологического процесса (датчики), либо компоненты,
воздействующие на объект управления (исполнительные устройства -
ИУ).
Рисунок "Первичные датчики (контроль параметров сетевой воды и
дымовых газов на КУ "Энгельса - Коминтерна - Комсомольская -
Пушкина")" в базу не включен по техническим причинам.
2. Управляющие контроллеры, к которым стекаются данные о ходе
технологических процессов, размещены в шкафу управления
непосредственно на объекте. Шкаф управления включает в себя
вычислительные устройства, обеспечивающие управление процессом, а
также компоненты сопряжения этих устройств с датчиками и ИУ.
Рисунок "Шкаф управления (КУ "Энгельса - Коминтерна -
Комсомольская - Пушкина")" в базу не включен по техническим
причинам.
3. Рабочую станцию диспетчера, на которую по выделенным каналам
связи передается вся информация. Станция диспетчера содержит
компоненты, обеспечивающие визуализацию и архивирование параметров
технологического процесса, воздействие персонала на
технологический процесс.
Рисунок "Представление процесса на экране монитора диспетчера в
виде динамических мнемосхем, временных диаграмм, гистограмм,
таблиц и т.д." в базу не включен по техническим причинам.
Перечень параметров и ориентировочная стоимость их вывода на
диспетчерский пункт приведены в таблице 3.5.17.1 (цены на работы,
производимые ОАО "Уралмонтажавтоматика").
Таблица 3.5.17.1
Перечень параметров
и стоимость их вывода на диспетчерский пункт
--------------------------------T-------------T------------------¬
¦ Параметры ¦ Стоимость ¦ Примечание ¦
¦ ¦ вывода на ¦ ¦
¦ ¦диспетчерский¦ ¦
¦ ¦ пункт ¦ ¦
+-------------------------------+-------------+------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+-------------------------------+-------------+------------------+
¦1. Количество тепла, отпущенное¦ ¦ ¦
¦КУ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦2. Количество воды, ¦ ¦ ¦
¦израсходованной на подпитку ¦ ¦ ¦
¦теплосети ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦3. Давление холодной воды на ¦ ¦ ¦
¦вводе в КУ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦4. Температура холодной воды на¦ ¦Первичные датчики,¦
¦вводе в КУ ¦ ¦измеряющие данные ¦
+-------------------------------+ ¦параметры, ¦
¦5, 6. Температура теплоносителя¦225 тыс. руб.¦подключаются к ¦
¦в подающей и обратной ¦ ¦тепловычислителю ¦
¦магистралях ¦ ¦узла учета ¦
+-------------------------------+ ¦тепловой энергии ¦
¦7. Давление теплоносителя в ¦ ¦ ¦
¦подающей магистрали ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦8. Давление теплоносителя в ¦ ¦ ¦
¦обратной магистрали ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦9. Количество теплоносителя, ¦ ¦ ¦
¦прошедшего по подающей ¦ ¦ ¦
¦магистрали ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-------------+------------------+
¦10. Количество потребленной КУ ¦ ¦ ¦
¦электроэнергии ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦11. Количество холодной воды, ¦ ¦ ¦
¦потребленной КУ ¦ ¦Первичные датчики,¦
+-------------------------------+ ¦измеряющие данные ¦
¦12. Количество горячей воды, ¦ ¦параметры, ¦
¦отданной КУ ¦205 тыс. руб.¦подключаются к ¦
+-------------------------------+ ¦тепловычислителю ¦
¦13. Температура горячей воды на¦ ¦узла учета ¦
¦выходе КУ ¦ ¦тепловой энергии ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦14. Давление горячей воды на ¦ ¦ ¦
¦выходе КУ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-------------+------------------+
¦15. Напряжение на вводе по трем¦ ¦ ¦
¦фазам ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦16. Расход, температура, ¦ ¦ ¦
¦давление газа на вводе КУ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦17 - 21. Авария котла N N 1 - 5¦ ¦Первичные датчики ¦
+-------------------------------+ ¦и сигналы, ¦
¦22 - 26. Котел N N 1 - 5 в ¦ ¦измеряющие данные ¦
¦работе ¦ ¦параметры, ¦
+-------------------------------+ ¦подключаются к ¦
¦27. Загазованность в котельной ¦ ¦станции ¦
+-------------------------------+135 тыс. руб.¦диспетчеризации ¦
¦28. Сетевой насос СН1 включен ¦ ¦КУ. ¦
+-------------------------------+ ¦Подсчет моточасов ¦
¦29. Сетевой насос СН2 включен ¦ ¦работы котлов и ¦
+-------------------------------+ ¦насосов ¦
¦30. Насос ГВС1 включен ¦ ¦реализуется ¦
+-------------------------------+ ¦программным ¦
¦31. Насос ГВС2 включен ¦ ¦методом ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦32. Насос подпитки НП1 включен ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+ ¦ ¦
¦33. Насос подпитки НП2 включен ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-------------+------------------+
¦Итого ¦565 тыс. руб.¦ ¦
L-------------------------------+-------------+-------------------
В настоящее время на 28 КУ установлены узлы учета тепловой
энергии, в том числе с трех КУ параметры (N N 1 - 9 в таблице
3.5.17.1) передаются на диспетчерский пункт.
Экономический эффект от внедрения АСУ ТП (свыше 20% экономии
энергоресурсов) достигается не только за счет точного
регулирования параметров технологического процесса, но также и как
результат учета расхода энергоресурсов, мониторинга состояния
технологического оборудования и соответственно уменьшения времени
реакции персонала на аварийные и предаварийные события.
Кроме того, телемеханизация объектов МУП "УТС и ИС" позволит
существенно снизить затраты на содержание персонала,
обслуживающего КУ. На данный момент штатное расписание одной КУ
включает в себя около 10 работников (5 слесарей и 5 операторов).
При среднемесячной заработной плате 4,5 тыс. руб. фонд оплаты
труда персонала одной КУ, с учетом отчислений в социальный,
пенсионный и другие фонды (около 50%), составляет 810 тыс.
руб./год.
Учитывая, что при полной автоматизации весь персонал КУ будет
сокращен и останутся несколько дежурных и ремонтных бригад на все
КУ, будем считать, что экономия составит 80% от фонда оплаты труда
персонала неавтоматизированной котельной или 648 тыс. руб./год.
Срок окупаемости автоматизации КУ с передачей технологических
параметров на диспетчерский пункт только лишь по одному пункту
экономии "затраты на оплату труда персонала" ориентировочно
составит 1 - 2 года.
Переход на автоматизированную систему управления и
диспетчеризацию технологических процессов позволит также перейти
на более высокий технический и интеллектуальный уровень и
качественно влиять на такие составляющие затрат предприятия, как
плата за потребленную электрическую, тепловую энергию, газ.
Снижение этих показателей возможно при постоянном мониторинге
энергетических нагрузок предприятия и использовании
энергосберегающих технологий.
Принимаем к расчету, что затраты на одну КУ в среднем
составляют от 565,0 тыс. руб., следовательно, суммарные затраты
составят
З = 28 x 565,0 = 15820,0 тыс. руб.
Экономический эффект от внедрения данного мероприятия составит:
Э = 810,0 x 28 = 22680,0 тыс. руб./год.
Срок окупаемости:
15820,0
Т = ------- = 0,7 года.
22680,0
3.5.18. Применение частотно-регулируемых приводов в котельных
установках
В настоящее время накоплен хороший опыт применения регулируемых
электроприводов в системах водо- и теплоснабжения. Результаты
показывают их чрезвычайно высокую эффективность в области
энергосбережения.
Применение частотных преобразователей на электроприводах
позволяет сберегать энергию путем устранения непроизводительных
затрат энергии в дроссельных заслонках, механических муфтах и
других регулирующих устройствах, при этом экономия прямо
пропорциональна непроизводительным затратам.
Рисунок "Установка ЧРП на 160 кВт и 15 кВт" в базу не включен
по техническим причинам.
Функциональная блок-система применения частотного
преобразователя для электропривода насосного агрегата приведена на
рис. 3.5.18.1.
Рисунок 3.5.18.1 "Функциональная блок-схема применения
частотного преобразователя для электропривода насосного агрегата"
в базу не включен по техническим причинам.
При подключении через частотный преобразователь двигатель
запускается плавно, без пусковых токов и ударов, что снижает
нагрузку на двигатель и механическую часть насоса, увеличивая срок
их службы, причем время пуска и замедления можно менять в широких
пределах.
На рисунке 3.5.18.2 приведены графики пуска электродвигателя с
установленной мощностью 15 кВт.
Рисунок 3.5.18.2 "Пуск и выход на установившийся режим
электродвигателя насосного агрегата" в базу не включен по
техническим причинам.
Частотный преобразователь:
1. Обеспечивает полную электронную защиту двигателя от
перегрузок по току, перегрева, утечки на землю.
2. Позволяет согласовывать мощности насоса и приводного
электродвигателя путем изменения максимального значения частоты
подаваемого на электродвигатель напряжения.
3. Является регулятором, легко интегрируемым в
автоматизированную систему управления и сбора информации, т.к. он
оснащен всеми необходимыми техническими средствами, что позволяет
включать его в систему дистанционного контроля и управления.
Применение частотно-регулируемых приводов позволяет существенно
уменьшить как потребление электроэнергии, так и эксплуатационные
затраты, связанные с обслуживанием агрегатов и систем.
Опыт использования ЧРП в котельных установках показывает его
эффективность при установке на дымососах котлоагрегатов вместо
традиционной системы регулирования шиберами, а также на
подпиточных насосах.
Сравнительный анализ работы дымососа с ЧРП и без него приведен
в таблице 3.5.18.1.
Таблица 3.5.18.1
Сравнительный анализ работы дымососа
с ЧРП и без него
---------------------------------T-------------------------------¬
¦ Дымосос без ЧРП ¦ Дымосос с ЧРП ¦
+--------------------------------+-------------------------------+
¦Регулирование производительности¦Автоматическое регулирование ¦
¦путем изменения степени открытия¦производительности до требуемой¦
¦направляющей заслонки при ¦путем изменения частоты ¦
¦неизменных оборотах ¦вращения электродвигателя. ¦
¦электродвигателя дымососа. ¦ ¦
¦Производится дежурным ¦При этом параметрами, ¦
¦персоналом. ¦определяющими работу ЧРП, ¦
¦ ¦являются величина разряжения в ¦
¦Вследствие грубого регулирования¦топке котла и содержание ¦
¦- перерасход энергии. ¦избыточного кислорода в дымовых¦
¦Дополнительные потери энергии на¦газах. ¦
¦шиберах. ¦ ¦
¦ ¦Устраняются непроизводительные ¦
¦Возможность несвоевременного ¦затраты энергии в дроссельных ¦
¦регулирования (ручное ¦заслонках, тем самым экономится¦
¦регулирование) ¦потребляемая приводом дымососа ¦
¦ ¦электроэнергия. ¦
¦ ¦ ¦
¦ ¦Использование ЧРП позволяет ¦
¦ ¦продлить ресурс работы ¦
¦ ¦электродвигателя, ¦
¦ ¦минимизировать затраты на ¦
¦ ¦обслуживание ¦
L--------------------------------+--------------------------------
По опыту организаций, в которых на дымососах котельных
установок смонтированы частотно-регулируемые приводы, экономия
потребляемой электроэнергии составляет от 20 до 70% в зависимости
от загрузки котлоагрегата и в среднем за год принимается около
40%.
Такую же величину экономии электроэнергии (около 40%) можно
принять и для оценки эффективности установки ЧРП на подпиточные
насосы котельных установок.
Ожидаемый экономический эффект от внедрения ЧРП на объектах МУП
"УТС и ИС" приведен в таблице 3.5.18.2.
Таблица 3.5.18.2
Установка ЧРП на объектах МУП "УТС и ИС"
------------------T-----------T---------T--------T-------T-------¬
¦ Объект ¦ Группы ¦ Коли- ¦Потреб- ¦Ожидае-¦Затраты¦
¦ ¦ ¦ чество ¦ ленная ¦ мая ¦ на ус-¦
¦ ¦ ¦ преоб- ¦электро-¦ эконо-¦тановку¦
¦ ¦ ¦ разова- ¦энергия ¦ мия, ¦ ЧРП, ¦
¦ ¦ ¦ телей и ¦без ЧРП ¦ тыс. ¦ тыс. ¦
¦ ¦ ¦мощность,¦ (6000 ¦ кВтч ¦ руб. ¦
¦ ¦ ¦ кВт ¦ ч.), ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ кВтч ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 1 ¦Подпиточные¦ 1 x 15 ¦ 72,0 ¦ 28,8 ¦ 150,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 2 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 3 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 4 ¦Подпиточные¦ 1 x 7,5 ¦ 36,0 ¦ 14,4 ¦ 75,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 5 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 7 ¦Подпиточные¦ 1 x 7,5 ¦ 36,0 ¦ 14,4 ¦ 75,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 8 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 9 ¦Подпиточные¦ 1 x 7,5 ¦ 36,0 ¦ 14,4 ¦ 75,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 30 ¦ 171,0 ¦ 68,4 ¦ 300,0¦
¦ ¦ ¦ 1 x 45 ¦ 256,5 ¦ 102,6 ¦ 450,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 10 ¦Подпиточные¦ 1 x 5,5 ¦ 26,4 ¦ 10,5 ¦ 55,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 15 ¦ 85,5 ¦ 34,2 ¦ 150,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 11 ¦Подпиточные¦ 1 x 5,5 ¦ 26,4 ¦ 10,5 ¦ 55,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 15 ¦ 85,5 ¦ 34,2 ¦ 150,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 12 ¦Подпиточные¦ 1 x 5,5 ¦ 26,4 ¦ 10,5 ¦ 55,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 15 ¦ 85,5 ¦ 34,2 ¦ 150,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 13 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 14 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 15 ¦Подпиточные¦ 1 x 15 ¦ 72,0 ¦ 28,8 ¦ 150,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 30 ¦ 171,0 ¦ 68,4 ¦ 300,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 16 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 17 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 15 ¦ 85,5 ¦ 34,2 ¦ 150,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 19 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 20 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 21 ¦Подпиточные¦ 1 x 5,5 ¦ 26,4 ¦ 10,5 ¦ 55,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 22 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 23 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 25 ¦Подпиточные¦ 1 x 7,5 ¦ 36,0 ¦ 14,4 ¦ 75,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 26 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 28 ¦Подпиточные¦ 1 x 7,5 ¦ 36,0 ¦ 14,4 ¦ 75,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 15 ¦ 85,5 ¦ 34,2 ¦ 150,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 29 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 30 ¦ 171,0 ¦ 68,4 ¦ 300,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 31 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 32 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 15 ¦ 85,5 ¦ 34,2 ¦ 150,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 34 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 35 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 36б ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 36н ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 37 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 38 ¦Подпиточные¦ 1 x 5,5 ¦ 26,4 ¦ 10,5 ¦ 55,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 39 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Котельная N 40 ¦Подпиточные¦ 1 x 4 ¦ 19,2 ¦ 7,7 ¦ 40,0¦
¦ ¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-----------+---------+--------+-------+-------+
¦ ¦Дымососы ¦ 1 x 15 ¦ 85,5 ¦ 34,2 ¦ 150,0¦
+-----------------+-----------+---------+--------+-------+-------+
¦Итого ¦ ¦ ¦ ¦ 906,4 ¦ 4270,0¦
L-----------------+-----------+---------+--------+-------+--------
Капитальные вложения на установку частотно-регулируемых
приводов на объектах МУП "УТС и ИС" составят 4270,0 тыс. руб., в
том числе:
- на электроприводы дымососов 2400,0 тыс. руб. (11 штук);
- на электроприводы подпиточных насосов 1870,0 тыс. руб. (35
штук).
Суммарная экономия электроэнергии данного мероприятия
ориентировочно составит в натуральном выражении 906,4 тыс. кВтч
или в денежном выражении (при тарифе 0,56 руб. за 1 кВтч) 507,6
тыс. руб., в том числе:
- 547,2 тыс. кВтч или 306,4 тыс. руб. (для дымососов);
- 359,2 тыс. кВтч или 201,2 тыс. руб. (для подпиточных
насосов).
Срок окупаемости при оснащении ЧРП дымососов котельных
установок составит около 7,8 года, подпиточных насосов - около 9,3
года.
В ОАО "НТЦ "Энергосбережение" накоплен большой опыт установки
частотных преобразователей для электроприводов мощностью от 0,25
до 300 кВт (только за период 2001 - 2002 годов установлено 35 ЧП
на различных объектах).
На объектах социально-культурного и коммунально-бытового
назначения
3.5.19. Диспетчеризация учета тепловой энергии на объектах
бюджетной сферы
В рамках создания автоматизированной системы управления и
диспетчеризации г. Ханты-Мансийска на ряде объектов города ведутся
работы по установке узлов учета энергоресурсов с передачей
показаний в диспетчерские службы.
Ориентировочная стоимость вывода на диспетчерский пункт
показаний одного узла учета тепловой энергии составляет 225 тыс.
руб. (цены на работы, производимые ОАО "Уралмонтажавтоматика", г.
Тюмень).
Затраты на диспетчеризацию 38 узлов учета тепла объектов
бюджетной сферы составят 8550,0 тыс. руб.
3.6. Сводная ведомость
по мероприятиям Программы энергоресурсосбережения
МО г. Ханты-Мансийск на 2002 - 2006 годы
--------------------------T--------------T--------T----------------T----¬
¦Наименование мероприятий ¦ Стоимость, ¦Источник¦ Ожидаемая ¦Срок¦
¦ ¦ тыс. руб., ¦финанси-¦ экономия ¦оку-¦
¦ ¦ 1991 год/ ¦рования +----------------+пае-¦
¦ ¦ 2002 год ¦ ¦т у. т. ¦ тыс. ¦мос-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦ ти ¦
+-------------------------+--------------+--------+--------+-------+----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦
+--T----------------------+--------------+--------+--------+-------+----+
¦ ¦В системе электроснаб-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦жения: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦1 ¦Замена масляных ¦2133,3/51200,0¦ ¦ - ¦18329,6¦ 2,8¦
¦ ¦выключателей на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вакуумные на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦подстанциях города ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(256 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦2 ¦Модернизация повероч- ¦ 4,2/100,0 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦ной установки счетчи- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ков электроэнергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦3 ¦Телемеханизация пунк- ¦325,0/7800,0 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦тов питания наружного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦освещения (30 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦4 ¦Приобретение ¦ 27,6/662,0 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦диагностического ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦оборудования, в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦тепловизора (NEC) ¦ 25,0/600,0 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦образцового переносно-¦ 2,6/62,0 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦го электросчетчика ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(Альфа) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦ ¦В системе теплоснабже-¦ ¦Местный ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ния: ¦ ¦бюджет, ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+окружной+--------+-------+----+
¦5 ¦Замена существующих ¦3201,7/76841,0¦бюджет, ¦ 1976,0¦ 6391,0¦12,0¦
¦ ¦трубопроводов теплосе-¦ ¦предпри-¦(12350,0¦ ¦ ¦
¦ ¦тей на трубопроводы в ¦ ¦ятия ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦ ¦пенополиуретановой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦изоляции с антикорро- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦зийным покрытием (88,2¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦км) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦6 ¦Внедрение приборов ¦1070,7/25697,4¦ ¦ 3422,0¦11621,0¦ 2,2¦
¦ ¦учета и регулирования ¦ ¦ ¦(21388 ¦ ¦ ¦
¦ ¦тепловой энергии в ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦ ¦муниципальном жилом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦фонде ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦7 ¦Организация ¦1522,5/36539,5¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦централизованной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦подачи горячей воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦муниципальному ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦жилищному фонду (с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦учетом прокладки сетей¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ГВС и установки 19 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦БТП) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦8 ¦Приобретение ¦ 8,7/208,0 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦диагностического ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦оборудования - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦корреляционного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦течеискателя "Вектор ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦2001" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦ ¦В системе водоснабже- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ния: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦9 ¦Внедрение автоматизи- ¦512,0/12288,0 ¦ ¦ - ¦ 810,0¦15,0¦
¦ ¦рованных КНС (6 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦ ¦В котельных установ- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ках: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦10¦Учет тепловой энергии ¦ 49,9/1199,2 ¦ ¦ - ¦ 1658,9¦ 0,7¦
¦ ¦на КУ (7 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦11¦Перевод КУ с жидкого ¦270,1/6481,6 ¦ ¦ - ¦ 3733,9¦ 1,7¦
¦ ¦топлива на газ (9 КУ) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦12¦Оборудование 25 КУ: ¦1696,7/40720,8¦ ¦ 3297,2¦ 2595,5¦15,7¦
¦ ¦ВПУ (серии "Лотос") и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вакуумными деаэратора-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ми ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦13¦Автоматизация и ¦659,2/15820,0 ¦ ¦ - ¦22680,0¦ 0,7¦
¦ ¦диспетчеризация ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦технологических ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦процессов на 28 КУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦14¦Применение ЧРП на КУ, ¦177,9/4270,0 ¦ ¦ 290,0¦ 507,6¦ 2,5¦
¦ ¦в т.ч.: ¦ ¦ ¦ (906,4¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦на дымососах (11 шт.) ¦100,0/2400,0 ¦ ¦ 175,1¦ 306,4¦ 7,8¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (547,2¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦на подпиточных насосах¦ 77,9/1870,0 ¦ ¦ 114,9¦ 201,2¦ 9,3¦
¦ ¦(35 шт.) ¦ ¦ ¦ (359,2¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦ ¦На объектах социально-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦культурного и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦коммунально-бытового ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦назначения: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦15¦Диспетчеризация учета ¦356,3/8550,0 ¦Местный ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦тепловой энергии на ¦ ¦бюджет, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦объектах бюджетной ¦ ¦окружной¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сферы (38 шт.) ¦ ¦бюджет, ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+предпри-+--------+-------+----+
¦ ¦Установка приборов ¦ ¦ятия ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦учета ТЭР: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦16¦Установка приборов ¦893,4/21442,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦учета ТЭР в жилищном ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦фонде, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- ¦замена индукционных ¦500,0/12000,0 ¦ ¦ - ¦ 1480,0¦ 8,0¦
¦ ¦электросчетчиков на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электронные счетчики ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(10000 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦общедомовой учет воды,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦горячей воды (57 шт.) ¦ 11,4/273,6 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦холодной воды (458 ¦ 60,5/1451,0 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦поквартирный учет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦воды, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦горячей воды (1468 ¦ 27,0/648,3 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦холодной воды (7395 ¦136,1/3265,6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦поквартирный учет газа¦158,5/3804,0 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦(3170 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦17¦Установка приборов ¦ 11,8/282,7 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦учета ТЭР на объектах ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦бюджетной сферы, в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- ¦тепловой энергии (13 ¦ 10,2/244,6 ¦ ¦ 3461,0¦12874,0¦ ¦
¦ ¦шт.) ¦ ¦ ¦(21631 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦горячей воды (2 шт.) ¦ 0,4/9,6 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------------+--------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦холодной воды (9 шт.) ¦ 1,2/28,5 ¦ ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------------+--------------+--------+--------+-------+----+
¦Всего ¦12921/310102,7¦ ¦ 12446,2¦82681,5¦ - ¦
L-------------------------+--------------+--------+--------+-------+-----
Сводная ведомость по мероприятиям
за счет средств капитальных вложений
и реформирования ЖКХ
--------------------------T-----------------T--------T----------------T----¬
¦Наименование мероприятий ¦ Стоимость, тыс. ¦Источник¦ Ожидаемая ¦Срок¦
¦ ¦ руб., 1991 год/ ¦финанси-¦ экономия ¦оку-¦
¦ ¦ 2002 год ¦рования +--------T-------+пае-¦
¦ ¦ ¦ ¦т у. т. ¦ тыс. ¦мос-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦ ти ¦
+-------------------------+-----------------+--------+--------+-------+----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦
+--T----------------------+-----------------+--------+--------+-------+----+
¦1 ¦Установка в светильни-¦ 1286,4/30874,0 ¦ ¦ 734,5¦ 454,5¦Бо- ¦
¦ ¦ках наружного освеще- ¦ ¦ ¦ (2295,4¦ ¦лее ¦
¦ ¦ния электронных пуско-¦ ¦ ¦тыс. ¦ ¦50 ¦
¦ ¦регулирующих аппаратов¦ ¦ ¦кВтч) ¦ ¦лет ¦
¦ ¦(8576 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+-----------------+ +--------+-------+----+
¦2 ¦Утепление наружных ¦65081,3/1561949,9¦ ¦ 12594,1¦42772,0¦37,1¦
¦ ¦ограждающих конструк- ¦ ¦ ¦(78714 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ций эксплуатируемых ¦ ¦Местный ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦ ¦жилых домов, в т.ч. ¦ ¦бюджет, ¦ ¦ ¦ ¦
¦- ¦кирпичное исполнение ¦ 9824,2/235780,7 ¦окружной¦ 2736,9¦ ¦ ¦
¦ ¦(100 тыс. м2) ¦ ¦бюджет, ¦(17106 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦предпри-¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ятия ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+-----------------+ +--------+-------+----+
¦- ¦деревянное исполнение ¦55257,1/1326169,2¦ ¦ 6435,2¦31151,0¦50,0¦
¦ ¦(300 тыс. м2) ¦ ¦ ¦(40220 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+-----------------+ +--------+-------+----+
¦3 ¦Применение неметалли- ¦ 4400,4/105610,0 ¦ ¦ 160,0¦ 2420,0¦43,6¦
¦ ¦ческих труб для ремон-¦ ¦ ¦ (1000 ¦ ¦ ¦
¦ ¦та внутриквартальных ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦ ¦
¦ ¦водопроводных сетей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(44,3 км) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+----------------------+-----------------+--------+--------+-------+----+
¦Всего ¦70768,1/1698433,9¦ ¦ 22660,7¦76797,5¦ - ¦
L-------------------------+-----------------+--------+--------+-------+-----
Таблица 3.6.1
Сводная ведомость финансирования
мероприятий Программы энергоресурсосбережения
г. Ханты-Мансийска по годам, тыс. руб.
---------------------T--------------------------T--------------------------T--------------------------T-------------------------T-------------------------T---------¬
¦ Наименование ¦ 2003 год ¦ 2004 год ¦ 2005 год ¦ 2006 год ¦ 2007 год ¦ Всего ¦
¦ +--------T--------T--------+--------T--------T--------+--------T--------T--------+--------T--------T-------+--------T--------T-------+ ¦
¦ ¦местный ¦окружной¦предпри-¦местный ¦окружной¦предпри-¦местный ¦окружной¦предпри-¦местный ¦окружной¦ пред- ¦местный ¦окружной¦ пред- ¦ ¦
¦ ¦ бюджет ¦ бюджет ¦ ятия ¦ бюджет ¦ бюджет ¦ ятия ¦ бюджет ¦ бюджет ¦ ятия ¦ бюджет ¦ бюджет ¦приятия¦ бюджет ¦ бюджет ¦приятия¦ ¦
+--T-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦ 15 ¦ 16 ¦ 17 ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦1 ¦Замена масляных ¦ 5120,00¦ 3072,00¦ 2048,00¦ 5120,00¦ 3072,00¦ 2048,00¦ 5120,00¦ 3072,00¦ 2048,00¦ 5120,00¦ 3072,00¦2048,00¦ 5120,00¦ 3072,00¦2048,00¦ 51200,00¦
¦ ¦выключателей на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вакуумные на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦подстанциях ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦города (256 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦2 ¦Модернизация ¦ 50,00¦ 30,00¦ 20,00¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 100,00¦
¦ ¦поверочной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦установки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦счетчиков эл. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦3 ¦Телемеханизация ¦ 1300,00¦ 780,00¦ 520,00¦ 1300,00¦ 780,00¦ 520,00¦ 1300,00¦ 780,00¦ 520,00¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 7800,00¦
¦ ¦пунктов питания ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦наружного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦освещения (30 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦4 ¦Приобретение ¦ 331,00¦ 198,60¦ 132,40¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 662,00¦
¦ ¦диагностического ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦оборудования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦5 ¦Замена ¦ 7684,10¦ 4610,46¦ 3073,64¦ 7684,10¦ 4610,46¦ 3073,64¦ 7684,10¦ 4610,46¦ 3073,64¦ 7684,10¦ 4610,46¦3073,64¦ 7684,10¦ 4610,46¦3073,64¦ 76841,00¦
¦ ¦существующих ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦трубопроводов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦теплосетей на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦трубопроводы в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ППУ изоляции с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦антикоррозийным ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦покрытием (88,2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦км) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦6 ¦Внедрение ¦ 2569,75¦ 1548,04¦ 1021,71¦ 2569,75¦ 1548,04¦ 1021,71¦ 2569,75¦ 1548,04¦ 1021,71¦ 2569,75¦ 1548,04¦1021,71¦ 2569,75¦ 1548,04¦1021,71¦ 25697,4 ¦
¦ ¦приборов учета и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦регулирования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦тепловой энергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в муниципальном ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦жилом фонде ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦7 ¦Организация ¦ 3653,95¦ 2192,37¦ 1461,58¦ 3653,95¦ 2192,37¦ 1461,58¦ 3653,95¦ 2192,37¦ 1461,58¦ 3653,95¦ 2192,37¦1461,58¦ 3653,95¦ 2192,37¦1461,58¦ 36539,50¦
¦ ¦централизованной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦подачи горячей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦муниципальному ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦жилищному фонду ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(с учетом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦прокладки сетей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ГВС и установки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦19 БТП) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦8 ¦Приобретение ¦ 104,00¦ 62,40¦ 41,60¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 208,00¦
¦ ¦диагностического ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦оборудования - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦корреляционного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦течеискателя ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦9 ¦Внедрение ¦ 2048,00¦ 1228,80¦ 819,20¦ 2048,00¦ 1228,80¦ 819,20¦ 2048,00¦ 1228,80¦ 819,20¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 12288,00¦
¦ ¦автоматизирован- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ных КНС (6 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦10¦Учет тепловой ¦ 599,60¦ 359,76¦ 239,84¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 1199,20¦
¦ ¦энергии на КУ (7 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦11¦Перевод КУ с ¦ 1080,27¦ 648,16¦ 432,11¦ 1080,27¦ 648,16¦ 432,11¦ 1080,27¦ 648,16¦ 432,11¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 6481,60¦
¦ ¦жидкого топлива ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦на газ (9 КУ) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦12¦Оборудование 28 ¦ 4072,08¦ 2443,25¦ 1628,83¦ 4072,08¦ 2443,25¦ 1628,83¦ 4072,08¦ 2443,25¦ 1628,83¦ 4072,08¦ 2443,25¦1628,83¦ 4072,08¦ 2443,25¦1628,83¦ 40720,80¦
¦ ¦КУ ВПУ (серии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦"Лотос") и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вакуумными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦деаэраторами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦13¦Автоматизация и ¦ 2636,67¦ 1582,00¦ 1054,67¦ 2636,67¦ 1582,00¦ 1054,67¦ 2636,67¦ 1582,00¦ 1054,67¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 15820,00¦
¦ ¦диспетчеризация ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦технологических ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦процессов на 28 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦КУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦14¦Применение ЧРП на¦ 1067,50¦ 640,50¦ 427,00¦ 1067,50¦ 640,50¦ 427,00¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 4270,00¦
¦ ¦КУ (46 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦15¦Диспетчеризация ¦ 1425,00¦ 855,00¦ 570,00¦ 1425,00¦ 855,00¦ 570,00¦ 1425,00¦ 855,00¦ 570,00¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 8550,00¦
¦ ¦учета тепловой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦объектах ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦бюджетной сферы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(38 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦16¦Установка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦приборов учета ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ТЭР в жилых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦домах, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦замена ¦ 2000,00¦ 1200,00¦ 800,00¦ 2000,00¦ 1200,00¦ 800,00¦ 2000,00¦ 1200,00¦ 800,00¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 12000,00¦
¦ ¦индукционных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электросчетчиков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦на электронные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦счетчики типа СЭТ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(10000 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦общедомовой учет ¦ 431,15¦ 258,69¦ 172,46¦ 431,15¦ 258,69¦ 172,46¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 1724,60¦
¦ ¦воды, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦горячей воды (57 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦шт.), ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦холодной воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(458 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦поквартирный учет¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦воды, в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦горячей воды ¦ 978,48¦ 587,09¦ 391,39¦ 978,48¦ 587,09¦ 391,39¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 3913,90¦
¦ ¦(1468 шт.); ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦холодной воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(7395 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦газа (поквартирно¦ 951,00¦ 570,60¦ 380,40¦ 951,00¦ 570,60¦ 380,40¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 3804,00¦
¦ ¦- 3170 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦17¦Установка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦приборов учета ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ТЭР на объектах ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦бюджетной сферы, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦- тепловой ¦ 122,30¦ 73,38¦ 48,92¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 244,60¦
¦ ¦энергии (13 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦- горячей воды (2¦ 4,80¦ 2,88¦ 1,92¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 9,60¦
¦ ¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦- холодной воды ¦ 14,25¦ 8,55¦ 5,70¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 28,50¦
¦ ¦(9 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦Всего местный ¦38243,9 ¦ ¦ ¦37017,91¦ ¦ ¦33589,7 ¦ ¦ ¦23099,88¦ ¦ ¦23099,88¦ ¦ ¦155051,27¦
¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦Всего окружной ¦ ¦22952,53¦ ¦ ¦22216,96¦ ¦ ¦20160,08¦ ¦ ¦13866,12¦ ¦ ¦13866,12¦ ¦ 93061,81¦
¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦Всего предприятия¦ ¦ ¦15291,37¦ ¦ ¦14800,99¦ ¦ ¦13429,74¦ ¦ ¦9233,76¦ ¦ ¦9233,76¦ 61989,62¦
+--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+---------+
¦ ¦Итого затрат ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦310102,7 ¦
L--+-----------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+--------+--------+-------+----------
Примечания. 1. Процентное отношение источников финансирования
Программы энергоресурсосбережения от суммарных затрат составляет:
местный бюджет 50%;
окружной бюджет 30%;
предприятия 20%.
2. Затраты по мероприятиям разбиты по годам в следующей
зависимости:
до 1200 тыс. руб. - на один год;
до 5000 тыс. руб. - на два года;
до 16000 тыс. руб. - на три года;
свыше 16000 тыс. руб. - на пять лет.
4. Установка приборов учета
расхода топливно-энергетических ресурсов
Весь объем вырабатываемых, реализуемых и потребляемых топливно-
энергетических ресурсов подлежит обязательному учету с
использованием технических средств.
Обязательное применение приборов для учета и регулирования
потребления ТЭР предусмотрено Законом РФ "Об энергосбережении",
Гражданским кодексом РФ, а также Постановлениями Правительства
Российской Федерации "О неотложных мерах по энергосбережению" N
1087 и "О повышении эффективности использования энергетических
ресурсов и воды предприятиями и организациями бюджетной сферы" N
832.
Общеобъектный учет энергоносителей является первым шагом на
пути энергосбережения. Без его организации не имеют смысла все
другие мероприятия, так как полученное за счет них снижение
потребления энергоносителей должно быть фактически
зарегистрировано средствами учета. Кроме того, сам по себе учет
дает возможность зафиксировать реально потребленное количество
энергоносителей, которое, как правило, значительно ниже
расчетного. Опыт установки средств учета на объектах муниципальной
сферы показал, что разница между расчетным потреблением и
фактическим может достигать:
Тип объекта Учреждения Жилые дома
Холодная вода до 25% до 30%
Горячая вода до 20% до 10%
Тепловая энергия до 30% до 15%
Электроэнергия <*> до 40%
--------------------------------
<*> Имеется в виду 2-тарифный учет электроэнергии.
Поквартирный учет энергоносителей в жилых домах
Добиться в полной мере проведения жильцами энергосберегающих
мероприятий в собственных квартирах можно только при наличии у них
заинтересованности в проведении этих мероприятий. Это возможно
только при наличии у жильцов квартирных средств учета. Сегодня
технически возможна установка средств учета холодной и горячей
воды, тепловой энергии, электроэнергии. Эффективность этого
мероприятия ориентировочно может достигать 25%.
Поквартирный учет воды технически организовать несложно:
достаточно установить счетчики воды в каждой квартире и общий
счетчик на вводе в здание. После этого жильцы могут ежемесячно
оплачивать потребление воды по квартирным счетчикам, а один раз в
год нужно производить сверку суммарных показаний по квартирам и
показаний общего счетчика. При наличии разницы для жильцов
производится перерасчет: показания общего счетчика распределяются
между квартирами пропорционально показаниям квартирных счетчиков.
Учет потребления электроэнергии (замена индукционных
электросчетчиков на электронные счетчики типа "СЭТ")
Сведения о наличии расчетных однофазных счетчиков
электроэнергии в городских электрических сетях по состоянию на
13.08.2002 представлены таблицей 4.1.
Таблица 4.1
Сведения о наличии расчетных
индукционных однофазных счетчиков электроэнергии
в городских электрических сетях
по состоянию на 13.08.2002
---------------------------------T----------T-----¬
¦ Показатель ¦Количество¦ % ¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦По году изготовления ¦
+--------------------------------T----------T-----+
¦До 1971 года ¦ 2686 ¦ 14,6¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦1971 - 1980 годы ¦ 3430 ¦ 18,7¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦1981 - 1985 годы ¦ 2557 ¦ 13,9¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦1986 - 1990 годы ¦ 3159 ¦ 17,2¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦После 1990 года ¦ 6525 ¦ 35,6¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦Всего ¦ 18357 ¦100,0¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦По последней госповерке ¦
+--------------------------------T----------T-----+
¦Более 16 лет (до 1986 года) ¦ 5723 ¦ 31,2¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦Более 8 лет (1986 - 1993 годы) ¦ 2875 ¦ 15,7¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦8 лет и менее (1994 - 2002 годы)¦ 9759 ¦ 53,1¦
+--------------------------------+----------+-----+
¦Всего ¦ 18357 ¦100,0¦
L--------------------------------+----------+------
Из данных таблицы 4.1 следует, что 47,2% всех счетчиков
выпущены более 16 лет назад (до 1986 года), при этом 31,2% прошли
поверку до 1986 года. То есть поверка счетчиков производилась
непосредственно перед их установкой.
Повышению точности учета при передаче электроэнергии и созданию
АСКУЭ в последнее время уделяется большое внимание. Этим
объясняется и расширение рынка по производству электронных
счетчиков.
Тенденцию к снижению стоимости электронных счетчиков определяет
налаживание их серийного выпуска с увеличением объемов
производства. Уже сейчас стоимость индукционного и электронного
однофазного счетчика соизмерима.
В настоящее время компания "АББ ВЭИ Метроника" налаживает
выпуск электросчетчиков для бытового потребителя (А100). И если
сейчас стоимость такого счетчика около сорока долларов за единицу,
то при наращивании серийных объемов выпуска ожидается понижение
стоимости.
Счетчик А100 (АББ) имеет:
- срок службы 30 лет, межповерочный интервал 16 лет;
- класс точности 1,0;
- высокий уровень защиты информации;
- опрос счетчика А100 через инфракрасный порт;
- нечувствительность к постоянной составляющей тока.
Также широкое распространение на рынке сбыта приборов учета
электроэнергии получили электронные счетчики семейств СЭТ
(Рязанский приборный завод) и ЦЭ (концерн "Энергомера", г.
Ставрополь).
Межповерочный интервал у индукционных счетчиков меньше, чем у
электронных, за счет более низкой износостойкости, а после восьми
лет эксплуатации механизм счетчика начинает изнашиваться,
погрешность измерений возрастает и рекомендуется замена (одной из
распространенных неисправностей индукционных счетчиков является
заедание диска счетчика при малых нагрузках, вследствие чего
происходит недоучет электроэнергии).
Данное мероприятие требует больших капитальных затрат, поэтому
его осуществление следует осуществлять поэтапно исходя из
имеющихся средств. На начальном этапе надо отказаться от
приобретения индукционных счетчиков и вышедшие из строя счетчики
менять на электронные.
В таблице 4.2 приведен расчет экономической эффективности при
замене однофазного индукционного счетчика на электронный.
Предлагается замена электросчетчиков, выпущенных более 16 лет
назад (объем мероприятия 10000 штук).
Базовый период расчета принимается 16 лет.
Таблица 4.2
Расчет экономической эффективности
при замене однофазного индукционного счетчика
на электронный
---------------------T-------------------T-----------------------¬
¦ Показатель ¦Электронный счетчик¦Индукционный счетчик СО¦
¦ ¦ А100 ¦ ¦
¦ +-------T-----------+--------T--------------+
¦ ¦ тыс. ¦ расчет ¦ тыс. ¦ расчет ¦
¦ ¦ руб. ¦ ¦ руб. ¦ ¦
+--------------------+-------+-----------+--------+--------------+
¦Стоимость ¦ 1,2¦ - ¦ 0,5 ¦- ¦
+--------------------+-------+-----------+--------+--------------+
¦Поверка ¦ - ¦ - ¦ 0,12¦30 руб. x 4 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦раза ¦
+--------------------+-------+-----------+--------+--------------+
¦Расходы, связанные с¦ - ¦ - ¦ 0,6 ¦150 руб. x 4 ¦
¦доставкой счетчиков ¦ ¦ ¦ ¦раза ¦
¦на поверку и обратно¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+-------+-----------+--------+--------------+
¦Замена через 16 лет ¦ - ¦ - ¦ 0,5 ¦- ¦
¦на новый ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+-------+-----------+--------+--------------+
¦Зарплата контролле- ¦ - ¦ - ¦ 6480,0 ¦3 x 7,5 x 1,5 ¦
¦ров <*> за 16 лет ¦ ¦ ¦ ¦тыс. руб. x 12¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦мес. x 16 лет ¦
+--------------------+-------+-----------+--------+--------------+
¦Затраты за 16 лет ¦12000 ¦1,2 x 10000¦23680,0 ¦(0,5 + 0,12 + ¦
¦при количестве ¦ ¦ ¦ ¦+ 0,6 + 0,5) x¦
¦счетчиков 10000 шт. ¦ ¦ ¦ ¦x 10000 шт. + ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ 6480,0 ¦
+--------------------+-------+-----------+--------+--------------+
¦Среднегодовая ¦ ¦ ¦ 1480,0 ¦23680,0 ¦
¦экономия ¦ ¦ ¦ ¦------- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦16 лет ¦
L--------------------+-------+-----------+--------+---------------
--------------------------------
<*> При организации автоматизированной системы учета по жилому
фонду на 10000 абонентов сокращается 3 ед. контроллеров.
Таким образом, при замене индукционных счетчиков на электронные
полностью исключаются эксплуатационные расходы на содержание
индукционных счетчиков (правая колонка).
Ожидаемая экономия данного мероприятия в денежном отношении при
количестве счетчиков 10000 штук составит 23680 тыс. руб. (за 16
лет) = 1480 тыс. руб./год.
В расчете не учтена экономия вследствие недоучета
электроэнергии за счет:
- более высокого класса точности электронных счетчиков;
- предотвращения хищений электроэнергии (счетчики А100
регистрируют и сохраняют в памяти различные данные по защите
информации, в числе которых время нахождения счетчика в режиме
отсутствия тока, количество реверсов активной энергии, количество
перезапусков микропроцессора и отключений питания);
- более высокой износостойкости электронных счетчиков (одной из
распространенных неисправностей индукционных счетчиков является
заедание диска счетчика при малых нагрузках, вследствие чего
происходит недоучет электроэнергии).
Капитальные затраты на приобретение 10000 электронных счетчиков
составят от 8500 тыс. руб. (счетчики ЦЭ) до 12000 тыс. руб.
(А100). Ожидаемый срок окупаемости при приобретении счетчиков А100
- 8 лет.
Несмотря на большой срок окупаемости, выполнение данной
программы необходимо рассматривать как практический шаг к созданию
автоматизированной системы управления технологическими процессами
и учета энергоресурсов предприятия.
Учет расхода тепла и воды в жилищном фонде и на объектах
бюджетной сферы
О необходимости внедрения в жилых домах систем поквартирного
учета говорят уже несколько лет. Исследования, проводившиеся в
последние годы в разных регионах России, показывают, что потенциал
энергосбережения в жилом секторе достигает 40 - 50%.
Не вызывает возражений тот факт, что реализовать этот потенциал
можно лишь в том случае, когда экономить ресурсы в квартирах
начнет каждый жилец. Для того, чтобы создать у людей стимул к
экономии, надо, во-первых, дать им возможность экономить, а во-
вторых, каждый должен платить только за то количество тепла,
которое он реально потребил. Для этой цели и служат системы
поквартирного учета тепла.
В подавляющем большинстве домов системы отопления таковы, что
через среднюю квартиру проходит 4 - 5 отопительных стояков, и на
каждый нужен свой индивидуальный теплосчетчик; теплосчетчики -
даже самые маленькие и простые - весьма недешевы. В этой ситуации
задача состоит в том, чтобы дать людям возможность влиять на
размеры своих оплат за тепло и научить их экономить тепло в своих
квартирах.
Для этого надо в первую очередь оснастить квартиры регулирующей
аппаратурой, каковой являются термостатные вентили. Эти вентили
монтируются на трубах подачи каждого радиатора в квартире, и они
устанавливаются на режим автоматического поддержания желаемой
температуры в помещении. Существуют и проверены многолетней
практикой простые правила и рекомендации по пользованию
термостатными вентилями, которые позволяют без ущерба для комфорта
жильцов существенно снизить потребление тепла в квартире. Наличие
термостатных вентилей, скорее, наоборот, создает дополнительный
комфорт для жильцов, потому что каждый может по своему желанию
регулировать температуру в своей квартире.
Но если жильцы начинают пользоваться термостатными вентилями,
то, скорее всего, потребление тепла в квартирах не будет
одинаковым. Каким образом это потребление зафиксировать и как
правильно рассчитать оплату?
Ключ к решению проблемы был найден в начале нашего века датским
инженером Одином Клориусом. Он предложил заменить непосредственное
измерение потребляемого тепла измерением количества тепла,
отдаваемого поверхностью каждого радиатора. В результате таких
измерений для каждого помещения в доме мы получаем некую величину
в условных единицах, которая пропорциональна фактическому
потреблению тепла в данном помещении. Затем вся сумма затрат на
тепло, потребленное данным жилым объектом, распределяется между
жильцами пропорционально условным единицам потребления в их
квартирах. Общая сумма затрат на тепло точно фиксируется в этой
системе с помощью общедомового теплосчетчика.
В качестве технического решения для регистрации теплоотдачи
радиатора используются электронные распределители затрат на
отопление. В них встроены датчики температуры радиатора и
наружного воздуха, а также небольшое счетное устройство. Они
отличаются от испарительных более высокой точностью и
предоставляют возможность автоматического снятия показаний, но
стоят, соответственно, дороже.
Технические данные
электронного распределителя тепла "Допримо"
------------------T----------------------------------------------¬
¦ Тип прибора ¦ Doprimo ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Режим работы ¦2-датчиковый режим (автоматическое ¦
¦ ¦переключение на однодатчиковый режим при ¦
¦ ¦температуре датчика наружного воздуха tL > 25 ¦
¦ ¦-С) ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Размеры ¦Компактная версия: 82,0 x 40,0 x 27,0 мм. ¦
¦ ¦Версия с дистанционным датчиком: ¦
¦ ¦134,0 x 88,0 x 36,4 мм. ¦
¦ ¦Корпус дистанционного датчика: ¦
¦ ¦45,0 x 12,9 x 11,5 мм. ¦
¦ ¦Длина кабеля дистанционного датчика 3,0 м ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Диапазон ¦Компактное устройство 0 -С...128 -С. ¦
¦измерения ¦Устройство с дистанционным датчиком ¦
¦температуры ¦0 -С...128 -С ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Наибольшая ¦Компактное устройство 90 -С. ¦
¦средняя расч. ¦Устройство с дистанционным датчиком 110 -С ¦
¦температура ¦ ¦
¦теплоносителя ¦ ¦
¦(tmax) ¦ ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Наименьшая ¦При 2-датчиковом режиме 35 -С ¦
¦средняя расч. ¦ ¦
¦температура ¦ ¦
¦теплоносителя ¦ ¦
¦(tmin) ¦ ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Отсутствие ¦Температура радиатора < 23 -С ¦
¦отсчета ¦ ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Температура ¦Dtm > 4К (датчик температуры радиатора - ¦
¦начала отсчета ¦датчик температуры наружного воздуха) ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Защита от ¦При перегреве датчика наружного воздуха ¦
¦манипуляций ¦переключение их 2-датчикового режима в ¦
¦ ¦1-датчиковый, регистрация момента времени ¦
¦ ¦несанкционированного вмешательства или ¦
¦ ¦манипуляций с датчиком и кабелем ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Функции календаря¦Сохранение в памяти показаний на ¦
¦ ¦предварительно запрограммированную дату конца ¦
¦ ¦месяца (12 возможных дат в год). Сохранение ¦
¦ ¦показаний предпредыдущего года, сохранение ¦
¦ ¦показаний предыдущего года ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Тест ¦Автономный и дополнительный, без вскрытия ¦
¦функционирования ¦прибора, активируемый и контролируемый извне ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Точка монтажа ¦Как правило, в середине по длине и в 75% по ¦
¦ ¦высоте от нижнего края радиатора ¦
+-----------------+----------------------------------------------+
¦Способ монтажа ¦Привинчивание на болтах или сварка (спец. ¦
¦ ¦сварочный пистолет) ¦
L-----------------+-----------------------------------------------
Распределитель монтируется прямо на поверхность радиатора. Для
различных типов радиаторов разработаны разные методы монтажа.
Монтаж предельно прост, надежен и может быть произведен очень
быстро. При этом в крепежных деталях предусмотрены меры защиты от
нежелательных манипуляций. Концы крепежных болтов оказываются
внутри прибора, которые затем пломбируются.
Комплект необходимого оборудования для поквартирного учета
включает в себя следующие приборы:
1. Общедомовой теплосчетчик.
2. Термостатные вентили - по одному на каждый радиатор.
3. Распределители затрат тепла - по одному на каждый радиатор.
При монтаже распределителей тепла заполняются так называемые
монтажные карты, в которых фиксируются типы и размеры всех
отопительных приборов, имеющихся в здании, а также серийные номера
установленных распределителей затрат. Эта информация позднее будет
играть важную роль в расчетах индивидуальных оплат за отопление.
Когда оборудование установлено, начинается первый расчетный
период. Расчетный период, как правило, устанавливается равным году
и включает в себя и отопительный сезон, и летний период. В течение
первого расчетного периода жильцы дома продолжают вносить
ежемесячные оплаты за тепло, как и раньше, в соответствии с
установленными нормативами. При этом расчеты с поставщиками тепла
производятся по показаниям общедомового теплосчетчика.
По окончании расчетного периода сотрудники службы снятия
показаний обходят квартиры и вносят показания всех распределителей
затрат в специальные квитанции. В этих квитанциях приведены также
параметры радиаторов и серийные номера распределителей, что дает
возможность зафиксировать все случаи манипуляций, замены
отопительных приборов и т.д. Вся собранная информация по дому
поступает в расчетный центр. Туда же подаются сведения об общих
затратах дома на отопление за истекший расчетный период и суммы
предоплат, внесенных каждым жильцом.
Существует реальный опыт успешного применения распределителей
тепла в жилых домах (PRIVATE). В г. Ханты-Мансийске оборудование
для поквартирного учета было установлено в шести новых жилых
домах.
В течение первого расчетного периода после установки
распределителей тепла жильцы продолжали платить за отопление по
нормативам. Расчеты с поставщиками тепла эксплуатирующая
организация производила по показаниям общедомовых счетчиков. По
истечении расчетного периода были сняты показания распределителей
тепла в квартирах и произведен перерасчет оплаты для жильцов на
основании показаний общих и индивидуальных приборов. Разница между
предоплатами и рассчитанными фактическими оплатами жильцов была
зачтена в счет оплат за отопление в последующие месяцы.
Первый перерасчет показал значительное снижение фактических
оплат по сравнению с нормативными. Средний процент снижения оплат
составил от 25 до 55%. При средней экономии по дому (ул.
Менделеева, 3а) - 52%, экономия теплоэнергии в отдельных квартирах
варьируется в пределах от 37 до 69%.
Таким образом, несмотря на все различия между российскими и
европейскими условиями, первые результаты говорят о том, что,
безусловно, есть прямой смысл во внедрении в российских домах
системы поквартирного учета на основе распределителей затрат на
отопление. Возможно, этот процесс будет более длительным и
нелегким, чем в европейских странах, но все проблемы
представляются нам преодолимыми. Массовый переход на поквартирный
учет поможет облегчить социальные и экономические проблемы,
возникающие в процессе проведения жилищно-коммунальной реформы.
В таблице 4.3 приведен расчет затрат на установку приборов
учета расхода тепла и воды.
Таблица 4.3
Расчет затрат
на установку приборов учета расхода тепла и воды
-------------T---------T-------------------T------T--------------¬
¦Наименование¦Тип реко-¦ Расчет ¦Затра-¦Ориентировоч- ¦
¦мероприятия ¦мендуемых¦ ¦ ты, ¦ ная экономия ¦
¦ ¦приборов ¦ ¦ тыс. +------T-------+
¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦ т у. ¦ тыс. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ т. ¦ руб. ¦
+------------+---------+-------------------+------+------+-------+
¦1. Организа-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ция системы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦учета расхо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦да тепла, в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1. Поквар-¦ ¦16866 шт. х 21 $ х ¦6800,4¦ ¦ ¦
¦тирный учет ¦ ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦- термоста- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тические ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦вентили ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(16866 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- распреде- ¦Допримо ¦16866 шт. х 30 $ х ¦9714,8¦ 3422¦11620,6¦
¦лители тепла¦ ¦x 60% ¦ ¦(21385¦ ¦
¦(16866 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦Гкал) ¦ ¦
+------------+---------+-------------------+------+ ¦ ¦
¦1.2. Общедо-¦Сенсоник ¦488 шт. х 980 $ х ¦9182,2¦ ¦ ¦
¦мовые тепло-¦(Dу 65 ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦счетчики ¦мм) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(488 шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+---------+-------------------+------+------+-------+
¦2. Установка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦приборов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦учета воды, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2.1. Общедо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мовой учет: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- горячей ¦M-Т (Dу ¦57 шт. х 250 $ х ¦ 273,6¦ - ¦ - ¦
¦воды (57 ¦50 мм) ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- холодной ¦M-N (Dу ¦458 шт. х 165 $ х ¦1451,0¦ - ¦ - ¦
¦воды (458 ¦50 мм) ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+---------+-------------------+------+------+-------+
¦2.2. Поквар-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тирный учет:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- горячей ¦VMT-2,5 ¦1468 шт. х 23 $ х ¦ 648,3¦ - ¦ - ¦
¦воды (1468 ¦ ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- холодной ¦VMT-2,5 ¦7395 шт. х 23 $ х ¦3265,6¦ - ¦ - ¦
¦воды (7395 ¦ ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦шт.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+---------+-------------------+------+------+-------+
¦3. Установка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦приборов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦учета на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦вводах ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦объектов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦бюджетной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦сферы, в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- теплосчет-¦Сенсоник ¦13 шт. х 980 $ х ¦ 244,6¦ - ¦ - ¦
¦чики ¦(Dу 65 ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦мм) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- горячей ¦M-Т (Dу ¦2 шт. х 250 $ х ¦ 9,6¦ - ¦ - ¦
¦воды ¦50 мм) ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
¦- холодной ¦M-N (Dу ¦9 шт. х 165 $ х ¦ 28,5¦ - ¦ - ¦
¦воды ¦50 мм) ¦x 60% ¦ ¦ ¦ ¦
L------------+---------+-------------------+------+------+--------
Примечание. Стоимость приборов дана ООО "Витерра Энергетический
сервис", г. Москва (095) 217-46-77.
Учет потребления газа
По данным МУП "ЖКУ", потребность поквартирного приборного учета
по газу составляет 3170 шт.
Рекомендуем к установке счетчик газа типа "СГ-1" (ООО "ПКФ
"БЕТАР", г. Чистополь, предст. г. Екатеринбург), имеющий следующие
преимущества:
- отсутствие подвижных деталей;
- частотный способ измерений;
- высокую точность и быстроту действий.
Затраты по установке прибора учета газа ориентировочно составят
1200 руб./шт. или
З = 3170 шт. x 1200 руб. = 3804,0 тыс. руб.
5. Пропаганда энергосберегающего поведения
Пропаганда энергосбережения должна являться неотъемлемой частью
проведения энергосберегающих мероприятий. Необходимо не только
создать предпосылки для энергосбережения, но также показать
потребителям возможности экономии различных видов энергии и
конкретные пути их достижения.
Рациональное освещение
Принято считать рациональным принцип рассредоточенного
освещения, основанный на использовании общего, комбинированного
или местного освещения отдельных функциональных зон. Если при
освещении этих зон использовать лампы направленного света,
настольные лампы, торшеры, бра, то в квартире станет уютнее, а
следовательно, и комфортнее. Для такого рассредоточенного
освещения подходят лампы в 1,5 - 2 раза менее мощные, чем в
подвесных светильниках. В результате на комнату 18 - 20 м2
экономится до 200 кВт.ч в год.
Еще раз следует напомнить прописную истину: необходимо
периодически проверять, не горят ли ненужные на данный момент
электроприборы; уходя из дома, выключать все электроприборы и
осветительные установки, за исключением холодильника.
Реальный путь к созданию необходимого уровня освещенности при
значительной экономии электроэнергии - использование
люминесцентного освещения.
Например, светоотдача люминесцентной лампы 20 Вт равна
светоотдаче лампы накаливания 150 Вт.
Приготовление пищи
Самыми энергоемкими потребителями в домах являются
электроплиты. Годовое потребление электроэнергии ими составляет
1200 - 1500 кВтч. Как же рационально пользоваться электроплитами?
Для снижения расхода электроэнергии на приготовление пищи на
электроплитах надо применять специальную посуду с утолщенным
обточенным дном диаметром, равным или несколько большим диаметра
конфорки.
Для сплошных чугунных конфорок наилучшая теплопередача
достигается при тесном контакте между поверхностью конфорки и дном
посуды.
Пользование посудой с искривленным дном может привести к
перерасходу электроэнергии до 40 - 60%.
Многие предпочитают чаще пользоваться конфорками мощностью 1500
Вт. Это вызывает перерасход электроэнергии, да и срок службы этих
теплонапряженных конфорок меньше, чем у конфорок мощностью 1000
Вт. Учитывая это обстоятельство, следует задумываться о том, какую
включать конфорку. Если, например, готовится небольшое количество
пищи, лучше поставить кастрюлю на малую конфорку.
Заметный резерв экономии электроэнергии - умелое использование
специализированных приборов для приготовления пищи.
Значительные удобства, экономию времени и энергии дает
применение скороварок. Их использование примерно в три раза
сокращает время приготовления блюд и упрощает технологию. Расход
электроэнергии при этом сокращается в два раза.
Получают все большее распространение микроволновые печи. В них
разогрев и приготовление продуктов происходят за счет поглощения
ими энергии электромагнитных волн. Причем продукт подогревается не
с поверхности, а сразу по всей его массе. В этом заключается
эффективность этих печей.
Радиотелевизионная аппаратура
Радиотелевизионная аппаратура - значительный потребитель
электроэнергии. Для рациональной работы радиотелевизионной
аппаратуры надо создать условия для ее лучшего охлаждения, а
именно: не ставить вблизи электроотопительных приборов, не
накрывать различного рода салфетками, производить систематическую
очистку от пыли, не устанавливать в ниши мебельных стенок.
Большое количество электроэнергии тратится на длительную работу
радиотелевизионной аппаратуры, часто в нескольких комнатах
квартиры (дома) одновременно. Попытайтесь снизить хотя бы
осветительную нагрузку во время просмотра телепередач. Если этот
вариант реализовать в каждой семье на 10% или на 40 - 60 минут, то
в расчете на каждую квартиру потребление электроэнергии в быту
могло бы уменьшиться на 50 кВт.ч или на 4% от современного уровня
потребления.
Электробытовые приборы
Холодильник - энергоемкий прибор. Его следует ставить в самое
прохладное место в кухне, прихожей, желательно возле наружной
стены. Чем ниже температура теплообменника, тем эффективнее он
работает и реже включается. При снижении температуры
теплообменника с 21 до 20 градусов холодильник начинает
расходовать электроэнергии на 6% меньше.
Стиральные машины - наиболее экономичные с точки зрения
потребления электроэнергии автоматические машины, включение и
выключение которых производится строго по программе.
Мощность утюга довольно велика - около киловатта. Чтобы
добиться некоторой экономии, белье должно быть слегка влажным:
пересушенное или слишком мокрое приходится гладить дольше, тратя
лишнюю энергию.
Повышенный расход электроэнергии вызывает применение
электроотопительных приборов (каминов, радиаторов, конвекторов и
др.) дополнительно к системе центрального отопления, в котором
часто нет необходимости, если выполнить простейшие мероприятия, а
именно: своевременно подготовить окна к зиме, привести в порядок
до наступления холодов оконные задвижки, покрыть полы толстыми
коврами или половиками, расставить мебель так, чтобы не
препятствовать циркуляции теплого воздуха от отопительных
приборов, гардины должны быть не очень длинными, чтобы не
закрывать батареи центрального отопления, убрать лишнюю краску с
отопительных приборов.
Многие считают, что экономия воды - это другая проблема, не
относящаяся к электроэнергии. На самом же деле, экономя воду, мы
дополнительно экономим электроэнергию. Вода не сама приходит в
наши многоэтажные дома. Мощные насосы, приводимые в движение
электрическими моторами, поднимают воду на нужную высоту.
Водоснабжение
Обращает на себя внимание высокий уровень удельного
водопотребления в России - более 400 л/чел./сут. Приборы учета
расхода воды необходимо иметь в каждой квартире, причем желательно
использовать высокоточные домовые водосчетчики. Это непреложное
условие формирования энергосберегающей мотивации у населения. При
их установке и прохождении череды согласований владельцы квартир
уже платят не по нормативам потребления коммунальных услуг, а по
тарифам на коммунальные услуги.
При наличии приборов учета появляется потребность в освоении
приемов снижения расходов воды. Начнем с традиционных приемов:
1. Если Вы пользуетесь ванной, для этого требуется обычно до
150 литров воды. В случае использования душа расход воды примерно
равен 10 литрам в минуту.
2. Следите за исправностью санитарно-технических устройств. Не
оставляйте открытыми краны. Здесь потери могут быть от 20 литров
до 2 м3 в сутки.
Следует активно осваивать технические приемы по экономии воды:
- применение смесителей с одной ручкой, термостатических
смесителей и т.п.;
- использование надежной водоразборной арматуры, уменьшающей
утечки воды (арматура с керамическими уплотнениями, с сетками из
нержавеющей стали, клапанами из синтетических уплотнителей и др.);
- установка смывных бачков рационального объема (4 - 6 л),
двойного смыва (3 - 6 л).
Отопление
Отопление - самая крупная составляющая той части семейного
бюджета, которая идет на оплату энергоносителей.
Наиболее целесообразный вариант перехода на оптимизацию систем
отопления в квартире - это установка теплосчетчика, который
предназначен для определения количества теплоты и измерения массы
и параметров теплоносителя.
Целесообразна установка теплосчетчика, обладающего способностью
реализовать функции управления. Тогда появляется возможность
устанавливать и автоматически поддерживать температуру при
отсутствии жильцов.
Приведем основные из простейших приемов эффективного
использования отопительных приборов:
- укрытие отопительного прибора декоративными плитами, шторами
- снижение теплоотдачи на 10 - 12%;
- окраска отопительного прибора цинковыми белилами - увеличение
теплоотдачи на 2,5%;
- окраска масляной краской - снижение теплоотдачи на 6,5% (для
чугунного радиатора еще больше, до 13%);
- установка отражателей за отопительным прибором (например, в
виде отражающей изоляции типа алюминиевой фольги) увеличивает
эффективность работы отопительного прибора на 20 - 30%;
- промывка отопительной системы перед отопительным сезоном
может повысить эффективность ее работы на 15 - 40%;
- мебель в комнатах дома надо расставить так, чтобы не было
препятствий циркуляции теплого воздуха от батарей.
Поддержание температуры в доме выше норматива всего на 1 -С
увеличивает расходы тепла на 4 - 6%. То есть перетоп в 1 -С за
отопительный период на каждые 100 м2 общей площади дома обходится
в 250 руб.
Уровень материального благополучия любого общества определяется
во многом умением населения рационально использовать энергию. К
сожалению, большинство жителей России не обладает в достаточной
мере этими навыками, кроме того, отсутствует законодательно-
нормативная основа мотивации населения к энергосбережению. Поэтому
необходимо формирование в нашем обществе цивилизованных условий,
вынуждающих каждого экономно пользоваться энергией независимо от
своих возможностей. И одно из обязательных условий здесь -
организация и проведение образовательных программ среди населения.
К приоритетному направлению энергосбережения в г. Ханты-
Мансийске также может относиться составление энергетических
паспортов организаций бюджетной сферы, муниципальных предприятий и
котельных установок.
Энергетические обследования проводятся в целях оценки
эффективности использования организациями топливно-энергетических
ресурсов, определения возможностей ее повышения и затрат на
реализацию энергоэффективных решений.
В ОАО "НТЦ "Энергосбережение" накоплен большой опыт проведения
энергетических обследований потребителей ТЭР.
6. Заключительная часть
6.1. Суммарные показатели эффективности
реализованных энергосберегающих мероприятий
Таблица 6.1
Итоговая таблица
реализации энергосберегающих мероприятий
в г. Ханты-Мансийске
(согласно данным МУ "Комитет по ЖКХ")
-----------------T-----------------T--------------------T--------¬
¦ ¦ Количество ¦ Суммарный ¦ Объем ¦
¦ ¦ внедренных ¦экономический эффект¦финанси-¦
¦ ¦энергосберегающих¦ от внедрения ¦рования ¦
¦ ¦ мероприятий ¦ энергосберегающих ¦ ¦
¦ ¦ ¦ технологий и ¦ ¦
¦ ¦ ¦ энергоэффективного ¦ ¦
¦ ¦ ¦ оборудования ¦ ¦
¦ +-----------------+------------T-------+--------+
¦ ¦шт. ¦тыс. т у. т.¦ тыс. ¦ тыс. ¦
¦ ¦ ¦------------¦ руб. ¦ руб. ¦
¦ ¦ ¦ тыс. кВтч ¦ ¦ ¦
+----------------+-----------------+------------+-------+--------+
¦Всего за весь ¦ 9 ¦ 11121 ¦18345,0¦546530,0¦
¦период ¦ ¦ ----- ¦ ¦ ¦
¦реализации ¦ ¦ 3912 ¦ ¦ ¦
¦энергосберегаю- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦щей Программы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------------+-----------------+------------+-------+--------+
¦В том числе за ¦ 9 ¦ 4448 ¦ 8365,0¦132400,0¦
¦2002 год ¦ ¦ ---- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 1643 ¦ ¦ ¦
L----------------+-----------------+------------+-------+---------
Таблица 6.2
Технико-экономические показатели
реализованных мероприятий
----T------------------T------------T-------T--------T------------------T----T------¬
¦ N ¦ Наименование ¦Наименование¦ Кол-во¦Затраты ¦ Полученный ¦Срок¦ Дата ¦
¦п/п¦энергосберегающего¦ объекта ¦ внед- ¦на внед-¦ суммарный ¦оку-¦ввода ¦
¦ ¦ мероприятия и ¦ ¦ренного¦ рение ¦ экономический ¦пае-¦в экс-¦
¦ ¦ направления ¦ ¦ обору-¦энерго- ¦ эффект от ¦мос-¦плуа- ¦
¦ ¦ энергосбережения ¦ ¦дования¦сберега-¦ внедрения ¦ти, ¦тацию ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ющего ¦энергосберегающего¦лет ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦оборудо-¦ мероприятия ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ вания, +----------T-------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тыс. ¦ т у. т. ¦ тыс. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦--------- ¦ руб. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. кВтч ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦1 ¦Создание городской¦Диспетчер- ¦9 ед. ¦ 22200,0¦ 803 ¦ 3033,0¦ 5,0¦2001 -¦
¦ ¦автоматизированной¦ские службы ¦ ¦ ¦ ---- ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦системы оператив- ¦эксплуати- ¦ ¦ ¦ 2295 ¦ ¦ ¦годы ¦
¦ ¦но-диспетчерского ¦рующих ор- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦управления, учета ¦ганизаций, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦и потребления ¦центрально- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергоресурсов ¦диспетчер- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ские службы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦2 ¦Внедрение частот- ¦Водозабор ¦4 ¦ 1880,0¦ --- ¦ 234,0¦ 4,2¦2001 -¦
¦ ¦ных регуляторов ¦"Северный", ¦ ¦ ¦ 322 ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦ ¦станция 3-го¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦годы ¦
¦ ¦ ¦подъема, КУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦N N 26, 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦3 ¦Автоматизация ¦Муниципаль- ¦63 ед. ¦135000,0¦ 8790 ¦ 8664,0¦16,0¦1999 -¦
¦ ¦отопительных ¦ные КУ - 27 ¦ ¦ ¦ ---- ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦котельных ¦объектов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦годы ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦4 ¦Автоматизированная¦Шкафы ¦99 ¦ 19800,0¦ ---- ¦ 944,0¦11,0¦2000 -¦
¦ ¦система управления¦управления ¦ ¦ ¦ 1295 ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦уличным освещением¦системы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦годы ¦
¦ ¦ ¦телемеханики¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦"Омь-21" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦5 ¦Тепловая изоляция.¦Жилые и ¦75 ¦122500,0¦ 914 ¦ 3800,0¦19,0¦2000 -¦
¦ ¦Увеличение ¦администра- ¦ ¦ ¦ --- ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦термического ¦тив. здания ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦годы ¦
¦ ¦сопротивления ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦конструкций зданий¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦6 ¦Реконструкция ¦Тепловые ¦12 км ¦ 67150,0¦ 614 ¦ 1400,0¦14,0¦2001 -¦
¦ ¦сетей ¦сети, ¦ ¦ ¦ --- ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦теплоснабжения ¦проложенные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦годы ¦
¦ ¦ ¦"труба в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦трубе" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦7 ¦Реконструкция ¦Сети водо- ¦27,6 км¦138000,0¦Увеличение¦ - ¦12,0¦2001 -¦
¦ ¦сетей ¦снабжения из¦ ¦ ¦срока ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦водоснабжения ¦полиэтилено-¦ ¦ ¦службы до ¦ ¦ ¦годы ¦
¦ ¦ ¦вых труб ¦ ¦ ¦50 лет ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦8 ¦Внедрение ¦КНС-7, 19 ¦2 ¦ 35000,0¦ - ¦ 270,0¦10,0¦2002 ¦
¦ ¦автоматизированных¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦
¦ ¦КНС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦9 ¦Внедрение ¦Муниципаль- ¦24 ¦ 5000,0¦ - ¦ - ¦ 6,0¦Май ¦
¦ ¦приборного ¦ные КУ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2002 ¦
¦ ¦контроля и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦года ¦
¦ ¦регулирования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребления воды и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦тепла, организация¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦взаиморасчетов за ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦потребление ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергоресурсов по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦показаниям ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦приборов за счет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦автоматизации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦учета топливно- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергетических ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ресурсов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+------+
¦ ¦Итого ¦ ¦ ¦546530,0¦ 11121 ¦18345,0¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 3912 ¦ ¦ ¦ ¦
L---+------------------+------------+-------+--------+----------+-------+----+-------
Приложение
ПРОТОКОЛ
РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ СОСТАВА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ.
КОТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА N 31
Лицензия N Б 827366 от 23.09.1997
выдана ОАО "НТЦ "Энергосбережение"
региональным управлением
Дата: 26 сентября 2002 года "Уралгосэнергонадзор"
---T-----------------T--------T------T------T------T------T------¬
¦ ¦ Показатель ¦Ед. изм.¦Котло-¦Котло-¦Котло-¦Котло-¦Котло-¦
¦ ¦ ¦ ¦агре- ¦агре- ¦агре- ¦агре- ¦агре- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ гат ¦ гат ¦ гат ¦ гат ¦ гат ¦
¦ ¦ ¦ ¦ N 1 ¦ N 2 ¦ N 3 ¦ N 4 ¦ N 5 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦1 ¦Вид сжигаемого ¦ ¦ Природный газ ¦
¦ ¦топлива ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------T------T------T------T------+
¦2 ¦Эффективность ¦% ¦ ¦ ¦ 90,03¦ ¦ ¦
¦ ¦сгорания <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦3 ¦Температура ¦-С ¦ ¦ ¦162 ¦ ¦ ¦
¦ ¦уходящих газов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦4 ¦Температура ¦-С ¦ ¦ ¦ 16,3 ¦ ¦ ¦
¦ ¦воздуха на входе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в котел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦5 ¦Избыток воздуха ¦Альфа ¦ ¦ ¦ 1,56¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦ ¦Содержание в дым.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦газах: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦6 ¦Кислорода (О2) ¦% ¦ ¦ ¦ 7,5 ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦7 ¦Оксида углерода ¦мг/м3 ¦ ¦ ¦ 4 ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦8 ¦Углекислого газа ¦% ¦ ¦ ¦ 7,6 ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+-----------------+--------+------+------+------+------+-------
Замеры выполнены Альфа - расчетный коэффициент избытка
с использованием воздуха, определенный по формуле
прибора: 20,9
1. Газоанализатор Альфа = -----------, принятой в России.
"Quintox KM-900" (20,9 - О2)
Эффективность сгорания (КПД брутто) = 100% минус потери тепла
уходящих газов, потери на парообразование и на химический недожог
(методика, используемая в Великобритании и США).
Отечественная методика предполагает, что КПД = 100% минус
потери тепла уходящих газов и на химический недожог. Рассчитанный
по такой методике КПД оказывается больше, чем КПД (брутто)
(например, для природного газа на 11%). Поэтому возможны
расхождения с эффективностью сгорания, приведенной в наших
протоколах, и КПД, указанным в режимных картах котлов.
Подробнее написано в руководстве пользователя газоанализатора
КМ 9006.
Замеры выполнил инженер-теплотехник ЛЭО Варенюк О.B.
----------------------------------------------
(должность, подпись, фамилия, имя, отчество)
Приложение
ПРОТОКОЛ
РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ СОСТАВА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ.
КОТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА N 34
Лицензия N Б 827366 от 23.09.1997
выдана ОАО "НТЦ "Энергосбережение"
региональным управлением
Дата: 25 сентября 2002 года "Уралгосэнергонадзор"
---T-----------------T--------T------T------T------T------T------¬
¦ ¦ Показатель ¦Ед. изм.¦Котло-¦Котло-¦Котло-¦Котло-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦агре- ¦агре- ¦агре- ¦агре- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ гат ¦ гат ¦ гат ¦ гат ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ N 1 ¦ N 2 ¦ N 3 ¦ N 4 ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦1 ¦Вид сжигаемого ¦ ¦ Нефть ¦
¦ ¦топлива ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------T------T------T------T------+
¦2 ¦Эффективность ¦% ¦ 75,7 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сгорания <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦3 ¦Температура ¦-С ¦342,8 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦уходящих газов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦4 ¦Температура ¦-С ¦ 9,4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦воздуха на входе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в котел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦5 ¦Избыток воздуха ¦Альфа ¦ 1,74¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦ ¦Содержание в дым.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦газах: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦6 ¦Кислорода (О2) ¦% ¦ 8,9 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦7 ¦Оксида углерода ¦мг/м3 ¦ 53 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦8 ¦Углекислого газа ¦% ¦ 9,1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+-----------------+--------+------+------+------+------+-------
Замеры выполнены Альфа - расчетный коэффициент избытка
с использованием воздуха, определенный по формуле
прибора: 20,9
1. Газоанализатор Альфа = -----------, принятой в России.
"Quintox KM-900" (20,9 - О2)
Эффективность сгорания (КПД брутто) = 100% минус потери тепла
уходящих газов, потери на парообразование и на химический недожог
(методика, используемая в Великобритании и США).
Отечественная методика предполагает, что КПД = 100% минус
потери тепла уходящих газов и на химический недожог. Рассчитанный
по такой методике КПД оказывается больше, чем КПД (брутто)
(например, для природного газа на 11%). Поэтому возможны
расхождения с эффективностью сгорания, приведенной в наших
протоколах, и КПД, указанным в режимных картах котлов.
Подробнее написано в руководстве пользователя газоанализатора
КМ 9006.
Замеры выполнил инженер-теплотехник ЛЭО Варенюк О.B.
----------------------------------------------
(должность, подпись, фамилия, имя, отчество)
Приложение
ПРОТОКОЛ
РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ СОСТАВА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ.
КОТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА N 21
Лицензия N Б 827366 от 23.09.1997
выдана ОАО "НТЦ "Энергосбережение"
региональным управлением
Дата: 26 сентября 2002 года "Уралгосэнергонадзор"
---T-----------------T--------T------T------T------T------T------¬
¦ ¦ Показатель ¦Ед. изм.¦Котло-¦Котло-¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦агре- ¦агре- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ гат ¦ гат ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ N 1 ¦ N 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦1 ¦Вид сжигаемого ¦ ¦ Нефть ¦
¦ ¦топлива ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------T------T------T------T------+
¦2 ¦Эффективность ¦% ¦ ¦ 77,2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сгорания <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦3 ¦Температура ¦-С ¦ ¦343,2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦уходящих газов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦4 ¦Температура ¦-С ¦ ¦ 16,5 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦воздуха на входе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в котел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦5 ¦Избыток воздуха ¦Альфа ¦ ¦ 1,45¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦ ¦Содержание в дым.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦газах: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦6 ¦Кислорода (О2) ¦% ¦ ¦ 6,5 ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦7 ¦Оксида углерода ¦мг/м3 ¦ ¦ 19 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦8 ¦Углекислого газа ¦% ¦ ¦ 10,9 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+-----------------+--------+------+------+------+------+-------
Замеры выполнены Альфа - расчетный коэффициент избытка
с использованием воздуха, определенный по формуле
прибора: 20,9
1. Газоанализатор Альфа = -----------, принятой в России.
"Quintox KM-900" (20,9 - О2)
Эффективность сгорания (КПД брутто) = 100% минус потери тепла
уходящих газов, потери на парообразование и на химический недожог
(методика, используемая в Великобритании и США).
Отечественная методика предполагает, что КПД = 100% минус
потери тепла уходящих газов и на химический недожог. Рассчитанный
по такой методике КПД оказывается больше, чем КПД (брутто)
(например, для природного газа на 11%). Поэтому возможны
расхождения с эффективностью сгорания, приведенной в наших
протоколах, и КПД, указанным в режимных картах котлов.
Подробнее написано в руководстве пользователя газоанализатора
КМ 9006.
Замеры выполнил инженер-теплотехник ЛЭО Варенюк О.B.
----------------------------------------------
(должность, подпись, фамилия, имя, отчество)
Приложение
ПРОТОКОЛ
РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ СОСТАВА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ.
КОТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА N 20
Лицензия N Б 827366 от 23.09.1997
выдана ОАО "НТЦ "Энергосбережение"
региональным управлением
Дата: 26 сентября 2002 года "Уралгосэнергонадзор"
---T-----------------T--------T------T------T------T------T------¬
¦ ¦ Показатель ¦Ед. изм.¦Котло-¦Котло-¦Котло-¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦агре- ¦агре- ¦агре- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ гат ¦ гат ¦ гат ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ N 1 ¦ N 2 ¦ N 3 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ВК-21 ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦1 ¦Вид сжигаемого ¦ ¦ Нефть ¦
¦ ¦топлива ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------T------T------T------T------+
¦2 ¦Эффективность ¦% ¦ 72,8 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сгорания <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦3 ¦Температура ¦-С ¦316,6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦уходящих газов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦4 ¦Температура ¦-С ¦ 11,4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦воздуха на входе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в котел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦5 ¦Избыток воздуха ¦Альфа ¦ 2,01¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦ ¦Содержание в дым.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦газах: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦6 ¦Кислорода (О2) ¦% ¦ 10,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦7 ¦Оксида углерода ¦мг/м3 ¦ 33 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦8 ¦Углекислого газа ¦% ¦ 7,8 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+-----------------+--------+------+------+------+------+-------
Замеры выполнены Альфа - расчетный коэффициент избытка
с использованием воздуха, определенный по формуле
прибора: 20,9
1. Газоанализатор Альфа = -----------, принятой в России.
"Quintox KM-900" (20,9 - О2)
Эффективность сгорания (КПД брутто) = 100% минус потери тепла
уходящих газов, потери на парообразование и на химический недожог
(методика, используемая в Великобритании и США).
Отечественная методика предполагает, что КПД = 100% минус
потери тепла уходящих газов и на химический недожог. Рассчитанный
по такой методике КПД оказывается больше, чем КПД (брутто)
(например, для природного газа на 11%). Поэтому возможны
расхождения с эффективностью сгорания, приведенной в наших
протоколах, и КПД, указанным в режимных картах котлов.
Подробнее написано в руководстве пользователя газоанализатора
КМ 9006.
Замеры выполнил инженер-теплотехник ЛЭО Варенюк О.B.
----------------------------------------------
(должность, подпись, фамилия, имя, отчество)
Приложение
ПРОТОКОЛ
РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ СОСТАВА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ.
КОТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА N 36Б
Лицензия N Б 827366 от 23.09.1997
выдана ОАО "НТЦ "Энергосбережение"
региональным управлением
Дата: 26 сентября 2002 года "Уралгосэнергонадзор"
---T-----------------T--------T------T------T------T------T------¬
¦ ¦ Показатель ¦Ед. изм.¦Котло-¦Котло-¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦агре- ¦агре- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ гат ¦ гат ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ N 1 ¦ N 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ КВЖ ¦ КВЖ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦1 ¦Вид сжигаемого ¦ ¦ Нефть ¦
¦ ¦топлива ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------T------T------T------T------+
¦2 ¦Эффективность ¦% ¦ 59,6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сгорания <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦3 ¦Температура ¦-С ¦279,9 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦уходящих газов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦4 ¦Температура ¦-С ¦ 11,9 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦воздуха на входе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в котел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦5 ¦Избыток воздуха ¦Альфа ¦ 3,80¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦ ¦Содержание в дым.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦газах: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦6 ¦Кислорода (О2) ¦% ¦ 15,4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦7 ¦Оксида углерода ¦мг/м3 ¦123 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-----------------+--------+------+------+------+------+------+
¦8 ¦Углекислого газа ¦% ¦ 4,1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(СО2) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--+-----------------+--------+------+------+------+------+-------
Замеры выполнены Альфа - расчетный коэффициент избытка
с использованием воздуха, определенный по формуле
прибора: 20,9
1. Газоанализатор Альфа = -----------, принятой в России.
"Quintox KM-900" (20,9 - О2)
Эффективность сгорания (КПД брутто) = 100% минус потери тепла
уходящих газов, потери на парообразование и на химический недожог
(методика, используемая в Великобритании и США).
Отечественная методика предполагает, что КПД = 100% минус
потери тепла уходящих газов и на химический недожог. Рассчитанный
по такой методике КПД оказывается больше, чем КПД (брутто)
(например, для природного газа на 11%). Поэтому возможны
расхождения с эффективностью сгорания, приведенной в наших
протоколах, и КПД, указанным в режимных картах котлов.
Подробнее написано в руководстве пользователя газоанализатора
КМ 9006.
Замеры выполнил инженер-теплотехник ЛЭО Варенюк О.B.
----------------------------------------------
(должность, подпись, фамилия, имя, отчество)
ДЕПАРТАМЕНТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
628006, г. Ханты-Мансийск, ул. Мира, 5, Телефон: (34671) 9-24-20
Ханты-Мансийский автономный округ, Факс: (34671) 9-21-02
Тюменская обл.
E-mail: econ@hmansy.wsnet.ru
------------------------------------------------------------------
Исх. N 1307 15.05.2003
Мэру города Ханты-Мансийска
г-ну Судейкину В.М.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ПО ПРОГРАММЕ ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ
ГОРОДА ХАНТЫ-МАНСИЙСКА НА 2003 - 2007 ГОДЫ
Разработанная Программа энергосбережения включает мероприятия
по установке приборов учета тепловой энергии, воды и газа,
создание автоматизированной системы управления жизнеобеспечения
города, а также реконструкцию инженерных сетей со сроком
реализации до 2007 года.
Департамент экономической политики автономного округа считает
возможным производить финансирование данной Программы ежегодно в
пределах выделяемых ассигнований согласно распоряжению
Правительства автономного округа N 170-рп от 13 апреля 2001 года.
Директор Департамента
Л.Т.СЕМЕШКО
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ
(Тюменская область)
УПРАВЛЕНИЕ ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОГО ХОЗЯЙСТВА
Ханты-Мансийского автономного округа
628007, Тюменская область,
Ханты-Мансийский округ, Телефон 3-34-59
г. Ханты-Мансийск, ул. Строителей, 115 Факс 3-26-23
Исх. N 14
10.01.2003
Председателю Комитета
по ЖКХ г. Ханты-Мансийска
Сафонову С.И.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
НА РАЗРАБОТАННУЮ ПРОГРАММУ ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ
ГОРОДА ХАНТЫ-МАНСИЙСКА НА 2003 - 2007 ГОДЫ
Управление жилищно-коммунального хозяйства автономного округа
согласовывает Программу энергоресурсосбережения города Ханты-
Мансийска.
Предложенная Программа включает мероприятия по реконструкции и
снижению теплопотерь в инженерных сетях путем перехода на
современные тепловые сети с пенополиуретановой изоляцией и
использование в водопроводных сетях полиэтиленовых труб, создание
автоматизированной системы управления жизнеобеспечения города,
утепление наружных ограждений конструкций жилых домов, перевод
котельных установок с жидкого топлива на более экономичное и
дешевое топливо - газ с применением современного оборудования, а
также установку приборов учета и регулирования тепловой и
электрической энергии, воды, газа со сроком реализации на 2003 -
2007 годы. Основные технические и экономические параметры
технического задания выдержаны.
Предлагаем мероприятия согласно разделу 3.6 (пункты 4, 7, 10)
осуществить за счет средств капитального вложения.
Начальник Управления
А.А.ТИТОВ
|
