Размещено на http://www.allbest.ru/

Опыт эксплуатации открытой системы централизованного теплоснабжения Обнинска

Ю.И. Юрков,

В.С. Литвинов

Обнинское муниципальное предприятие "Теплоснабжение" было учреждено постановлением администрации города Обнинска в 1992 г.

До 1992 г. предприятие входило в состав градообразующего Физико-энергетического института структурным подразделением - цехом теплоснабжения.

В настоящее время МП "Теплоснабжение" обеспечивает централизованным теплоснабжением (ЦТ) население города численностью 105 тыс. чел.

В состав предприятия входит котельная установленной мощностью 602 Гкал/ч и тепловые сети протяженностью 126 км (здесь и далее протяженность трубопроводов указана в двухтрубном исчислении). Протяженность тепловых сетей сторонних потребителей составляет 24 км, таким образом общая протяженность теплосетей - 150 км. Протяженность паропроводов 7,4 км.

В составе МП "Теплоснабжение" имеются следующие производственные участки: котельный, участок химводоподготовки, электротехнический, участок тепловых сетей, автотранспортный и центральная ремонтная мастерская.

Численность персонала составляет 230 чел.

Предприятие покрывает 90% потребностей жилищно-коммунального сектора и объектов соцкультбыта города в тепловой энергии, остальные 10% покрываются ТЭЦ Физико-энергетического института.

Особенности работы источника тепла

Котельная предприятия установленной тепловой мощностью 602 Гкал/ч предназначена для выработки тепловой энергии в виде горячей воды и пара на нужды теплоснабжения. Часть пара в количестве около 5 т/ч отпускается производственным потребителям без возврата конденсата.

Котельная предприятия строилась в три очереди.

Первая очередь с тремя котлами ПТВМ-50 и двумя котлами ДКВР-20-13 была введена в эксплуатацию в 1971-1972 гг., вторая очередь с тремя котлами КВГМ-100 и двумя котлами ДЕ-25-14ГМ - в 1980-1982 гг, третья очередь с котлом КВГМ-100 введена в эксплуатацию в 2008 г. В настоящий момент все эти котлы находятся в эксплуатации, при этом один из котлов КВГМ-100 запроектирован как резервный.

Водогрейные котлы КВГМ-100 ст. № 8, 9, 10, смонтированные в начале 1980-х гг. по проекту института "Сантехпроект", укомплектованы двумя дутьевыми вентиляторами ВД-15,5, которые не обеспечивают требуемый расход воздуха для сжигания топлива при теплопроизводительнос- ти 100 Гкал/ч. В связи с этим по результатам режимно-наладочных испытаний максимальная теплопроизводительность этих котлов ограничена на уровне 85-87 Гкал/ч.

Основным топливом для котлов является природный газ с низшей теплотой сгорания 8060 ккал/нм 3, резервным топливом - топочный мазут марки 40 и 100.

Для сжигания топлива котлы КВГМ-100 ст. № 8, 9,10 были оборудованы газомазутными горелками РГМГ-30 с ротационными форсунками для сжигания мазута. Однако в ходе пусконаладочных работ выяснилась ненадежная работа ротационных форсунок. Было принято решение о замене ротационных форсунок в горелках на паромеханические конструкции фирмы ОРГРЭС. Дальнейшая эксплуатация котлов КВГМ-100 ст. № 8, 9, 10 при сжигании мазута с паромеханическими форсунками показала их надежность и удовлетворительное качество сжигания жидкого топлива. теплоснабжение энергия котел

На котле КВГМ-100 ст. № 11, введенном в эксплуатацию в 2008 г., установлены горелки ПГМГ-40 с паромеханическими форсунками ФПМ-4600.

Удаление с труб конвективной части котлов КВГМ-100 сыпучих, рыхлых и связанных золовых отложений осуществляется устройством газоимпульсной очистки.

Водогрейные котлы ПТВМ-50 эксплуатируются только на газе из-за отсутствия эффективной системы очистки конвективной части от золовых отложений.

За время эксплуатации (начиная с 1972 г.) котлы ПТВМ-50 в 1992-1994 гг. были капитально отремонтированы с заменой топочных экранов и конвективной части. Сегодня установленный заводом-изготовителем срок службы 20 лет котлов уже заканчивается.

Паровые котлы ДКВР-20-13 и ДЕ-25-14ГМ используются в тепловой схеме котельной для деаэрации питательной и подпиточной воды, для разогрева и хранения мазута, а также для подачи пара сторонним потребителям.

Ограничения по газу со стороны газоснабжающей организации в периоды похолоданий покрываются совместным сжиганием газа и мазута в котлах КВГМ-100 по схеме "одна горелка на газе - две на мазуте", или "две на газе - одна на мазуте".

Для совместного сжигания газа и мазута выполнена корректировка проекта, проведены режимно-наладочные испытания, составлены режимные карты.

Первоначально, для первой очереди котельной мазут был предусмотрен в качестве аварийного топлива, при проектировании второй очереди котельной с котлами КВГМ-100 мазут предусмотрен в качестве резервного топлива.

В настоящее время газоснабжение котельной осуществляется от двух отдельно стоящих газорегуляторных пунктов (ГРП-1, ГРП-2). Причем от ГРП-1 газ низкого и среднего давления подается к котлам первой очереди ПТВМ-50 № 1, 2, 3 и к котлам ДКВР-20-13 № 4, 5. От ГРП-2 газ подается ко всем котлам. В ГРП-1 установлено три нитки редуцирования газа, в ГРП-2 - пять ниток. Проектное входное давление газа ^6 кгс/см 2, фактическое 2-4 кгс/см 2.

Существующее мазутное хозяйство состоит из двух мазутонасосных, трех резервуаров для хранения мазута емкостью по 3000 м 3 каждый и двух резервуаров единичной емкостью по 700 м 3. Для слива мазута из железнодорожных цистерн мазутное хозяйство оборудовано двумя сливными эстакадами, одна на 4 вагон-цистерны, другая на 10 вагон-цистерн.

Из мазутонасосной № 1 мазут с давлением до 25 кгс/см 2 подается на котлы ДКВР-20-13 № 4, 5 и котлы ДЕ-25-14ГМ № 6, 7, из мазутонасосной № 2 мазут с давлением до 10 кгс/см 2 подается к котлам КВГМ-100 № 8, 9, 10, 11.

Общий нормативный запас мазута составляет 7050 т.

За последние годы проведена экспертиза промышленной безопасности двух ГРП, внутренних газопроводов котельной, мазутных резервуаров. По результатам экспертизы промышленной безопасности был выполнен капитальный ремонт двух мазутных резервуаров объемом 3000 м 3 с заменой днища и вертикальной стенки на высоту 500 мм. По всем объектам топливного хозяйства получено положительное заключение экспертизы промышленной безопасности в органах Ростехнадзора.

Химводоподготовка

Система химводоподготовки котельной предназначена для обработки артезианской воды для подпитки теплосети с открытым водоразбором и для питания паровых котлов.

Химводоподготовка имеет две автономные части: ХВО-1 и ХВО-2. Проектная мощность ХВО-1 - 320 м 3/ч, ХВО-2 - 470 м 3/ч. Исходная артезианская вода имеет высокую жесткость и солесодержание, средние значения которых составляют: жесткость общая - 7,3 мг-экв/дм 3, солесодержание - 320 мг/дм 3.

В последние годы в исходной воде увеличилось содержание железа до 0,5 мг/л против 0,3 мг/л по норме.

Приготовление подпиточной воды на ХВО-1 осуществляется по следующей схеме: подогрев исходной воды до 20-30 ОС - фильтры обезжелезивания - H-катионитовые фильтры с голодной регенерацией - декарбонизация - Na-катионитовые фильтры 1-й ступени - деаэрация.

Приготовление подпиточной воды на ХВО-2 осуществляется по схеме: подогрев исходной воды до 20-30 ОС - фильтры обезжелезивания - H-катионитовые фильтры с голодной регенерацией - буферные фильтры - декарбонизация - деаэрация.

Отличие схемы ХВО-1 от схемы ХВО-2 заключается в наличии в схеме ХВО-1 Nа-катионитовых фильтров, что позволяет получать подпиточную воду с карбонатным индексом равным 10,2 мг-экв/л.

Приготовление питательной воды для паровых котлов обеспечивается обработкой химочищенной воды после Н-катионитовых фильтров на Nа-катионитовых фильтрах 1-й и 2-й ступени.

Начиная с 2005 г. оборудование химводоподготовки постоянно подвергается реконструкции, которая заключается в следующем:

¦ производится замена нижних распределительных устройств в фильтрах на распределительные устройства с щелевыми колпачками из нержавеющей стали;

¦ замена сульфоугля на ионообменную смолу Amberlite JRC86 в H-катионитовых фильтрах и на смолу Amberlite JR 120Na в Na-катионитовых фильтрах;

¦ покрытие внутренней поверхности фильтров антикоррозионным материалом;

¦ установка на фильтрах расходомеров типа УРЖК и концентратомеров на трубопроводах регенерации фильтров;

¦ установка на подогревателях исходной воды электронного преобразователя солей жесткости серии "Термит М-320";

¦ замена декарбонизаторов производительностью 250 м 3/ч на новые.

Перечисленные мероприятия, а также проведение режимно-наладочных работ в установленные сроки позволяют обеспечивать водно-химический режим в соответствии с режимными картами и требованиями нормативных документов, увеличить фильтроцикл в 2-3 раза, снизить расходы воды на собственные нужды в 1,5-2 раза, поддерживать удельный расход кислоты на уровне 0,24-0,26 кг/м 3.

Тепловые сети

Тепловая сеть предприятия двухтрубная, кольцевая с резервирующими перемычками с зависимым (90%) и независимым (~10%) присоединением потребителей тепловой энергии.

Прокладка тепловой сети следующая: в непроходных каналах - около 80%; транзитом через подвалы жилых домов - примерно 15%; надземная прокладка на железобетонных опорах - около 5%.

Для теплоизоляции в основном применены плиты минераловатные с покровным слоем из стеклопластика, оцинкованной стали или тонколистового алюминия для надземной прокладки. В последние годы для капитального ремонта тепловых сетей и нового строительства применяются предварительно изолированные трубы с пенополимерминеральной изоляцией (ППМ).

Большая часть каналов тепловой сети имеет дренаж. При нормативном сроке службы тепловых сетей 30 лет, фактический срок службы большинства из них составляет: от 25 до 30 - 15%; свыше 30 лет - 51%;

Протяженность тепловой сети до наиболее удаленного потребителя составляет 6,5 км.

Компенсация тепловых удлинений трубопроводов осуществляется П-образными компенсаторами и поворотами трубопроводов.

Имеется два сальниковых компенсатора на теплосети Ду 700 мм.

Особенностью гидравлического режима работы тепловых сетей является значительная разница отметок земли, на которых расположены котельная и потребители "старой" части города. Разница в отметках достигает 25-30 м.

Температурный график теплосети 150/70 ОС.

Потребителями тепловой энергии являются жилые, общественные и производственные здания, системы отопления которых присоединены по зависимой схеме, как правило, через элеваторы конструкции ВТИ, Мосэнерго. Горячее водоснабжение (ГВС) осуществляется по открытой схеме.

Последние пять лет технические условия на подключение вновь строящихся объектов выдаются заказчикам на подключение системы ГВС по закрытой схеме.

Периодически МП "Теплоснабжение" проводит работы по наладке и регулировке системы теплоснабжения города с привлечением специализированной наладочной организации. Последний раз такая работа была проведена в период с 2008-2009 гг., в результате выполнения которой был разработан гидравлический режим работы системы теплоснабжения города на ближайшие 5-7 лет, т.к. ежегодно дополнительно подключаемая нагрузка не превышает 5 Гкал/год.

Согласно разработанному гидравлическому режиму заданы следующие контрольные параметры:

¦ давление в подающем трубопроводе на выходе из котельной - 8 кгс/см 2;

2,5 - давление в обратном трубопроводе теплосети - 2,5 кгс/см 2;

¦ расход в подающем трубопроводе на выводах котельной при среднечасовой подпитке 615 т/ч должен составлять 5850 т/ч, фактический расход составляет около 6200 т/ч.

Температурный график теплосети 150/70 ОС с точкой излома 65 ОС при температуре наружного воздуха +4 ОС.

Регулирование отпуска тепловой энергии качественное. В осенне-весенние переходные периоды применяется качественно-количественное регулирование отпуска тепловой энергии.

В летний межотопительный период давление в подающем трубопроводе поддерживается на уровне 5,5 кгс/см 2, в обратном трубопроводе - 4,5 кгс/см 2, расход сетевой воды составляет 1900-2200 т/ч.

Максимальная температура сетевой воды в отопительном сезоне 2010-2011 гг. составила 120 ОС и была ограничена отсутствием у потребителей работающих регуляторов температуры на ГВС. При этом среднесуточная температура сетевой воды в течение отопительного сезона выдерживалась по графику с отклонением ±3%.

Подключенная нагрузка по договорам на отпуск тепловой энергии с учетом собственных нужд и потерь в тепловых сетях составляет 463 Гкал/ч.

При этом необходимо отметить, что договорная вентиляционная нагрузка на протяжении многих лет используется примерно на 45%.

В соответствии с заявками строительного комплекса администрации г. Обнинска сформирован перечень объектов для подключения к системе ЦТ предприятия на ближайшие годы - до 2015 г Планируемая тепловая нагрузка подключаемых новых объектов должна составить 90 Гкал/ч.

Эти объекты включены в инвестиционную программу предприятия по развитию системы ЦТ.

О мероприятиях по повышению энергоэффективности

На МП "Теплоснабжение" непрерывно разрабатываются и внедряются мероприятия, позволяющие снижать затраты на производство и реализацию тепловой энергии. Такие мероприятия разрабатываются в ноябре-декабре месяце на последующий год, планируются материальные затраты, составляется сметная документация совместно с подрядными организациями и реализуются, как правило, во 2-3-м кварталах.

Мероприятия в основном направлены на повышение надежности и энергоэффективности работы котельной и тепловых сетей, а также на энергосбережение.

Реализация мероприятий позволяет поддерживать удельные расходы условного топлива на выработку тепловой энергии на уровне 158-160 кг у.т./Гкал, что, в свою очередь, положительным образом сказывается на себестоимости тепловой энергии (при топливной составляющей около 60%), которая на сегодня одна из самых низких в Калужской области.

Из внедренных за последние годы мероприятий можно отметить следующие.

1. Проведена реконструкция систем газопотребления котлов ДКВР-20-13 № 4, 5 с установкой быстродействующих отсечных клапанов перед каждой горелкой и общего перед котлом. В рамках реконструкции осуществляется полуавтоматический розжиг котлов.

2. Установлены частотно-регулируемые приводы (ЧРП) к двигателям подпиточных насосов и к двигателям насосов сырой воды (планируется установка ЧРП на двигатели насосов химочищенной воды, сетевой воды и на дымососы котлов КВГМ-100).

3. С привлечением специалистов ВТИ внедряется консервация котлов КВГМ-100 осушенным воздухом.

4. Внедрена схема контроля воздуха по содержанию метана и угарного газа в котельном зале.

5. Ведется химическая очистка водогрейных котлов моющим раствором "Дескалер 30" и механическая очистка внутренних поверхностей нагрева паровых котлов ДКВР-20-13 и ДЕ-25-14 с использованием устройства "СТОК". Реализованы также различные мероприятия по модернизации системы ХВО, о чем уже говорилось выше.

6. Проведена замена части кожухотрубных подогревателей химочищенной воды и охладителей деаэрированной воды на пластинчатые теплообменники.

7. Дважды с интервалом в два года проводилась аэротепловизионная съемка состояния тепловых сетей. Результаты съемки используются для выявления дефектных участков тепловых сетей.

8. При замене трубопроводов тепловой сети и при новом строительстве применяются трубы в ППМ изоляции заводской готовности.

9. Внедрена программа гидравлического расчета тепловых сетей "Теплоэксперт".

10. Налажен коммерческий учет природного газа, сетевой воды, сырой воды, подпиточной воды, промливневых стоков.

11. Ведутся работы по автоматизации дистанционного съема данных с теплосчетчиков, установленных у потребителей и работы по автоматической обработке показаний приборов учета потребителей.

Внедрение вышеуказанных мероприятий позволило:

¦ привести системы газопотребления котлов в соответствие с требованиями Правил ПБ 12-529-03, значительно повысив тем самым надежность и безопасность котлов при розжиге;

¦ снизить потребление электроэнергии подпиточными насосами в 1,8 раза, насосами сырой воды в 2,5 раза;

¦ защитить внутренние поверхности нагрева котлов КВГМ-100 от язвенной и атмосферной коррозии на период простоя котлов и тем самым увеличить срок службы котлов;

¦ обеспечить надежный контроль воздушной среды помещения котельной;

¦ поддерживать высокий КПД котлов на уровне 92-93%, в том числе за счет снижения отложений накипи на внутренних поверхностях нагрева котлов при регулярных очистках;

¦ с большой точностью выявлять участки тепловой сети с повышенными тепловыми потерями, с неудовлетворительной теплоизоляцией.

В рамках выполнения Федерального закона от г. № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергоэффективности..." на предприятии проведено энергетическое обследование специализированной организацией, составлен энергетический паспорт предприятия.

С участием Администрации города начата работа по разработке комплексной схемы энергоснабжения города на период до 2025 г

Взаимоотношения с потребителями

При содействии ОАО "Центр муниципальной экономики" была разработана и утверждена инвестиционная программа по развитию системы теплоснабжения г. Обнинска на 2010-2012 гг Постановлением главы администрации была установлена плата за подключение новых объектов, однако с выходом Федерального закона от 27.07.2010 г. № 190- ФЗ "О теплоснабжении" изменился порядок утверждения инвестиционных программ. В связи с этим плата за подключение была отменена.

Ежегодно, в установленном порядке, планово-экономическая служба МП "Теплоснабжение" готовит расчеты по установлению тарифа на тепловую энергию для утверждения в Министерстве конкурентной политики и тарифов Калужской области в связи с изменением цен на природный газ и электроэнергию. К сожалению, вместо экономически обоснованных затрат на производство тепловой энергии затраты в тарифе утверждаются не выше предельного роста, установленного ФСТ России.

МП "Теплоснабжение" имеет 477 договоров на отпуск тепловой энергии потребителям, из них 12 договоров с управляющими компаниями. Отношения с управляющими компаниями сложные из-за большой задолженности предприятию денежных средств за потребленную тепловую энергию. Спорные моменты в основном приходится решать в арбитражных судах.

Значительное внимание уделяется работе с потребителями, формированию у них надлежащего отношения к содержанию систем теплопотребления объектов, соблюдению режимов теплопотребления. Для этого предусмотрены соответствующие разделы в договорах энергоснабжения. Осуществляются периодические проверки содержания объектов работниками отдела энергосбыта и энергонадзора. Немалую роль в этой работе играет сформированная при коммунальном комплексе Администрации города и постоянно действующая Комиссия по контролю подготовки объектов жизнеобеспечения и жилого фонда к работе в отопительный период.

В итоге, из года в год происходит снижение расхода подпиточной воды (рис. 1), в т.ч. объемов ночной подпитки (рис. 2), общего объема используемой исходной воды (рис. 3), уменьшается температура сетевой воды в обратном трубопроводе (которая завышена и не соответствует температурному графику).

Как и большинство теплоснабжающих предприятий, наибольшие сложности МП "Теплоснабжение" испытывает во взаимоотношениях с управляющими компаниями и в вопросах тарифного регулирования.

С апреля 2008 г. наше предприятие имеет дело с частными управляющими компаниями (сейчас их 12). Совокупный годовой оборот по ним составляет 520 млн руб. МП "Теплоснабжение" ведет расчеты с компаниями по факту отпуска тепловой энергии с котельной, а компании со своими потребителями, прежде всего с населением, - по нормативам (которые рассчитаны по средней за отопительные месяцы температуре, равной, в соответствии со СНиП, -3,02 ОС). Поскольку средние фактические температуры наружного воздуха за несколько последних отопительных периодов оказались заметно выше расчетных (+1,81 ОС в 2008 г; -0,2 ОС в 2009 г; -1,65 ОС в 2010 г), то управляющие компании имели значительные объемы средств, излишне взятых со своих потребителей. Но при этом за 3 года просроченная задолженность управляющих компаний перед МП "Теплоснабжение" за полученную тепловую энергию и горячую воду выросла с 2 до 110 млн руб.

Мы считаем, что было бы более правильным делать ежемесячные корректировки начислений населению на фактические объемы тепловой энергии, поставленные ресурсоснабжающими предприятиями (с учетом, конечно, фактических температур наружного воздуха, чтобы не было соблазнов завышать нагрев теплоносителя).

Необходимо сохранить норму, по которой ресурсоснабжающее предприятие могло бы вводить ограничения в поставке тепловой энергии на нужды ГВС (вплоть до полного прекращения ГВС) в отношении потребителей, включая управляющие компании, имеющих значительные объемы задолженности.

Не будет большим открытием сказать, что в вопросах установления тарифов на тепловую энергию и соответствующих нормативов органы регулирования все более отходят от их экономического обоснования. В отношении, например, нашего предприятия орган регулирования применил "отдельную" методику расчета нормативов на ГВС, ибо если считать как всем, то наш норматив придется увеличить (ибо он занижен), а это противоречит "линии". У нас в расчете тарифа на ГВС заложена температура подогрева воды в 60 ОС, а в расчете норматива той же горячей воды - +75 ОС.

Требует объективного, а не формального, учета влияния на тарифы на тепловую энергию стоимости используемого природного газа и электроэнергии. Например, тариф на 2010 г для МП "Теплоснабжение" был утвержден с ростом к предыдущему году в 14,73%. Поскольку доля газового топлива и электроэнергии в себестоимости тепловой энергии предприятия велика, то рост их стоимости дал рост тарифу на тепловую энергию в 14,62%. Таким образом, рост собственных затрат для МП "Теплоснабжение" был определен в 0, 1% (при прогнозной величине инфляции в 7%).

Эффективность теплоснабжающего предприятия можно оценить по одному из таких показателей, как расход условного топлива на единицу отпущенной в сеть тепловой энергии (при условии удовлетворительного состояния тепловых сетей). У МП "Теплоснабжение" он составляет 158 кг у.т./Гкал. Можно было бы при расчете затрат, используемых в обоснование тарифов, оперировать неким базовым для региона показателем удельной нормы отпуска. Допустим, в регионе в среднем по теплоснабжающим предприятиям удельная норма отпуска составляет 175 кг у.т./Гкал. Закладывается в расчет затрат некое базовое значение (определенное органом регулирования), например, 170 кг у.т./Гкал. Тогда предприятия, у которых этот показатель ниже 170 кг у.т./Гкал, при установлении тарифа получат некоторые дополнительные средства. У кого же этот показатель выше базового значения, окажутся в ситуации некоторой недостаточности средств, что побудит их искать пути повышения эффективности своей работы.

С учетом сказанного, нам видится правильность внедрения следующих предложений.

1. При утверждении тарифов на тепловую энергию устанавливать величину роста собственных (условно-постоянных) затрат предприятия не ниже 70% от значения прогнозного показателя инфляции.

2. Расчет затрат при установлении тарифов по каждому теплоснабжающему предприятию производить на основе так называемого базового для региона значения удельной нормы отпуска тепла.

3. При оценке энергетической эффективности теплоснабжающего предприятия целесообразнее оперировать целевыми показателями, а не показателями динамики.

Размещено на Allbest.ru