озерск тепло
TRANSCRIPT
2014 2029 с по год
СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ОЗЕРСКОГО ГОРОДСКОГООКРУГА
Постановлением к разработке схемы теплоснабжения служит Федеральный закон Российской Федерации от 27 июля 2010 г. №
190-ФЗ «О теплоснабжении»
Схема разработана в соответствии с положениями Постановления Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. №
154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения»
Схема теплоснабжения разрабатывается на основании муниципального контракта с управлением жилищно-
коммунального хозяйство Озерского городского округа
НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
На территории городского округа расположено 3 системы теплоснабжения:
1. Аргаяшская ТЭЦ + Пиковая котельная
на балансе «Урал» ОАО «Фортум»
2. Блочная котельная Медгородок на балансе ММПКХ
3. Котельная пос. Метлино на балансе ММПКХ
СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ
В зоне действия Аргаяшской ТЭЦ и пиковой водогрейной котельной имеется дефицит мощности равный 18,56 Гкал/час,
что составляет 3,59% от тепловой мощности нетто источников тепловой энергии. С дальнейшим ростом
перспективной нагрузки дефицит будет расти.
СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРОБЛЕМЫ В СФЕРЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
300.00
350.00
400.00
450.00
500.00
550.00
18.56
521.00
Установленная тепловая мощность оборудования
Дефицит, Гкал/час
Также помимо дефицита на источнике наблюдаются следующие проблемы:
Износ сетей и тепловой изоляции приводит к ненормативным тепловым
потерям и отказам в сетях.
Гидравлическим расчетом выявлен дефицит пропускной способности в
магистральных сетях АТЭЦ
Фактический температурный график не соответствует расчетному
Наблюдается недостаточный напор у некоторых потребителей
ИТП находятся в неудовлетворительном состоянии
Значительный износ основного оборудования котельной Метлино
СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРОБЛЕМЫ В СФЕРЕ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
1 Вариант развития предполагает:
Сохранение Аргаяшской ТЭЦ как основного источника теплоснабжения Озерска
Строительство БМК в пос. Метлино
Строительство паровой БМК для здания 15
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ВАРИАНТЫ РАЗВИТИЯ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
2014 2015 2016 2017 2018 2019-2023
2024-2029-100
0
100
200
300
400
500
600
700Присоединенная нагрузка Резерв("+")/ Дефицит("-")
Расчетный периодра
спо
ла
гае
ма
я
мо
щн
ост
ь,
гка
л/ч
ас
2 Вариант развития предполагает: Отказ от Аргаяшской ТЭЦ, основным источником тепловой энергии будет проектируемая
Городская котельная 450 Гкал/час и Пиковая котельная
Строительство БМК в пос. Метлино, Татыш и мкрн. Заозерный
Строительство паровой БМК для здания 15
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ВАРИАНТЫ РАЗВИТИЯ
СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
2014 2015 2016 2017 2018 2019-2023
2024-2029
-100
0
100
200
300
400
500
600
700Присоединенная нагрузка
Резерв("+") / Дефицит ("-")
Расчетный период 2018 2019-2023 2024-20290
100
200
300
400
500
600 Присоединенная нагрузка
Резерв("+")/ Дефицит("-")
Расчетный период
Балансы тепловой мощности в зоне действия Городской котельной и Пиковой
водогрейной котельной
Балансы тепловой мощности в зоне действия Аргаяшской ТЭЦ ( 2017 )и Пиковой водогрейной котельной до года
0
20
40
60
80
100
120
140
160
t 1 t2
ТЕПЛОВОЙ ГРАФИК РАБОТЫ СЕТЕЙ НА 2014-
2029 Г.Г.
Вариант 1Полезный отпуск - 1 292 064 Гкал/год
Потери в тепловых сетях – 177 397 Гкал/год
Годовой расход топлива на производство тепловой энергии – 227,04 тыс т.у.т.
Вариант 2Полезный отпуск - 1 292 064 Гкал/год
Потери в тепловых сетях – 102 132 Гкал/год
Годовой расход топлива на производство тепловой энергии – 246,53 тыс т.у.т.
Экономические показателиВариант 1
Инвестиционные затраты – 7 629 млн. руб.
Тариф на тепловую энергию на 2029 год – 1534 руб./Гкал
Вариант 2Инвестиционные затраты – 8 017 млн. руб.
Тариф на тепловую энергию на 2029 год – 1704 руб./Гкал
КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ДИНАМИКА ТАРИФОВ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ
-190 Согласно с Фз приоритетней использование комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения
Срок окупаемости обоих предложенных вариантов выходит за пределы периода действия схемы теплоснабжения
Инвестиционные затраты при реализации варианта 1 ниже на 0,388 млн. руб.
Тариф на тепловую энергию в 2029 году при реализации варианта 1 ниже на 10%, чем при реализации варианта 2 ( в том числе за счет снижения затрат на топливо при комбинированной выработке тепловой энергии)
Тепловые потери в тепловых сетях при реализации варианта 2 меньше на 75 265 Гкал/год (42%)
ВЫВОД