Размер:
AAA
Кернинг:
AAAAAA
Цвет: CCC
Изображения Вкл.Выкл.
Обычная версия сайта
Войти
Поиск
Я Курган

Решение Курганской городской Думы от 22.04.2015 № 50 Об утверждении Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа – города Кургана Курганской области на период до 2028 года


Тема:  050.040.000 Коммунальное хозяйство
Тип:  РЕШЕНИЕ КУРГАНСКАЯ ГОРОДСКАЯ ДУМА
Подготовлен в подразделении:  ВНЕШНИЕ КУРГАНСКАЯ ГОРОДСКАЯ ДУМА
Номер:  50
Дата:  22.04.2015
Опубликовано в СМИ:  Курган и Курганцы № 47 от 05.05.2015
Статус:  Действует
Дата публикации на сайте: 06.05.2015
Вносились изменения:
РЕШЕНИЕ Курганская городская Дума от 30.03.2022 N 29 О внесении изменений в решение Курганской городской Думы от 22.04.2015 г. № 50 «Об утверждении Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа - города Кургана Курганской области на период до 2028 года»

Скачать документ в формате Microsoft Word (страниц: 173, размер: 2.10 MB)
АДМИНИСТРАЦИЯ ГОРОДА КУРГАНА

Российская Федерация

Курганская область

Муниципальное образование город Курган

КУРГАНСКАЯ ГОРОДСКАЯ ДУМА

от «_22_»________апреля 2015________ г. N___50____

Курган

РЕШЕНИЕ

Об утверждении Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа - города Кургана Курганской области на период до 2028 года

В соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации, Федеральным законом от 06.10.2003 г. № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», постановлением Правительства Российской Федерации от 14.06.2013 г. № 502 «Об утверждении требований к программам комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры поселений, городских округов», Уставом муниципального образования города Кургана, Курганская городская Дума

решила:

1. Утвердить Программу комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа - города Кургана Курганской области на период до 2028 года согласно приложению к настоящему решению.

2. Опубликовать настоящее решение в городской газете «Курган и курганцы» и разместить на официальном сайте муниципального образования города Кургана в сети «Интернет».

Программу комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа - города Кургана Курганской области на период до 2028 года разместить на официальном сайте муниципального образования города Кургана в сети «Интернет» (www.kurgan-city.ru).

3. Контроль за исполнением настоящего решения возложить на постоянные депутатские комиссии по развитию городского хозяйства, градостроительству и земельным ресурсам, по жилищно-коммунальному хозяйству Курганской городской Думы.

Глава города Кургана С.В. Руденко

ПРИЛОЖЕНИЕ

к решению Курганской городской Думы

от 22 апреля 2015 г. № 50

«Об утверждении Программы

комплексного развития систем

коммунальной инфраструктуры

городского округа - города

Кургана Курганской области

на период до 2028 года»

Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа - города Кургана Курганской области на период до 2028 года

Программный документ

Оглавление


  1. Паспорт программы

Наименование Программы

Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования города Кургана Курганской области на период до 2028 года (далее - Программа)

Основание для разработки Программы

Федеральный закон от 30.12.2004 № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса»;

Федеральный закон от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении»;

Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;

Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

Федеральный закон от 06.10.2003 № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации»;

Градостроительный кодекс Российской Федерации;

Устав муниципального образования города Кургана Курганской области;

Генеральный план муниципального образования города Кургана Курганской области;

Приказ Министерства регионального развития Российской Федерации от 10.10.2007 № 99 «Об утверждении Методических рекомендаций по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса»;

Приказ Министерства регионального развития Российской Федерации от 10.10.2007 № 100 «Об утверждении Методических рекомендаций по подготовке технических заданий по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса»;

Приказ Министерства регионального развития Российской Федерации от 06.05.2011 № 204 «О разработке программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципальных образований»

Заказчик Программы

Департамент архитектуры, имущественных и земельных отношений Администрации города Кургана Курганской области

Разработчик программы

ОАО «Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС» (ОАО «ЦЭ ИНТЕР РАО ЕЭС»), г. Москва

Цель Программы

Обеспечение надежности, качества и эффективности работы коммунального комплекса в соответствии с планируемыми потребностями развития муниципального образования на период 2014-2018 годы и на перспективу до 2028 года

Задачи Программы

  1. Инженерно-техническая оптимизация систем коммунальной инфраструктуры.

  2. Перспективное планирование развития систем коммунальной инфраструктуры.

  3. Разработка мероприятий по комплексной реконструкции и модернизации систем коммунальной инфраструктуры.

  4. Повышение инвестиционной привлекательности коммунальной инфраструктуры.

  5. Обеспечение сбалансированности интересов субъектов коммунальной инфраструктуры и потребителей.

Важнейшие целевые показатели Программы

Износ объектов:

- электроснабжения - 78,5%;

- теплоснабжения - 72%;

- водоснабжения - 75%

- водоотведения - 73%;

Уровень потерь:

- электроснабжения - 6,64%;

- теплоснабжения - 15%;

- водоснабжения - 47,7%

- газоснабжения - 0,3%.

Сроки и этапы реализации Программы

Период реализации Программы: 2014 - 2028 гг.

Этапы осуществления Программы:

1 этап: 2014- 2018 годы;

2 этап: 2019 - 2023 годы;

3 этап: 2024 - 2028 годы.

Объемы и источники финансирования Программы

Объем финансирования Программы составляет 18 565 587,36тыс. руб.

1 этап: 2014 - 2018 гг. - 18 428 255,23 тыс. руб.

2 этап: 2019 - 2023 гг. - 97 294,63 тыс. руб.

3 этап: 2024 - 2028 гг. - 40 037,5 тыс. руб.

По источникам финансирования:

  • федеральный бюджет - 150 000 тыс. руб.

  • областной бюджет - 32 500 тыс. руб.

  • бюджет МО - 32 500 тыс. руб.

  • внебюджетные источники - 18 350587,36 тыс. руб.

2. Характеристики существующего состояния коммунальной инфраструктуры

    1. Краткий анализ существующего состояния систем ресурсоснабжения

      1. Краткий анализ существующего состояния СВС

Техническое состояние системы за 2013 представлено в таблице 2.1.1.1.

Таблица 2.1.1.1

Показатель

Ед .изм.

Кол-во

Объем выработки воды (подъем)

тыс.м3 / год

41891

Покупная вода

тыс.м3 / год

0

Подача в сеть

тыс.м3 / год

38254

Реализация воды потребителям

тыс.м3 / год

18736

Технологические нужды на промывку сетей и ремонтные работы

тыс.м3 / год

1 284

Потери и утечки воды в сетях

тыс.м3 / год

18234

Потери и утечки воды в сетях

%

47,7

Количество водозаборов (из одного источника - река Тобол)

ед.

2

Общая протяженность сетей (на 01.01.2013)

км

559,3

Коэффициент аварийности на 1 км сети

-

1,62

Количество насосных станций всех уровней

ед.

81

Количество резервуаров

ед.

14

Количество водонапорных башен

ед.

-

Численность обслуживаемого населения

тыс. чел

243 404

Удельное потребление холодной воды на хозяйственно-питьевые нужды

л/сут чел

154,5

Доля потребителей с водомерными счетчиками:

-

-

- население

%

65

- прочие предприятия

%

97

Оценка доли постоянного населения, не имеющего централизованного водоснабжения

%

25

Распределение воды по потребителям представлено в таблице 2.1.1.2.

Таблица 2.1.1.2

Наименование

Размерность

Значение

Реализация воды потребителям

тыс. м3

18 736

Физические лица

тыс. м3

13 219

Юридические лица

тыс. м3

3 539

Бюджетные потребители

тыс. м3

1 577

Потребители вне границ города Кургана

тыс. м3

401

Реализация холодной воды по потребителям делится в следующем процентном соотношении:

  • Физические лица - 71% или 13 219 тыс. м3/год

  • Юридические лица - 19% или 3 539 тыс. м3/год

  • Бюджетные потребители - 8% или 1 577 тыс. м3/год

  • Потребители вне границ города Кургана - 2% или 401 тыс. м3/год

Анализ эффективности и надежности имеющихся источников водоснабжения, имеющиеся проблемы и направления их решения

Описание источников и сетей системы водоснабжения указано в обосновывающих материалах «Том 1а. Перспективная схема водоснабжения» (Гр. «Секретно»).

Объемы забора воды за период 2010 - 2013 годов приведены в таблице 2.1.1.3.

Таблица 2.1.1.3

Наименование

Единицы измерения

Объёмы забора воды

2010

2011

2012

2013

Суммарный водозабор

тыс. м3

44 632,2

40 698,1

44 120,5

41891,1

Качество оказываемых услуг водоснабжения контролируется соответствующими службами предприятия. Производится анализ проб на системах коммунальной инфраструктуры водоснабжения в местах водозабора, перед поступлением в распределительную сеть, в точках водозабора наружной сети. Фактическое наличие производственных анализов соответствует нормативным требованиям. Качество воды, подаваемой потребителю, зависит не только от источника водоснабжения, степени подготовки, но, во многом, от состояния водопроводных сетей. Для снижения риска подачи некачественной воды направлены все эксплуатационные и ремонтные работы служб предприятия.

Основными проблемами поверхностных источников водоснабжения являются (Более полный перечень проблем описан в обосновывающих материалах «Том 1а.Перспективная схема водоснабжения» (Гр. «Секретно»)):

  • Высокое содержание солей жесткости, марганца в межпаводковый период.

  • Износ зданий насосных станций составляет не менее 75%.

  • Высокий износ центробежных насосов и несоответствие насосного оборудования современным требованиям по надежности и электропотреблению и отсутствие защитных и регулирующих систем.

  • Низкое качество запорной арматуры.

В настоящее время состав и техническое состояние имеющихся сооружений водоподготовки не всегда обеспечивают постоянное соблюдение всех предъявляемых к ним требований.

Для решения повышения эффективности и надежности имеющихся источников необходимо выполнить ряд инвестиционных мероприятий (Более полный перечень решений описан в обосновывающих материалах «Том 1а.Перспективная схема водоснабжения» (Гр. «Секретно»)):

  • Реконструкция очистных сооружений Центра города.

  • Строительство узла обработки промывных вод после станции водоподготовки. Данное мероприятие позволит повысить технические и экологические показатели работы очистных сооружений.

  • Организация зоны санитарной охраны строгого режима на существующих водозаборах в связи с требованиями органов государственного санитарно-эпидемиологического надзора в Российской Федерации (СанПиН 2.1.4. 027 - 95 «Зоны санитарной охраны источников водоснабжения»).

Анализ эффективности и надежности имеющихся сетей, имеющиеся проблемы и направления их решения

Протяженность напорно-разводящих сетей водоснабжения города Кургана на 01.01.2013 г. составляет 559,3 км, в том числе:

1) сети менее 5 лет эксплуатации - 103,1 км;

2) сети от 5 до 10 лет эксплуатации - 119,1 км;

3) сети от 10 до 15 лет эксплуатации - 84,6 км;

4) сети от 15 до 25 лет эксплуатации - 23,7 км;

5) сети более 25 лет эксплуатации - 228,8 км.

Водопроводные сети выполнены:

1) 36,0 % - из стальных труб;

2) 35,5% - из чугунных труб;

3) 1% - из железобетонных труб;

4) 27,5% - из пластмассовых труб.

Принципиальная схема магистральных сетей водоснабжения МО г. Курган представлена в Обосновывающих материалах «Том 1а. Перспективная схема водоснабжения» (гр. «Секретно»)


Таблица 2.1.1.4. Количество переложенных сетей водоснабжения с разбивкой по годам, км

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

17,3

16,2

14

11,5

8,84

34,08

12,71

13,57

13,542

Таблица 2.1.1.5. Количество устраненных аварий на сетях водопровода, ед.

Период

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

январь

71

59

86

71

61

54

51

61

68

февраль

96

69

93

96

65

61

63

67

46

март

86

76

93

54

73

97

81

78

54

апрель

89

86

97

94

90

118

61

115

72

май

98

93

111

61

55

128

83

114

83

июнь

116

119

111

79

75

86

57

118

94

июль

118

113

90

40

89

86

71

90

88

август

111

95

95

86

59

81

97

68

96

сентябрь

98

110

98

86

63

75

66

93

89

октябрь

89

97

79

67

41

75

67

87

90

ноябрь

95

95

69

64

46

68

87

88

67

декабрь

86

79

48

51

69

62

72

51

60

Всего

1153

1091

1070

849

786

991

856

1030

907

Таблица 2.1.1.6. Количественный показатель аварийности сетей водоснабжения из расчета на 1 км 2005-2013гг.

год

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

шт/км

2,54

2,4

2,35

1,8

1,52

1,86

1,53

1,71

1,62

На основании таблиц 2.1.1.4 - 2.1.1.6 делается вывод о низкой эффективности и надежности сетей системы водоснабжения водоканала МО г. Курган. Показатель аварийности сетей водоснабжения составляет 1,62 аварии / км. Для сравнения аналогичный показатель в водоканале ГО г. Волжский при сопоставимых условиях по протяженности сетей и численности населения составил 0,472 аварии / км. Для водоканала МО г. Геленджик - 0,39. Для Владивостокского ГО - 0,824. При рассмотрении столиц соседних федеральных округов по Уральскому ФО данный показатель значительно ниже Курганского (на основании данных госмониторинга инвестиционных программ).

Основная причина низкой эффективности и надежности является высокий износ сетей водоснабжения, что приводит к повышенной аварийности и зарастанию сетей. Зарастание сетей оказывает прямое воздействие на вторичное загрязнение воды питьевого качества. Явно недостаточные темпы реконструкции и строительства сетей водоснабжения.


Основные проблемы и направления решения:

  • Износ 66% сетей от общей протяженности трубопроводов составляет от 70% до 100%.

  • Высокая аварийность приводит к непроизводственным потерям воды и перерывам в водоснабжении потребителей.

  • Отсутствие регулирующей и низкое качество запорной арматуры.

  • Вторичное загрязнение и ухудшение качества воды вследствие внутренней коррозии металлических трубопроводов.

  • Отсутствие водопроводных сетей в некоторых районах частного сектора застройки города.

  • Отсутствие резерва мощности насосной станции 3-го подъема района Заозерный, необходимость строительства двух резервуаров чистой воды в связи с расширением жилой зоны и увеличением расхода потребляемой воды

Основными потребителями услуг водоснабжения являются:

  • Население - 60%

  • Прочие потребители - 40%

Утечки и неучтенный расход воды составляют 47,7% от общего количества воды поданной в сеть.

Для повышения показателей эффективности и надежности системы водоснабжения необходима реконструкция с учетом модернизации и строительство новых сетей для обеспечения необходимых темпов обновления сетей (переход от общего старения системы водоснабжения к обновлению) и восполнение потребностей потребителей в воде. Мероприятия по модернизации будут рассмотрены в проектной части программы комплексного развития.

Анализ зон действия источников СВС и их рациональности, имеющиеся проблемы и направления их решения

Раздел представлен в обосновывающих материалах «Том 1а. Перспективная схема водоснабжения» (Гр. «Секретно»)

Анализ имеющихся резервов и дефицитов мощности СВС и ожидаемых резервов и дефицитов на перспективу, с учетом будущего спроса

Величина фактического и перспективного резерва или дефицита мощностей определяется на основе разницы между проектной и максимальной мощностью основных технологических комплексов. При отрицательном значении дефицит, а при положительном - резерв.

В таблицах 2.1.1.7 и 2.1.1.8 представлены перспективный баланс, текущее состояние системы водоснабжения за 2013 год и перспективные значения до 2028 года. На основании анализа данных, представленных в таблице, делается вывод о значительном фактическом и перспективном резерве водозабора и очистных сооружений.

Более подробно материал рассмотрен в обосновывающих материалах «Том 1а. Перспективная схема водоснабжения» (Гр. «Секретно»)


Таблица 2.1.1.7. Перспективный баланс воды, тыс. м3

№.

Наименование показателя

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2023

2028

1

Забор воды (суммарный)

41 891

41 751

40 932

40 932

42 277

43 621

47 200

47 200

2

в т. ч.:

34 617

34 502

33 825

33 825

35 025

36 226

39 528

39 528

39 528

3

7 274

7 250

7 107

7 107

7 251

7 396

7 672

7 672

7 672

4

Повторное использование

-

-

-

-

-

-

1 800

1 800

5

Подъем воды (с учетом повторно используемой воды)

41 891

41 751

40 932

40 932

42 277

43 621

49 000

49 000

6

Пропуск через очистные сооружения

41 891

41 751

40 932

40 932

42 277

43 621

49 000

49 000

8

Подача в распределительную сеть

38 271

38 129

37 381

37 381

38 466

39 551

43 891

43 891

9

Потери воды в сети

19 535

19 463

19 081

19 081

19 017

18 952

18 585

18 046

10

Реализация воды потребителям

18 736

18 666

18 300

18 300

19 216

20 132

25 306

25 845

 

в т. ч.:

13 219

13 189

12 823

12 823

13 705

14 587

17 615

18 115

18 115

 

2 700

2 700

2 700

2 700

2 717

2 733

3 792

3 811

3 811

 

2 817

2 777

2 777

2 777

2 794

2 811

3 900

3 919

3 919

Таблица 2.1.1.8

Текущее состояние производственных мощностей системы водоснабжения (за 2013 год)

Перспективы на расчетный период

(2028 год)

Наименование сооружений

Проектная производи-тельность, тыс.м3/сут

Среднесуточная загрузка, тыс.м3/сут

Максимальные нагрузки в периоды максимального водопотребления, тыс.м3/сут

"+" - избыток,

Суммарная нагрузка, тыс.м3/сут

"+" - избыток,

"-" - дефицит мощностей в периоды максимальных нагрузок, тыс.м3/сут

"-" -дефицит мощностей в периоды максимальных нагрузок, тыс.м3/сут

ОСВ «Арбинка»

Водозабор (ВНС I-го подъема)

125

94,84

105,79

19,21

121

4

Станция водоочистных сооружений

125

87,28

100,56

24,44

125

0

ВНС II подъема

125

87,28

100,56

24,44

125

0

ОСВ ЦГ

Водозабор (ВНС I-го подъема)

60

19,93

21,17

38,83

22

38

Станция водоочистных сооружений

60

17,57

18,99

41,01

23

37

ВНС II подъема

60

17,57

18,99

41,01

23

37


Анализ показателей готовности СВС, имеющиеся проблемы и направления их решения

Готовность системы водоснабжения характеризуется показателями надежности. Надежность системы водоснабжения характеризуется как неудовлетворительная. Эксплуатация системы с неудовлетворительными показателями надежности приводит к значительным потерям воды в сетях и перерасходу электроэнергии на добычу, подготовку и транспортировку. Фактическое значение аварий на трубопроводах оценивается как 1,62 аварии/ км, а потери составляют 47,7%. Данный показатель значительно выше среднего российского уровня.

Перечень основных проблем, которые отрицательно влияют на показатели надежности:

  • увеличение протяженности сети с 70% износом от общей протяженности сети составило 9,9% ежегодно за счет передачи бесхозяйных сетей;

  • вторичное загрязнение и ухудшение качества воды вследствие внутренней коррозии металлических трубопроводов;

  • отсутствие регулирующей и низкое качество запорной арматуры;

  • износ и несоответствие насосного оборудования современным требованиям по надежности, отсутствие защиты от гидроударов;

  • потери в трубопроводах, сетевом оборудовании и арматуре.

Требуемые мероприятия:

  • Поэтапная модернизация изношенных сетей водоснабжения, имеющих большой износ - 100 %, с использованием современных полимерных материалов.

  • Установка эффективного энергосберегающего насосного оборудования и АСУ с передачей данных в АСДКУ.

  • Внедрение системы телемеханики и автоматизированной системы управления водоподачи с реконструкцией КИПиА насосных станций и водозаборных сооружений.

Воздействие на окружающую среду, имеющиеся проблемы и направления их решения

Физически и морально устаревшая коммунальная инфраструктура системы водоснабжения в ближайшее время не позволит обеспечивать выполнение современных экологических требований и требований к качеству поставляемых потребителям коммунальных ресурсов. Необходима модернизация и реконструкция существующих сетей и сооружений водоснабжения, направленная на повышение энергоэффективности, снижение потерь, неучтенных расходов и аварийности, обеспечение санитарных и экологических норм и правил при эксплуатации системы водоснабжения.

Мероприятия по модернизации предусмотрены в проектной части ПКР.

Основная имеющееся проблема, которая в значительной мере воздействует на окружающую среду, является отсутствие на очистных сооружениях системы централизованного водоснабжения установок по очистке промывных вод и соответственно установок по обезвреживанию осадка от промывных вод.

Для решения данных проблем необходимо строительство узлов обработки промывных вод на станциях водоподготовки. Данное мероприятие позволит повысить технические и экологические показатели работы очистных сооружений.

Детальное описание данного мероприятия представлено в проектной части программы.

      1. Краткий анализ существующего состояния СВО

Анализ эффективности и надежности имеющихся сетей, имеющиеся проблемы и направления их решения

Приём сточных вод от жилого сектора и промышленной зоны города Кургана осуществляется централизованной системой канализации, которая выводит стоки в реку Черная через городские очистные сооружения биологической очистки. Для обеспечения безаварийной и безопасной работы сетей и сооружений канализации, снижения негативного влияния сточных вод города Кургана на поверхностные водные объекты введены нормативы допустимых промышленных сбросов в систему канализации по качеству и объёмам. Ограничения обусловлены технологическими проектными параметрами очистных сооружений, параметрами эксплуатации канализационных сетей с учётом предотвращения заиливания, зажиривания, закупорки труб, агрессивного влияния на материал труб, колодцев, оборудования.

Централизованная система водоотведения городского округа Курган включает:

  1. Самотечные и напорные коллекторы диаметром от 150 до 1500 мм общей протяженностью 389,3 км.

  2. Канализационные насосные станции в количестве 51 шт.

  3. Очистные сооружения биологической очистки сточных вод.

В систему канализации города Кургана поступают хозяйственно-бытовые стоки от населения, производственные стоки от промышленных предприятий, а в связи с недостаточным развитием системы ливневой канализации также частично дождевые воды.

Стоки города собираются коллекторами в канализационной насосной станции КНС-3, главной насосной станции ГНС, северной главной насосной станции СГНС и далее подаются напорными коллекторами в приемную камеру очистных сооружений канализации.

Сети канализации выполнены из чугунных, стальных, асбестоцементных, железобетонных, керамических и пластмассовых труб.

Данные по распределению сетей канализации по материалам труб представлены в таблице 2.1.2.1.

Таблица 2.1.2.1

Материал труб

Протяженность сетей, км

Доля от общей протяженности, %

Чугун

193,09

49,60%

Сталь

23,75

6,10%

Асбестоцемент

16,35

4,20%

Железобетон

58,01

14,90%

Керамика

88,76

22,80%

Пластмасса

9,34

2,40%

Итого

389,30

100,00%

Как видно из представленных данных, почти половина канализационных сетей города проложена их чугунных труб (49,6%). Обращает на себя внимание, что 27% сетей проложено из керамических и асбестоцементных труб. Главным недостатком таких труб является их механическая хрупкость и малая длина: при обустройстве трубопровода требуется герметизировать большее количество соединений. Кроме этого, внешняя поверхность асбестоцементных труб подвержена коррозионным процессам.

Техническое состояние сетей водоотведения отражено в таблице 2.1.2.2

Таблица 2.1.2.2. Техническое состояние сетей водоотведения

№ п/п

Показатели

Единицы измерения

Сети водоотведения

2010 год

2011 год

2012 год

1.

Количество аварий

штук

39

46

57

2.

Отремонтировано

км

2,05

0,52

0,76

3.

Нуждаются в замене

км

345,0

Основываясь на данные, представленные в таблице … можно сделать вывод о том, что техническое состояние сетей водоотведения и, соответственно, их надежность неудовлетворительное.

Основными техническими проблемами сетей и сооружений водоотведения города Кургана являются следующие:

  1. Средний процент износа самотечных и напорных сетей города достигает более 70%, около 33% сетей требуют незамедлительной замены.

  2. Из 51 канализационной насосной станции 60% станций требуют модернизации не только технологических мощностей, но и зданий.

  3. Отсутствие сетей водоотведения в отдельных районах города.

Основными путями решения проблем, описанных выше, являются:

  1. Более интенсивная реконструкция сетей водоотведения города и сооружений на них.

  2. Строительство новых канализационных сетей.

  3. Модернизация и автоматизация канализационных насосных станций с заменой основного технологического оборудования на энергоэффективное.

Анализ зон действия источников СВО и их рациональности, имеющиеся проблемы и направления их решения

Всю систему водоотведения городского округа Курган можно разделить на следующие зоны обслуживания:

  1. г. Курган;

  2. р.п. Юргамыш;

  3. микрорайон Тополя;

  4. п.с.т. Введенское.

Анализ имеющихся резервов и дефицитов мощности в СВО и ожидаемых резервов и дефицитов на перспективу, с учетом будущего спроса

Проектная производительность очистных сооружений канализации г. Курган составляет 180 тыс. м3/сут. В таблице 2.1.2.3. представлены сведения об объёмах очищенных стоков за 2010 - 2013 г. в тыс. м3.

Таблица 2.1.2.3. Сведения об объёмах очищенных стоков за 2010 - 2013 г в тыс. м3

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

год

2010 г.

2 984,95

2 944,08

2 804,70

2 905,55

2 835,30

2 847,25

2 492,14

2 490,10

2 590,62

2 590,25

2 621,33

2 608,43

32 714,70

2011 г.

2 422,75

2 605,17

2 449,52

3 167,95

2 524,92

2 748,47

2 309,25

2 347,72

2 361,38

2 337,88

2 495,45

2 201,48

29 971,94

2012 г.

2 356,43

2 338,23

2 289,40

2 597,26

2 063,41

2 100,94

1 920,82

1 995,38

2 194,74

2 179,52

2 246,47

2 195,87

26 478,46

2013 г.

2 245,60

2 213,86

1 919,56

2 718,41

2 096,73

1 922,18

1 835,45

1 979,29

1 939,81

1 826,73

1 879,68

1 803,94

24 381,24

Заметна общая тенденция к сокращению объемов очищаемых стоков (в 2013 году объем очищенных стоков снизился на 25,5% по сравнению с 2010 годом).

По данным ОАО «Водный союз» среднесуточная производительность КОС г. Курган составляла:

  • В 2010 году 89 тыс. м3/сут. (49,8% проектной производительности);

  • В 2011 году 82 тыс. м3/сут. (45,6% проектной производительности);

  • В 2012 году 72 тыс. м3/сут. (40,3% проектной производительности);

  • В 2013 году 66 тыс. м3/сут. (37,1% проектной производительности).

Учитывая неравномерность притока сточных вод на КОС (в соответствии с требованиями СП 32.13330.2012 коэффициент неравномерности составляет 1,63) максимальный суточный расход сточных вод за 2013 г. составит 107,6 тыс. м3/сут., что меньше проектной производительности на 72,4 тыс. м3/сут.

Следует отметить, из общего объема сточных вод, прошедших очистку нагородских КОС 18,3% составляет неорганизованный сток (ливневые и талые воды, несанкционированный сброс).

На основании представленных данных можно сделать вывод о том, что в настоящее время имеется резерв мощности СВО 40,3% (с учетом неорганизованного стока).

Дальнейшие расчеты по определению резервов и дефицитов мощности в СВО произведены без учета неорганизованного стока, т.к. он является показателем неудовлетворительной работы системы сбора и отвода сточных вод с территории города.

В таблице 2.1.2.4. представлены данные по перспективной застройке микрорайонов г. Курган, предоставленные комитетом по архитектуре и градостроительству городской администрации.

Таблица 2.1.2.4.

 

Года

2014

2015

2016

2017

2018

2023

2028

всего

Застраиваемая площадь (жилые здания), м2

Наименование

районов

4 микрорайон

4785

4785

4785

4785

4785

-

-

23925

7 микрорайон

 

3444

3444

3444

3444

3444

-

17220

12 микрорайон

 -

-

6165

6165

6165

6165

-

24660

15 микрорайон

 -

-

 

1762

1762

9689

9689

22902

Левашово-2

4769

4769

4769

4769

4769

26228

26228

76301

Куйбышева-Красина-Набережная-Томина

-

-

1283

1283

1283

7057

7057

17963

 

Застраиваемая площадь (общественные здания), м2

Наименование

районов

4 микрорайон

-

1939

1939

1939

1939

1939

-

9695

7 микрорайон

-

2998

2998

2998

2998

2998

-

14990

12 микрорайон

-

-

4687

4687

4687

4687

-

18748

15 микрорайон

-

-

 

1339

1339

7365

7365

17408

Левашово-2

-

-

2398

2398

2398

13189

13189

33572

Куйбышева-Красина-Набережная-Томина

-

-

768

768

768

4225

4225

10754

 

Застраиваемая площадь (промпредприятия), м2

Наименование районов

Индустриальный парк уч.1

-

-

11875

11875

11875

65313

65313

166251

Индустриальный парк уч.2

 

 

21525

21525

21525

118388

118388

301351

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На основании данных, представленных в таблице 2.1.2.4., был определен перспективный рост нагрузки на систему водоотведения г. Курган на период до 2028 г. (см. таблицу 2.1.2.5.).

Таблица 2.1.2.5.

Года

2014

2015

2016

2017

2018

2023

2028

всего

Нагрузка на систему водоснабжения, м3/ч

 

Застраиваемая площадь (жилые здания), м3/ч

Наименование

районов

4 микрорайон

32,04

32,04

32,04

32,04

32,04

-

-

-

7 микрорайон

-

20,65

20,65

20,65

20,65

20,65

-

-

12 микрорайон

-

-

8,6

8,6

8,6

8,6

-

-

15 микрорайон

-

-

2,44

2,44

13,42

13,42

31,72

Левашово-2

2,98

2,98

2,98

2,98

2,98

16,39

16,39

47,68

Куйбышева-Красина-Набережная-Томина

-

-

1,78

1,78

1,78

9,78

9,78

24,9

 

Застраиваемая площадь (общественные здания), м3/ч

Наименование

районов

4 микрорайон

-

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

-

-

7 микрорайон

-

0,404

0,404

0,404

0,404

0,404

-

-

12 микрорайон

-

-

1,03

1,03

1,03

1,03

-

-

15 микрорайон

-

-

0,29

0,29

1,62

1,62

3,82

Левашово-2

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,72

0,72

2,09

Куйбышева-Красина-Набережная-Томина 

-

-

0,17

0,17

0,17

0,93

0,93

2,37

Рост нагрузки, м3/ч

35,2

56,8

68,4

71,1

71,1

74,1

42,9

39,0

Рост нагрузки, тыс. м3/сут

0,8

1,4

1,6

1,7

1,7

1,8

1,0

0,9

Рост нагрузки, тыс. м3/год

307,9

497,6

599,0

623,0

623,0

649,5

375,5

341,2

На основании данных таблицы 2.1.2.5. определены ожидаемые резервы и дефициты на перспективу, с учетом будущего спроса, значения которых представлены в таблице 2.1.2.6.

Таблица 2.1.2.6.

Расход сточных вод, тыс. м3/сут.

2014

2015

2016

2017

2018

2023

2028

Среднесуточный

54,762

56,126

57,767

59,474

61,180

62,960

63,989

Коэффициент неравномерности

1,492

1,491

1,489

1,488

1,487

1,486

1,486

Максимальный суточный

81,7

83,7

86,1

88,5

91,0

93,6

95,1

Резерв (дефицит) мощности СВО

98,3

96,3

93,9

91,5

89,0

86,4

84,9

Коэффициент запаса

54,6%

53,5%

52,2%

50,8%

49,4%

48,0%

47,2%

На основании представленных данных можно сделать вывод о том, что КОС г. Курган обеспечат очистку сточных вод с учетом перспективного роста нагрузки на систему водоотведения.

Анализ показателей готовности СВО, имеющиеся проблемы и направления их решения

Показатели готовности системы водоотведения применяются на основании Федерального закона от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а так же других федеральных законов и актов, отраслевых руководящих документов, региональных и муниципальных правовых актов, внутренних документов предприятий.

На предприятии системы водоотведения применяются следующие показатели готовности:

-  показатель готовности системы к исправной работе;

-  показатель готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии;

-  показатель готовности объектовых органов управления, сил и средств к действиям по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций.

Анализ готовности к исправной работе и оперативной ликвидации внештатных ситуаций системы водоотведения в г. Курган показал соответствие готовности системы к требованиям Федерального закона № 116-ФЗ.

Коэффициент готовности - вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается. Представляет собой отношение времени исправной работы к сумме времен исправной работы и вынужденных простоев объекта, взятых за один и тот же календарный срок:

,

где tw - суммарное время исправной работы объекта;

tp - суммарное время вынужденного простоя.

Для перехода к вероятностной трактовке величины tw и tp заменяются математическими ожиданиями времени между соседними отказами и времени восстановления соответственно:

,

где tcp - наработка на отказ;

tB - среднее время восстановления.

Для системы водоотведения г. Курган коэффициент готовности равен:

86400/(86400+0) = 1.

На основании этого можно сделать вывод о том, что система водоотведения имеет высокий показатель готовности к исправной работе.

Показатель готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии определяет наличие в организации планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах. Такие планы должны иметь организации, эксплуатирующие опасные производственные объекты I-III классов опасности. ОАО «Водный Союз» не имеет производственные объекты I-III классов опасности, поэтому планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий отсутствуют.

Показатель готовности объектовых органов управления, сил и средств к действиям по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций определяет наличие в организации плана мероприятий по защите рабочих и служащих от чрезвычайных ситуаций. План действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций объекта - это документ, который определяет объем, организацию, порядок, способы и сроки осуществления мероприятий по защите рабочих и служащих, персонала от поражающих факторов стихийных бедствий, аварий и катастроф, которые могут возникнуть как на самом объекте, так и на соседних с ним объектах, а также прилегающей территории.

План действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций объекта должен включать в себя 2 раздела и 5 приложений:

  • Краткая характеристика объекта и оценка возможной обстановки на его территории.

  • Мероприятия при угрозе и возникновении крупных производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий.

  • Приложение 1. Схема возможной обстановки при возникновении чрезвычайной ситуации.

  • Приложение 2. Календарный план основных мероприятий при угрозе и возникновении ЧС.

  • Приложение 3. Решение председателя КЧС объекта на ликвидацию чрезвычайной ситуации.

  • Приложение 4. Расчет сил и средств объектового звена РСЧС и привлекаемых сил для выполнения мероприятий при угрозе и возникновении производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий.

  • Приложение 5. Организация управления, оповещения и связи при угрозе и возникновении производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий.

Ответственным за разработку плана действий является начальник штаба (отдела, сектора) ГОЧС объекта.

Анализ документов, представленных ОАО «Водный Союз», показал, что план действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций в ОАО ««Водный Союз» соответствует требованиям Федерального закона № 68-ФЗ от 21 декабря 1994 г. «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера».

      1. Краткий анализ существующего состояния СТС

Анализ эффективности и надежности имеющихся источников теплоснабжения, имеющиеся проблемы и их решения

Технические параметры источников теплоснабжения

Теплоснабжение г. Кургана осуществляется от двух крупных источников тепловой энергии: Курганской ТЭЦ, Курганской ТЭЦ-2 и нескольких производственных котельных предприятий:

  • котельная завода ОАО «Курганмашзавод» - 175 Гкал/ч;

  • котельная завода ОАО «Кургансельмаш» - 88 Гкал/ч;

  • котельная завода ОАО « Курганхиммаш» - 47,6 Гкал/ч;

  • котельная ОАО “Аэропорт Курган” - 2,8 Гкал/ч;

  • котельная ГУП “Лен Зауралья” - 8 Гкал/ч;

  • котельная ООО “АК1230” - 1.08 Гкал/ч;

  • котельная ОАО “РЖД” Курганский территориальный участок ПКЦ - 37,2 Гкал/ч;

  • котельная ОАО «РЖД» Курганский территориальный участок ПМС-172 - 3,02 Гкал/ч;

  • котельная ОАО «РЖД» Курганский территориальный участок Курган-грузовой - 1,85 Гкал/ч;

  • котельная ООО “Управляющая компания “Уют”, ул. Гагарина, 34а - 0,48 Гкал/ч;

  • котельная ООО “Управляющая компания “Уют”, ул. 9 Мая, 4 - 3,38 Гкал/ч;

  • котельная ООО "Молоко Зауралья" - 30,38 Гкал/ч.

Кроме того в эксплуатации находятся промышленные и отопительные котельные малой мощности, работающие на разных видах топлива. Большая часть этих котельных расположена в северной и восточной частях города, которые не имеют перемычек с магистральными сетями ТЭЦ-1 и крупными производственными котельными. Районы и микрорайоны, расположенные обособленно от города, обеспечиваются теплоснабжением от собственных котельных.

Таблица 2.1.3.1 Нагрузки источников теплоснабжения муниципального образования города Кургана на 2014 год, Гкал/ч

Теплоисточник

Установленная мощность

Подключенная нагрузка

Курганская ТЭЦ

1 317

847,41Суммарная подключенная нагрузка Курганской ТЭЦ и ТЭЦ-2

Курганская ТЭЦ-2

250

-

Городские котельные

316,3

127,7

Производственные котельные

398,81

180,6

Итого

2282,1

1155,7

Курганская ТЭЦ

Входящая в состав ОАО «Курганская генерирующая компания» Курганская ТЭЦ обеспечивает около 60% тепловых нагрузок муниципального образования города Кургана. Установленная электрическая мощность Курганской ТЭЦ - 480 МВт, тепловая -1317 Гкал/ч. Суммарная подключенная тепловая нагрузка Курганской ТЭЦ составляет 847,41 Гкал/ч, в том числе системы горячего водоснабжения - 87,88 Гкал/ч. Курганская ТЭЦ работает по температурному графику 115 - 70С. Тепловая энергия на Курганской ТЭЦ вырабатывается в сетевых паро-водяных подогревателях, питаемых от теплофикационных отборов турбин, а также в водогрейных котлах. Доля турбин в суммарной установленной тепловой мощности КТЭЦ составляет 62%. По состоянию на 01.01.2014 года в ОАО «Курганская генерирующая компания» находятся в эксплуатации:

  • 5 теплофикационных турбин с поперечными связями суммарной установленной электрической мощностью 450 МВт и тепловой Гкал/ч - 817 Гкал/ч;

  • 6 энергетических котлов с поперечными связями суммарнойпаропроизводительностью 2520 т/час;

  • 5 пиковых водогрейных котлов суммарной установленной мощностью 500 Гкал/ч.

Отпуск тепловой энергии с коллекторов Курганской ТЭЦ в 2013 году снизился на 247,85 тыс. Гкал или на 9,1% по сравнению с предыдущим периодом 2012 года и составил 2049,5 тыс. Гкал. Снижение отпуска тепловой энергии объясняется переводом части потребителей к новому источнику. Потери теплоэнергии в сети в 2013 году составили 606,6 тыс. Гкал. Доля потерь от отпущенной тепловой энергии с коллекторов осталась на прежнем уровне 21,4%. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в 2013 году снизился по сравнению с 2012 годом на 4,1 г/кВт·ч и составил 361,7 г/кВт·ч. Снижение произошло за счет роста доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу на 6% (в 2013 году доля выработки электроэнергии по теплофикационному составила 57% против 51% в 2012 году). Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии составил 156,6 кг/Гкал, что на 1,8 кг/Гкал ниже уровня 2012 года.

Курганская ТЭЦ-2

Вторым крупным источником когенерации является запущенная в эксплуатацию в 2013 году Курганская ТЭЦ-2 (ООО «Курганская ТЭЦ»). Установленная электрическая мощность КТЭЦ-2 - 220 МВт, установленная тепловая мощность - 250 Гкал/ч, используемое топливо - природный газ. Курганская ТЭЦ-2 работает по температурному графику 115 - 70С. Основным потребителем тепловой энергии КТЭЦ-2 является жилой массив Заозерный. В межотопительный и летний периоды КТЭЦ-2 работает на нужды горячего водоснабжения потребителей города Кургана.

Технические характеристики основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ-2 сведены в таблицы, приведенные ниже.

Характеристики районных котельных

Теплоснабжение районов Восточный и Рябково осуществляется от районных котельных. Перечень котельных приводится в таблицах 2.1.3.2, 2.1.3.3.

Таблица 2.1.3.2 Источники теплоснабжения района Восточный

Номер котельной

Адрес

Назначение

Подкл. зданий

Устан. мощность, Гкал/ч

Подкл. нагрузка, Гкал/ч

Котельная №5

г. Курган,

мкр. Увал,

ул. Миронова, 47

Отопление здания строительного колледжа, д/сад, школу и прилегающий жилой район.

40

7,85

3,75

Котельная №11

г. Курган, ул. Советская, 161, стр.1

ГВС для здания родильного дома

2

0,95

0,292

Котельная №12

г. Курган,

мкр. Черемухово, ул. Школьная, 33

Отопление общественных зданий и жилого фонда мкр.Черемухово.

165

6

3,05

Котельная №15

г. Курган,

ул. Урожайная, 147Б

Отопление здания детского сада

1

0,258

0,238

Котельная №16

г. Курган,

ул. Достоевского,

6

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

100

43,2

15,84

Котельная №17

г. Курган,

ул. Ломоносова, 46

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

58

10,7

4,73

Котельная №18

г. Курган,

мкр. Тополя,

ул. Сиреневая, 13А

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

123

9,44

3,34

Котельная №26

г. Курган, ул. Ломоносова, 16А

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

140

18

4,5672

Котельная №28

г. Курган,

мкр. Пригородный,

ул. Юбилейная, 1В

Отопление прилегающего жилого района

34

1,62

0,37

Котельная №31

г. Курган, мкр. Затобольный,

ул. Заводская, 9

Отопление прилегающего жилого района

38

1,48

0,74

Котельная №32

г. Курган,

мкр. Глинки,

ул. Центральная, 10

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

103

6,4

1,71

Котельная №37

г. Курган,

ул. Промышленная, 18/I

Отопление прилегающего жилого района

6

0,258

0,11

Котельная №39

г. Курган,

мкр. Утяк,

ул. Советская, 41а

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

25

3,27

2,01

Котельная №41

г. Курган,

пр. Машиностроителей, 19/I

Отопление прилегающего жилого района

1

0,258

0,246

Котельная №44

г. Курган,

мкр. Керамзитный, ул. Стройиндустрии, 3

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

25

34,2

4,97

Котельная ПИ

г. Курган,

мкр. Увал,

ул. Трактовая, 1

Отопление здания Пограничного института и прилегающего жилого района

48

16

7,82

Котельная б/н

г. Курган,

ул. Грицевца, 105а

Отопление общественных зданий и прилегающего жилого района

2

0,16

0,151

Итого:

911

160,044

53,9342

Таблица 2.1.3.3Источники теплоснабжения района Рябково

Номер котельной

Адрес

Назначение

Подкл. зданий

Устан. мощность, Гкал/ч

Подкл. нагрузка, Гкал/ч

Котельная №1,8

г. Курган,

р-н Рябково, ул. Карбышева, 31а.

Отопление и горячее водоснабжение объектов городского больничного комплекса, детских садов, школы-интерната и жилых домов, пароснабжение прачечных больничного комплекса.

61

44

34,72

Котельная №13

г. Курган,

ул. Смирнова, 7А

Отопление и горячее водоснабжение объектов областного психоневрологического диспансера, магазинов и жилых домов.

28

6,14

1,95

Котельная №14

г. Курган,

р-н Рябково,

ул. Пархоменко,

60а

Отопление и горячее водоснабжение жилых домов

4

8,84

2,9

Котельная №20

г. Курган,

р-н Рябково,

ул. Перова, 59, стр. 1

Отопление и горячее водоснабжение военного госпиталя, детского сада, 2-х школ и жилых домов.

40

17,2

9,18

Котельная №22

г. Курган,

р-н Рябково,

ул. Школьная, 11а

Отопление и горячее водоснабжение магазинов и офисов, детской поликлиники и детских садов, школ и жилых домов

57

30,4

12,06

Котельная №23

г. Курган,

р-н Рябково,

ул. Карбышева, 35, корп. 3

Отопление и горячее водоснабжение объектов железнодорожной больницы, магазинов, школы-интерната и жилых домов

109

11,08

5,62

Котельная №24

г. Курган,

мкр. Мостостроителей, 70

Отопление жилых домов

48

1,48

0,77

Котельная №25

г. Курган,

р-н Рябково, ул. Чернореченская, 97А

Отопление и горячее водоснабжение магазинов и офисов, детских садов и школ, жилых домов

45

33,2

12,76

Котельная №30

г. Курган, ул. Молодёжи, 35/I

Отопление здания школы №39, ул. Молодежи, 35

1

0,74

0,23

Итого:

393

153,08

80,19

Ниже перечислены производственные котельные, которые осуществляют теплоснабжение промышленных предприятий и прилегающих жилых кварталов:

  • котельная завода ОАО «Курганмашзавод» - 175 Гкал/ч;

  • котельная завода ОАО «Кургансельмаш» - 88 Гкал/ч;

  • котельная завода ОАО « Курганхиммаш» - 47,6 Гкал/ч;

  • котельная ОАО “Аэропорт Курган” - 2,8 Гкал/ч;

  • котельная ГУП “Лен Зауралья” - 8 Гкал/ч;

  • котельная ООО “АК1230” - 1.08 Гкал/ч;

  • котельная ОАО “РЖД” Курганский территориальный участок ПКЦ - 37,2 Гкал/ч;

  • котельная ОАО «РЖД» Курганский территориальный участок ПМС-172 - 3,02 Гкал/ч;

  • котельная ОАО «РЖД» Курганский территориальный участок Курган-грузовой - 1,85 Гкал/ч;

  • котельная ООО “Управляющая компания “Уют”, ул. Гагарина, 34а - 0,48 Гкал/ч;

  • котельная ООО “Управляющая компания “Уют”, ул. 9 Мая, 4 - 3,38 Гкал/ч;

  • котельная ООО "Молоко Зауралья" - 30,38 Гкал/ч.

Остаточный ресурс источников теплоснабжения

Нормативный парковый ресурс паротурбинных установок Курганской ТЭЦ составляет 220000 часов эксплуатации. Под парковым ресурсом понимается наработка однотипных по конструкции, материалам и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, при которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении стандартных требований, предъявляемых к контролю металла, эксплуатации и ремонту энергоустановок. Ресурс паротурбинных установок Курганской ТЭЦ представлен в таблице 2.1.3.4.

Таблица 2.1.3.4. Ресурс турбоустановок Курганской ТЭЦ

Тип турбины

Станционный номер

Нормативный парковый ресурс ,час

Наработка с начала эксплуатации, на 01.01.2014 год, час

Год достижения паркового ресурса

Год замены ресурсоопределяющего элемента

Дополнительный ресурс за счёт замены ресурсоопределяющего элемента, час

Наработка после замены ресурсоопределяющего элемента, час

ПТ-50-130/13

5

220 000

106 713

2033

1994

220 000

106 713

Т-100/110-130-3

6

220 000

179 546

2020

-

-

-

Т-100/110-130-3

7

220 000

198 715

2017

-

-

-

Т-100/120-130-5

8

220 000

99 012

2033

-

-

-

Т-100/110-130-3

9

220 000

164 895

2023

-

-

-

Согласно действующей “Инструкции по продлению срока безопасной эксплуатации паровых котлов с рабочим давлением до 4,0 МПа включительно и водогрейных котлов с температурой воды выше 115°С” СО 153-34.17.469-2003, полный назначенный срок службы котлов устанавливается заводом-изготовителем, и должен быть не менее значений, указанных в ГОСТ 21563-93. Для котлов теплопроизводительностью выше 35 МВт - 20 лет при средней продолжительности работы котла в год с номинальной теплопроизводительностью - 3000 часов. Таким образом, в настоящее время продолжительность эксплуатации всех водогрейных котлов Курганской ТЭЦ превышает полный назначенный срок эксплуатации. Для продления эксплуатации сверх назначенного срока проводится техническое диагностирование элементов котлов. По результатам технического диагностирования составляется заключение о продлении срока эксплуатации.

Таблица 2.1.3.5. Ресурс энергетических котлов Курганской ТЭЦ

Наименование котла

Станционный номер

Нормативный парковый ресурс, час

Наработка с начала эксплуатации, на 01.01.2014 год, час

Год достижения паркового ресурса

БКЗ-420-140-4

8

300 000

152 020

2033

БКЗ-420-140-4

9

300 000

175 813

2033

БКЗ-420-140-4

10

300 000

154 651

2033

БКЗ-420-140-4

11

300 000

132 226

2033

БКЗ-420-140-5

12

300 000

117 786

2033

БКЗ-420-140-5

13

300 000

107 196

2033

В 2013 году на основании Приказа ОАО «Курганская генерирующая компания» от 01.07.2013 года №77 4 водогрейных котла (ВК-75 №1-4) суммарной установленной тепловой мощностью 300 Гкал/ч выведены из эксплуатации из-за неудовлетворительного технического состояния и списаны с баланса Курганской ТЭЦ.

Индивидуальный ресурс турбин устанавливается после достижения паркового ресурса на основании результатов углубленного диагностирования конкретных узлов турбоустановки, анализа условий эксплуатации, структуры и свойств металла, оценки напряжений и расчета остаточного срока службы деталей установки.

По окончании индивидуального ресурса эксплуатация энергетического оборудования не допускается, однако ресурс может быть увеличен путем замены ресурсоопределяющего элемента основного оборудования.

В 2013 году аварий, классифицированных по п.4 Постановления Правительства от 28.10.2009 года (далее - п.4), пожаров и возгораний на оборудовании структурных подразделений ОАО «Курганская генерирующая компания» не было. В ОАО «Курганская генерирующая компания» в течение 2013 года произошло 28 аварий, классифицированных по п.5 Постановления Правительства от 28.10.2009 года» (далее - п.5). Недоотпуска электрической и тепловой энергии по причине возникновения технологических нарушений не было.

Оценка надежности системы теплоснабжения

Для оценки надежности систем теплоснабжения используются показатели надежности структурных элементов системы теплоснабжения и внешних систем электро-, водо-, топливоснабжения источников тепловой энергии.

Общий показатель надежности систем теплоснабжения поселения, городского округа (при наличии нескольких систем теплоснабжения) определяется:

К сист над= " Qi * Ki " Qi , где

Кi - значения показателей надежности отдельных систем теплоснабжения;

Qi - расчетные тепловые нагрузки потребителей отдельных систем теплоснабжения.

Для муниципального образования города Кургана наиболее значимый вклад в общий показатель надежности вносят Курганская ТЭЦ, Курганская ТЭЦ-2.

Показатели надежности Курганской ТЭЦ

  1. Показатель надежности электроснабжения Курганской ТЭЦ (Кэ) характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания: Кэ = 1,0;

  2. Показатель надежности водоснабжения Курганской ТЭЦ (Кв) характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения: Кв =1,0;

  3. Показатель надежности топливоснабжения Курганской ТЭЦ (Кт) характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения: Кт = 1,0;

  4. Показатель соответствия тепловой мощности Курганской ТЭЦ и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей: (Кб) = 1,0;

  5. Показатель уровня резервирования (Кр) Курганской ТЭЦ и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию: Кр = 0,5;

  6. Показатель технического состояния тепловых сетей Курганской ТЭЦ (Кс), характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов: Кс = 0,5;

  7. Показатель интенсивности отказов тепловых сетей Курганской ТЭЦ (Котк), характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года: Котк = 1,0;

  8. Показатель относительного недоотпуска тепла Курганской ТЭЦ (Кнед) в результате аварий и инцидентов: Кнед = 1,0;

  9. Показатель качества теплоснабжения Курганской ТЭЦ (Кж), характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения: Кж = 1,0;

  10. Показатель надежности системы теплоснабжения Курганской ТЭЦ: Кнад = 0,875.

Показатели надежности Курганской ТЭЦ-2 ООО «Курганская ТЭЦ»

  1. Показатель надежности электроснабжения Курганской ТЭЦ-2 (Кэ) характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания: Кэ = 1,0;

  2. Показатель надежности водоснабжения Курганской ТЭЦ-2 (Кв) характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения: Кв =1,0;

  3. Показатель надежности топливоснабжения Курганской ТЭЦ-2 (Кт) характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения: Кт = 1,0;

  4. Показатель соответствия тепловой мощности Курганской ТЭЦ-2 и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей: (Кб) = 1,0;

  5. Показатель уровня резервирования (Кр) Курганской ТЭЦ-2 и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию: Кр = 1,0;

  6. Показатель технического состояния тепловых сетей Курганской ТЭЦ-2 (Кс), характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов: Кс = 1,0;

  7. Показатель интенсивности отказов тепловых сетей (Котк), характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года: Котк = 1,0;

  8. Показатель относительного недоотпуска тепла Курганской ТЭЦ-2 (Кнед) в результате аварий и инцидентов: Кнед = 1,0;

  9. Показатель качества теплоснабжения Курганской ТЭЦ-2 (Кж), характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения: Кж = 1,0;

  10. Показатель надежности системы теплоснабжения Курганской ТЭЦ-2: Кнад = 0,95;

Общие показатели надежности водогрейных котельных

  1. Показатель надежности электроснабжения ВК (Кэ) характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания: Кэ = 0,9;

  2. Показатель надежности водоснабжения ВК (Кв) характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения: Кв =0,7;

  3. Показатель надежности топливоснабжения ВК (Кт) характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения: Кт = 1,0;

  4. Показатель соответствия тепловой мощности ВК и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей: (Кб) = 1,0;

  5. Показатель уровня резервирования (Кр) ВК и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию: Кр = 0,5;

  6. Показатель технического состояния ВК (Кс), характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов: Кс = 0,6;

  7. Показатель интенсивности отказов тепловых сетей ВК (Котк), характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года: Котк = 1,0;

  8. Показатель относительного недоотпуска тепла ВК (Кнед) в результате аварий и инцидентов: Кнед = 1,0;

  9. Показатель качества теплоснабжения ВК (Кж), характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения: Кж = 1,0;

  10. Показатель надежности системы теплоснабжения водогрейных котельных: Кнад = 0,844;

Оценка надежности системы теплоснабжения

Общий показатель надежности системы теплоснабжения муниципального образования города Кургана составляет 0,882.

Полученные показатели надежности характеризуют систему теплоснабжения г. Кургана как надежную в соответствии с Приложением к Приказу Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 26 июля 2013 г. N 310 "Об утверждении Методических указаний по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения" [1].

Проблемы источников теплоснабжения и направления их решения

Основной проблемой источников теплоснабжения муниципального образования города Кургана является значительный износ и устаревание теплогенерирующего оборудования.

Продление сроков эксплуатации оборудования решает проблему износа оборудования на непродолжительный (5 - 10 лет) период.

Анализ эффективности и надежности тепловых сетей, имеющиеся проблемы и направления их решения

Таблица 2.1.3.6. Материальные характеристики сетей г. Кургана по годам

Наименование показателя

 Ед. изм.

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Физический износ теплосетей

%

60,1

61,3

63,5

64

68

72

Протяженность теплосетей со сроком эксплуатации более 25 лет

км

33,3

35,8

38,1

40,4

51,2

62

Отпуск теплоэнергии в сеть, в горячей воде

тыс. Гкал/год

2243,7

2212,8

2145

2426,3

2485,7

2608,8

Потери теплоэнергии в теплосетях

тыс. Гкал/год

283,3

276,7

286,3

430,8

429,7

419,6

Потери теплоэнергии в теплосетях в % от годового отпуска

%

12,6

12,5

13,3

17,8

17,3

16,1

Транспорт тепла от Курганской ТЭЦ до потребителей осуществляется по магистральным тепловым сетям к центральным тепловым пунктам (ЦТП) и индивидуальным тепловым пунктам потребителей (ИТП), от ЦТП по внутриквартальным распределительным тепловым сетям к потребителям. В ЦТП осуществляется приготовление горячей воды для отпуска потребителям. Подключение абонентов выполнено по зависимой схеме через индивидуальные тепловые пункты (ИТП), многоэтажные здания, этажностью свыше 12-ти этажей подключены по независимой схеме. ИТП зданий частично оборудованы узлами учета тепловой энергии. В летнюю ремонтную кампанию 2013 года проводится активная установка узлов учета тепловой энергии в ИТП жилых домов с нагрузкой более 0,2 Гкал/ч. Требуемый перепад давления у потребителей создает насосное оборудование центральных тепловых пунктов (ЦТП). Для приготовления горячей воды потребителям в ЦТП также установлены водоподогреватели горячего водоснабжения.

Магистральные тепловые сети закольцованы и имеют перемычки, что повышает надёжность системы теплоснабжения. Требуемый перепад давления в магистральных тепловых сетях создают подкачивающие насосные станции, в которых установлено насосное оборудование на подающем и обратном трубопроводах тепловой сети. В работе на город четыре насосные станции НС-1,2 НС-3,4, НС-5, НС-6, насосная станция на пос. Заозерный (НС-8,9) законсервирована в стадии строительства, насосная станция НС-7 на Октябрьский район зарезервирована, т.к. развитие района теплоснабжения (новое строительство) от данной насосной опередило строительство самой насосной, требуется к установке насосное оборудование более мощное по производительности и напору, чем запроектированное ранее. Из-за большой протяженности тепловых сетей возникают потери давления теплоносителя в трубопроводах. Для компенсации потерь давления на трубопроводах тепловых сетей установлены подкачивающие насосные станции.

Технологические потери при передаче тепловой энергии

Наиболее значимыми составляющими тепловых потерь в теплоэнергетических системах являются потери на объектах-потребителях. Наличие таковых не является прозрачным и может быть определено только после появления в тепловом пункте здания прибора учета тепловой энергии.

В самом распространенном случае таковыми являются потери:

  • в системах отопления, связанные с неравномерным распределением тепла по объекту потребления и нерациональностью внутренней тепловой схемы объекта (5-15%);

  • в системах отопления, связанные с несоответствием характера отопления текущим погодным условиям (15-20%);

  • в системах ГВС, из-за отсутствия систем рециркуляции горячей воды. В системах горячего водоснабжения с высоким соотношением материальной характеристики к присоединенной мощности теряется от 15% до 35% тепловой энергии;

  • в системах ГВС, из-за отсутствия или неработоспособности регуляторов горячей воды на бойлерах ГВС (до 15% нагрузки ГВС);

  • в трубчатых (скоростных) бойлерах, по причине наличия внутренних утечек, загрязнения поверхностей теплообмена и трудности регулирования (до 10-15% нагрузки ГВС).

Общие неявные непроизводительные потери на объекте потребления могут составлять до 45% от тепловой нагрузки.

Главной косвенной причиной наличия и возрастания вышеперечисленных потерь является отсутствие на объектах теплопотребления как приборов учета количества потребляемого тепла, так и систем тепловой автоматики.

Тепловая изоляция трубопроводов тепловых сетей выполнена, в основном, из минераловатных изделий, около 5% трубопроводов проложены в ППУ изоляции. В таблице 2.44 представлена информация по участкам тепловых сетей с нарушенной тепловой изоляцией, обнаруженной визуально при проведении энергетического обследования объектов СП «Тепловые сети» в 2011 году. Средний уровень потерь тепловой энергии через теплоизоляцию сетей превышает нормативные значения в 3.2 раза.

Анализ зон действия источников ресурсоснабжения и их рациональности, имеющиеся проблемы и их решения

Зона действия Курганской ТЭЦ ОАО «Курганская генерирующая компания»

Зона действия Курганской ТЭЦ распространяется центральную, северную часть и восточную часть города до ул. Половинская, жилой массив Заозерный. Зона эффективного действия Курганской ТЭЦ представлена в Обосновывающих материалах «Том 2. Перспективная схема теплоснабжения».

Зона действия Курганской ТЭЦ-2 ООО «Курганская ТЭЦ»

Зона действия Курганской ТЭЦ-2 распространяется на микрорайоны жилых массивов Заозерный, Рябково. Зона эффективного действия Курганской ТЭЦ-2 представлена в Обосновывающих материалах «Том 2. Перспективная схема теплоснабжения».

Зоны действия котельных

Таблица 2.1.3.7. Зоны действия котельных

Номер котельной

Зона действия

Радиус действия, км

Котельная №1,8

Район Рябково, квадрат улиц Марии Ульяновой - Черняховского - Чернышевского - Карбышева

0,95

Котельная №5

Мкр. Увал, ул. Миронова, 47

0,76

Котельная №11

Здание родильного дома, г. Курган, ул. Советская, 161, стр. 1

0,05

Котельная №12

Мкр. Черемухово, ул. Береговая , ул. Заречная, ул. Комсомольская, ул. Космонавтов, ул. Молодежная, , ул. Набережная, ул. Октябрьская, , пер. Зеленый, ул. Советская, ул. Школьная, ул. Южная.

1,47

Котельная №13

Калинина 105, 107, Комиссаров 65, 69, 69а, 71, 72а, 73, 75-1, 88, 92, Луначарского 100, 100/1, 100/2, 100/3, 102, 105, 107, Молодежи 78-1, 78-2, 78-3, Смирнова 7, 7-а, Чкалова 3, 9.

0,27

Котельная №14

9 Мая, 2Д, Кулибина 1Б, Пархоменко 59, Пархоменко 61

0,34

Котельная №15

Здание детского сада, г. Курган, ул. Урожайная, 14б,7А

0,05

Котельная №16

Общественные и жилые здания по улицам Достоевского, Котовского, Пугачева, Гайдара, Космонавтов, Макаренко

1,15

Котельная №17

Квадрат улиц Гагарина, бул. Мира, Чайковского, Котовского

0,64

Котельная №18

Мкр. Тополя, ул. Сиреневая

1,03

Котельная №20

Район Рябково, квадрат улиц Перова - Карбышева - Пригородная - Добролюбова

0,57

Котельная №22

Район Рябково, квадрат улиц Монтажников - Рылеева - Кузнецова - Карбышева

0,71

Котельная №23

Район Рябково, квартал Карбышева - Пригородная - Пирогова

0,58

Котельная №24

Мкр. Мостостроителей ул. Мостостроителей

0,77

Котельная №25

Район Рябково, квадрат улиц Чернореченская - Добролюбова - Афиногенова - Рылеева

1,15

Котельная №26

Квадрат улиц Гагарина - Гайдара - Декабристов - Котовского

0,68

Котельная №28

Мкр. Пригородный, ул. Юбилейная

1,1

Котельная №30

Здание школы №39

0,05

Котельная №31

Мкр. Затобольный

0,74

Котельная №32

Мкр. Глинки, здания по улицам Береговая, Центральная, Сибирская

0,55

Котельная №34

Район Рябково, квадрат улиц Чернореченская - Добролюбова - Афиногенова - Рылеева

1,15

Котельная №37

ул. Промышленная, д. 9В, 9Д, 18, 9А, 9Б, 9Г

0,22

Котельная №39

Мкр. Утяк, здания по ул. Советская, Садовая

0,5

Котельная №41

Здание общежития по ул. Машиностроителей 19

0,05

Котельная №44

Мкр. Керамзитный

0,73

Котельная ПИ

Здание Пограничного института, ул. Трактовая 1

1,17

Котельная ул. Грицевца, 105а

ул. Грицевца, д.103 А, 105

0,05

Котельная ОАО “Аэропорт Курган”

ул. Гагарина, 41

0,5

Котельная ООО “АК1230”

ул. Омская 145

0,2

Котельная ГУП “Лен Зауралья

Бурова-Петрова - Промышленная - Чернореченская

5,4

Котельная ООО «Молоко Зауралья»

пр. Машиностроителей - ул. Химмашевская - ул. Дзержинского

1,0

Котельная ПКЦ ОАО «РЖД», ул. Шевелевская, 1Б

Моторовагонное депо Курган, эксплуатационное вагонное депо Курган, здание дежурного склада (ст. Курган), Южно-Уральская дирекция по управлению терминально-складским комплексом, ремонтное локомотивное депо Зауралье, ОАО «Первая грузовая компания» - адм. помещение, ОАО «ФПК», ОАО «Водный союз, ИП Булеев Е. А., население - ул. Вагонная, ул. Омская, Ул. Петропавловская, ул. Шевелевская

3

Котельная ПМС-172 ОАО «РЖД»

ул. Лесная

1

Котельная Курган-грузовой, ОАО «РЖД»

Здание гаража, адм. здание.ул. Омская, 177

0,5

Котельная ул. Гагарина, ООО «Управляющая компания «Уют»

ул. Гагарина, 34а

0,05

Котельная ул. 9 Мая, ООО «Управляющая компания «Уют»

ул. 9 Мая, 4а, 4б, 4в корп. 1, 2

0,1

Котельная ОАО «Курганхиммаш»

ООО «Комбинат питания №12» ул. Химмашевская, 11

5,72

Анализ имеющихся резервов и дефицитов мощности в системе теплоснабжения и ожидаемых резервов и дефицитов на перспективу, с учетом будущего спроса

Резервы и дефициты мощности системы теплоснабжения определяются как разность тепловой мощности нетто и присоединенной тепловой нагрузки за вычетом потерь тепловой энергии в сетях. Рассмотрены источники тепловой энергии, вырабатывающие тепловую энергию на нужды отопления и ГВС жилых и административных объектов города Кургана. Котельные, работающие на закрытые сети предприятий, не имеющих связей с сетями города, в баланс не включены.

Балансы установленной мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников теплоснабжения представлены в таблице 2.1.3.8. Величина тепловых потерь тепловой мощности в тепловых сетях определена расчетным путем. Присоединенная тепловая нагрузка является суммарной величиной договорных тепловых нагрузок потребителей тепловой зоны. Присоединенная тепловая нагрузка, включенная в вышеприведенный баланс мощностей, оценивалась исходя из заявленных величин тепловой мощности потребительских теплоиспользующих установок. При этом фактически используемая тепловая мощность, значительно ниже, чем заявляемые в договорах теплоснабжения, величины.

Сопоставление заявленных и фактических нагрузок указывает на то, что запаса неиспользуемой мощности хватает для покрытия пиковых нагрузок (режим потребления максимально-часовой нагрузки, возникающий при расчетной температуре наружного воздуха (температуры наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92) и максимальном расходе воды используемой для нужд горячего водоснабжения).

Таблица 2.1.3.8. Балансы тепловой мощности источников теплоснабжения муниципального образования города Кургана на 2014 г., Гкал/ч

Источник теплоснабжения

Уст.мощн.

Распо-

лагаемаямощн.

Собствен-ные нужды

Тепловая мощность,нетто

Потери в сетях

Присоеди-

ненная нагрузка

Полезная мощность (отпуск)

КТЭЦ

1317,00

985,00

23,90

961,10

107,43

762,00

654,57

КТЭЦ-2

250,00

200,00

5,00

195,00

12,10

85,14

73,04

Котельная №1,8

44,00

43,50

0,98

42,52

4,95

34,72

29,77

Котельная №5

7,85

7,66

0,15

7,51

0,95

3,75

2,80

Котельная №11

0,95

0,95

0,00

0,95

0,00

0,29

0,29

Котельная №12

6,00

5,79

1,36

4,43

1,36

3,05

1,69

Котельная №13

6,14

3,24

0,12

3,12

0,19

1,95

1,76

Котельная №14

8,84

4,51

0,17

4,34

0,30

2,90

2,60

Котельная №15

0,26

0,25

0,01

0,24

0,00

0,24

0,24

Котельная №16

43,20

24,99

0,43

24,56

1,40

14,23

12,83

Котельная №17

10,70

6,57

0,14

6,43

1,20

4,73

3,53

Котельная №18

9,44

8,88

0,22

8,66

2,40

3,34

0,94

Котельная №20

17,20

11,26

0,14

11,12

1,61

9,18

7,57

Котельная №22

30,40

17,60

0,31

17,29

1,60

12,06

10,46

Котельная №23

11,08

8,72

0,30

8,42

1,10

5,62

4,52

Котельная №24

1,48

1,48

0,03

1,45

0,10

0,74

0,64

Котельная №25 совместно с котельной №34

33,20

15,23

0,21

15,02

1,30

12,76

11,46

Котельная №26

18,00

9,03

0,31

8,72

1,48

4,54

3,06

Котельная №28

1,62

1,57

0,02

1,55

0,53

0,37

0,37

Котельная №30

0,74

0,74

0,06

0,68

0,00

0,23

0,23

Котельная №31

1,48

1,48

0,02

1,46

0,42

0,78

0,36

Котельная №32

6,40

5,58

0,16

5,42

0,16

1,71

1,55

Котельная №37

0,26

0,25

0,00

0,25

0,05

0,11

0,06

Котельная №39

3,27

3,16

0,05

3,11

0,62

2,01

1,39

Котельная №41

0,26

0,25

0,01

0,24

0,01

0,25

0,24

Котельная №44

34,20

34,20

0,00

34,20

1,59

9,28

7,69

Котельная ПИ

16,00

16,00

0,24

15,76

1,50

7,82

6,32

кот. Грицевца,105а

0,16

0,12

0,00

0,12

0,01

0,15

0,14

ОАО "Курганмашзавод"

175,00

175,00

0,70

174,30

17,50

87,50

70,00

ОАО «Кургансельмаш»

88,00

88,00

0,35

87,65

8,80

44,00

35,20

ОАО «Курганхиммаш»

47,62

47,62

0,19

47,43

1,63

8,16

6,53

ОАО «Аэропорт Курган»

2,80

2,80

0,01

2,79

0,38

1,90

1,52

ГУП "Лен Зауралья"

8,00

8,00

0,03

7,97

1,10

5,50

4,40

ООО "АК 1230"

1,08

1,08

0,00

1,08

0,20

0,98

0,78

ОАО "РЖД" ПКЦ

37,20

37,20

0,15

37,05

3,92

19,59

15,67

ОАО "РЖД" ПМС-172

3,02

3,02

0,01

3,01

0,24

1,19

0,95

ОАО "РЖД" Курган-грузовой

1,85

1,85

0,01

1,84

0,09

0,47

0,38

ООО "УК Уют", Гагарина 9

0,48

0,48

0,00

0,48

0,04

0,20

0,16

ООО "УК Уют", 9 Мая 4

3,38

3,38

0,01

3,37

0,38

1,89

1,51

ООО "Молоко Зауралья"

30,38

30,38

0,12

30,26

1,85

9,24

7,39

Итого:

2278,93

1816,81

35,92

1780,89

180,49

1164,56

984,60

Таблица 2.1.3.9. Профицит тепловой мощности, Гкал/ч

Источник теплоснабжения

Профицит тепловой мощности, Гкал/ч

Профицит тепловой мощности % от установленной

КТЭЦ

199,10

15,12

КТЭЦ-2

109,86

43,94

Котельная №1,8

7,80

17,73

Котельная №5

3,76

47,90

Котельная №11

0,66

69,47

Котельная №12

1,38

23,00

Котельная №13

1,17

19,06

Котельная №14

1,44

16,29

Котельная №15

0,01

1,94

Котельная №16

10,33

23,91

Котельная №17

1,70

15,89

Котельная №18

5,32

56,36

Котельная №20

1,94

11,28

Котельная №22

5,23

17,20

Котельная №23

2,80

25,27

Котельная №24

0,71

47,97

Котельная №25 (совместно с котельной №34)

2,26

6,81

Котельная №26

4,18

23,22

Котельная №28

1,18

72,59

Котельная №30

0,45

60,81

Котельная №31

0,68

45,95

Котельная №32

3,71

57,97

Котельная №37

0,14

52,71

Котельная №39

1,10

33,69

Котельная №41

-0,01

-3,88

Котельная №44

24,92

72,87

Котельная ПИ

7,94

49,63

кот. Грицевца,105а

-0,03

-20,63

ОАО "Курганмашзавод"

86,80

49,60

ОАО "Кургансельмаш"

43,65

49,60

ОАО « Курганхиммаш»

39,27

82,47

ОАО "Аэропорт Курган"

0,89

31,79

ГУП "Лен Зауралья"

2,47

30,88

ООО "АК 1230"

0,10

9,26

ОАО "РЖД" ПКЦ

17,46

46,94

ОАО "РЖД" ПМС-172

1,82

60,26

ОАО "РЖД" Курган-грузовой

1,37

74,05

ООО "УК Уют", Гагарина 9

0,28

58,33

ООО "УК Уют", 9 Мая 4

1,48

43,79

ООО "Молоко Зауралья"

21,02

69,19

Итого:

616,32

37,76

Из таблицы 2.1.3.9 видно, что дефицит мощности источников теплоснабжения в большинстве случаев отсутствует. В целом имеется значительный резерв тепловой мощности. Общий профицит мощности по состоянию на момент разработки программы составляет 616,3 Гкал/ч.

Прогноз дефицита тепловой мощности на перспективный период основывается на данных прогнозного спроса на тепловую энергию в соответствии с информацией о перспективных объемах строительства жилого фонда и общественных зданий муниципального образования города Кургана. Приросты тепловых нагрузок, обусловленные вновь вводимыми в эксплуатацию жилыми и административными зданиями, рассмотрены в главе 1.

При соблюдении требований Приказа Министерства регионального развития Российской Федерации от 17.05.2011 № 224 "Об утверждении требований энергетической эффективности зданий, строений, сооружений" по снижению к 2020 году уровня потребления тепловой энергии на 40% на нужды отопления вновь построенными и капитально отремонтированными жилыми и административными зданиями и сохранении суммарной установленной мощности существующего оборудования профицит тепловой мощности источников теплоснабжения составит к 2028 году 585,9 Гкал/ч.

Расчет тепловых нагрузок проектируемой и сохраняемой застройки районов города приведены в Приложении 13. Нагрузки определены для расчетной температуры наружного воздуха -37°С, по укрупнённым показателям на расчётный срок ПКР.

Анализ показателей готовности системы теплоснабжения, имеющиеся проблемы и их решения

Готовность теплоснабжающих организаций к проведению аварийно-восстановительных работ базируется на показателях:

  • укомплектованности ремонтным и оперативно-ремонтным персоналом;

  • оснащенности машинами, специальными механизмами и оборудованием;

  • наличия основных материально-технических ресурсов;

  • укомплектованности передвижными автономными источниками электропитания для ведения аварийно-восстановительных работ.

Показатель укомплектованности персоналом (Кп) определяется как отношение фактической численности к численности по действующим нормативам.

Нормативная численность рассчитывается по «Нормативам численности промышленно-производственного персонала тепловых сетей. Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России» ОАО "ЦОТЭНЕРГО" 03.12.2004 г.», как функция приведенной площади и протяженности тепломагистралей.

Таблица 2.1.3.10 Физические параметры тепломагистралей

Назначение,

способ прокладки

Протяженность, м, L

Средний диаметр, м, D

S, = LxD м2

Приведенная площадь, м2

ТС надземн.

200 084

0,241

48 220

36 647

ТС подземн.

120 489

0,241

29 038

29 038

ГВС надземн

63 023

0,085

5 357

-

ГВС подземн

45 056

0,085

3 830

-

Приведенная площадь

-

-

-

65 685

Показатель оснащенности машинами, специальными механизмами и оборудованием (Км) принимается как среднее отношение фактического наличия к количеству, определенному по нормативам, по основной номенклатуре:

Km = Kfm + Knmn

где Kfm, Knm - показатели, относящиеся к данному виду машин, механизмов, оборудования;

n - число показателей, учтенных в числителе.

Показатель наличия основных материально-технических ресурсов (Ктр) определяется аналогично по основной номенклатуре ресурсов (трубы, компенсаторы, арматура, сварочные материалы и т.п.). Принимаемые для определения значения общего Ктр частные показатели не должны быть выше 1,0.

Показатель укомплектованности автономными источниками электропитания (Кист) вычисляется как отношение фактического наличия (в единицах мощности - кВт) к потребности.

Таблица 2.1.3.11. Показатели готовности СП “Тепловые сети” к выполнению аварийно-восстановительных работ

Наименование показателя

Обозн.

Значение

Укомлектованность персоналом

Кп

1.0

Оснащенность машинами, спецмеханизмами и оборудованием

Км

1.0

Наличие основных МТР

Ктр

1.0

Укомплектованность автономными источниками электропитания

Кист

1.0

Обобщенный показатель готовности к выполнению аварийно-восстановительных работ определяется следующим образом:

Кгот = 0,25 • Кп + 0,35 • Км + 0,3 • Ктр + 0,1 • Кист

Общая оценка готовности дается по следующим категориям:

Кгот

(Кп; Км; Ктр)

Категория готовности

0,85 - 1,0

0,75 и более

удовлетворительная готовность

0,85 - 1,0

до 0,75

ограниченная готовность

0,7 - 0,84

0,5 и более

ограниченная готовность

0,7 - 0,84

до 0,5

неготовность

менее 0,7

-

неготовность

Обобщенный показатель готовности к выполнению аварийно-восстановительных работ СП “Тепловые сети” Кгот = 1.0, таким образом подразделение СП “Тепловые сети” ОАО “Курганская генерирующая компания” соответствует категории готовности “удовлетворительная”.

Правовые акты, устанавливающие порядок оценки готовности систем теплоснабжения к прохождению отопительного сезона, на момент подготовки Программы отсутствовали. “Методические указания по определению готовности систем теплоснабжения к прохождению отопительного сезона. МУ 34-70-171-87”, утвержденные Главтехуправлением 3 июня 1987 г. и Главгосэнергонадзором 31 июля 1987 г. признаны недействующими на территории РФ в соответствии с Приказом №16 Министерства энергетики РФ от 19.01.2012.

Воздействие на окружающую среду, имеющиеся проблемы и их решения

Источники тепловой энергии оказывают следующие виды воздействия на окружающую среду:

  • выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ;

  • сбросы загрязняющих веществ в водные объекты;

  • размещение отходов производства;

  • шумовое загрязнение;

  • тепловая эмиссия;

  • электромагнитные поля.

Самым большим источником выбросов загрязняющих веществ от деятельности теплоснабжающих организаций муниципального образования города Кургана является Курганская ТЭЦ ОАО «Курганская генерирующая компания».

На КТЭЦ установлено 6 энергетических котлов и 5 пиковых котлов. Котлы БКЗ-420-120 оборудованы мокрыми золоулавливающими установками типа МВУООРГРЭС по 5 аппаратов на котел (с эффективностью очистки 94-95%) , на котлоагрегате БКЗ-420-140-5 ст.№13 установлены пять кольцевых эмульгаторов (степень очистки дымовых газов от золы в этом устройстве составляет 99,6 %).

Анализ выбросов в атмосферный воздух загрязняющих веществ

В 2011 г. фактическое количество вредных веществ, отходящих от всех стационарных источников ОАО “Курганская генерирующая компания”, составило 89786 тонн. Поступило на очистные сооружения 81210 тонн, из них уловлено 74349 тонн.

Фактическое количество выброшенных в атмосферу загрязняющих веществ 15438 тонн, в том числе:

  • твердые - 2794 тонн;

  • газообразные - 12644 тонн;

  • из них: диоксид серы -4193 тонн;

  • оксид углерода - 1982 тонн;

  • оксиды азота (в пересчете на NO2) - 5554 тонн;

  • в пересчете на NO - 903 тонн.

По сравнению с 2010 г. в 2011 г. объем выбросов вредных веществ снизился на 1807 тонн, что объясняется снижением количества сожженного угля. В 2011 году расход экибастузского угля снизился на 57447 тонн, челябинского на 1165 тонн натурального топлива. Выброс загрязняющих веществ снизился и в настоящее время не превышает предельно допустимых выбросов (ПДВ).

Значительное влияние на количество выбросов в атмосферу оказывает режим работы котельного оборудования. Качественная настройка режимов горения позволяет уменьшить количество вредных выбросов и существенно повысить экономичность работы оборудования.

Для этого необходимо осуществлять регулярные мероприятия по:

  • лабораторному контролю уходящих газов от котлов ;

  • техническому обслуживанию и поверке газоанализаторов;

  • контролю качества атмосферного воздуха на границе санитарно-защитной зоны;

Объем сбросов загрязняющих веществ в водные объекты предприятиями ОАО «Курганская генерирующая компания» в 2013 составил 1 993 тыс. м3, объемы отходов производства - 32 875 тонн, из них золошлаковых отходов (ЗШО) - 29 955 тонн.

По данным ОАО «Курганская генерирующая компания» уровень звукового давления на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) Курганской ТЭЦ соответствует нормативному значению, согласно расчету шумового воздействия. Замеры уровней шума не проводятся.

Курганские тепловые сети ОАО «Курганская генерирующая компания» являются незначительным источником загрязнения атмосферного воздуха.

Фактические выбросы за 2011 год составили 634 тонн, не превышающие ПДВ.

Из них:

  • твердые - 44 тонн;

  • газообразные - 590 тонн.

Таблица 2.1.3.12. Объемы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу оборудованием Курганской ТЭЦ

Объем выбросов в атмосферный воздух загрязняющих веществ (тонн/год):

2011 г.

2012 г.

2013 г.

NOх

6457

н/д

5417

SO2

4193

2600

1521

CO

1982

1900

2080

Парниковые газы:

- CО2

н/д

н/д

1656218

Основные направления решения проблем воздействия на окружающую среду при производстве тепловой энергии

С целью снижения вредных воздействий на окружающую среду ОАО «Курганская генерирующая компания» разработана экологическая политика, определяющая принципы, цели и задачи, а также основные направления деятельности в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности на долгосрочный период.

Таблица 2.1.3.13. Объемы платы за негативное воздействие на окружающую среду, руб.

Год

Оплачено

Начислено

2010

2 476 382,03

3 391 076,52

2011

4 302 163,65

3 855 651,00

2012

3 893 412,03

3 470 703,99

2013

2 695 996,71

2 729 435,84

2014 (1 полугодие)

1 829 896,99

1 137 773,95

Для достижения целей повышения уровня экологической безопасности и уменьшения вредного воздействия на окружающую среду производства, транспорта и распределения тепловой энергии ОАО «Курганская генерирующая компания» предусматривает решение следующих задач:

  • Снижение объемов выбросов в атмосферу;

  • Сокращение сбросов загрязняющих веществ в водные объекты;

  • Рациональное использование водных ресурсов тепловыми электростанциями;

  • Сокращение образования производственных отходов;

  • Использование золошлаковых отходов;

  • Снижение потерь энергии в тепловых сетях.

Создание условий и механизмов, обеспечивающих минимизацию негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду.

Основные направления деятельности ОАО «Курганская генерирующая компания» для решения поставленных задач в области экологии:

  • Технологическое перевооружение и постепенный вывод из эксплуатации устаревшего оборудования, внедрение наилучших существующих технологий при производстве, транспортировке и распределении тепловой и электрической энергии;

  • Реализация мероприятий по повышению эффективности топливообеспечения;

  • Сокращение образования отходов производства и обеспечение безопасного обращения с ними, реализация мероприятий по переработке отходов;

  • Предотвращение загрязнения водных объектов и сохранение биологических ресурсов;

  • Активное участие в совершенствовании действующего законодательства в области охраны окружающей среды;

  • Разработка стандартов организации и подготовка предложений по формированию на их основе национальных экологических стандартов в области энергетики;

  • Совершенствование системы управления в области охраны окружающей среды, природопользования, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, внедрение системы экологического менеджмента. Для ее создания необходимо обеспечить:

  1. Регулярное проведение экологического аудита;

  2. Проведение оценки промышленных и экологических рисков, разработку и реализацию мер по их снижению, компенсации обусловленных ими потерь;

  3. Принятие мер по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций, приводящих к негативным экологическим последствиям;

  4. Планирование хозяйственной деятельности с учетом целевых экологических показателей, оценка и контроль их достижения;

  5. Повышение квалификации персонала, обслуживающего энергообъекты, ответственного за промышленную и экологическую безопасность производства;

  6. Проведение экологического мониторинга, формирование экологической отчетности;

  7. Управление экологическими рисками, разработка и реализация мер по их снижению, а также компенсация обусловленных ими потерь;

  8. Разработка и внедрение экономических механизмов стимулирования сокращения выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду;

  9. Соблюдение подрядчиками, проводящими работы на объектах Общества, стандартов и норм в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда.

Проблемы системы теплоснабжения города Кургана

Развитие схемы теплоснабжения города отстает от потребностей жилищно-коммунального комплекса, тормозит перспективную застройку города.

Основные проблемы теплоснабжения города Кургана, не позволяющие обеспечить необходимый уровень объемов и качества предоставления услуг:

  • Оборудование Курганской ТЭЦ морально и физически устарело и имеет большой износ;

  • Тепловые сети имеют значительный износ. В настоящее время более 80 % тепловых сетей эксплуатируются более 10 лет, из них 35% эксплуатируются уже свыше 25 лет, а на некоторых участках свыше 40 лет. При нормативном сроке эксплуатации тепловых сетей 25 лет, реальный безаварийный срок службы составляет 8 - 12 лет;

  • Большие тепловые потери в тепловых сетях, в среднем по г. Кургану превышающие 20%.

  • Установленное тепломеханическое оборудование центральных тепловых пунктов города и котельных в ряде случаев имеет незначительный резерв свободной мощности, физически и морально устарело;

  • Трубопроводы горячего водоснабжения выходят из строя и требуют замены уже через 2-3 года эксплуатации, вследствие внутренней и внешней коррозии;

  • Отсутствуют трубопроводы циркуляции горячего водоснабжения (обратный трубопровод ГВС) к жилым домам, поэтому у жителей города возникают жалобы на неудовлетворительное горячее водоснабжение, низкую температуру горячей воды;

  • Из стальных водопроводов в водопроводную воду попадает ржавчина, не обеспечиваются требования к воде питьевого качества согласно СанПиН 2.1.4.2496-09 «Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжении».

Наиболее серьезные проблемы системы теплоснабжения, связанные с гидравлическим режимом тепловых сетей:

  • Низкая пропускная способность теплосетей «Южная», «Северная-2»;

  • Располагаемые напоры давлений на отдельных участках теплосетей «Южная» и «Северная-2» составляют недостаточную либо отрицательную величину при норме располагаемого напора на элеваторных узлах потребителей 1,0-1,5 кгс/см2;

  • На теплосетях «Южная» и «Северная-2» давление в обратных трубопроводах достигает 9-10 кгс/см2, при давлении в подающем трубопроводе 3,0-4,0 кгс/см2;

  • На «Южной» теплосети высокие линейные удельные потери напора теплоносителя при норме 6 - 7 мм/метр на отдельных участках составляют 10,3 - 11 мм/метр;

  • НС №7 не используется в связи с тем, что располагаемая тепловая мощность станции по проекту составляет 1600 тонн/час, требуемая минимальная тепловая мощность к моменту запуска составила с учетом дополнительной жилой застройки 2000 тонны/час.

  • Располагаемые напоры давлений на многих участках составляют недостаточную и даже отрицательную величину при норме 2 ати;

  • В обратных трубопроводах многих магистральных узлов давление превышает допустимую величину 6 ати;

  • Критические режимы ограничивают передачу требуемого объёма ресурсов (тепловой энергии) потребителям, создают проблемы выдачи технических условий на подключение объектов капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения;

Реконструкция существующей системы теплоснабжения в проблемных местах позволит увеличить пропускную способность теплосетей и обеспечит подключение дополнительной тепловой нагрузки.

Прирост подключаемых тепловых нагрузок, без осуществления технических мероприятий по реконструкции тепловых сетей, исчерпал резервы пропускной способности тепловых сетей, фактические величины гидравлических эксплуатационных режимов достигли критических параметров, а именно:

На основании Заключения «Разработка расчётного эксплуатационного режима системы теплоснабжения г. Кургана от Курганской ТЭЦ на уровне нагрузок 2001 - 2003 гг.», выполненного ОАО «УралОРГРЭС», Технического заключения «Разработка расчётного эксплуатационного гидравлического режима системы централизованного теплоснабжения г. Кургана на уровне нагрузок 2008 - 2009 гг.», выполненного Предприятием «УралОРГРЭС» установлено, что сопоставление расчетных эксплуатационных гидравлических режимов системы централизованного теплоснабжения г. Кургана и фактических величин гидравлических эксплуатационных режимов по состоянию на 1 января 2011г. (Техническое обоснование ОАО «Курганская генерирующая компания») указывает на исчерпание пропускной способности тепломагистралей и ограничениях по передаче требуемого объема ресурсов (тепловой энергии) потребителям. Дальнейшее подключение тепловых нагрузок без увеличения диаметров трубопроводов невозможно.

На основании Заключения Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Курганской области №01-20/278 от 05.03.2009 г. в целях увеличения пропускной способности и приведения системы централизованного теплоснабжения г. Кургана в соответствие требованиям безопасности и устойчивости теплоэнергетики г. Кургана рекомендовано осуществить мероприятия по улучшению ситуации, а именно: разработать и утвердить в установленном порядке инвестиционную программу, направленную на реконструкцию тепломагистралей г. Кургана.

Выводы

С пуском в эксплуатацию Курганской ТЭЦ-2 за счет централизации и объединения систем теплоснабжения ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 с магистральными тепловыми сетями, объединенными в кольцевую схему, улучшился гидравлический режим магистральных тепловых сетей, повысилась надежность и качество теплоснабжения существующих потребителей жилого массива Заозерный, снизилась себестоимость производства тепловой энергии за счет применения современных технологий и оборудования. Обеспечивается покрытие перспективных тепловых нагрузок, связанных с вводом нового жилья.

Для покрытия прироста перспективных тепловых нагрузок необходимо выполнить мероприятия по увеличению пропускной способности существующих магистральных тепловых сетей ОАО «Курганская генерирующая компания». В частности, для покрытия нагрузок районов Центральный и Западный необходимо:

  • выполнить реконструкцию насосных станций № 1,2 по ул. Рихарда Зорге со строительством нового здания и заменой физически и морально устаревшего оборудования; насосная находится в эксплуатации с 1962г;

  • выполнить реконструкцию насосной №7 с увеличением производительности насосного оборудования и доведением расхода сетевой воды через насосную с 1600 куб. м. в час до 2500 - 3000 куб. м. в час;

  • выполнить реконструкцию тепловых сетей с увеличением диаметров трубопроводов на участках:

  1. от ТС-247 до насосной №1,2 с 2Ду 700 мм на 2Ду 800 мм;

  2. от НС-1,2 до ТК-32 (ул. Рихарда Зорге - Косая) с 2Ду 700 мм на 2Ду 800 мм;

  3. от ТК-39А до ТК-39/6 (ул. Кирова - М. Горького) с 2Ду 500 мм на 2Ду 600 мм;

  4. от ШП доТК-50 (ул. Пролетарская от ул. Станционная до ул. К. Мяготина) с 2Ду 700 мм на 2Ду 800 мм;

  5. от ТК-50/1 до ТК-39/19 (ул. К. Мяготина - Савельева) 2Ду 500 мм на 2Ду 700 мм;

  6. от ТК-39/19 до ТК-39/20 (ул. М. Горького) с 2Ду 500 мм на 2Ду 600 мм.

Обеспечение нагрузок жилых массивов Северный и Заозерный невозможно без увеличения пропускной способности тепломагистрали «Север-1». Для увеличения пропускной способности тепломагистрали “Север-1” необходимо:

  • завершить начатое строительство повысительных насосных станций №8, 9 по ул. Мостостроителей;

  • проложить дополнительный трубопровод 1Ду1000мм от ПСЗ-1/3 до ПСЗ-3/3 с использованием существующих трубопроводов 2Ду700мм в качестве обратной магистрали;

  • увеличить диаметр трубопроводов тепловой сети по пр. Маршала Голикова с 2Ду500мм на 2Ду700мм, 600мм.

Проектные тепловые сети предусматривается выполнить в пенополиуретановой изоляции и объединить их в единую тепловую сеть от Курганской ТЭЦ и Курганской ТЭЦ-2 через промышленный район по ул. Бурова - Петрова 2Ду 500 мм и через жилой массив Заозерный по пр. Маршала Голикова 2Ду 700 мм и по ул. 9 Мая 2Ду 400 мм.

Так как в жилом массиве Восточный не планируется строительство нового жилья и реконструкция действующего по техногенным условиям (зона аэропорта) перевод его на централизованное теплоснабжение экономически не выгоден из-за больших затрат на строительство магистральных теплотрасс. Система теплоснабжения Восточного жилого массива остаётся децентрализованной от нескольких котельных малой и средней мощности.

Теплоснабжение районов, расположенных обособленно от центральной части города, оставить от собственных существующих котельных. При газификации этих районов индивидуальную жилую застройку перевести на децентрализованную систему отопления от автономных источников тепла. Автономными источниками тепла и горячего водоснабжения могут служить индивидуальные газовые котлы совместно с газовыми водонагревателями или двухконтурные газовые котлы. Микрорайоны Старокомогоровка, Ниж. Утятка и Шепотки, которые не подлежат газификации, отапливаются от индивидуальных котлов на твёрдом топливе (уголь, дрова) или по возможности от электрокотлов в административных зданиях. Тепловая нагрузка на отопление всей индивидуальной жилой застройки составит 154,3 Гкал/ч (373 660 Гкал/год). Перевод индивидуальной жилой застройки на децентрализованную систему отопления и ГВС от индивидуальных газовых котлов сделает комфортным, более качественным и экономичным теплоснабжение и ГВС частного сектора.

Крупные промышленные котельные сохраняются для обеспечения теплом промышленных предприятий. Общая мощность крупных промышленных котельных составит около 449 Гкал/ч. Общая мощность коммунальных котельных составит около 126,4 Гкал/ч на природном газе и 10,2 Гкал/ч на мазуте и угле.

      1. Краткий анализ существующего состояния СЭС

Внешнее электроснабжение города Кургана осуществляется от энергосистемы Курганской области (ОАО «Курганэнерго» и ОАО «Энергокурган», объединенные в ОАО «Курганэнерго»), входящей в Объединенную энергосистему Урала.

ОАО «ЭнергоКурган» и ОАО «Курганэнерго»», объединенные в ОАО «Курганэнерго», являются основными сетевыми компаниями Курганской области, объединяющими в себе до 95% сетей. Компании осуществляют передачу электрической энергии по распределительным сетям напряжением 0,4-110 кВ, а также предоставляют возможность технологического присоединения к электрическим сетям.

Режим работы Курганской ЭС характеризуется приемом мощности по системообразующим связям из Тюменской, Свердловской и Челябинской ЭС, а также из Единой электроэнергетической системы Республики Казахстан. Наблюдается отдача по связям 220 кВ в Челябинскую и Свердловскую ЭС и ЕЭС Казахстана.

На территории Курганской области находится узловой электросетевой объект - понизительная подстанция ПС 500/220/10 кВ «Курган», мощностью 1002 МВА и системообразующие высоковольтные линии электропередачи ВЛ 500 кВ:

- ВЛ 500 кВ «Курган - Беркут» (Тюменская область);

- ВЛ 500 кВ «Курган - Козырево» (Челябинская область);

- ВЛ 500 кВ «Курган - Аврора» (Республика Казахстан).

От ПС 500/220/10 кВ «Курган» по ВЛ 220 кВ «Курган-Промышленная» питается центральная понизительная подстанция города Кургана - ПС 220/110/10/6 кВ «Промышленная», которая питает ряд крупных промышленных предприятий. От ПС 220/110/10/6 кВ «Промышленная», по линиям электропередачи 110 кВ получает питание целый ряд понизительных подстанций номиналом 110 кВ, обеспечивающих электрической энергией потребителей города, соединенных между собой по кольцевой схеме. Карта электроснабжения города Кургана приведена на рисунке 1.

В юго-западной части г. Кургана расположена Курганская ТЭЦ-1, являющаяся источником генерации электрической энергии. Отпуск мощности с ТЭЦ-1 осуществляется по ВЛ 35 кВ, ВЛ 110 кВ и через генераторные распределительные устройства ГРУ-10 кВ. Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования Курганской ТЭЦ-1 составляет 480 МВт.

В северном промышленном районе города в 2013 году был произведен ввод в эксплуатацию газотурбинной Курганской ТЭЦ - 2 Общества с ограниченной ответственностью «Курганская ТЭЦ» установленной электрической мощностью 225,2 МВт.

В дальнейшем планируется ввод объекта ТЭЦ-3 мощностью 23,3 МВт, ввод которой в эксплуатацию планируется в 2014 году.

Распределение и передача электроэнергии потребителям МО г. Курган осуществляется по электрическим сетям, обслуживаемым ОАО «КурганЭнерго» и филиалами ОАО «ЭнергоКурган», объединенными в ОАО «Курганэнерго», «Курганские городские электрические сети» и «Курганские электрические сети» .

Филиалы ОАО «Курганэнерго» отвечает за передачу, распределение и эксплуатацию внутригородских электрических сетей 6, 10, 0,4 кВ.

Схема распределительных сетей построена с большим количеством радиальных отпаек, что в сочетании с тупиковыми трансформаторными подстанциями (ТП) затрудняет локализацию аварийных участков. Это приводит к тому, что при аварии на радиальном участке большая часть потребителей, подключенных к данному фидеру, остается без электроснабжения на весь период локализации аварии.

Внешнее электроснабжение муниципального образования - город Курган осуществляется от 21 энергоподстанций напряжением 220, 110, 35 кВ представленных в таблице 2.1.2. Количество силовых трансформаторов установленных в подстанциях, составляет 47 единиц, общей установленной мощностью 1340,4 МВА.

Внутригородское распределение электроэнергии осуществляется от 41 распределительного пунктов 6-10 кВ. Электроснабжение населения города получают напряжение через понизительные трансформаторных подстанций, общее количество которых составляет 1054 единицы (см. Приложение 1). Установленная мощность силовых трансформаторов установленных в ТП составляет 606,409 МВА.

Транспорт электроэнергии по сетям 6, 10, 0,4 кВ осуществляется по воздушным и кабельным линиям общей протяженность 1436,24 км (см. Приложение 2 обосновывающих материалов «Том 3.Перспективная схема электроснабжения»).

В 2013 году прием электроэнергии в сеть составил 1 201, 757 млн.кВт*ч. Фактические потери электроэнергии составили 79,763 млн.кВт*ч (6,64%). Полезный отпуск в сеть 1 121,757 млн.кВт*ч.

Удельный вес жилищного фонда, оборудованного централизованным электроснабжением - 100%.

Таблица 2.1.4.1 - Основные технические характеристики

№ п/п

Наименование

Ед. изм.

Значение

Внешние сети

1

Подстанции 220, 110, 35 кВ

шт.

21

2

Количество силовых трансформаторов 220, 110, 35 кВ

шт.

47

3

Мощность трансформаторов

 

 

 

220 кВ

МВА

400

 

110 кВ

МВА

887,3

 

35 кВ

МВА

53,1

Внутригородские сети

1

Распределительные пункты 6-10 кВ

шт.

41

2

Трнасформаторные подстанции 6-10 кВ

шт.

1054

3

Силовых трансформаторов

шт.

1480

4

Установленная мощность трансформаторов

МВА

606,409

5

Протяженность линий электропередач

км

1436,24

 

Воздушные линии 6-10 кВ

км

173,6

 

Воздушные линии 0,4 кВ

км

327,9

 

Кабельные линии 6-10 кВ

км

629,14

 

Кабельные линии 0,4 кВ

км

305,6

Электрические сети города Кургана обеспечивают питание потребителей на напряжении 6, 10, 0,4 кВ. Большая часть сетей и сетевых объектов построены 30 - 35 лет назад (центральная часть города, районы со сложившейся застройкой, промзона). Сечения большинства существующих линий электропередач, мощности установленных силовых трансформаторов были выбраны согласно нагрузок имевшихся на тот момент, без учёта перспективного развития. Здания распределительных устройств многих РП и ТП не предусматривают возможность расширения и установки дополнительного оборудования. Существующее оборудование устарело и выработало установленный ресурс. Также в распределительных сетях отсутствуют технические средства регулирования напряжения, что делает невозможным обеспечение надлежащей надежности и качества электроэнергии.

Таблица 2.1.4.2 - Состояние кабельных линий 6-10 кВ г.Кургана

№ п/п

Продолжительность эксплуатации, год

Протяженность кабельных линий, км

Доли, %

1

0-5

106,842

17

2

6-24

297,037

47

3

25 и более

225,264

36

 

Итого

629,143

 

Согласно, требований НТД нормативный срок эксплуатации линий электропередач и оборудования - 25 лет. Эксплуатация устаревшего оборудования требует высоких затрат и не обеспечивает надёжного электроснабжения, ведёт к росту числа аварийных отключений, которые послужат причиной перебоев в электроснабжении жизненно важных объектов. Присоединение новых потребителей к существующим линиям электропередач, использование для этого мощностей установленных силовых трансформаторов приводит к постоянным перегрузкам и, в итоге, к выходу линий и оборудования из строя.

Присоединение новых потребителей также невозможно выполнить без осуществления реконструкции или строительства зданий РП и ТП и установки дополнительного оборудования. Отсутствие средств регулирования напряжения и, как следствие, передача электроэнергии неудовлетворительного качества, усугубляющаяся дальнейшим увеличением износа оборудования и сетей, является нарушением требований государственных стандартов (в частности, ГОСТ Р 54149-2010) в области качества энергии. Использование для электроснабжения только существующих источников питания, без ввода дополнительной мощности и генерирующих источников, приведёт к недопустимым перегрузкам сети и оборудования источников и выходу их из строя. Невыполнение строительства новых и реконструкции существующих распределительных пунктов 6…10 кВ и трансформаторных подстанций 6…10/0,4 кВ, прокладки новых и реконструкции существующих линий электропередач приведёт к невозможности присоединения потребителей ввиду отсутствия точек присоединения.

Безопасность и надежность систем электроснабжения

Согласно утвержденной целевой программы города Кургана, «Комплексное развитие коммунальной инфраструктуры в муниципальном образовании города Кургана на 2013-2020 годы» действующие электросети МО г. Кургана находятся в удовлетворительном состоянии. Вместе с тем наблюдается динамика роста нагрузок на всех уровнях напряжений вследствие увеличения потребления электроэнергии. Реальность скорого достижения предела технических возможностей эксплуатируемого оборудования, большая часть которого морально и физически устарела, наряду с перспективой развития муниципальных территорий указывает на необходимость полной модернизации энергосистемы.

В целях обеспечения надежности электроснабжения предприятием составляются планы капитального ремонта сетей и оборудования. В 2013 г. указанные планы выполнены на 100%.

В 2013 году в электросетевых филиалах ОАО «ЭнергоКурган» обслуживаемых МО произошло снижение показателей технологических нарушений в электросетевом комплексе. Статистика технологических нарушений представлена в таблице и диаграмме. Аварий в ОАО «ЭнергоКурган» в 2011-2013 годах не было.

Количество инцидентов, оформленных актами технологических нарушений, за 2010-2013 год выглядит следующим образом: 359 инцидентов в 2010 году, 265 инцидентов в 2011 году, 258 инцидента в отчетном 2012 году и 245 инцидента в отчетном 2013 году.

В результате технологических нарушений недопоставка электроэнергии присоединенным потребителям 2013 году составила 93,69 тыс.кВт*ч/год. Основной причиной инцидентов является повреждения ЛЭП.

Таблица 2.1.4.3- Количество технологических нарушений в филиалах ОАО «ЭнергоКурган» обслуживаемые МО

Наименование

2010

2011

2012

2013

Количество инцидентов

359

265

258

245

Недоотпуск электроэнергии, тыс.кВтч

100,85

117,45

85,35

93,69

Доля от общего объема, %

0,009

0,011

0,008

0,008

Проблемы эксплуатации электрических сетей:

  • высокая степень износа электрических сетей;

  • низкая пропускная способность электрических сетей, отсутствие резервов токовой нагрузки;

  • высокая протяженность ЛЭП-0,4 кВ и соответственно высокие потери напряжения в них;

  • отсутствие автоматизированной системы управления уличным освещением;

  • высокая длительность ремонтных и послеаварийных режимов, поиска места аварии и ее ликвидации в результате слабого развития автоматизации и телемеханизации электрических сетей;

  • отсутствие компенсации емкостных токов в кабельных ЛЭП 6/0,4 кВ;

  • отсутствие компенсации реактивной мощности у потребителей на напряжении 6/0,4 кВ.

Проблемы эксплуатации источников электроснабжения:

  • высокий процент износа оборудования ПС г. Кургана;

  • использование на ПС, ТП, КТП трансформаторов сверх нормативного срока эксплуатации;

  • отсутствие резервов электрической мощности для подключения перспективной нагрузки на ряде центров питания г. Кургана;

  • низкая надежность релейной защиты и автоматики (вероятность крупных аварий вследствие использования схем релейной защиты, основанных на механических реле;

  • несовершенство систем телемеханики.

Резервы и дефициты мощности в системе электроснабжения

В таблице 2.1.4.4приведены сведения по собственной генерации муниципального образования по резервам и дефицитам на перспективу. Из таблицы следует, что собственная генерация покрывает все потребности города.

Таблица 2.1.4.4- Генерирующие мощности г. Кургана

По данным Курганского РДУ

Наименование

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Установленная мощность, всего

675,2

675,2

675,2

675,2

675,2

675,2

675,2*

698,5*

698,5*

698,5*

698,5*

698,5*

в том числе:

КТЭЦ

450

450

450

450

450

450

КТЭЦ-2

225,2

225,2

225,2

225,2

225,2

225,2

ТЭЦ-3*

0

23,3

23,3

23,3

23,3

23,3

Вывод мощности из эксплуатации, всего

0

0

0

0

0

0

Ввод мощности, всего

0

23,3

0

0

0

0

Располагаемая мощность, всего

675,2*

698,5*

698,5*

698,5*

698,5*

698,5*

Потребление мощности

306

309

310

310

311

312

Дефицит (+), избыток (-)

-369,2

-366,2

-365,2

-365,2

-364,2

-363,2

-369,2*

-389,5*

-388,5*

-388,5*

-387,5*

-386,5*

*Данные по расчетам ОАО «КГК» и ООО «Курганская ТЭЦ»

Прогноз потребности в электроэнергии в МО г. Кургана до 2028 года произведен на основе следующих параметров:

  • прогноза увеличения численности постоянного населения к 2028 г. до 335 тыс. чел. (увеличение на 3% по отношению к численности 2013 г.), на основании прогноза миграционного и естественного движения населения;

  • норматива потребления электроэнергии населением при отсутствии приборов учета электроэнергии в соответствии с характеристиками жилой площади в месяц на одного человека, утвержденного постановлением правительства от 21 августа 2012 г. № 32-5 «Об утверждении нормативов потребления коммунальных услуг на территории Курганской области в отношении электроснабжения, при отсутствии приборов учета электрической энергии;

Прогноз потребности разработан с учетом строительства новых объектов с современными стандартами эффективности и сноса старых объектов.

Таблица 2.1.4.5- Прогнозный баланс системы электроснабжения г. Кургана до 2028 г.

Год

Прием в сеть, млнкВтч

Потери, млнкВтч

Полезный отпуск, млнкВтч

Потери, %

2013

1 201 521 014

79 763 620

1 121 757 394

6,64%

2014

1 211 826 208

79 793 636

1 132 032 572

6,58%

2015

1 225 861 568

80 470 016

1 145 391 551

6,56%

2016

1 248 039 347

80 783 630

1 167 255 717

6,47%

2017

1 271 963 871

80 893 351

1 191 070 519

6,36%

2018

1 295 888 394

80 893 352

1 214 995 042

6,24%

2019

1 334 956 680

80 893 354

1 254 063 326

6,06%

2023

1 364 833 098

80 893 355

1 283 939 743

5,93%

2028

1 201 521 014

79 763 620

1 121 757 394

6,64%

Воздействие на окружающую среду

Вредное воздействие на экологию со стороны объектов электроэнергетики в процессе эксплуатации ограничивается воздействием при строительстве и воздействием при утилизации демонтированного оборудования и расходных материалов.

При строительстве объектов энергетики происходит вырубка лесов (просеки под трассы ЛЭП), нарушение почв (земляные работы), нарушение естественной формы водоемов (отсыпки).

Элементы системы электроснабжения, оказывающие воздействие на окружающую среду после истечения нормативного срока эксплуатации:

  • масляные силовые трансформаторы и высоковольтные масляные выключатели;

  • аккумуляторные батареи;

  • масляные кабели.

Для снижения площади лесов, уничтожаемых при строительстве объектов электроэнергетики, необходимо соблюдать нормативную ширину охранных зон ЛЭП при строительстве либо занижать ее в допустимых пределах, принимая ее величину минимально допустимой для условий стесненной прокладки.

Для снижения вредного воздействия на почвы при строительстве необходимо соблюдать технологию строительства, установленную нормативной документацией для данного климатического района.

Масляные силовые трансформаторы и высоковольтные масляные выключатели несут опасность разлива масла и вероятность попадания его в почву и воду. Во избежание разливов необходимо соблюдать все требования техники безопасности при осуществлении ремонтов, замены масла и т.д. Необходима правильная утилизация масла и отработавших трансформаторов и выключателей.

Для исключения опасности нанесения ущерба окружающей среде возможно применение сухих трансформаторов и вакуумных выключателей вместо масляных.

Эксплуатация аккумуляторных батарей сопровождается испарением электролита, что представляет опасность для здоровья людей. Также АКБ несут опасность разлива электролита и попадания его в почву и воду. Во избежание нанесения ущерба окружающей среде необходима правильная утилизация отработавших аккумуляторных батарей.

Масляные кабели по истечении срока эксплуатации остаются в земле и при дальнейшем старении происходит разрушение изоляции и попадание масла в почву. Для предотвращения данного воздействия необходимо использовать кабели с пластмассовой изоляцией либо с изоляцией из сшитого полиэтилена.

      1. Краткий анализ существующего состояния СГС

Анализ эффективности и надежности имеющихся источников газоснабжения, имеющиеся проблемы и направления их решения

Газоснабжение города Кургана обеспечивается.

Источниками газоснабжения являются:

Таблица 2.1.5.1. Характеристика сетей газоснабжения природным газом

Наименование

Ед.изм.

Значение

Наружные газопроводы, обслуживаемые ГРО, всего:

км

934,33

По назначению:

 

- распределительные