Энергетический паспорт подразделения ОАО Тюменьэнерго - Тюменские тепловые сети - файл n1.doc

Энергетический паспорт подразделения ОАО Тюменьэнерго - Тюменские тепловые сети
скачать (310 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc310kb.24.11.2012 00:58скачать

n1.doc



«Утверждаю»:

Начальник Управления

«Тюменьгосэнергонадзор»

____________________ В. Н. Командиров

« ___ » ________________ 2002 г.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ № ___


обособленного подразделения ОАО «Тюменьэнерго»  

«Тюменских тепловых сетей»

Составлен на основании результатов

энергетического обследования, проведенного

ОАО «ИК КВАРЦ» с 26.09.01 г. по 30.01.02 г.

И.о. директора ОП «Тюменские тепловые сети»

Г. В. Лупаков ____________________ « ___ » __________ 2002 г.

Главный инженер ОАО «ИК КВАРЦ»

С. Ф. Бахтеев ____________________ « ___ » __________ 2002 г.

Лицензия Г 321137. Регистрационный номер 2712-Ц. Выдана Региональным управлением «Центргосэнергонадзора». Дата выдачи: 12 апреля 2000 года.

Свидетельство об аккредитации энергоаудитора при Департаменте государственного энергетического надзора и энергосбережения Министерства энергетики Российской федерации. Регистрационный номер: 016-1001. Дата выдачи: 17 октября 2001 года.

Свидетельство об аккредитации энергоаудитора при РАО «ЕЭС России». Регистрационный номер: АА 1101 002. Дата выдачи: 05 января 2001 года.

2002

Общие сведения

  1. Обособленное подразделение ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские тепловые сети»

Адрес: 625 023, Тюменская обл., г. Тюмень-23, ул. Одесская, 5

  1. Вид собственности: акционерная

  2. Полное наименование головной организации:

Открытое акционерное общество энергетики и электрификации «Тюменьэнерго»

  1. И. о. директора: Лупаков Геннадий Васильевич тел. 41-09-73; факс: 41-65-32

  2. И. о. главного инженера: Воропай Павел Константинович т. 41-64-01; факс: 41-65-32

  3. Банковские реквизиты:

р/счет 40702810400000000933

в Ленинском филиале Запсибкомбанка г. Тюмень

БИК 047106728

кор/счет 30101810100000000728

ОКОНХ 11180

ОКПО 05782668

  1. Код электронной почты: tettsvev@sibtel.ru

I. Краткая характеристика системы транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей)

  1. Источники теплоснабжения:

Тюменские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 ОАО «Тюменьэнерго».

  1. Вид системы теплоснабжения: закрытая.

  2. Располагаемая тепловая мощность источников теплоснабжения (по горячей воде) по состоянию на 01.01.02 г.:

ТЭЦ-1 – 1277 Гкал/ч, в том числе пиковых водогрейных котлов   720 Гкал/ч.

ТЭЦ-2 – 1320 Гкал/ч, в том числе пиковых водогрейных котлов   540 Гкал/ч.

  1. Производительность водоподготовительной установки для подпитки тепловой сети:

на ТЭЦ-1 – 450 т/ч.

на ТЭЦ-2 – 400 т/ч.

  1. Расчетный температурный график: 150/70 єС, tно = - 38 єС.

  2. Магистрали водяных тепловых сетей, отходящие от источников тепла:

вода от ТЭЦ-1 – магистраль № 1 Dн 720 и магистраль № 2 Dн 1020;

вода от ТЭЦ-2 – магистраль № 9 Dн 1220.

  1. Присоединенная тепловая нагрузка в соответствии с действующими договорами по состоянию на 01.01.01 г.:

Всего: 1 716,3 Гкал/ч, 23 200 м3/ч,

в том числе: по ТЭЦ-1 1 077,6 Гкал/ч, 14 550 м3/ч;

по ТЭЦ-2 638,7 Гкал/ч, 8 650 м3/ч;

в том числе:

промышленность (общая) 55,3 Гкал/ч,

жилищно-коммунальный сектор 1 361 Гкал/ч,

из них:

на отопление и вентиляцию 1 425,4 Гкал/ч,

на горячее водоснабжение 290,8 Гкал/ч.

  1. Характеристика тепловой сети, находящейся на балансе ОП «Тюменские тепловые сети», представлена в Таблице I. 1.

Таблица I. 1

Характеристика тепловой сети, находящейся на балансе предприятия

Условный диаметр

трубопроводов, м

Тип прокладки

Протяженность, км

0,400

надземная

0,700

канальная

0,620

бесканальная

1,607

0,500

надземная

2,800

канальная

10,995

бесканальная

0,355

0,600

надземная

0,600

канальная

11,900

0,700

надземная

1,200

канальная

9,150

0,800

надземная

0,760

канальная

6,540

1,000

надземная

9,200

канальная

4,100

1,200

надземная

3,000

Итого:

надземная

18,260




канальная

43,305




бесканальная

1,962




Всего:

63,527

Характеристика системы транспорта и распределения тепловой энергии по балансовой принадлежности по состоянию на 01.11.01 г. приведена в Таблице I. 2.

Таблица I. 2

Характеристика системы транспорта и распределения тепловой энергии

по балансовой принадлежности



п/п

Принадлежность тепловых сетей

Протяженность тепловых сетей по состоянию на 01.11.01 г., км

Канальная и бесканальная

Надземная

1

Тепловые сети (без паротрасс)

на балансе ТЭЦ-1

11,9

3

2

Тепловые сети (без паротрасс)

на балансе ТЭЦ-2

0

6,3

3

Магистральные трубопроводы

на балансе ОП «Тюменские тепловые сети»

44,99

18,65

4

Распределительные теплопроводы на балансе МУП «Городские тепловые сети»

296,96

14,24

5

Тепловые сети на балансе промпредприятий (без паротрасс)

26,37

28,553

6

Тепловые сети на балансе прочих организаций (комитеты ЖКХ и др. потребители МУП «ГТС»)

105,164







ВСЕГО:

485,384

70,743




В том числе

на балансе предприятий АО-энерго:

56,89

27,95

  1. Насосные станции на балансе ОАО «Тюменьэнерго»:

9.1. Назначение насосной станции:

ПНС-1 – подкачивающая на подающей и обратной магистрали;

ПНС-2 – подкачивающая на подающей и обратной магистрали;

ПНС-3 – подкачивающая на обратной магистрали;

ПНС-4 – подкачивающая на обратной магистрали;

ПНС-5 – подкачивающая на подающей и обратной магистрали.

9.2. Характеристики насосных агрегатов подкачивающих насосных станций приведены в Таблице I. 3.

Таблица I. 3.

Характеристики насосных агрегатов подкачивающих насосных станций

Наименование магистрали

Типоразмер

насоса

Диаметр рабочего колеса,

мм

Коли-чество,

шт.

Характеристики установленных насосов

Произво-дитель-ность,

м3

Напор,

м.вод.ст.

Мощность эл/двига-теля,

кВт

Число оборотов,

об./мин.

1

2

3

4

5

6

7

8

Насосная № 1

подающая

СЭ2500-60

457

3

2500

60

630

1450

обратная

СЭ2500-60

457

3

2500

60

630

1450

Насосная № 2

подающая

СЭ2500-60

457

2

2500

60

500

1480

обратная

СЭ2500-60

457

2

2500

60

500

1480

Насосная № 3

обратная

200Д-90

495

1

720

90

200

1480

1Д800-56

435

3

800

56

200

1480

Насосная № 4

обратная

1Д800-56

435

1

800

56

200

1480

Д500-65

370

1

500

65

132

1470

Д500-65

370

1

500

70

200

1470

Насосная № 5

подающая

СЭ2500-60

457

3

2500

60

500

1480

СЭ1250-70

490

1

1250

70

320

1480

обратная

СЭ2500-60

457

3

2500

60

500

1480

СЭ1250-60

490

1

1250

60

320

1480

9.3. Наличие регуляторов давления, их назначение (дросселирование на подающей линии, подпор на обратной линии, значение давления в импульсной линии).

На магистральных трубопроводах и подкачивающих насосных станциях ОП «Тюменские тепловые сети» установка регуляторов давления не предусмотрена.

Поддержание требуемого гидравлического режима осуществляется на источниках теплоснабжения (ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2), а также дросселированием напорных задвижек насосных агрегатов подкачивающих насосных станций (ПНС).

II. Показатели работы системы транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей)

Основные показатели работы системы теплоснабжения приведены в таблице II. 1.

Таблица II. 1

Показатели работы системы транспорта и распределения тепловой энергии




п/п

Наимено-вание показателя

Еди-ница изме-рения

Показатели по годам


1998

1999

2000

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

1.

Годовой отпуск тепловой энергии с сетевой водой

Гкал

5475000

5543905

5226000

5289416

5231770

5063098

2.

Максимальный часовой отпуск тепловой энергии от источника тепла по сезонам:

- отопи-тельный

- летний

Гкал/ч

Гкал/ч

1 748,0

253,0

1 606,9

232,0

1 736,2

253,6

1 475,5

215,5

1 716,3

260,3

1 655,7

251,1

3.

Расчетный расход сетевой воды по сезонам:

- отопи-тельный

- летний

т/ч

т/ч

23 600

10 390

23 738

10 450

23 500

10 390

22 809

10 084

23 200

10 390

23 580

10 560

Продолжение Таблицы II. 1



п/п

Наимено-вание показателя

Еди-ница изме-рения

Показатели по годам


1998

1999

2000

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

4.

Годовые потери сетевой воды в системе теплоснабжения:

в том числе в тепловых сетях на балансе ОП «ТТС»

т

т

4730400

1600000

5113258

1621440

4730400

1235200

5105817

1269777

4155360

1235200

4186548

1231444

5.

Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях на балансе ОП «ТТС»

в том числе через тепловую изоляцию

в том числе с потерями сетевой воды

Гкал

Гкал

Гкал

352 000

307 700

44 300

358 600

319 328

39 272

354 800

316 700

38 100

359 000

320 907

37 467

359 900

321 700

38 200

350 100

313 157

36 943

Продолжение Таблицы II. 1



п/п

Наимено-вание показателя

Еди-ница изме-рения

Показатели по годам


1998

1999

2000

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

6.

Удельный расход электро-энергии на транспорт тепла в тепловых сетях АО-энерго

в том числе по ТЭЦ-1

по ТЭЦ-2

по ОП «ТТС»

кВт-ч/

Гкал

кВт-ч/

Гкал

кВт-ч/

Гкал

кВт-ч/

Гкал

23,32

20,10

17,00

4,57

21,88

18,87

15,96

4,26

22,31

19,47

18,58

3,21

20,14

18,52

16,44

2,53

20,37

17,90

18,05

2,41

19,64

17,95

16,27

2,42

7.

Удельный расход сетевой воды в подающей линии на отпущен-ную единицу тепловой энергии

в том числе по ТЭЦ-1

по ТЭЦ-2

т/Гкал

т/Гкал

т/Гкал

29,94

31,74

27,60

29,15

30,90

26,87

29,40

29,27

29,60

29,70

30,54

28,60

28,49

29,08

27,65

28,34

29,51

26,84

Продолжение Таблицы II. 1



п/п

Наимено-вание показателя

Еди-ница изме-рения

Показатели по годам


1998

1999

2000

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

8.

Разность температур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах у источников теплоснаб-жения.

єС

37,3

ТЭЦ-1

31,4

ТЭЦ-2

31,9

38,7

ТЭЦ-1

32,8

ТЭЦ-2

36,3

35,4

ТЭЦ-1

31,3

ТЭЦ-2

33,6

9.

Температу-ра сетевой воды в обратной линии у источников теплоснаб-жения.

єС

48,0

ТЭЦ-1

55,2

ТЭЦ-2

53,9

49,6

ТЭЦ-1

55,8

ТЭЦ-2

52,7

47,4

ТЭЦ-1

51,9

ТЭЦ-2

49,8

Примечание:

        1. Для сопоставимости приведенных показателей фактические удельные расходы электроэнергии на транспорт тепла в тепловых сетях АО-энерго и фактические удельные расходы сетевой воды в подающей линии на единицу отпущенной тепловой энергии рассчитаны с учетом поправочных коэффициентов на отклонение средней температуры наружного воздуха конкретного отопительного сезона от средней температуры наружного воздуха отопительного периода г. Тюмень (-5,7єС по СНиП 2.01.01-82).

        2. Нормативные разность температур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах у источников теплоснабжения и температура сетевой воды в обратной линии у источников теплоснабжения приведены для средней температуры наружного воздуха конкретного отопительного сезона, фактические – по среднему отклонению фактических показателей в течение отопительного сезона от нормативных величин.

Ш. Баланс по тепловой энергии


Данные баланса по тепловой энергии ОП «Тюменские тепловые сети» представлены в Таблице III. 1.

Таблица III. 1

Баланс по тепловой энергии ОП «Тюменские тепловые сети»




п/п

Отпуск (расход) тепловой энергии, Гкал

Показатели по годам


1998

1999

2000

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

1.

Годовое количество тепловой энергии, отпущенное в тепловую сеть от источника тепла:

в том числе

от ТЭЦ-1

от ТЭЦ-2

5475000

3103376

2371624

5543905

3142433

2401472

5226000

3061290

2164710

5289416

2999014

2290402

5231770

3064670

2167100

5063098

2854196

2208902

2.

Годовые потери тепла в тепловой сети на балансе предприятия:

в том числе

- через тепловую изоляцию

- с потерями сетевой воды

352 000

307 700

44 300

358 600

319 328

39 272

354 800

316 700

38 100

359 000

320 907

37 467

359 900

321 700

38 200

350 100

313 157

36 943

3.

Годовое количество тепловой энергии, отпущенной из тепловой сети АО-энерго во внутренние системы теплоснабжения других организаций на границах балансовой принадлежности

5123000

5185305

4871200

4930416

4871870

4712998

IV. Баланс по электрической энергии


Данные баланса по электрической энергии ОП «Тюменские тепловые сети представлены в Таблице IV.1.

Таблица IV. 1

Баланс по электрической энергии ОП «Тюменские тепловые сети»




п/п

Потребление (расход) электрической энергии,

тыс. кВт-ч

Расчетные или нормируемые значения

Фактические значения по годам

1998

1999

2000

1.

Годовые затраты электрической энергии на всех насосных станциях различного назначения в тепловых сетях АО-энерго

ПЛАН

по годам:

1998 – 127 696

1999 – 116 615

2000 – 106 565

121 505,5

102 939,5

103 842,2

2.

Годовые затраты электрической энергии на транспорт тепловой энергии в тепловых сетях на балансе ОП «ТТС»

ПЛАН

по годам:

1998 – 25 000

1999 – 16 800

2000 – 12 600

23 699

12 898

12 813

3.

Годовые затраты электрической энергии на создание располагаемого напора на границах балансовой принадлежности тепловых сетей АО-энерго:

в том числе:

по ТЭЦ-1

по ТЭЦ-2

ПЛАН

по годам:

Всего:

1998 – 102 696

1999 – 99 815

2000 – 93 965

в том числе:

по ТЭЦ – 1

1998 – 62 378

1999 – 59 594

2000 – 54 858

по ТЭЦ – 2

1998 – 40 318

1999 – 40 221

2000 – 39 107

97 806,5

59 396,5

38 410,1

90 041,5

53 660,0

36 381,5

91 029,2

53 509,8

37 519,4

V. Баланс по сетевой воде


Данные баланса по сетевой воде ОП «Тюменские тепловые сети» представлены в Таблице V. 1.

Таблица V. 1

Баланс по сетевой воде ОП «Тюменские тепловые сети»




п/п

Приход (расход) сетевой воды, тыс. т

Показатели по годам


1998

1999

2000

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

План

(норма)

Факт

1.

Годовое количество сетевой воды, отпущенной в тепловые сети от источников тепла:

в том числе

от ТЭЦ-1

от ТЭЦ-2

163 944

98 489

65 455

161 906

97 265

64 641

153 691

89 611

64 080

151 750

88 479

63 271

149 042

89 127

59 915

149 874

87 963

61 911

2.

Годовые потери сетевой воды (величина подпитки):

4 730

5 113

4 730

5 106

4 155

4 187

в том числе на технологические нужды (в тепловых сетях на балансе АО-энерго)

1 600

1 621

1 235

1 270

1 235

1 231

2.1.

Величина подпитки от ТЭЦ-1

2 600

2 530

2 803

2 476

2 803

1 985

2.2.

Величина подпитки от ТЭЦ-2

2 130

2 583

1 927

2 630

1 927

2 202

3.

Годовое количество сетевой воды, отпущенной из тепловых сетей АО-энерго на границах балансовой принадлежности в системы теплоснабжения других организаций

162 344

160 285

152 726

150 480

147 807

148 643

VI. Перечень основных недостатков проекта, монтажа, эксплуатации


  1. Разработанный институтом «УРАЛТЭП» (Уральское отделение Всесоюзного проектного института «Теплоэлектропроект») проект развития системы теплоснабжения г. Тюмень на период до 1985 г. выполнен без учета всех возможностей регулирования теплопотребления, в связи с чем без изменения заданных режимов теплоснабжения, начиная с отопительного сезона 1998-1999 гг., не эксплуатируются обратные сетевые насосы ПНС-1 и ПНС-5, полностью остановлена ПНС-2.

  2. Магистральные тепловые сети от ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в отопительный период работают по раздельной схеме, что снижает возможность резервирования и надежность теплоснабжения потребителей.

  3. 68,2% магистральных трубопроводов тепловой сети выполнено канальной прокладкой. Болотистая местность, характерная для г. Тюмень, высокий уровень грунтовых вод, несовершенство ливневой канализации, ветхость городских инженерных коммуникаций и, как следствие, частое подтопление каналов и камер тепловой сети приводят к активной наружной коррозии и преждевременному разрушению металла трубопроводов: снижению срока службы отдельных участков магистральных и разводящих сетей в 2-3 раза и повышенным утечкам сетевой воды. На подтопляемых участках магистральных тепловых сетей также увеличиваются тепловые потери через изоляцию из-за её увлажнения.

  4. На текущий момент оснащенность абонентов приборами учета тепловой энергии и горячей воды является недопустимо низкой, несмотря на активную работу ОП «ТТС» по полному оснащению потребителей тепла коммерческими узлами учета.

  5. Автоматическая система контроля и управления технологическим процессом (АСКУ ТП) внедрена на уровне пускового комплекса (I-ой очереди) и не обеспечивает в требуемом объеме выполнения возложенных на нее функций.

  6. Отсутствует автоматизированная система коммерческого учета тепловой энергии (АСКУ ТЭ).

  7. В настоящее время на предприятии отсутствуют энергетические характеристики и, соответственно, технически обоснованные и утвержденные нормативы большинства показателей энергоэффективности работы тепловых сетей. Во второй половине 2001 г. специалистами производственно-технического отдела (ПТО) ОП «ТТС» система нормативов по показателям энергетической эффективности работы тепловых сетей разработана в полном объеме и передана на техническую экспертизу в специализированную организацию, но на момент завершения обследования нормативы не были утверждены.

  8. Из-за разрегулировки внутренних систем теплоснабжения потребителей перепад давления в Затюменской и Заречной частях города составляет 6-7 м. вод. ст. вместо 10-15 м. вод. ст., необходимых для нормальной работы систем отопления потребителей, подключенных по элеваторной схеме. По этой причине имеют место сливы воды из внутренних систем теплоснабжения потребителей для создания требуемого располагаемого напора.

  9. Температура обратной сетевой воды, возвращаемой от теплопотребителей на ТЭЦ-1, в среднем в течение отопительного сезона на 4-6 єС превышает температурный график.

  10. В 2000 г. фактическая среднечасовая подпитка за отопительный сезон превышала расчетную в 1,95 раза, в том числе по ТЭЦ-1 – в 1,57 раза, по ТЭЦ-2 – в 2,58 раза.

  11. Имеют место частые повреждения на разводящих и внутриквартальных тепловых сетях, находящихся в ведении МУП «ГТС»; нарушения плотности поверхностей нагрева водоподогревательных установок систем ГВС потребителей, а также несанкционированный водоразбор сетевой воды.

  12. Большинство насосов, установленных в настоящее время на ПНС, имеют завышенные невостребованные характеристики по напору. Поддержание требуемого гидравлического режима теплосети в условиях отсутствия регуляторов давления на выходе насосных станций вызывает необходимость дросселирования напорных задвижек насосных агрегатов ПНС, что приводит к перерасходу электроэнергии на транспорт тепла и ускоренному износу насосов и напорной арматуры.

  13. Часть подкачивающих насосных агрегатов ПНС находится в неудовлетворительном техническом состоянии и требует капитального ремонта или замены:

на ПНС-1: 1ОС-А, 1ОС-Б и 1ОС-В;

на ПНС-3: 3ОС-В;

на ПНС-5: 5ОС-В.

  1. Недостатком проектов всех ПНС является отсутствие индивидуального контроля производительности отдельных подкачивающих насосных агрегатов: расходомеры типа «ЭРИС.ВТ» установлены только на выходных коллекторах насосных станций. В процессе обследования выявлено, что погрешность их показаний составляет от 10 до 50%.

  2. Контроль нагрузки подкачивающих насосов, а также корректировка гидравлического режима работы ПНС ведётся диспетчером ОП «ТТС» только по показаниям амперметров, показывающих токовую нагрузку электродвигателей, и дифференциальных манометров, установленных на входных и выходных коллекторах насосных станций. Подобный способ регулирования гидравлического режима теплосети и контроля работы насосных агрегатов приводит к неравномерной загрузке насосов, а также невозможности плавного регулирования давления сетевой воды.

  3. В автоматизированной информационной системе (ИС) на диспетчерском щите управления не предусмотрена сигнализация об аварийном отключении насосных агрегатов и сигнализация о неисправности контроллеров.

  4. Освещенность коридоров 1-го и 2-го этажей административно-бытового корпуса (АБК) и промышленной базы ОП «ТТС» не соответствует требованиям СНиП 23-05-95.

VII. Перечень предложений (мероприятий) по повышению энергетической эффективности работы системы транспорта тепловой энергии

Перечень предложений (мероприятий) по повышению энергоэффективности работы системы транспорта тепловой энергии (тепловых сетей) ОП «ТТС» представлен в Таблице VII. 1.

Предлагаемые мероприятия ранжированы по величине необходимых для их внедрения инвестиций на малозатратные (величина необходимых затрат не превышает 1 миллиона рублей в ценах 2001 г.) и высокозатратные (величина требуемых капвложений составляет свыше 1 миллиона рублей в ценах 2001 г.).

Таблица VII. 1

Перечень предложений (мероприятий) по повышению энергоэффективности работы системы транспорта тепловой энергии (тепловых сетей) ОП «ТТС»




п/п

Содержание предложения

(мероприятия)

Ожидаемый экономиче-ский эффект,

тыс. руб.

Необхо-димые затраты (инвести-ции),

тыс. руб.

Срок окупае-мости,

лет

Этапы и сроки проведения

МАЛОЗАТРАТНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

6.1.

Обточка роторов насосных агрегатов ПНС-1 и ПНС-5.

865,0

390,0

0,50

2003-2004

в период капремонтов

6.2.

Обследование и регулировка совместно с администрацией города внутренних систем теплоснабжения потребителей.

2 038,1

700,0

0,35

ежегодно

6.3.

Разработка системы нормативов по показателям энергетической эффективности работы тепловых сетей.

790,8

183,0

0,23

2002 г.

6.4.

Систематическое проведение технического освидетельствования магистральных трубопроводов тепловой сети на балансе ОП «ТТС».

1 155,6

500,0

0,43

ежегодно

6.5.

Замена ламп накаливания на компактные люминесцентные.

18,0

24,0

1,30

2003-2004

ВЫСОКОЗАТРАТНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

6.6.

Внедрение автоматизированной системы коммерческого учета тепловой энергии (АСКУ ТЭ).

18 466,4

30 000,0

1,62

2003-2005

6.7.

Использование тепловой инфракрасной аэросъемки для определения мест потерь тепловой энергии.

2 491,7

2 270,0

0,91

2004-2010

(раз в 3-и года)

6.8.

Долевое участие в строительстве городских ливнестоков для понижения уровня воды в районе подтопляемых участков тепловой сети с организацией дренажей подтопляемых каналов и камер.

1 770,1

12 500,0

7,06

2003-2010

VIII. Выполнение ранее разработанных мероприятий

Программа энергосбережения в ОП «Тюменские тепловые сети» была разработана специалистами предприятия в 1998 году на основании Приказа № 408 ОАО «Тюменьэнерго» от 17 июня 1998 г. и включена в качестве составной части в общую «Программу энергосбережения в отрасли «электроэнергетика» на 1999-2000 гг. и на перспективу до 2005-2010 гг.», утвержденную Приказом № 184 РАО «ЕЭС России» от 14.05.1999 г.

На момент проведения первичного энергетического обследования ОП «ТТС» реализованы следующие пункты этой программы:

  1. В 1998 г. выполнена установка байпасов с задвижками и дроссельными диафрагмами, рассчитанными на договорные нагрузки, на ответвлениях от магистральных трубопроводов от ТЭЦ-1 к потребителям (в количестве 123 ответвления).

  2. Организована систематическая работа по проведению обследований и регулировке внутренних систем теплоснабжения потребителей.

  3. Начиная с отопительного сезона 1998-1999 гг., без изменения заданных режимов теплоснабжения не эксплуатируются (выведены в «горячий» резерв) обратные сетевые насосы ПНС-1 и ПНС-5, полностью остановлена ПНС-2.

  4. Ежегодно, начиная с 1999 г., организуются работы по проведению технического освидетельствования трубопроводов тепловой сети, находящейся на балансе предприятия, по результатам которого корректируются планы капитальных ремонтов и замены трубопроводов.

  5. В 2001 г. проведена тепловая инфракрасная аэросъемка 72 км2 площади г. Тюмень с целью диагностики состояния и построения схем расположения тепловых сетей.

  6. В 2001 г. выполнено обследование участков тепломагистралей по ул. Самарцева, Южная, Тимирязева, 30 лет Победы на наличие потенциала блуждающих токов и коррозионной активности грунтов.

  7. Установлено 48 индикаторов внутренней коррозии трубопроводов: по 16 шт. ежегодно в 1998-2000 гг.

  8. Выполняется планомерная замена сальниковых компенсаторов на сильфонные: 1999 г. – 8 шт.; 2000 г. – 41 шт.; 2001 г. – 18 шт.

  9. Во второй половине 2001 г. разработана и направлена на техническую экспертизу система нормативов по показателям энергетической эффективности работы тепловых сетей.

  10. Введен в эксплуатацию пусковой комплекс (I-ая очередь) автоматической системы контроля и управления технологическим процессом (АСКУ ТП).
IX.Проведение энергетических обследований

Данные о проведенных энергетических обследования представлены в таблице IX.1.

Таблица IX. 1

Проведение энергетических обследований




п/п

Вид энергетического обследования

Время проведения

Причина проведения

1

2

3

4

1.

Первичное

26.09.01 г. –

  30.01.02 г.

- «Программа обязательных энергетических обследований энергоемких предприятий и организаций Тюменской области, ХМАО, ЯНАО на 1999-2003 гг.», согласованная губернаторами Л. Ю. Рокецким, А. В. Филипенко Ю. Н. Нееловым и утвержденная заместителем министра Минтопэнерго РФ Ю. Н. Корсуном;

- Протокол совещания от 09.02.2000 г. в управлении «Тюменьгосэнергонадзор» по вопросу выполнения выше указанной Программы.

2.










3.










4.










5.













Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации