САПР - Лекции
.pdfТехнологии и проектирования САПР ТЭС
1.Общие вопросы проектирования
1.1.Источники инвестирования электроэнергетики
Вусловиях разнообразия форм собственности и рыночных отношений инвестирование развития энергетики осуществляется из разных источников:
- отраслевых инвестиционных фондов; - инвестиционных фондов предприятий энергетики;
- средств субъектов Российской Федерации; - централизованных льготных кредитов банков;
- федерального бюджета Российской Федерации.
Всвязи с большим значением строительства энергетических объектов для экономического развития, экологических
исоциальных условий жизни людей обоснование строительства таких объектов производится с учетом государственных и региональных интересов и на основе законодательных актов Российской Федерации, касающихся инвестиционной деятельности.
Для того чтобы добиться государственного или частного инвестирования объектов строительства, необходимо подготовить пакет документов – «обоснование инвестиций строительства».
1.2.Организация проектирования
1.2.1.Проектно-сметная документация
Проект является одним из важнейших звеньев, связывающих науку, технику и технологию с производством. Проектно-сметная документация (ПСД) представляет собой сумму текстовых, графических материалов (чертежей),
на основе которых дается описание будущего объекта с необходимой детализацией. Различают ПСД предназначенную для:
-для строительства,
-реконструкции
-технического перевооружения предприятий.
Строительство объектов осуществляется строительно-монтажными организациями на основе утвержденной ПСД. Объекты энергетики проектируются специализированными проектными организациями, состоящими в строительных
саморегулируемых организациях (СРО).
Обязательства и ответственность всех участников проектирования и строительства объекта определяются договорами на подрядные работы (контрактами).
1.2.2. Заказчик проектно-сметной документации
Заказчиком ПСД является предприятие (государственное или с иной формой собственности), которому предоставлено право капитальных вложений в создание новых предприятий, зданий и сооружений на земельном участке, отведенном по государственному акту, а также право капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий.
Для объектов нового строительства, как правило, после разработки и утверждения проекта создается дирекция нового строящегося предприятия, и функции заказчика передаются ей. Заказ на дальнейшую разработку ПСД вы дается дирекцией строящегося предприятия.
Заказчиком ПСД на расширение, реконструкцию и техперевооружение действующего предприятия является дирекция данного предприятия.
Заказчик является участником проектирования. В этом качестве заказчик организует работу по выбору площадки строительства, составлению задания на проектирование и ведет приемку завершенной ПСД.
1.2.3. Проектная организация
Разработка проектов на современном техническом уровне с оптимальными затратами на строительство и эксплуатацию предприятия является основной задачей проектных организаций.
Для обеспечения высокого технического уровня объектов энергетики их проектирование сосредоточено в специализированных проектных институтах, осуществляющих комплексное проектирование объектов.
В связи с технической сложностью объектов энергетики в их проектировании участвуют, как правило, несколько проектных институтов. Один из проектных институтов, обеспечивающий основное (технологическое) проектирование, привлекается в качестве генерального проектировщика, остальные проектные организации выступают в роли субподрядных проектных организаций, выполняющих по заданиям генерального проектировщика проектные работы на отдельные части проекта.
Генеральный проектировщик возглавляет проектирование, координирует, увязывает и контролирует работу субподрядных проектных и изыскательских организаций, несет ответственность за комплексную и качественную разработку проекта, а также за единство оформления материалов во всех разделах проекта.
Субподрядная проектная организация несет ответственность за качество разработанных ею проектных решений и за соответствие проектных решений заданию генпроектировщика.
Генеральный подрядчик несет ответственность за единство оформления материалов во всех разделах проекта. В целом проектные организации несут ответственность:
-за экономичность, надежность, безопасность и долговечность;
-полноту и эффективность мероприятий по технике безопасности и промышленной санитарии;
-эффективность мероприятий по охране окружающей природной среды;
-соответствие технико-экономических показателей введенных в эксплуатацию объектов проектным показателям;
-решение всех связанных с проектированием вопросов, возникающих в процессе строительства, монтажа, пуска и освоения объектов;
-качество, своевременную разработку и комплектность ПСД в соответствии с договором (контрактом) на проектные работы.
1
В процессе строительства проектная организация осуществляет авторский надзор при выполнении строительномонтажных и пуско-наладочных работ.
Для технического руководства и организации разработки проекта генеральный проектировщик назначает главного инженера проекта (ГИП) из числа наиболее квалифицированных и энергичных инженеров с достаточным опытом работы, способных принимать самостоятельные и ответственные решения, обладающих организаторскими способностями.
1.2.4. Организационная структура проектной организации
Высшим органом проектной организации является собрание акционеров. Собрание акционеров избирает Совет директоров, который из своей среды избирают генерального директора и заключают с ним к контракт. Генеральный директор назначает заместителя по финансово-коммерческим вопросам, первого заместителя (главного инженера), начальника службы безопасности и заместителя по общим вопросам. В сферу директора по финансово-коммерческим вопросам входят: бухгалтерия, планово-производственный отдел и отдел менеджмента. Заместитель гендиректора по общим вопросам курирует отдел кадров, канцелярию, отдел тиражирования и множительной техники, вспомогательные службы.
В сферу главного инженера входят все производственные вопросы, связанные с проектированием, а также службы по информационными технологиями и отделы перспективного развития.
Первому заместителю генерального директора – главному инженеру подчиняются отдел главных инженеров проекта (ГИПов) и производственные отделы:
-тепломеханический;
-строительный;
-электротехнический;
-архитектурный;
-водоподготовка;
-генплана и транспорта;
-отдел АСУ ТП;
-гидротехнический;
-другие (в зависимости от специфики).
Помимо перечисленных отделов могут быть дополнительные отделы, обеспечивающие выполнение проекта и сокращающие число субподрядчиков.
Победитель тендерных торгов заключает контракт, который подписывают гендиректор и заказчик, в котором оговариваются условия, сроки и финансирование выполнения проектных работ.
Далее гендиректор проектной организации совместно с первым заместителем приглашает отдел ГИПов, из числа которых назначается главный инженер проекта. Под его руководством уточняются детали контракта, и готовится техническое задание для отделов проектной организации.
Сметно-финансовый отдел по результатам полученной документации из всех отделов проектного института и от субподрядных организаций готовит проектно-сметную документацию по данному проекту.
Рис. 1.1. Пример организационной структуры проектной организации
2
1.3.Предпроектные работы
1.3.1.Основания для разработки ПСД
Проектирование предприятий энергетической отрасли осуществляется на основе утвержденных схем развития и размещения отраслей народного хозяйства, а также схем развития и размещения производительных сил по экономическим районам.
К предпроектным работам по перспективному развитию электроэнергетики относится:
-разработка схем развития и размещения объектов энергетики на перспективу 10-15 лет,
-развития объединенных энергосистем (ОЭС),
-развития региональных энергосистем,
-развития схем электроснабжения поселений и городских округов.
-развития схем теплоснабжения поселений и городских округов.
1.3.2.Требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения
Вкачестве примера по проектированию развития поселений и городских округов рассмотрим основные положения Постановления Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения».
Требования к схемам теплоснабжения устанавливают методологические основы разработки схем теплоснабже-
ния поселений, городских округов, в составе следующих разделов:
1.Определение перспективного спроса на тепловую мощность и тепловую энергию на цели теплоснабжения в административных границах поселений;
2.Описание существующего положения в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения;
3.Разработка электронной модели системы теплоснабжения поселения (для городов с населением более 100 тыс. человек);
4.Разработка перспективных балансов тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки;
5.Разработка предложений по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии;
6.Разработка предложений по новому строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них;
7.Составление перспективных балансов производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том числе в аварийных режимах;
8.Составление перспективных топливных балансов для источников систем тепловой энергии;
9.Оценка надежности теплоснабжения;
10.Обоснование инвестиций в новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников и тепловых сетей в системах теплоснабжения;
11.Организация разработки схемы теплоснабжения.
Пример разработки вариантов перспективного развития систем теплоснабжения городского поселения на период до |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2026 г. приведен на рис. 1.2. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
№ потребителя |
№ участка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по Генплану |
подключения по схеме |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NК-1/103 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-5/102МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4,490 |
|
|
|
|
3,000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,139 |
|
УТ-4Г/103 |
|
2020 г. |
|
|
|
|
2017 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2013 г. |
|
|
NР-21/103МКР |
УТ-4/106МКРЮГ |
NУТ-23-1/106 |
|
|
NУТ-20/106 |
3,492 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7,920 |
УТ-23/106 |
|
|
|
УТ-21/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,880 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-3/102 |
|
УТ-4В/103МКР |
|
УТ-22/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2015 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2019 г. |
|
|
|
|
|
|
УТ-20/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,958 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-35/106 |
УТ-19/106 |
|
|
|
|
NВ_13Б/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4,290 |
УТ-3/106МКРЮГ |
|
3,944 |
|
|
|
УТ-18/106 УТ-17/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020 г. |
|
|
УТ-4Б/103МКР |
|
2019 г. |
|
|
УТ-34/106 |
|
УТ-16/106 |
|
|
|
|
УТ-13/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-24А/103МКР |
|
|
|
|
|
|
УТ-33/106 |
УТ-28/106 |
|
|
УТ-15/106 |
УТ-14/106 |
|
УТ-12/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-27/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2014 г. |
|
|
5,136 |
|
|
|
|
|
|
УТ-32/106 |
|
|
|
УТ-26/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 г. |
|
|
|
|
|
|
0,702 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-1/102 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-31/106 |
2016 г. |
|
|
|
|
|
|
|
2,378 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-4А/103МКР |
|
|
УТ-2/106МКРЮГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5,496 |
|
|
|
NУТ-1/103МКР |
|
|
|
|
УТ-30/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2015 г. |
|
|
|
|
|
|
|
0,902 |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2014 г. |
NУТ-5/102 |
УТ-4/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
УТ-3/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
УТ-7/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
NВ1_СТР-14/106 |
|
УТ-25/106 |
|
УТ-3/106 NВ_СТР-8А/106 |
|
|
|
|
УТ-11/106 |
|
|
|
|
2022 г. |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-7/106 |
|
УТ-8/106 |
|
|
|
15,321 |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,054 |
|
0,540 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-8/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
УТ-29/106 |
УТ-2/106 |
|
|
|
УТ-4/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
УТ-2/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
УТ-25/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-10/106 |
|
|
2018 г. |
|
|
8,976 |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 г. |
2011 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-1-1/106МКР |
|
|
NВ_СТР-2/106 |
|
|
УТ-5/106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-5/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
NУТ-22/104МКР |
УТ-1/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
УТ-9/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
УТ-1/106 |
|
|
|
|
УТ-9/106 |
|
|
|
|
|
2022 г. |
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N100мкр |
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-10/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NЛЕНИНГРАДСКАЯ49/1 |
|
|
|
|
N117мкр |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-2-1/105МКР |
УТ-11/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
|
|
|
NВ_СТР-4А/106 УТ-6/106 |
УТ-13/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
|
8,531 |
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
NВ_СТР-2/114 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-24А/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
УТ-12/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-12А/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2025 г. |
|
|
8,976 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
УТ-16/114МКР УТ-15/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-27/104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
2,676 |
|
|
|
УТ-17/114МКР |
NЛЮБЕЦКАЯ5/114 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NВ_ЛЕН36/105МКР |
|
|
|
|
УТ-13/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
УТ-14/ЛЕНИНГРАДСКАЯ |
|
|
ГТУ11 |
|
N119мкр |
2023 г. |
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-24/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
2013 г. |
|
|
NЛЮБЕЦКАЯ13/114 |
|
|
|
|
NУТ-25/114 |
2,910 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-3-1/105МКР |
|
|
|
|
|
|
УТ-33/105 УТ-32/105 |
|
|
|
|
|
|
|
7,349 |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
УТ-18/114МКР |
|
|
УТ-14/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7,200 |
|
ГТУ12 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
УТ-13/114МКР |
|
|
|
|
2011 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-31/105 |
|
|
|
|
|
2022 г. |
|
||||||||
1,493 |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-12/114МКР |
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
0,200 |
|
УТ-23/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2017 г. |
|
|
|
|
|
|
УТ-31А/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
NЛЮБЕЦКАЯ11/114 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N116мкр |
|
|
|
|
|||||||||||
2011 г. |
|
|
|
NЛЮБЕЦКАЯ15/114 NЛЮБЕЦКАЯ9/114 |
|
УТ-11/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NВ_СТР-19/105 |
NРЫБИНСКАЯ18А/105 УТ-30/105 |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
NОКТЯБРЬСКИЙ43с/114 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-4-1/105МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
УТ-19/114 |
|
|
|
|
|
УТ-10/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-1В/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NРЫБИНСКАЯ18/105 |
|
|
|
|
|
|
|
7,349 |
|
||||||
|
|
NВ_СТР-5/114 |
NЛЮБЕЦКАЯ17/114 |
|
|
|
|
|
NОКТЯБРЬСКИЙ43з/114 |
|
|
|
|
|
|
NУТ-22А/104 |
УТ-22/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
NШЕКСНИНСКИЙ27/105 |
|
|
|
|
|
NРЫБИНСКАЯ20/105 |
|
|
|
|
|
|
2023 г. |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-9/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NВ_СТР-2/105 |
УТ-5А/105 |
NУТ-32А/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГТУ10 |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
NЛЮБЕЦКАЯ19А/114 |
|
|
|
|
NОКТЯБРЬСКИЙ43ю/11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8,296 |
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
УТ-22/ |
|
|
УТ-20/114 |
УТ-7/114МКР |
УТ-8/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5/105 |
|
|
|
|
1,278 |
0,494 |
0,371 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
УТ-21/114МКР |
|
|
|
|
NУТ-19/114 |
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-2/104МКР |
|
|
|
|
|
УТ-6/105 |
|
|
|
2013 г. |
|
2019 г. |
2014 г. |
|
|
УТ-29/105 |
|
2015 г. |
12,970 |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
114МКР |
|
|
|
NНАСЕДКИНА8/114 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-4/105 |
УТ-7/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12,400 |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
NЛЮБЕЦКАЯ19/114 |
|
|
УТ-6/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-8/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NВ_СТР-44/105 |
|
|
2021 г. |
|
|
|
|
|||||||||||
|
NВ_СТР-27/114 |
|
P! |
|
|
|
|
|
УТ-5/114МКР |
|
|
|
УТ-19/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-3/105 |
NШЕКСНИНСКИЙ29/105 |
|
|
|
|
NРЫБИНСКАЯ24/105 |
|
|
|
|
|
|
2026 г. |
|
||||||||||||||
|
|
|
УТ-23/114МКР |
|
|
NР22/114 |
УТ-4/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-9/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-28/105 |
9,945 |
|
|
|
ГТУ9 |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
УТ-24/114МКР |
|
|
|
NУТ-1/114 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-21/ГОДОВИКОВА |
|
NВ_СТР-1/105 |
|
УТ-10/105 |
|
NШЕКСНИНСКИЙ33/105 |
NРЫБИНСКАЯ28/105 |
УТ-27/105 |
2013 г. |
8,296 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
NУТ-24/ |
|
|
|
|
|
|
NНАСЕДКИНА2/114 |
|
|
NУТ-Б/104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NШЕКСНИНСКИЙ43/105 |
УТ-26/105 |
|
|
|
|
|
N121мкр |
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
NУТ-25/114МКР |
|
УТ-3/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-13/105 |
|
|
|
NШЕКСНИНСКИЙ45А/10 |
|
2016 г. |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
114МКР |
|
|
УТ-25/114 |
|
|
|
УТ-2/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-А/ШЕКСНИНСКИЙ |
УТ-21/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
УТ-2/105 |
|
УТ-11/105 |
|
УТ-14/105 |
|
|
УТ-17/105 |
NРЫБИНСКАЯ32/105 |
NВс_СТР-7В/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
УТ-1/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-1А/105 |
NШЕКСНИНСКИЙ25/105 |
УТ-12/105 |
|
|
|
УТ-18/105 |
УТ-21/105 |
УТ-25/105 |
|
|
N110мкр |
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
0,238 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-8/НАСЕДКИНА |
|
|
УТ-18/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
УТ-1/105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-22/105 |
NВю_СТР-7В/105 |
9,945 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
2019 г. |
|
|
NНАСЕДКИНА12з/114 |
УТ-9/НАСЕДКИНА |
УТ-4А/115МКР NНАСЕДКИНА3/115 |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-19/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
NВ_СТР-56/105 |
УТ-15/105 УТ-16/105 |
УТ-19/105 |
|
8,296 |
|
|
|
3,766 |
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-3А/115МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-3/ШЕКСНИНСКИЙ |
NШЕКСНИНСКИЙ25А/10 |
|
|
|
УТ-24/105 |
2014 г. |
|
|
|
2019 г. |
|
|
||||||||||||||
|
NУТ-3А/114 |
|
УТ-26/114МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-1/ШЕКСНИНСКИЙ |
|
|
|
NВ_СТР-6В/105 |
УТ-19А/105 |
|
УТ-23/105 |
|
2017 г. |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
NНАСЕДКИНА12ю/114 NУТ-5А/115 |
|
NНАСЕДКИНА5/115 |
|
|
|
|
|
|
УТ-18/ГОДОВИКОВА |
|
|
УТ-2А/105 |
УТ-4/ШЕКСНИНСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-20/105 |
|
NВ_СТР-7А/105 |
|
|
|
|
|
|
ГТУ16 |
|
|||||||||||||
|
|
1,774 |
|
|
|
|
УТ-10/НАСЕДКИНА |
NНАСЕДКИНА9/115 |
|
УТ-3Б/115МКР |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-17/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N107мкр |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
2011 г. |
|
|
УТ-11/НАСЕДКИНА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18,000 |
|
|
|
|
|
УТ-5/ШЕКСНИНСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
УТ-7/ШЕКСНИНСКИЙ |
|
|
ГТУ8 |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
NНАСЕДКИНА УТ-12/НАСЕДКИНА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-17/ОКТЯБРЬСКИЙ |
2016 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-6/ШЕКСНИНСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
3,766 |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-2/112 |
|
|
|
|
|
|
2020 г. |
ГТУ15 |
|
|||||
|
21А/115 |
NНАСЕДКИНА21/115 |
А |
|
|
|
NНАСЕДКИНА11/115 |
|
|
NУТ-1окт/115МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
NНАСЕДКИНА |
|
УТ-1/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
7,272 |
Р-1/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5,640 |
|
|
|
|
|
|
N113мкр |
|
|||||||||||
Р-37/115 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018 г. |
|
|
|
NУТ-21/112 |
|
|
|
|
|
|
2015 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
29/115 |
УТ-2/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
УТ-1/115МКР |
УТ-1окт/115МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГТУ7 |
|
|
|
|
|
ГТУ14 |
|
|||||||||
NУТ-А/115 |
УТ-3/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
NУТ-1/115 |
|
|
|
|
|
УТ-16/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
10,020 |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-21/112 |
|
|
|
|
NУТ-1/108 |
|
|
|
|
|
4,600 |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5Б/115МКР |
1,950 |
|
|
|
|
2019 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
NУТ-4/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-7окт/115 |
|
|
|
УТ-16/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-1/112 |
УТ-2/112 |
|
|
ГТУ6 |
|
|
2025 г. |
ГТУ13 |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2012 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,768 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P2- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2012 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р-7/112 |
NУТ-25-1/112 |
|
|
|
NУТ-23-1/112 |
|
УТ-3/112 |
NУТ-3/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5А/115МКР |
|
|
УТ-15/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-25/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5/115МКР |
|
|
|
УТ-15/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
УТ-25А/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NNГОРОДЕЦКАЯ8/115 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-23/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
1,770 |
|
|
|
|
|
|
|
NNГОРОДЕЦКАЯ16/115 |
|
|
|
УТ-14А/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-22/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
2011 г. |
|
|
|
NУТ-3/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
УТ-4/115МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NР-7/112 |
|
УТ-24/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-3/115МКР |
|
|
|
|
|
|
NУТ-1/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-4/112 |
|
|
7,670 |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-10Б/115 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-23/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-1А/115 |
|
|
|
УТ-14/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
УТ-14/ГОДОВИКОВА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-22/112 |
|
|
2015 г. |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-24-1/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
12,791 |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
УТ-9/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
NК-1/115 |
|
|
УТ-12/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
4,874 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018 г. |
|
Схема магистральных трубопроводов системы теплоснабжения г. Череповца от котельной Южная |
|
|
2019 г. |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
NГОРОДЕЦКАЯ26/115 |
|
|
|
|
NГОРОДЕЦКАЯ12в/115 |
УТ-2А/115МКР |
|
УТ-13/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
с перспективными тепловыми нагрузками до 2026 г. |
|
|
|
|
|
8,685 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
УТ-8/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
|
УТ-1А/115МКР |
УТ-1А/ГОРОДЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5/РЫБИНСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-5-2/РЫБИНСКАЯ |
2013 г. |
7,670 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NГОРОДЕЦКАЯ12ю/115 |
|
|
УТ-2/ГОРОДЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
УТ-16/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-5-1/РЫБИНСКАЯ |
|
|
2016 г. |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-6/ЛЮБЕЦКАЯ |
|
|
УТ-3/ГОРОДЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12,491 |
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
NУТ-7/115 |
УТ-4/ГОРОДЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
2,061 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020 г. |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-6/РЫБИНСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2015 г. |
|
|
УТ-11/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-6/РЫБИНСКАЯ |
8,685 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5/ГОРОДЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
NУТ-2/ГОРОДЕЦКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-6А/112 |
|
2014 г. |
7,670 |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,234 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2017 г. |
|
12,800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2012 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-7/РЫБИНСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
2,262 |
|
|
|
|
|
2,532 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-7/РЫБИНСКАЯ |
|
N108мкр |
|
2024 г. |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
2020 г. |
|
|
|
|
|
2013 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N109мкр |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N111мкр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-5А/5_4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГТУ5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГТУ4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-8/РЫБИНСКАЯ |
|
|
|
ГТУ3 |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,408 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГТУ2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГТУ1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-10/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
1,653 |
NВ_СТР-15В/112 |
|
|
УТ-9/РЫБИНСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2017 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-1А/112 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,980 |
|
|
УТ-10/РЫБИНСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,282 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2014 г. |
|
|
УТ-11/РЫБИНСКАЯ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-1/5_4МКР |
|
УТ-3/5_5МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭЦ |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-9/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,203 |
NУТ-1/5_4 |
УТ-4Б/5_5МКР |
|
|
УТ-2/5_5МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 г. |
|
УТ-4А/5_5МКР |
|
|
15,321 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5Б/5_5МКР |
|
|
2018 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-1А/5_5МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NУТ-1/5_5 |
УТ-6Б/5_5 NМОНТ-КЛЕРСТР-13 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,150 |
|
|
|
|
|
УТ-8/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2013 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P2- |
|
|
УТ-7/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- существующие трубопроводы системы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
теплоснабжения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
|
УТ-6/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
- трубопроводы системы теплоснабжения, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
нуждающиеся в реконструкции, или вновь |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
сооружаемые |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-5/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
1,941 |
- подключаемая тепловая нагрузка с указанием |
|
|
|
|
NУТ-12А/5_5МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
2011 г. |
величины и планируемого года подключения, |
|
4,85 |
|
УТ-1/5_5МКР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
Гкал/ч |
|
|
|
|
|
|
2020 г. |
УТ-2/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
УТ-3/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Котельная |
NВ_БАЗА-5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УТ-1А/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
«Южная» |
УТ-1/ОКТЯБРЬСКИЙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изм. Ном.уч.Лист № док. Подпись |
Дата |
|
|
|
Лист |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Схема магистральных трубопроводов системы теплоснабжения г. Череповца на |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NРЫБИНСКАЯГСК-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
балансе МУП «Теплоэнергия» от «Южной» котельной |
1 |
||
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 1.2. Разработка вариантов перспективного развития систем теплоснабжения |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
городского поселения на период до 2026 г. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
3
На рис. 1.2. красными пунктирными линиями показаны участки нового строительства тепломагистралей, длины и диаметры которых были определены на стадии предпроектных работ. Определение длин и диаметров трубопроводов производилось на основе гидравлического расчета при известных величинах тепловых нагрузок в перспективных микрорайонах городского поселения, где намечено строительство конкретных зданий в соответствии с генеральным планом развития города.
1.3.3. Обоснование инвестиций в строительство энергетических предприятий
Результаты обоснования инвестиций в строительство (ОИС) являются основой для:
-принятия решения о технической возможности и об экономической и социальной целесообразности инвестиций,
-получения акта выбора земельного участка для размещения объекта и выполнения проектно-изыскательских ра-
бот.
Заказчик подготавливает "Декларацию о намерениях", которую направляет в соответствующий представительный орган местного самоуправления, обладающий правом изъятия и предоставления земельных участков для размещения объекта.
После получения положительного решения от органов местного самоуправления по вопросу строительства объекта, Заказчик (инвестор) принимает решение о разработке ОИС.
ОИС является проектным документом, содержащим:
1.Обоснование намеченного строительства предприятия
2.Исходные данные.
3.Мощность (объем производства), номенклатура продукции.
4.Основные технологические решения.
5.Обеспечение предприятия (топливом, водой, материалами и трудовыми ресурсами).
6.Место размещения предприятия.
7.Выбор (на альтернативной основе) наиболее эффективных технических, экономических и организационных решений по эксплуатации и строительству.
8.Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС).
9.Кадры и социальное развитие.
10.Данные и показатели, необходимые для выдачи задания на последующее проектирование.
11.Определение расчетной стоимости строительства
12.Определение основных технико-экономических показателей предприятия.
13.Эффективность инвестиций.
14.Выводы и предложения.
Предусматриваемые в ОИС технический уровень и основные технико-экономические показатели предприятия после осуществления его строительства должны соответствовать показателям лучших отечественных и зарубежных предприятий или превышать их.
Принимаемые в ОИС решения согласовываются заказчиком (с участием проектировщиков) с заинтересованными организациями в части:
-места размещения энергетического предприятия,
-транспортных связей (железнодорожных путей и автомобильных дорог),
-обеспечения рабочими кадрами, топливом, водой, материалами,
-газоснабжения, водоснабжения, канализации, средств связи,
-состава и способов очистки вредных выбросов в атмосферу и водоемы,
-применения основных строительных материалов и организации строительства.
Подготовленные материалы технико-экономического обоснования (ТЭО) инвестиций на заключение направляются:
-в органы санитарно-эпидемиологического надзора;
-в государственные органы в области охраны окружающей природной среды;
-в управления (комиссии) местной администрации.
Экспертиза материалов технико-экономического обоснования проводится в соответствии с порядком, установленным Правительством РФ. Решения об утверждении ОИС принимаются заказчиком с учетом результатов комплексной экспертизы и решения органа исполнительной власти о согласовании места размещения объекта.
1.3.4. Оценка воздействия на окружающую среду при обосновании инвестиций в строительство
Особое внимание уделяется оценке воздействия на окружающую среду.
Оценку воздействия на окружающую среду (ОВОС) проводится в целях:
• предотвращения деградации природной среды в районах размещения новых и реконструкции действующих
ТЭС;
•обеспечения эколого-экономической сбалансированности проектных решений и условий эксплуатации ТЭС в новых экономических условиях;
•создания благоприятных условий жизнедеятельности населения в зоне влияния ТЭС путем учета комплекса взаимосвязанных факторов (экологическая ситуация, медико-биологическая обстановка, социально-экономическая инфраструктура), сложившихся и прогнозируемых для района размещения ТЭС;
•разработки и реализации эффективных решений о предотвращении отрицательных экологических последствий сооружения и эксплуатации ТЭС, а также восстановления нарушенной природной среды при ликвидации энергопредприятия.
ОВОС заключается в определении характера и степени опасности всех потенциальных видов воздействия намечаемых строительством энергопредприятий на окружающую среду, здоровье населения, в оценке экологических и связанных с ними социальных и экономических последствий реализации проекта строительства ТЭС.
В процессе разработки ОИС и затем проекта вопросы воздействия ТЭС на окружающую среду находят отражение также в следующих документах:
1) в начальной стадии разработки ОИС - "Декларация о намерениях", а также "Заявление о воздействии на окружающую среду", содержащие укрупненную оценку ожидаемого воздействия на окружающую среду;
2) по завершении проекта строительства ТЭС - "Заявление об экологических последствиях", представляющее собой документ о гарантиях экологической безопасности проектируемой и реконструируемой ТЭС.
4
1.4.Виды и характер строительства
1.4.1.Виды промышленного строительства
Энергетическое строительство подразделяется на: новое, расширение, реконструкция, техническое перевооружение.
К новому строительству прибегают только в тех случаях, когда необходимая продукция не может быть получена за счет реконструкции и технического перевооружения существующих объектов
Расширение относится к новому строительству. Целью является увеличение выпуска продукции и мощности предприятия с одновременным улучшение его технико-экономических показателей.
К реконструкции действующих предприятий относится переустройство существующих цехов электростанции, тепловых и электрических сетей, связанное с совершенствованием производства и повышением технико-экономических показателей. При реконструкции должно обеспечиваться увеличение мощности, как правило, за счет устранения диспропорций в технологических звеньях.
Стоимость нового строительства паротурбинных блоков, ГТУ и ПГУ заметно различается в нашей стране и зарубежом.
Зарубежные энергоблоки имеют следующие диапазоны стоимостей нового строительства:: Паротурбинные энергоблоки на стандартные параметры острого пара: 1 400 – 1 600 $/кВт., Газотурбинные энергоблоки последнего поколения: 800 – 900 $/кВт.
Парогазовые энергоблоки последнего поколения: 1 200 – 1500 $/кВт.
Энергоблоки, строящиеся в России имеют следующие диапазоны стоимостей нового строительства:
Паротурбинные энергоблоки на стандартные параметры острого пара: 1 800 – 2 200 $/кВт. Газотурбинные энергоблоки 1 000 – 1 200 $/кВт.
Парогазовые энергоблоки 1 800 – 2 000 $/кВт. (2 500 $/кВт – Сочинская ПГУ – сложный рельеф местности и дорогое землеотведение).
1.4.2.Техническое перевооружение ТЭС
Ктехническому перевооружению действующих электростанций, электрических и тепловых сетей относятся следующие виды работ и мероприятия:
1.Замена физически изношенного и морально устаревшего основного энергетического оборудования в комплексе со вспомогательным оборудованием и установка нового соответствующего современному техническому уровню оборудования.
2. Перевод конденсационных электростанций или отдельных турбин в теплофикационный режим работы. 3.Перевод тепловых электростанций на более высокие параметры пара и тепловых сетей – на более высокий тем-
пературный график.
4. Перевод электростанций на сжигание не предусмотренных проектом видов топлива или на сжигание ухудшенных видов топлива.
5. Перевод энергетического оборудования в режим регулирования для поддержания частоты в сети в целях увеличения маневренных возможностей электростанций.
Основные принципы технического перевооружения и реконструкции:
• должна быть сохранена тепловая и электрическая мощность ТЭС;
• предусматривается использование существующих главных корпусов;
• предусматривается использование прогрессивного оборудования;
• удельная стоимость установленного оборудования (на 1 кВт мощности) должна быть меньше стоимости 1 кВт устанавливаемой мощности при новом строительстве;
• технико-экономические показатели должны быть лучше, чем до реконструкции;
• при реконструкции решаются вопросы экологии. Техническое перевооружение выполняется двумя способами:
• полным техническим перевооружением с заменой основного оборудования на новый срок службы ТЭС (до 30-40 лет),
• продлением срока службы на 10-15 лет путем частичной реконструкции.
Примером проведения частичной реконструкции является модернизация паротурбинного блока сверхкритических параметров Рязанской ГРЭС мощностью 310 МВт путем надстройки газовой турбиной мощностью 110 МВт и создания парогазовой установки сбросного типа общей мощностью 420 МВт.
5
1.4.3.Парогазовые установки
1.4.3.1.Понятие о парогазовых энергетических технологиях
Основной характеристикой, показывающей эффективность работы теплового двигателя, является термический КПД идеального обратимого цикла Карно при средних температурах подвода и отвода теплоты в этом двигателе. Газотурбинные двигатели имеют очень высокую температуру подвода теплоты в цикл. Температура продуктов сгорания на входе в газовую турбину у современных ГТУ достигает 1 400 оС или 1673 К. В то же время температура уходящих из турбины газов достаточно велика и составляет в среднем 550 оС или 823 К. Таким образом, термический КПД идеаль-
ного обратимого цикла Карно ГТУ в среднем не превышает
ηtГГУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 823 / 1 673 = 0,508 или 50,8 %.
Реальный же средний КПД современных ГТУ составляет 36 – 37 %.
Проведя аналогичные рассуждения для оценки паротурбинного цикла современных конденсационных ТЭС, можно определить, что температура пара на входе в турбину составляет 540 оС или 813 К, а температуру конденсации водяных паров после турбины можно в среднем принять 27 оС
или 300 К. Следовательно, термический КПД идеального обратимого цикла Карно ПТУ составит
ηtПТУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 813 = 0,63 (63%).
Реальный же КПД современных конденсационных блочных ПТУ составляет 41 – 42 %.
Термический КПД идеального обратимого цикла Карно
ПГУ определяется двумя температурами: температурой Т1 продуктов сгорания на входе в газовую турбину и температурой отвода теплоты в конденсаторе паровой турбины – Т2:
ηtПГУ = 1 – Т2 / Т1. |
(8.1) |
При принятых выше температурах Т1 = 1 400 оС, или 1673 К, и Т2 = 27 оС, или 300 К, предельное значение термическо-
го КПД идеального обратимого цикла Карно ПГУ составит
ηtПГУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 1 673 = 0,82 или 82 %.
Полученное значение КПД ПГУ существенно выше значений КПД газотурбинного и паротурбинного циклов.
Реальные циклы ПГУ отличаются от идеальных рядом особенностей, среди которых можно отметить возрастание энтропии в процессах сжатия и расширения рабочих тел, возможность теплообмена лишь при наличии определенного тем-
пературного напора, ограниченное число ступеней подвода теплоты к газовой части ПГУ и др. В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Ниже будут рассмотрены примеры тепловых схем ПГУ и их термодинамические циклы в Т, s – диаграмме.
Наибольшее распространение получили схемы ПГУ утилизационного типа с котлом-утилизатором (рис. 8.1).
1.В этой схеме топливо подается в камеру сгорания (КС) 2 ГТУ, из которой продукты сгорания направляются в газовую турбину 3, а из неё в котел-утилизатор (КУ) 5. На валу газовой турбины находятся компрессор 1 и электрический генератор 4. Энергия вращательного движения ротора газовой турбины распределяется между компрессором и электрогенератором примерно поровну.
2.В котле-утилизаторе продукты сгорания последовательно проходят пароперегревательные, испарительные и экономайзерные поверхности нагрева. Внутри трубных систем поверхностей нагрева движется вода, пароводяная смесь и перегретый пар, который направляется на вход паровой турбины. В паровой турбине пар совершает работу, передаваемую ротору турбины, а затем энергия вращения ротора передается электрическому генератору, который вырабатывает электроэнергию.
Таким образом, и газовая и паровая турбины развивают определенную мощность, и в итоге общая электрическая мощность ПГУ
NПГУэ =NГТУэ +NПТУэ , |
(8.2) |
где NГТУэ и NПТУэ – электрические мощности электрогенераторов газовой и паровой турбин.
1.4.3.2. ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетический котел
ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными». В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел (рис. 8.8), замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру.
Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле в паровом энергетическом котле недорогих энергетических углей, а также мазута. В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 8.8), причем ГТУ работает на легком топливе, как правило, на природном газе, а энергетический котел – на любом топливе, в том числе мазуте или угле.
В сбросной ПГУ реализуются два термодинамических цикла. В первом парогазовом цикле химическая энергия топлива, поступившая в камеру сгорания ГТУ, преобразуется сначала в теплоту высокотемпературных продуктов сгорания, а затем в электроэнергию, так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 – 52 %. Во втором – паротурбинном цикле – теплота, поступившая в энергетический котел и далее в паровую турбину, преобразуется, как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. При рассмотрении двух циклов, осуществляемых в сбросной схеме, необходимо провести анализ работы газотурбинной и паротурбинной частей ПГУ.
6
Определим на первом этапе анализа, что при сжигании единицы топлива в камере сгорания ГТУ в неё подается определенное количество воздуха, необходимое для сгорания этого топлива. В дальнейшем для снижения температуры продуктов сгорания на входе в газовую турбину подается заметно большее количество воздуха для расхолаживания продуктов сгорания. Таким образом, продукты сгорания, перемешавшись с воздухом, несут в себе достаточно большое для дальнейшего использования в качестве окисли-
|
теля количество кислорода. |
|
|
Далее на втором этапе анализа опреде- |
|
|
лим, что работа сбросной схемы ПГУ осно- |
|
|
вана на использовании в качестве окислите- |
|
|
ля для сжигания топлива в паровом котле |
|
|
кислорода, содержащегося в продуктах сго- |
|
|
рания на выходе из газовой турбины. Отме- |
|
|
тим, что в среднем количество воздуха, не- |
|
|
обходимое для сжигания топлива в КС, при- |
|
|
мерно в 1,5 – 2,5 раза меньше, чем количе- |
|
|
ство воздуха, необходимое для снижения |
|
|
температуры продуктов сгорания на входе в |
|
|
газовую турбину. |
|
|
На третьем этапе определяем количе- |
|
|
ственные показатели работы ПГУ по сброс- |
|
|
ной схеме. Примем, что в КС ГТУ направля- |
|
|
ется 100 МВт ч химической энергии топлива. |
|
|
При КПД ГТУ равной 36 % электрический |
|
|
генератор газовой турбины будет вырабаты- |
|
|
вать мощность 36 МВт ч, а остальные 64 |
|
|
МВт ч тепловой энергии будут направлены в |
|
|
паровой котел (ПК). Далее можно предполо- |
|
Рис. 8.2.. Схема сбросной ПГУ: 1 – энергетический котел; 2 – паровая |
жить, что количество воздуха, направляемое |
|
на расхолаживание продуктов сгорания пе- |
||
турбина; 3 – конденсатор; 4 – конденсатный насос; 5 – группа ПНД; |
||
ред газовой турбиной, примерно в 1,5 раза |
||
6 – деаэратор;7 – питательный насос; 8 – воздушный компрессор; |
||
больше, чем количество воздуха, направляе- |
||
9 – камера сгорания; 10 – газовая турбина; 11 – группа ПВД |
||
мое на окисление топлива в камере сгорания |
||
|
ГТУ. Следовательно, в ПК будет направлено такое количество окислителя, которое способно поддержать процесс горения в 1,5 раза большего количества условного топлива, чем в КС ГТУ, т.е. в ПК можно преобразовать QПТУ = 150 МВт ч химической энергии топлива в тепловую энергию перегретого пара.
Баланс воздуха в сбросной ПГУ можно представить исходя из его схемы движения на рис. 8.2. На вход компрессора подается воздух с коэффициентом избытка αВК ≈ 2,51, который затем направляется в КС с αКС ≈ 1,01, а остальной воздух с αГТ ≈ 1,5 проходит мимо КС на охлаждение элементов проточной части газовой турбины, сохраняет в своём составе кислород и используется для окисления топлива в ПК.
Зная, что средний КПД энергетических паровых котлов при работе на каменном угле составляет ηПК = 0,9, определяем, что при сжигании топлива в паровом котле будет получено 150 х 0,9 = 135 МВт ч тепловой энергии в виде перегретого пара. Кроме того, в паровой котел месте с продуктами сгорания из газовой турбины направляется 64 МВт, которые позволят получить ещё 64 х 0,9 = 57,6 МВт ч теплоты в виде перегретого пара. Следовательно, общее количество тепловой энергии на выходе из котла составит
QПК = 135 + 59,4 = 192,6 МВт ч.
Далее тепловая энергия пара будет преобразована в электрическую энергию в паротурбинной установке с электрическим генератором. В сбросной схеме ПГУ применяется классическая схема паротурбинной установки ТЭС со стандартной схемой регенерации, у которой КПД составляет в среднем ηПТУ = 40 %. Следовательно, мощность, вырабатываемая электрогенератором паровой турбины, составит
Nптэ = QПК х ηПТУ = 192,6 х 0,4 = 77 МВт ч.
Таким образом, проведенные вычисления показывают, что при мощности газовой турбины 36 МВт ч доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ – 1/3 (в отличии от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Мощность, которая вырабатывается двумя электрогенераторами ПГУ, составит
NПГУэ =Nгэт +Nптэ = 36 + 77 = 113 МВт ч.
Затраты химической энергии топлива на выработку этой мощности будут равны QПГУ = QГТУ + QПТУ = 100 + 150 = 250 МВт ч.
Следовательно, КПД сбросной ПГУ составляет
ηПГУ =NПГУэ / QПГУ = 113 / 250 = 0,452 или 45,2 %,
т.е. существенно меньше, чем утилизационной ПГУ.
Утилизационная ПГУ при приведенных выше данных о ГТУ после преобразования тепловой энергии в КУ с КПД 85 % и ПТУ с КПД 30 % имела бы общий КПД ПГУ
ηПГУ = ηГТУ + (1 – ηГТУ) ηку ηПТУ = 0,36 + (1 – 0,36) 0,85 х 0,3 = 0,523 или 52,3 %.
Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом, КПД которого в среднем можно принять 40 %, экономия топлива в сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.
7
1.5. Выбор площадки строительства ТЭС
Выбор площадки проводится на стадии обоснования инвестиций в строительство ТЭС. На основе документации выбора площадки оформляется акт выбора площадки в земельном комитете субъекта местного самоуправления. Выбор площадки строительства ТЭС – один из важнейших вопросов, определяющий экономичность, эффективность и безопасность будущего объекта.
Под площадкой строительства понимается промплощадка, куда входят все основные сооружения, обеспечивающие производство тепловой и электрической энергии, а также другие вспомогательные объекты, входящие в комплекс сооружений ТЭС – водохранилище, золошлакоотвалы, склады топлива, очистные сооружения, ОРУ и т.д., включая здания административного управления, автомобильные и железнодорожные пути, коридоры ЛЭП и т.д.
Основными условиями для размещения ТЭС являются:
-наличие достаточных площадей для размещения объектов, входящих в комплекс строительства ТЭС, с учетом будущего возможного расширения;
-соответствие площадки требованиям технологического процесса;
-благоприятный рельеф местности и экологические условия, обеспечивающие быстрое сооружение ТЭС с минимальными затратами;
-наличие железнодорожной связи с путями общего пользования, а также автодорожной связи с автодорогами общего пользования;
-близость карьеров строительного песка и камня;
-наличие достаточных источников технического водоснабжения;
-возможность размещения ТЭС на не сельскохозяйственных землях;
-возможность размещения площадки не в местах залегания полезных ископаемых или в зонах прежних выработок и карстовых пород.
Для обоснования выбора площадки создаются изыскательские группы: геологи, изучающие структуру почвы, гидрологи и геодезисты.
Желательно, чтобы площадка для строительства ТЭС имела соотношение сторон 1:2 или 2,5:4. Удельный отвод земель для КЭС изменяется в широких пределах в зависимости от используемого топлива: для угольных до 2,2 га/МВт.
Потребность в земельных ресурсах для размещения золоотвалов определяется для первой очереди ТЭС исходя из 5-летнего периода эксплуатации, а общая площадь – исходя из 25-летнего периода эксплуатации с учетом дальнейшего использования золошлаковых остатков в строительстве.
Для ТЭЦ выбор золошлакоотвалов производят в расчете 5-летнего периода эксплуатации с использованием золошлаков в строительстве.
На площадке ТЭС предусматриваются коридоры для выхода линий электропередачи с ОРУ. Ширина коридора, занимаемого ЛЭП, определяется числом линий и их напряжением.
Промышленная площадка, склад топлива и временные здания и сооружения в процентном отношении занимают не более 10 – 20% (от 22 до 140 га – промплощадка; 5 – 60 га – склад топлива; 30 – 40 га – временные здания и сооружения).
Площади жилых поселков определяются из численности строительно-монтажных и эксплуатационных кадров исходя из нормы 10 га на 1000 жителей.
Источники водоснабжения должны обеспечивать охлаждение отработавшего в турбине пара исходя из норм расхода воды. Примерные расходы воды на охлаждение оборудования ТЭС приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1. Расходы воды на охлаждение, м3/ч
Мощность турбины, |
Конденсаторы |
Газовоздухо- |
Маслоохладители |
Всего |
|
МВт |
охладители |
||||
|
|
|
|||
60 – 80 |
9 000 |
390 |
200 |
9 590 |
|
|
|
|
|
|
|
100 |
18 000 |
580 |
215 |
18 795 |
|
|
|
|
|
|
|
135 – 185 |
20 800 |
640 |
280 |
21 720 |
|
|
|
|
|
|
|
210 |
26 500 |
800 |
430 |
27 730 |
|
|
|
|
|
|
|
300 |
38 000 |
1 000 |
600 |
39 600 |
|
|
|
|
|
|
|
500 |
51 000 |
1 200 |
800 |
53 000 |
|
|
|
|
|
|
|
800 |
100 000 |
1 500 |
1 000 |
102 500 |
|
|
|
|
|
|
1.6. Задание на проектирование
Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, технико-экономическое обоснование (проект) строительства. На основании утвержденного проекта строительства разрабатывается рабочая документация.
Для технически несложных объектов по утвержденным обоснованиям инвестиций в строительство может разрабатываться рабочий проект (утверждаемая часть и рабочая документация) или рабочая документация.
Задание на проектирование предприятий разрабатывается заказчиком с привлечением генерального проектировщика в следующем объеме:
1.Основание для проектирования.
2.Вид строительства.
3.Стадийность проектирования.
4.Требования по вариантной и конкурсной разработке.
5.Особые условия строительства.
6.Основные технико-экономические показатели объекта, в том числе мощность, производительность, производственная программа.
7.Требования к качеству, конкурентоспособности и экологическим параметрам продукции.
8.Требования к технологии, режим работы предприятия.
9.Требования к архитектурно-строительным, объемно-планировочным и конструктивным решениям.
8
10.Выделение очередей и пусковых комплексов, требования по перспективному расширению предприятия.
11.Требования и условия к разработке природоохранных мер и мероприятий.
12.Требования к режиму безопасности и гигиене труда. 13.Требования по ассимиляции производства.
14. Требования по разработке инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций.
15.Требования по выполнению опытно-конструкторских и научно-исследовательских работ. 16. Состав демонстрационных материалов.
1.7.Основные исходные данные для проектирования
Всостав исходных данных для разработки проекта или рабочего проекта включаются:
•обоснование инвестиций строительства объекта;
•утвержденный акт о выборе площадки для строительства;
•архитектурно-планировочное задание, утвержденное местным органом власти;
•строительный паспорт участка, содержащий основные технические данные по выбранному участку (сведения о существующей застройке, подземных сооружениях, коммуникациях и др.);
•технические условия на присоединение проектируемого предприятия, здания и сооружения к источникам снабжения, инженерным сетям и коммуникациям;
•сведения о проведенных с общественностью обсуждениях решений о строительстве объекта;
•материалы по ранее проведенным инженерным изысканиям;
•материалы инвентаризации жилого фонда;
•необходимые для проектирования данные: вид выделяемого топлива, данные по оборудованию, в том числе индивидуального изготовления, отчеты по выполненным научно-исследовательским работам, данные, полученные от организаций государственного надзора, о состоянии водоемов, атмосферного воздуха и почвы, данные обмеров существующих на участке строительства зданий, сооружений, подземных и надземных коммуникаций и др.
1.8. Разработка проектно-сметной документации
Разработка проектной документации на строительство в зависимости от технической сложности объекта может проводиться в две стадии: проект и рабочая документация, или в одну стадию – рабочий проект (утверждаемая часть и рабочая документация) или только рабочая документация.
1.8.1. Проект
Для выполнения проекта производится необходимый объем изыскательских работ, обеспечивающих достоверную оценку инженерных условий строительства на намеченной площадке (данные топографии, инженерной геологии и гидрологии, гидрографии источников водоснабжения, по транспортным путям и т.д.).
Проект на строительство объектов производственного назначения должен состоять из следующих разделов:
1.Общая пояснительная записка.
2.Генеральный план и транспорт.
3.Технологические решения.
4.Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием.
5.Архитектурно-строительные решения.
6.Инженерное оборудование, сети и системы,
7.Организация строительства.
8.Охрана окружающей среды.
9.Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны.
10.Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.
11.Сметная документация.
12.Эффективность инвестиций.
Общая пояснительная записка включает в себя:
-основания для разработки проекта,
-исходные данные для проектирования,
-предполагаемые режимы работы,
-данные о потребностях в топливе, воде, материалах и ресурсах,
-краткое описание основных технических решений,
-технико-экономические показатели,
-сведения о проведенных согласованиях проектных решений,
-выводы и предложения по реализации проекта.
Генеральный план и транспорт. В этом разделе дается краткая характеристика района площадки строительства, решения и показатели по генеральному плану, транспорту и основным планировочным решениям.
Ситуационный план определяет взаимное расположение на карте основных сооружений ТЭС и коммуникаций с учетом топографических, гидрологических и прочих условий местности.
Генеральный план обосновывает взаимное расположение объектов основной площадки строительства с вертикальной привязкой всех зданий и сооружений, а также систему подземных инженерных сетей. На основе его выдаются решения по организации рельефа, по системе планировки и водоотвода.
Основная площадка включает: промплощадку ТЭС, ОРУ всех напряжений, склад топлива, очистные сооружения. Тепломеханическая часть. В этой части уточняются характеристики основного оборудования и производится выбор
всего вспомогательного (машинного зала, котельного отделения, топливоподачи, золо- и шлакоудаления, газоочистки, растопочного хозяйства, топливного хозяйства и топливоподачи, водоподготовки, автоматизированных систем управления и т.д.), включая электродвигатели.
Все это выполняется на основе результатов расчета тепловых схем, схем пылеприготовления и топливоподачи, водоподготовки и т.д.
Расчеты тепловых и материальных балансов для энергоблоков КЭС проводятся заводом-изготовителем турбин с учетом условий и режимов, оговариваемых в заданиях проектных организаций на поставку турбин для конкретной ТЭС.
На основе чертежей общих видов основного и вспомогательного оборудования и технологических схем разрабатываются компоновочные чертежи зданий и сооружений ТЭС, определяющие, в свою очередь, их строительные габариты.
9
Одним из наиболее объемных разделов этой части являются разработки технических решений по трубопроводам главного корпуса. В проекте выполняются:
•разработка технологических схем трубопроводов с определением расчетных параметров и расходов среды (технического водоснабжения в главном корпусе, разводки кислорода, сжатого воздуха и др.);
•разработка развернутой тепловой схемы ТЭС;
•трассировка трубопроводов на компоновочных чертежах.
Электротехническая часть. В состав этой части входит характеристика электрических нагрузок и распределение их по напряжениям, выбор главной схемы электрических соединений, выбор выключателей, числа и мощности трансформаторов; выбор схемы электрических соединений собственных нужд, включая выбор напряжений, распределение электродвигателей по секциям, выбор числа и мощности источников питания, расчеты токов короткого замыкания и выбор типов высоковольтной аппаратуры, кабелей и шин.
Строительная часть. Включает выбор типов сооружений и их конструктивных характеристик в увязке с топографией, геологией, гидрологией площадки и технологическими нагрузками; выполнение необходимых расчетов для определения габаритов и основных сечений конструкций; обоснование архитектурно-строительных компоновок зданий и сооружений; выбор типа оснований и фундаментов; выбор систем и оборудования для отопления и вентиляции, а также кондиционирования помещений и т.д.
Гидротехническая часть. Содержит основные данные по гидрологии источников водоснабжения, метеорологические данные, расчетные данные по расходам воды по временам года; характеристики трасс трубопроводов и каналов технического водоснабжения, водопроводов хозяйственно-питьевых нужд, схемы их работы в аварийных режимах.
Сюда же входят конструктивные решения по плотинам и водосбросам; системам золошлакоудаления; схемам и системам фекальной и промливневой канализации; определение объемов работ.
Организация строительства. В этом разделе даются: календарный план строительства и работ подготовительного периода; объемы строительных и монтажных работ по периодам; потребности в материалах, полуфабрикатах и строительных конструкциях, транспорте, кадрах, электроэнергии, сжатом воздухе, паре и газе и обоснование способов их удовлетворения; технико-экономические показатели.
Охрана окружающей среды. Раздел включает следующие подразделы:
•охрана атмосферного воздуха от загрязнения;
•охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения;
•восстановление (рекультивация) земельного участка, использование плодотворного слоя почвы, охрана недр и живого мира.
Сметная документация. Содержит сводный сметно-финансовый расчет, который составляется на основе сметнофинансовых расчетов стоимости отдельных зданий, сооружений и различных видов работ, а также сметно-финансовых расчетов на отдельные виды затрат.
Эффективность инвестиций. В этом разделе приводятся результаты эффективности инвестиций в сопоставлении с основными технико-экономическими показателями, определенными в обоснованиях инвестиций в строительство данного объекта, и заданием на проектирование.
На основе полученных результатов принимается окончательное решение о реализации проекта. Общий объем проекта составляет 300-500 страниц печатного текста и 50-80 чертежей (формат А1).
1.8.2. Рабочая документация
Разработка рабочей документации осуществляется проектной организацией после утверждения проекта и получения исходных данных по оборудованию от заводов-поставщиков.
На первом этапе выполнения рабочей документации создаются технологические схемы, выполняются расчеты, по результатам которых выбирается арматура и вспомогательное оборудование. На основе выбора составляются заказные спецификации и опросные листы, которые направляются на машинно-строительные заводы. Заводы отвечают условиям поставки и технической документации в сроки, затребованные в опросных листах.
Наличие характеристик оборудования позволяет перейти ко второму этапу – созданию предварительных компоновочных чертежей, на основе которых выполняется трассировка трубопроводов пара, питательной воды и основного конденсата. На основе трассировки выполняются расчеты трубопроводов на самокомпенсацию (на жесткость), при этом выполняется выбор арматуры и опорно-подвесной системы, предварительные расчеты утверждаются заказчиком или консультирующей фирмой.
Третий этап – создание монтажно-сборочных чертежей. Чертежи выполняются по узлам с последующей разбивкой на блоки. При выполнении монтажно-сборочных чертежей выполняются параллельно установочные чертежи вспомогательного оборудования (насосные агрегаты с приводом, компрессоры, дымососы, дутьевые вентиляторы).
Четвертый этап – компоновочные чертежи оборудования и трубопроводов.
Таким образом в состав рабочей документации входят:
1.Рабочие чертежи всех зданий и сооружений ТЭС в их технологической, строительной, гидротехнической и специальной частях (кроме чертежей оборудования), включая сооружения промышленной площадки, гидроузла, золоотвалов, жилых поселков, железных и автомобильных дорог, генплана и др.
2.Технические задания заводам на изготовление и поставку всего основного и вспомогательного оборудования электростанции.
3.Технические задания заводам металлоконструкций на разработку рабочих чертежей основных металлоконструкций зданий и сооружений в объеме расчетно-технического проекта металлоконструкций.
4.Рабочие чертежи станционных трубопроводов, а также трубопроводов всех вспомогательных зданий и сооружений и внешних трубопроводов.
5.Спецификации на заказ всего основного и вспомогательного оборудования, а также заводские изделия (кабель, шины, изоляторы и др.).
6.Ведомость потребных материалов, конструкций и полуфабрикатов.
7.Сметы на отдельные здания и сооружения электростанции, уточненные по рабочим чертежам.
8.Пусковые схемы.
.
10