Станом на 2001 рік система теплопостачання в Харківській області була єдиною структурою, до якої входили всі теплопостачальні підприємства міста Харкова та області, а також ряд підприємств, що виготовляють для експлуатаційних підрозділів попередньо ізольовані труби, теплообмінники, теплопункты, арматуру, котли, елеваторні вузли та інше. До складу обласного виробничого об'єднання «Харківтеплоенерго» входив Харківський сміттєспалювальний завод, що частково виробляв тепло для розташованних поблизу споживачів. ОВО «Харківтеплоенерго» входили також проектні, транспортні і налагоджувальні організації. Об'єднання займалося також науково-технічною діяльністю. Щорічно в об'єднанні розроблялися плани пріоритетного розвитку районів міста Харкова і області. Ці плани узгоджувалися з відповідними адміністраціями міст і районів Харківської області.

Протягом 90-х років до складу ОВО «Харківтеплоенерго» були передані з державної власності практично всі великі котельні промислових підприємств, а також підпорядковані їм котельні, що обслуговують сферу житлосоцкультпобуту.

З 2000 року до складу ОВО «Харківтеплоенерго» порайонно ввійшло підприємство Харківські теплові мережі Міненерго України.

Таким чином, станом на 2000 рік, ОВО «Харківтеплоенерго» було одним великим об'єднанням - юридичною особою, до складу якого входило 32 теплопостачальних і 12 обслуговуючих підрозділів. В об'єднанні працювало близько 12 тисяч чоловік. На базі об'єднання була створена філія «кафедри теплогазопостачання, використання вторинних енергоресурсів» Харківського архітектурно-будівельного університету, працював навчально-курсовий комбінат.

З юридичної точки зору, існуюче об'єднання не відповідало ряду прийнятих нових законів України, у тому числі Закону України «Про місцеве самоврядування в Україні». Тому, в 2001 році Харківською обласною державною адміністрацією було прийнято рішення про реструктуризацію об'єднання «Харківтеплоенерго». З об'єднання були виведені самостійні організації – юридичні особи. Спочатку комунальне підприємство «Харківські теплові мережі», що обслуговує тільки місто Харків, а потім всі обласні підрозділи у вигляді єдиного обласного комунального підприємства, яке обслуговувало всю Харківську область. Надалі в усіх районах області було створено самостійні комунальні підприємства, що виділилися з обласного комунального підприємства.

Наприкінці 90-х років минулого століття і першому десятиріччі нинішнього століття в місті Харкові та області розпочався процес часткової приватизації окремих систем теплопостачання і джерел шляхом їхньої оренди. В орендні підприємства виділилися ТОВ «Теплоенергетичний комплекс Роганського промвузла», ЗАТ «ТЭЦ-3», ТОВ «Котельні лікарняного комплексу», ТОВ «Теплосервис», ТОВ «Теплоквар» і ряд інших підприємств. Далі Харківською обласною державною адміністрацією було прийнято рішення про створення комунального підприємства - Дирекції розвитку інфраструктури території Харківської області, до якої ввійшли чотири з двадцяти районних теплопостачальних підрозділа області.

Загальна витрата газу, що використовується для теплопостачання об'єктів в м. Харкові і області, складає – 840 млн м³за рік, у тому числі, безпосередньо на опалювання житлових будинків - 630,0 млн м³за рік. Таким чином, в разі досягнення річної економії до 30% газового палива, можна отримати річний економічний ефект – 180 млн м³за рік. При ціні газу на 01.01.2009 для населення – 872,72 грн. за 1000 м³, для інших споживачів – 2570,7 грн. за 1000 м³економічний ефект складе біля 190 млн грн.

Не дивлячись на те, що в Харківської області, в м. Харкові протягом 90-х років минулого століття і першому десятиріччі нинішнього століття виконана значна робота по вдосконаленню систем теплопостачання, що діють, все ще залишається значна кількість котлів, теплових мереж і іншого теплотехнічного устаткування, що вимагає модернізації або заміни.

Враховуючи те, що велика частина тепла для м. Харкова і Харківської області виробляється на ТЕЦ, районних і квартальних котельних, обладнаних досить сучасним устаткуванням, основними джерелами втрат є вкрай зношені теплові мережі, а також надмірні втрати тепла через огороджуючі конструкції будівель.

Значні резерви по економії палива виявляються при розробці оптимізованих схем теплопостачання міст і населених пунктів. Співвідношення економії, яку можливо отримати по різних напрямах приведено на рисунку 1.

Рис. 1. Співвідношення втрат тепла у процесі теплопостачання

РОЗДІЛ I

1.1. Визначення проблем теплопостачання

Система централізованого теплопостачання Харківського регіону є однією із старіших в Україні. Одна з перших ТЕЦ була побудована і подавала тепло до будівлі Держпрому ще в 1932 році. Тепло від ТЕЦ найбільш дешеве, оскільки вироблялося когенераційним методом. При комбінованому виробленні теплової енергії зниження вартості тепла, виробленого на ТЕЦ, повинно бути як мінімум на 30% нижче за вартість тепла, виробленого звичайною котельнею. А у літній час тепло, що виробляється на ТЕЦ, викидне.

Всі ТЕЦ, побудовані в Харкові і області, спочатку проектувалися і працювали на твердому паливі – вугіллі Донецького басейну. Як резервне паливо для базових котлів використовувався мазут. На ТЕЦ були щонайпотужніші та найсучасніші на ті часи системи паливоприготування.

У 60-70 роки, у зв'язку з бурхливим розвитком газифікації, від одного з найбільшого в СРСР Шебелінського родовища, що знаходиться в Харківській області, ТЕЦ-3 і ТЕЦ-4 були переведені на газове паливо. Все устаткування приготування палива було демонтовано.

Виходячи з переваг ТЕЦ, Урядом прийнято рішення, і в 70-80 роки побудована одна з найбільших, навіть за теперішніх часів, ТЕЦ-5, для покриття більшої частини теплових навантажень міста Харкова і ліквідації застарілих котелень. Проте, через відставання будівництва теплових мереж в місті, були тимчасово збудовані районні котельні - Дзержинська, Комінтернівська, Московська. Але, в наслідок того, що подальший розвиток тепломереж від ТЕЦ-5 був недостатнім, ці котельні продовжують експлуатуватися як постійне базове джерело тепла.

Після закінчення будівництва, ТЕЦ-5 реалізує лише до 25% необхідного місту тепла, що складає лише 36% потужностей ТЕЦ. Останні 75% в м. Харкові виробляються: 20% на ТЕЦ-3 і решта на джерелах КП «Харківські теплові мережі» (далі КП «ХТМ»). На ТЕЦ-5 залишаються «замкнутими» близько 64% її потужності.

Основною причиною недовикористання тепла від ТЕЦ-5 є невирішеність питань ціноутворення. Навіть згідно з діючою в Міненергетиці методикою розподілу економії, яка виникає при комбінованому виробництві теплової і електричної енергії, розподіл повинен проводитися 50/50 відсотків, але фактично 80% відноситься на електроенергію, решта - на теплову енергію. В результаті, теплова енергія від ТЕЦ-5 у споживача стала коштувати більше ніж тепло, що виробляється на районних котельнях КП «ХТМ».

За опалювальний сезон місто придбало у ТЕЦ-5 1,5 млн Гкал тепла на суму 245 млн грн. Якби тепло відпускалося за ціною на 30% дешевше, як планувалося при здійсненні проекту будівництва ТЕЦ-5 і практикувалося в періоди її експлуатації до початку 90-х років, то місто Харків зменшило б свої витрати на покупне тепло на 70 млн грн. лише за один опалювальний сезон. Відповідно перерозподілилися б витрати на паливо.

Слід зазначити, що в більшості держав, де є комбіноване вироблення тепла на ТЕЦ, всю 100% економію, яка отримується від когенерації, відносять на теплову складову, що природньо спонукає розвиток теплофікації.

Тому проблема подальшого розширення сфери теплопостачання від ТЕЦ-5, в повній мірі лежить в економічній сфері і залежить від подальшого ціноутворення на теплову енергію, яка виробляється на ТЕЦ.

Детальніше всі техніко-економічні дані і оцінка енергетичного потенціалу самого міста Харкова приведені в ІІ розділі цієї роботи.

У ряді міст Харківської області також є досить потужні котельні централізованого теплопостачання, що обладнані котлами КВГМ. Всі ці котельні працюють на газі. Раніше, до 90-х років, частина тепла в цих містах вироблялася на виробничих котельних і ТЕЦ промислових підприємств. В 90-ті роки практично всі потужні виробничі котельні передані в комунальну власність. Більшість підприємств, яким належали ці котельні, збанкротували, або відмовилися від теплопостачання. В результаті котельні забезпечують теплом лише населення та бюджетну сферу відповідних населених пунктів, при цьому потужність котелень використовується на рівні 10-30% від встановленої. Прикладом можуть бути котельні в м. Лозовій (ЛКМЗ), в м. Куп’янську (ливарний завод с. Ківшарівка) та інші.

Системи централізованого теплопостачання міст: Балаклія, Барвінкове, Борова, Валки, Вовчанськ, Зміїв, Красноград, Шевченкове, Чугуїв, Харківського району і ряд інших, мають джерелами тепла районні і квартальні котельні з котлами КВГ, ТВГ, ДКВР, ДЕ, КБНГ, ВК та інші.

В інших райцентрах і селищах міського типу є системи централізованого теплопостачання з квартальними котельнями, обладнаними котлами КБНГ, ВК, НИКА, НИИСТУ-5, Факел.

Більшість котелень Харківської області працюють на газовому паливі.

Ряд автономних котелень, що не входять в систему районних теплопостачальних підприємств міст, селищ міського типу і сіл, обладнані котлами типу НИИСТУ-5, АОГВ та інші на газовому паливі.

Відповідно до раніше розроблених схем теплопостачання у невеликих містах і населених пунктах, у зв’язку з масовим відключенням госпрозрахункових споживачів, що автоматично призвело до значного здорожчення послуг з теплопостачання для населення, 2-, 3-, 4- і навіть деякі 5-поверхові житлові будинки протягом останніх 5 років були відключені від централізованих систем теплопостачання. У відключених будівлях силами мешканців за участю місцевих органів влади, теплопостачальних і газопостачальних організацій були обладнані поквартирні індивідуальні системи теплопостачання і гарячого водопостачання. У квартирах встановлені котли одно- і двоконтурні, імпортного і вітчизняного виробництва.

У місті Харкові відносно невелика кількість, менше ніж 2% будівель, переведені на індивідуальне опалення. В кінці минулого століття та на початку нинішнього в області побудовано ряд нових та реконструйовано діючи котельні загалом обладнані котлами КВГ-6,5, КБНГ- 2,5 (3,15), ВК – 21 (22), НИКА, КСВа, КОЛВІ та інші.

В 2007-2008 р.р. за рахунок коштів держбюджету було проведено реконструкцію систему теплопостачання м. Первомайский з відключенням від ТЕЦ та переобладнанням ТРС в котельні.

Теплозабезпечення м. Первомайський до 2007 року здійснювалося від єдиного джерела тепла – ТЕЦ - державного підприємства Первомайський «Хімпром», яке розташоване на відстані 6,5 км від міста.

На протязі останніх років під час опалювального сезону в м. Первомайському через значні борги підприємства «Хімпром» весь час виникали проблеми щодо надання послуг з теплопостачання.

Після детального вивчення ситуації, що склалася в м. Первомайську, в березні 2007 році прийнято рішення про реконструкцію системи теплопостачання міста і в грудні 2008 року було збудовано і прийнято в експлуатацію 12 котелень. Загальна вартість робіт склала 48,1млн грн.

Опалення міста Первомайський від новозбудованих котелень в опалювальному сезоні 2008-2009 рр. дало економію природного газу більше 5 млн куб.м, або 33% та 1,8 млн кВт/год електричної енергії, або більше 60% в порівнянні з минулим опалювальним сезоном.

Аналогічна робота була виконана в с. Краснопавлівка Лозівського району, де було збудовано і введено в експлуатацію 3 котельні замість потужної промислової котельні, розташованої на відстані 1,2 км від селища.

З 17 лютого 2009 року розпочато опалення селища Краснопавлівка Лозівського району від новозбудованих котелень. За період з 17 лютого по 1 квітня зекономлено 101,6 тис.куб.м природного газу (30%) та 30,2 тис.кВт/годин електроенергії (32%).

Відповідна робота розпочата в с. Ківшарівка (м. Куп’янськ), де виконано будівництво 1 черги квартальної котельні потужністю 20 Мвт, що дало можливість вивести з експлуатації потужну заводську котельню потужністю більше 300 Мвт.В 2011 році планується будівництво 2 черги потужністю 10 Мвт, що дасть можливість повністю стабілізувати систему теплопостачання селища.

1.1.2. Оцінка специфіки та особливості теплопостачання регіону

Одна з цілей цієї Програми - наведення належного технологічного ладу в експлуатації систем теплопостачання кожного населеного пункту.

В цілому по Харківській області налічується 932 котельні, які надають послуги з теплопостачання населенню та об’єктам соціальної сфери.

Централізовані послуги з теплопостачання в області надають 16 комунальних, 3 приватні теплопостачальні підприємства та 4 теплоенергоцентралі (ПАТ «Харківська ТЕЦ-5», ЗАТ ТЕЦ-3, ДП «ТЕЦ-2», ДП Зміївська ТЕС).

В області працює 661 котельня підприємств комунальної теплоенергетики, в тому числі 657 газових котелень та 4 котельні, що працюють на твердому паливі, та 271 котельня, які обслуговуються організаціями соціальної сфери самостійно, з них:

- потужністю до 3Гкал/год – 807 котелень;

- від 3 до 20 Гкал/год – 129 котелень;

- від-20 до 100 Гкал/год – 21 котельня;

- більше 100 Гкал/год.- 6 котелень, в тому числі 2 в області (1 - м. Лозова, 1- м. Куп’янськ).

Загальна потужність котелень по м. Харкову і Харківської області складає 5331,5 Гкал/год.

Ці котельні забезпечують теплом 8951 багатоквартирний житловий будинок, 571 дошкільний заклад, 859 навчальних закладів, 982 лікувальних заклади.

Приєднане теплове навантаження від всіх споживачів, з урахуванням покупного тепла, складає 4602,1 Гкал/годину або 86,3% від потужності. Загальна житлова площа, що опалюється, складає 27,3 млн.м.кв., нежитлова – 9,7 млн.м.кв.

Теплопостачальними підприємствами експлуатується 1834 котла, в тому числі з ККД нижче 82% - 683 одиниць або 37% від загальної кількості , та з терміном експлуатації більше 20 років - 644 одиниці або 35% від загальної кількості.

В м. Харкові і Харківській області знаходиться в експлуатації 2318,8 км теплових мереж у двотрубному обчисленні, в тому числі по Харківській області – 608,8 км. Частка застарілих та аварійних мереж по м. Харкову і Харківській області складає 444,0 км, або 19% від загальної кількості, в тому числі по Харківській області – 196,2 км, або 32% від загальної кількості теплових мереж в області. Залишок від загальної кількості мереж відпрацювали більше нормативного терміну.

В 2008 році підприємствами комунальної теплоенергетики вироблено 5342,7 тис.Гкал теплової енергії, витрачено на власні потреби 90,2 тис. Гкал. Отримано від сторонніх виробників (ТЕЦ) 2334,8 тис. Гкал теплової енергії. Втрати теплової енергії в теплових мережах склали 1157,9 тис. Гкал. Відпущено споживачам 6429,4 тис. Гкал, в тому числі на опалення – 4481,3 тис. Гкал., на гаряче водопостачання – 1782,6 тис. Гкал.

Середньообласний рівень втрат теплової енергії в теплових мережах склав 15,26%.

1.2. Мета і завдання Програми

Метою Програми, основаної на інноваційному розвитку і впровадженню швидко доступних технологій, є:

- підвищення ефективності і надійності функціонування комунальної енергетики регіону шляхом модернізації існуючого теплогенеруючого обладнання, залучення в енергообіг вторинних поновлюваних джерел енергії та впровадження сучасних енергоефективних технологій і устаткування на засадах сталого розвитку;

- підвищення енергонезалежності конкретних об’єктів і цілого регіону за умови впровадження енергозберігаючих заходів на діючому енергообладнанні, введення нових потужностей і залучення в енергобаланс вторинних поновлюваних енергоресурсів;

- зниження шкідливих викидів і емісії парникових газів в атмосферу регіону області від паливноспалюючих установок на 30-40%;

- забезпечення розвитку виробництва енергетичного обладнання на базі вітчизняних підприємств.

Основним завданням Програми є модернізація існуючого теплогенеруючого обладнання, заміна застарілих котлів і реконструкція малоефективних котлів, впровадження енергозберігаючих заходів на діючому обладнанні, впровадження новітніх технологій (когенераційних установок, теплових насосів, індивідуальних теплових пунктів), введення в енергобаланс місцевих та альтернативних видів палива, напрацювання нових технологічних схем і технічних рішень на пілотних об’єктах із подальшим впровадженням досвіду на аналогічних комунальних підприємствах регіону. Програмою передбачається послідовний перехід на попередньо ізольовані труби.

За рахунок використання наведених вище заходів з терміном їх окупності 4-5 років буде забезпечено економію та заміщення паливно-енергетичних ресурсів, в першу чергу, природного газу, яка складе не менше 30%.

1.3. Шляхи розв’язання проблем.

До вирішення проблеми реанімації системи теплопостачання міста, селища або окремого району, мікрорайону слід підходити комплексно, з врахуванням необхідності реконструкції і модернізації всіх трьох основних складових будь-якої системи:

– джерела тепла;

– теплових мереж;

– внутрішньобудинкових систем.

В умовах економічної кризи і систематичного недоліку коштів, рішення про заміну або модернізацію того або іншого елементу системи теплопостачання має бути ретельно економічно обгрунтовано.

Будь-якому економічному обгрунтуванню повинна передувати розробка схеми теплопостачання міста, району, селища, мікрорайону, кварталу. За відсутності схеми теплопостачання, розробленої кваліфікованими фахівцями, розглянутої на технічній нараді замовника із залученням всіх зацікавлених організацій і затвердженою відповідним органом, що здійснює подальше фінансування і утримання системи, питання про будь-які втручання в цілісну систему теплопостачання не повинно взагалі розглядатися. Виключення можуть бути зроблені лише для аварійних систем і ситуацій.

В умовах постійного зростання ціни на газ і його дефіциту, що посилюється, первинне значення має ухвалення принципового рішення про перспективний вид палива для даного населеного пункту.

Якщо приймається рішення, що реально може бути втілена в життя заміна газоподібного палива на поновлювані види (деревні відходи, сміття, вугілля, торф та інше), то, безумовно, ні про які масові процеси децентралізації наявних потужних централізованих систем теплопостачання від ТЕЦ або районних котелень, не може бути і мови. В першу чергу, в цих випадках, все повинно бути направлено на реконструкцію і упорядковування джерела тепла з переобладнанням з газового на інші види палива пристроєм паливоприготування і газоочищення, що потребує вельми значних витрат.

Реальною заміною газу в Харківському регіоні могло б стати вугілля з басейнів Донбасу, на якому до 70-х років працювали основні джерела тепла. Проте, повернення до такого рішення в нинішніх умовах, на наш погляд, економічно не виправдано.

Перехід ТЕЦ та більшості котелень м. Харкова і Харківської області на інші види палива, виходячи з реалій наявності будь-яких альтернативних видів палива в необхідних кількостях, в осяжному майбутньому не уявляється можливим.

За останні 10-15 років значно видозмінилося співвідношення теплових навантажень. Дуже велика кількість споживачів відключилася. В основному це великі промислові споживачі, які і складали основну частину навантаження при первинному проектуванні. Можна привести безліч прикладів, коли багатокілометрова теплотраса великого діаметру забезпечує теплопостачання лише 1-2 будинків (така ситуація спостерігається в промислових і розташованих поруч районах), а також у більшості селищ, побудованих при заводах. В центрі міст зворотна ситуація – забудова ущільнюється новими будівлями – існуючі теплові мережі не розраховані на можливість підключення додаткових споживачів.

При вирішенні питання про реконструкцію внутрішньобудинкових систем опалення необхідно в централізованому теплопостачанні закладати рішення підключення окремих будівель до теплових мереж через ІТП, а також поквартирных систем опалення в кожній будівлі з обов'язковим устаткуванням поквартирного обліку споживання тепла. Без такого технологічного рішення не буде можливості досягти стовідсоткової оплати споживачів і створення їм комфортних умов. Споживач повинен сплачувати за конкретно отримане тепло і гарячу воду згідно з показниками лічильника, а не за розрахункові м² чи м³.

Підключення будівель до теплових мереж централізованої системи теплопостачання через ІТП – це вимога, дотримувана у всьому світі й продиктована як питанням налагодження (економії), так і питанням безаварійності.

При реанімації системи теплопостачання населеного пункту обов'язково повинно вирішуватися принципове питання про подальшу експлуатацію поквартирних систем опалення будівель незалежно від того, яке джерело тепла буде в квартирі (будинку): газовий двоконтурний котел або ІТП.

І в тому і в іншому випадку експлуатації, технічний нагляд чи сервісне обслуговування за всіма внутрішньоквартирними системами теплопостачання повинна здійснювати теплопостачальна організація або інша спеціалізована організація.

Теплопостачальні організації, як «природні монополісти», повинні займатися всіма видами теплопостачання – централізованими і децентралізованими.

Грамотне рішення про техніко-економічну доцільність централізації або децентралізації системи теплопостачання при роботі на газі повинне базуватися на справедливій ціні газу – однаковій для всіх варіантів, що порівнюються.

Сьогоднішній стан речей, коли споживач, одержуючи тепло від централізованого теплопостачання, платить за газ у складі тепла більше, ніж споживач, що має у себе індивідуальне теплопостачання, суперечить здоровій логіці і повинно бути виправлено.

Існуючі системи централізованого теплопостачання, що знаходяться в експлуатації протягом терміну, що набагато перевищує нормативний, повністю використали свій ресурс. Тому, в даний час повинно розглядатися не вузьке питання – встановити або не встановити індивідуальну котельну в окремо взятому будинку або квартирі, а питання реанімації системи теплопостачання міст.

Про те, що реконструкція систем необхідна, свідчать аварії міського масштабу, які почастішали. І як показав приклад Алчевська, ця проблема є серйозною загрозою безпеці суспільства в цілому.

Стан переважної більшості внутрішньобудинкових систем опалення вимагає їх капітального ремонту або повної заміни, оскільки фактичний термін їх нормативної експлуатації перевищений у декілька разів, системи забиті накипом і гряззю, оскільки не промивалися десятки років.

Невиробничі втрати у внутрішньобудинкових системах опалення знаходяться на одному рівні з втратами в зовнішніх теплових мережах (Рис. 2)

Рис. 2. Діаграма втрат тепла у житловому будинку (споживачеві) від загальних втрат у житловому будинку

Як правило, всі системи опалення 5-16-поверхової забудови другої половини двадцятого сторічча, з метою економії металу, проектувалися однотрубними, фактично без будьякої реально діючої і відключаючої запірної арматури. У переважній більшості житлових будинків області і України споживач не має технічної можливості відключити або відрегулювати свої нагрівальні прилади.

Існуючі системи опалення багатоповерхових будівель, об’єднані єдиною системою трубопроводів, в якій всі квартири, як би, нанизані на один стояк, не дають можливості створити у абонента комфортні умови і забезпечити поквартирний облік, як при індивідуальних системах теплопостачання.

Для приведення внутрішньобудинкових систем опалення у відповідність з вимогою сьогоднішнього дня, необхідно практично всі їх переробити з однотрубних в двотрубні, біля кожного нагріваючого приладу встановити відключаючий та регулюючий пристрій, на кожному стояку встановити відключаючу і балансуючу арматуру.

Проблему реанімації будь-якої системи теплопостачання потрібно починати вирішувати з абонента, тобто з того, для кого призначена сама послуга. Починаючи вирішення проблеми з абонента, створюється можливість залучення коштів самого господаря квартири для вирішення його ж особистих проблем теплопостачання. У той самий час вирішується по частинах загальнодержавна проблема.

Декілька слів про реанімацію системи гарячого водопостачання.

Сама ідея централізованого гарячого водопостачання від великих ЦТП або котелень по 4-трубній схемі є життєздатною. Ця ідея реалізована в більшості міст СНД і колишніх соціалістичних країнах. Єдиною і непорушною умовою її існування є вживання неметалевих труб або труб з покриттям (оцинковування, емалювання і так далі). Якщо таких труб немає, то і централізованого гарячого водопостачання немає.

Реально в практиці другої половини двадцятого сторіччя таких труб було дуже мало. Тому і результат вживання централізованого гарячого водопостачання в основному негативний. Найбільш економічний вихід відносно централізованого гарячого водопостачання – поетапна відмова від централізації і перехід на індивідуальні домові або квартирні водонагрівальні установки (можна комбінувати з електропідігрівом).

1.3.1. Порівняльний аналіз можливих варіантів вирішення проблем.

Сучасний арсенал технічних рішень і устаткування, накопичений світовою практикою досвід дозволяє вирішувати проблеми теплопостачання міст і населених пунктів у різних напрямах, використовуючи різні види палива, міру централізації систем, типів котлів, типів прокладки трубопроводів, електроенергетику і тощо.

Проте, виходячи з реальних фінансових можливостей області і всієї Держави, враховуючи наявність технічних засобів, визначені пріоритетні напрями, які можуть бути реалізовані в найближчі п'ять років. До них відносяться:

- впорядкування систем теплопостачання на базі розроблених оптимізованих схем;

- заміна застарілого устаткування котелень, що діють, на сучасне;

- модернізація котлів, що діють;

- заміна пальникового обладнання ;

- заміна теплових мереж, що діють;

- встановлення тепло утилізаторів;

- використання місцевих видів палива;

- встановлення індивідуальних теплових пунктів;

- використання електроенергії для виробництва теплоти;

- встановлення теплових насосів;

- впровадження приладового обліку систем теплопостачання, автоматизації, диспетчеризації, контролю та діагностики;

- термореновація житлових будівель і інших споруд.

3.1.1.1 Удосконалення схем теплопостачання населених пунктів згідно з планом розвитку.

3.1.1.1.1 Приведення у відповідність устаткування котелень до теплового навантаження споживачів.

Значне зменшення промислового виробництва також веде до відключення промислових підприємств від централізованого теплопостачання. Більшість промислових підприємств, відключившись від централізованого теплопостачання, влаштовують у себе власні котельні потужністю від 0,2 до 20 Гкал/год.

По місту Харкову і значній частині міст і селищ області розроблені, або знаходяться у стадії розробки, «оптимізовані схеми» перспективного розвитку систем теплопостачання. У цих схемах проаналізований стан теплопостачання абонентів і теплові навантаження, режими споживання тепла і режими його передачі. Визначені сумарні теплові навантаження по видах споживання і зроблені висновки щодо необхідних потужностей джерел тепла.

Як правило, всі існуючі котельні мають надлишок потужностей, які в деяких випадках в рази перевищують фактичне споживання тепла абонентами.

Так, наприклад, в містах Куп’янськ, Лозова, Валки і інших промислово-комунальні котельні, що знаходяться на балансі комунальних теплових мереж, через відключення промислових абонентів (ліквідація виробництва повністю або частково), залишилися навантаженими лише на 20-30%.

Природно, встановлені на них котли потужністю 100, 50, 30, 20 Гкал, працюють з явним недовантаженням, що призводить до значної перевитрати енергоресурсів.

Розробленими оптимізованими схемами і даною Програмою передбачено заміну цих котлів на сучасні котли меншої потужності КВГМ-6,5; КБНГ-3,15; ВК-21; ВК-22; КСВа-0,63; КОЛВІ та іншими.

Здійснив заміну котлів і насосного устаткування до них, можна отримати значне зниження споживання газу і електроенергії.

У ряді випадків схемами передбачається прибудова нових топкових безпосередньо в будівлях бюджетної сфери або соцкультпобуту, що ліквідує втрати в теплових мережах до цих будівель, оскільки ліквідуються самі мережі. Топкові обладнуються сучасними автоматизованими котлами, оснащуються насосами з регульованою швидкістю обертання. Економічний ефект від прийняття таких технічних рішень дуже часто досягає половини енергоресурсів, що витрачалися раніше.

3.1.1.1.2. Переведення споживачів на індивідуальне опалення

При розробці «оптимізованих схем» на підставі техніко-економічних розрахунків визначаються окремі житлові будівлі, а інколи і цілі квартали, де доцільне відключення від централізованого джерела і устаткування індивідуального опалення.

Тенденція масового відключення житлових споживачів від централізованого теплопостачання є зрозумілою. Нераціональне використання існуючих потужностей котелень, через значне відключення госпрозрахункових споживачів та експлуатацію застарілого обладнання, веде до значного росту вартості централізованого опалення і до погіршення його якості. Встановлюючи у себе в квартирі індивідуальне опалювання, споживач позбавляє себе від високої плати і неякісного забезпечення теплом.

При цьому, виходячи з сьогоднішніх цін на газ, тепло у споживача обходиться значно дешевшим і платить він лише за фактично спожите тепло, а не за міфічні квадратні метри.

Процес переходу споживачів на поквартирне індивідуальне опалення - закономірний процес, який неможливо зупинити адміністративними заборонами, створюючи які, також не слід забувати про антимонопольне законодавство.

Вочевидь, що зупинити перехід на індивідуальне опалення з установкою самостійних газових міні котлів в кожній квартирі можна лише запропонувавши споживачеві устаткування самостійної поквартирної системи від централізованого джерела опалення, обладнаної лічильником тепла для даної квартири. Таке технічне рішення, по-перше, буде противагою «індивідуального газового опалювання», а по-друге, що не менш важливо, спонукає власника квартири зайнятися внутрішнім утепленням своєї квартири.

Таким чином, вирішуючи проблему вдосконалення системи теплопостачання будинку, за рахунок власника квартири є можливість вирішити проблему опалювання його власної квартири і зниження споживання газу в цілому.

3.1.1.1.3. Рекомендації щодо подальшого використання незадіяного обладнання котелень великої потужності.

Оптимізованими схемами передбачається також ліквідація ряду котелень. Ці котельні ліквідуються у зв'язку з тим, що від них повністю відключаються споживачі. У місті Харкові ряд абонентів перемикається на централізоване опалювання.

У зв'язку з ліквідацією котелень і оптимізацією схем теплопостачання їх потужності, вивільняється котельне устаткування, яке може бути використане на інших котельнях.

Програмою передбачається «рух» такого устаткування. Так, наприклад, котли КВГМ-100, що вивільняються на Куп’янській котельні, можуть бути використані на одній з районних котелень м. Харкова. Таке ж використання можуть знайти котли на непрацюючих котельнях ДП «Завод ім. Малишева».

3.1.1.1.4 Рекомендації по впровадженню оптимального температурного графіка.

Аналіз показує, що, у зв'язку з нерозрахунковими режимами роботи джерел, викликаних невірно визначенними тепловими навантаженнями, розбалансуванням систем, «недотопленням» і «перетопленням», більшість систем теплопостачання працюють по температурних графіках, які не відповідають спочатку прийнятим при проектуванні. Так, наприклад, температурний графік в м. Харкові має найвищий показник 130^оС, тоді, як мережі розраховувалися на 150^оС. У деяких населених пунктах цей показник ще нижчий. Ряд систем сільської місцевості працюють взагалі без елеваторних вузлів по графіку, що не досягає навіть 95^оС. Недотримання проектного температурного графіка призводить до перевитрати теплоносія в трубопроводах, перевитраті електроенергії, недовідпуску теплоносія споживачам, «перетоплення» і «недотоплення» окремих будівель. При розробці оптимізованих схем у Програмі запропоновано відповідні конкретні температурні графіки, що рекомендуються, для кожної котельні. Це дозволяє провести грамотну наладку і дати споживачам розрахункову кількість тепла.

3.1.1.1.5. Класифікація систем теплопостачання регіону.

Роздріблення теплового господарства України залежно від власності, в якій знаходиться той або інший об'єкт, відмова Міненерго і інших відомств в деяких населених пунктах від подачі тепла споживачам, невирішеність проблем ціноутворення при когенераційному виробленні і ряд інших об'єктивних і суб'єктивних чинників вимагають чіткої градації систем теплопостачання відповідно до видів палива, джерелами тепла, тепловими мережами і абонентними схемами.

Система теплопостачання підрозділяються на:

- індивідуальні;

- автономні;

- централізовані.

Індивідуальні системи - це системи постачання теплом одноквартирного будинку (котеджу) або однієї квартири в багатоповерховому будинку від власного джерела тепла, розташованого в цьому котеджі або квартирі. За джерелами тепла індивідуальні системи розділяються на:

- від власного котла на будь-якому виді палива (газ, вугілля, дрова, брикети, палети, рідке паливо);

- від електрообігріву за допомогою нагрівача в кожній кімнаті;

- від електроопалювання методом «гріючої підлоги» і «гріючої панелі»;

- від геліустановки;

- від геотермальної установки;

-повітряне опалювання шляхом підігрівання повітря, що поступає в приміщення, калорифером на будь-якому вигляді палива;

- пічне опалення;

- тепловий насос.

Автономна - це система, що забезпечує теплом одне багатоквартирне житлове приміщення або іншу будівлю будь-якої поверховості від котельної, розташованої в цій будівлі. При цьому котельня може бути вбудована, прибудована або дахова стаціонарного або мобільного виконання.

Централізовані – це системи, що забезпечують теплом дві або більше будівель по тепловим мережам від одного джерела. Джерелом тепла в такій системі можуть бути котельні різної потужності або теплоелектроцентралі.

Централізована зі спільним виробленням електричної теплової енергії (когенераційа).

Залежно від кількості опалювальних будівель централізовані системи і їх котельні можуть бути:

- груповими – що опалюють групу будинків;

- квартальними - що опалюють один квартал або мікрорайон;

- районні – що опалюють один або декілька районів теплоспоживання.

Особливе місце в класифікації котельних займають «пікові» котельні – це котельні, які включаються в роботу в пік теплоспоживання при найнижчих температурах. Такі котельні працюють, як правило, в паралель із теплоелектроцентралями.

Котельні усіх видів підрозділяються також по видах палива:

- газові;

- рідкопаливні;

- твердопаливні, у тому числі що працюють на біомасі, брикетах, смітті;

- електрокотельні.

До джерел тепла, які можуть працювати як в автономній, так і в централізованих системах теплопостачання, відносяться також:

- геліустановки;

- геотермальні установки;

- теплові насоси.

Всі перераховані вище джерела тепла і системи є досить ефективними і повинні застосовуватися залежно від конкретних умов, керуючись техніко-економічними міркуваннями.

Одним із найважливіших питань функціонування будь-якої системи теплопостачання є технічно грамотна повсякденна експлуатація системи. На рисунку 3 наведено принципову схему системи теплопостачання.

Рис. 3. Принципова схема теплопостачання

Принциповою відмінністю будь-якої схеми теплопостачання від всіх інших схем - водопостачання, газопостачання, каналізація і т.п. - є те, що вона замкнута. Теплоносій, виготовлений на джерелі, повинен пройти по всім мережам зовнішнім і внутрішнім і повернутися на джерело практично без втрат. При цьому до теплоносія, який повертається на джерело, пред'являються вимоги стосовно якості і температури. Усі ж інші системи енергозабезпечення є відкритими, так як у них рідина, або інша матерія рухається тільки від джерела до споживача і назад до джерела не повертається. Природньо, що така принципова відмінність системи теплопостачання від інших систем вимагає і принципово відмінного ставлення до організації експлуатації в цілому. Саме тому технічна експлуатація та технічний нагляд (сервісне обслуговування) за всією системою теплопостачання (котельня - теплові мережі - споживач) повинні знаходиться в руках спеціалізованого теплопостачального підприємства.

В м. Харкові та ряді інших населених пунктів вже протягом декількох років експлуатацію всіх систем теплопостачання по ланцюжку "джерело - теплові мережі - внутрішньобудинкова система опалення" здійснюють теплопостачальні підприємства.

Багатоповерхові будівлі, підключені до автономних котелень або централізованих теплових мереж, можуть бути обладнані наступними принципово відмінними по конструкції і можливості регулювання й відключення окремих нагрівальних приладів систем опалювання:

- однотрубна проточна або з короткозамкненими ділянками. Такими системами обладнані більшість 5-16-поверхових будівель другої половини ХХ сторічча. Ці системи, як правило, не мають відключаючої і регулюючої арматури, що діє, біля кожного нагрівального приладу. Тому такі системи, де через свою однотрубну конструкцію рідина рухається послідовно по одній трубі без можливості відключення і регулювання, приводять до значних втрат тепла;

- двотрубні вертикальні і горизонтальні (поповерхові) з вимикаючо – регулювальною арматурою біля кожного нагрівального приладу;

- поквартирні, з лічильником в кожній квартирі, пропоновані як альтернатива індивідуальному газовому опаленню.

1.3.2. Заміна застарілого устаткування котелень, що діють, на сучасне.

Більшість котелень побудовані ще в 70-80-х роках, тому строк їх експлуатації складає більш ніж двадцять років. Обладнання цих котелень вичерпало свій фізичний і моральний ресурс і працює з низьким коефіцієнтом корисної дії. Для виробництва тепла в котлах комунальної теплоенергетики Харківської області застосовуються природний газ, вугілля і брикети.

Велика кількість котелень є мало або зовсім неефективними. Це стосується особливо тих котелень, в яких розташовані і працюють котли типу НИИСТУ-5, Універсал, ФАКЕЛ, КВ-300, АВ, КЧМ та інші, які працюють з ККД 60–85 % і неефективно використовують дорогий природний газ. Більшість котлів технічно і морально зношені, відпрацювали свій ресурс і потребують заміни. Перелік котелень, які обладнані малоефективними котлами, що підлягають заміні, наведено в підрозділі 3.1. розділу ІІІ до Програми.

На частині котелень встановлені котли завищеної потужності. Мінімальна потужність котлів за заводською документацією більше підключеного навантаження. При цьому необхідна організація роботи «перепустками», що призводить до додаткових втрат палива під час включення в роботу котлів, погіршення якості теплопостачання споживачів у зв’язку з періодами «перегріву» та «недогріву», а також викликає додаткові навантаження на трубопроводи теплових мереж. Крім того, є необхідним використовувати допоміжне обладнання завищеної потужності. В такій ситуації ефект від заміни на сучасні котли значно вищий, ніж модернізація котлів. Крім того, частка котелень знаходиться на великій відстані від споживачів - 0,5–3 км. При цьому теплові мережі, як правило, знаходяться в незадовільному стані. В такій ситуації значно вигідніше встановити нові котельні неподалік від споживачів з виведенням з експлуатації як потужних котелень, так і цих трубопроводів.

Перелік таких котелень наведено в підрозділі 3.2. розділу ІІІ до Програми.

1.3.3. Модернізація котлів.

Вартість модернізації котлів типа ТВГ і КВГ у декілька разів нижче повної їх заміни новими котлами для котелень із навантаженням не менше 50 % потужності одного котла. В підрозділі 3.3. розділу ІІІ до Програми наведені пропозиції щодо модернізації цих котлів.

Обов’язковою умовою при модернізації котлів типа ТВГ і КВГ є приведення водного режиму котелень і теплових мереж до вимог правил технічної експлуатації. Для цього необхідно:

- застосування на зворотному трубопроводі «шламовідвідників», захищаючих котли, арматуру и прибори автоматики від мула теплових мереж и систем опалення. Встановлені «грязьовики» не забезпечують цього захисту, що призводить до зростання гідравлічного опору котлів, зниження КПД котлів і перевитрати електроенергії;

– застосування автоматизованих дозаторів для дозування комлексонатів і підтримання «РH». Встановлені деаератори не забезпечують необхідне утримання «О₂» в теплових мережах, що призводить до корозії трубопроводів теплових мереж и систем опалення.

При модернізації котлів необхідно:

– застосування регуляторів частоти обертання (РЧ, РСЧ) асинхронних електродвигунів для автоматизації роботи вентиляторів, димососів;

– застосування стаціонарних газоаналізаторів виміру «О₂» и «СО» з виводом сигналів на автоматику;

– заміна застарілої автоматики регулювання з застосуванням регуляторів частоти обертання і газоаналізаторів;

– застосування приборів обліку теплової енергії;

– заміна частини труб.

Найбільший економічний ефект здобувається при виконанні цих робіт в комплексі. Для котелень з навантаженням менше потужності одного котла в першу чергу роботи проводяться по одному котлу.

Переважна більшість котелень, що працюють в системі теплопостачання, не мають обліку тепла на виході з котельні. Таким чином, найчастіше кількість тепла, вироблена котельнею, визначається емпіричним шляхом, грунтуючись на показниках газового лічильника, ККД роботи котлів та інших даних налагоджувальних або проектних організацій. Наявність приладу обліку тепла на виході з котельні дозволила б знати дійсну кількість тепла, яке котельня видає споживачам. Знаючи дійсну кількість тепла, газу, електроенергії, води і маючи інші приладові свідчення, можна було б визначати достеменні ККД котлів, дійсні втрати тепла, не говорячи вже про те, що у всіх розрахунках тарифів були б присутні конкретні об’єми тепла ( в Гкал ), а не емпіричні дані.

Для вимірювання кількості тепла на виході з котельні може бути використаний будь-який вітчизняний або імпортний прилад. Причому, цей прилад може бути не комерційний. Тому вартість його буде відносно невелика. Можливість установки некомерційного приладу на виході з котельні пояснюється тим, що більшість котелень не продають тепло на виході. Продаж тепла здійснюється, як правило, на вході до абонента або в центральних теплових пунктах, в точках розділу магістральних і розподільчих теплових мереж. Свідчення приладів-тепломірів в котельні потрібні як для оцінки роботи самої котельні, так і для оцінки роботи магістральних теплових мереж, теплорозподільчих станцій, внутрішньоквартальних теплових мереж і абонентів.

Необхідно також відмітити, що на більшості котелень немає приладів для видалення кисню з підживлюючої води теплових мереж, або вони працюють незадовільно. Це призводить до заносу котлів мулом з теплових мереж і до зростання гідравлічного опору котлів. Встановлені «грязьовики» не забезпечують захисту котлів.

Не на всіх котельнях є стаціонарні газоаналізатори, а переносних не вистачає. Прилади, за якими підтримується режим горіння, грубі (класу 2,5). В режимних картах не відображені дії при зміни температури повітря. Крім того, природний газ постачається різної якості. Все це призводить до зниження коефіцієнту корисної дії котлів.

На більшості котлів автоматика регулювання застаріла і не працює.

1.3.4. Застосування пальникових пристроїв струменево-нішевого типу (СНТ) з модернізацією котлів типа КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВр.

На котлах встановлені застарілі пальникові пристрої і автоматика, що не дає можливості економно використовувати дорогий природний газ. Перевитрата газу на цих котлах досягає 10–30 % від рівня сучасних котлів і призводить до додаткового забруднення атмосфери. Застаріле обладнання знижує надійність теплопостачання та його якість.

Найважливішим елементом будь-якої котельної установки є пальниковий пристрій (ПП). Саме його робота визначає ефективність спалювання палива в котельній установці, діапазон можливих для котла навантажень, безпека і екологічні показники роботи.

На цей час на багатьох котельнях, які розташовані в Харківській області та мають встановлену потужність 1 МВт і більше, існує проблема забезпечення надійної та економічної роботи котлів у діапазоні малих навантажень. Ця проблема вирішується теплопостачальними підприємствами шляхом організації роботи «перепустками», що призводить до додаткових втрат палива під час включення в роботу котлів, погіршенню якості теплопостачання споживачів у зв’язку з періодами «перегріву» та «недогріву», а також викликає додаткові навантаження на трубопроводи теплових мереж.

Застосування сучасних та високоефективних технологій спалювання палива дозволяє вирішити цю проблему.

Однією з високоефективних технологій спалювання палива є струменево-нішева технологія. Вона заснована на рівномірній роздачі газу в потоці повітря (без залучення закрутки потоку) з утворенням стійкої вихрової структури, яка забезпечує сумішоутворення і стабілізацію горіння з самоохолоджуванням пальникового модуля. В струменево-нішевій системі в широких межах режимних параметрів реалізуються стійкі і легкокеровані вихрові структури з високою інтенсивністю турбулентності потоків пального, окислювача і зони зворотних течій, які забезпечують якісне сумішоутворення паливної суміші з необхідним рівнем горючої концентрації і надійну аеродинамічну стабілізацію горіння. Об'єм цих вихрових структур виявляється значно меншим, ніж в традиційних вихрових ПП. Це дозволяє здійснювати пуск і експлуатацію ПП з малою витратою газу, що гарантує безпеку пуску. Поліпшення властивостей змішувачів ПП підвищує надійність роботи при гранично малих коефіцієнтах надлишку повітря і, отже, при достатньо високих значеннях середньої температури факела в топці. Підвищення середнього рівня температури, її рівномірність в топці котла внаслідок оптимального сумішоутворення обумовлює значне зменшення нерівномірності локальних теплових потоків і, таким чином, забезпечує підвищення надійності роботи котла загалом. Однією з особливостей системи, що використовує струменево-нішеву технологію, є малий гідравлічний опір по трактах пального і окислювача, що дозволяє значно понизити тиск газу і повітря при експлуатації ПП і рештою зменшити потужність тягодуттьових пристроїв в 1,3 – 2 рази.

Струменево-нішева технологія, яка реалізована в ПП, забезпечує:

1. Інтенсивне, стійке горіння з коротким факелом навіть при коливаннях тиску газу в мережі.

2. Стійку роботу на малих навантаженнях, при мінімальному перепаді тиску на газових отворах пильника (від 5 до 100 мм вод. ст.).

3. Роботу в широкому діапазоні тиску газу (5 – 2000 мм.вод.ст.).

4. Оптимальний коефіцієнт надлишку повітря в пальниковому пристрої в широкому діапазоні зміни навантажень.

5. Зниження втрат тепла з газами, що йдуть.

6. Максимально можливу повноту згоряння палива в топковому об'ємі вогнетехнічних об’єктів.

7. Поліпшення екологічних показників.

8. Коефіцієнт робочого регулювання по потужності k_p>20.

9. Відсутність перегріву пильника, елементів котла і руйнування футеровки паливних амбразур.

10. Рівномірний розподіл температурного поля продуктів згоряння в топковому просторі.

11. Плавний запуск котлоагрегату, починаючи з 1-3 % потужності.

12. Істотне зменшення витрати газу і електроенергії.

За рахунок плавного розпалювання пальників і стійкої їх роботи при витратах газу, що складають не більше 2% від номінальної потужності, досягається підвищена безпека роботи котла на пускових режимах.

Високий ступінь перемішування газо-повітряної суміші в ПП забезпечує відразу за пальниковим пристроєм стехіометричну суміш для ефективного її спалювання. Даний факт дозволяє створювати в топковому просторі вогнетехнічного об’єкта температурне поле продуктів згоряння високої рівномірності. Це сприяє високоефективному теплосприйняттю екранними поверхнями котла всієї енергії, яка виділилася в результаті спалювання палива, а також усуненню теплових перекосів в топковому просторі і приводить до збільшення терміну служби вогнетехнічного об’єкта загалом. Застосування пальникових пристроїв струменево-нішевого типу (ПП СНТ) дозволяє збільшити міжремонтний пробіг котла в 1,5–2 рази, що забезпечує економічний ефект 5-10 тис. грн. на встановлену Гкал.

Висока величина коефіцієнта робочого регулювання дає можливість збільшити діапазон ефективної роботи вогнетехнічного об’єкта (від 10 до 100% потужності), при цьому нижнє значення потужності об’єкта залежить тільки від щільності закриття шиберного апарату тягодуттьових засобів.

Завдяки малому аеродинамічному опору, застосування даних пальникових пристроїв дозволяє понизити споживання електроенергії тягодуттьових пристроїв в порівнянні з штатно встановленими ПП на величину до 20% або 0.6 КВт/год на одну встановлену Гкал.

Пальникові пристрої струменево-нішевого типу мають модульну структуру, що дає можливість створювати пальники необхідної потужності за рахунок нарощування кількості модулів.

Основними перевагами при використанні струменево-нішевої технології спалювання газоподібного палива на вогнетехнічних об'єктах є:

– модернізація морально і фізично зношеного вогнетехнічного об’єкта шляхом застосування струменево-нішевої технології в противагу заміни об’єкта;

– автоматизація котельних агрегатів і теплотехнічних процесів відповідно до сучасних вимог;

– проведення еколого-енергетичних обстежень;

– обов’язковою умовою при модернізації котлів є також приведення водного режиму котельних и теплових мереж до вимог правил технічної експлуатації.

Для цього необхідно:

- застосування на зворотному трубопроводі «шламовідвідників», захищаючих котли, арматуру и прибори автоматики від мула теплових мереж и систем опалення.;

- застосування автоматизованих дозаторів для дозування комлексонатів і підтримання «РH». Встановлені деаератори не забезпечують необхідне утримання «О₂» в теплових мережах, що приводить до корозії трубопроводів теплових мереж и систем опалення.

Крім того, при модернізації котлів необхідно:

- застосування регуляторів частоти обертання (РЧ, РСЧ) асинхронних електродвигунів для автоматизації роботи тяго-дуттьових машин;

- застосування стаціонарних газоаналізаторів заміру «О₂» и «СО» з виводом сигналів на автоматику;

- застосування приборів обліку теплової енергії;

- заміна частини труб.

Пропозиції щодо впровадження сучасних пальникових пристроїв наведено в підрозділі 3.4. розділу ІІІ до Програми.

1.3.5. Заміна теплових мереж.

Теплові мережі систем теплопостачання знаходиться у поганому стані і вимагають значних капітальних вкладень.

По місту Харків протяжність нараховує біля 400 км. магістральних мереж (первинна мережа) та біля 1100 км. розподільчих мереж (вторинна мережа). Крім того, є ще 600 км мереж гарячого водопостачання (ГВП), які прокладені в тих же каналах, що і мережі опалення.

По Харківській області загальна довжина трубопроводів теплових мереж складає 1427,7 км. у двохтрубному обчисленні.

Значна протяжність теплових мереж визначає їх значущість в проблемі економії паливноенергетичних ресурсів. Так, по всьому Харківському регіону заміна всіх теплових мереж, прокладених в основному канальним способом і ізольованих звичайною мінеральною ватою, на заздалегідь ізольовані пінополіуретанові труби може дати економію більше 1 млн м³ газу в рік. Стан теплових мереж, що діють, украй поганий. Вони більш ніж на 70% відпрацювали свій нормативний термін. Основною причиною украй незадовільного стану теплових мереж є порушення норм і правил по їх ізоляції при будівництві, а також і недотримання якості труб, втрати тепла від чого набагато перевищують нормативні показники.

При оцінці зовнішнього стану теплових мереж необхідно виходити з чіткого розуміння причин, що викликали такий стан, а також керуватися класичною градацією теплових мереж. По вигляду теплоносія, що транспортується, теплові мережі діляться на:

- парові;

- водяні (для потреб теплопостачання);

- водяні (для потреб гарячого водопостачання);

- технологічні.

За способом прокладки теплові мережі діляться на підземні і надземні. Підземна прокладка трубопроводів, у свою чергу, ділиться на:

- безканальну;

- у непрохідних каналах;

- у прохідних каналах,

а надземна прокладка - на низьких і високих опорах і естакадах.

Всім тепловим мережам, раніше прокладеним підземним способом безканально або в непрохідних каналах, властива інтенсивна зовнішня корозія. Всі теплові мережі, прокладені відкритим способом або в прохідних каналах, схильні до значно меншої корозії. Всі теплові мережі, призначені для транспортування гарячої води, схильні до інтенсивної внутрішньої корозії.

З метою боротьби зі всіма видами корозії і теплової ізоляції трубопроводів в теплопостачанні Харківського регіону сьогодні широко використовуються

попередізольовані ППУ труби, з пропонованою конструкцією «труба в трубі», що виготовляються підприємством ТОВ «Онікс» в м. Харкові і зарекомендували себе вельми надійно і ефективно з розрахунковим терміном експлуатації не менше 25 років при температурах теплоносія до 140⁰ С (з короткочасним підвищенням до 150⁰С).

У Західній Європі мінімальні вимоги до ізоляції з пінополіуретану для «підземних» труб були відбиті в європейському стандарті EN253.

Труби в індустріальній теплогідроізоляції застосовуються для безканальної підземної і надземної прокладки теплових мереж з температурою теплоносія до 150⁰С.

Діаметри сталевої труби, мм: 57, 76, 89, 108, 159, 219, 273, 325, 426, 530, 630, 720, 820, 920, 1020. Для теплоізоляції труби ППУ і фасонних виробів пінополіуретаном, використовуються сталеві труби з марок сталі, що відповідають нормам ГОСТ 550, 3262, 8731, 8733, 10704, 10705, 20295. Діаметри труб – від 57 до 1020 мм, довжина – до 12 метрів.

Сталева труба і шар пінополіуретану захищені оболонкою з поліетилену або спіральновальцованної оцинкованої сталі. Застосовується для підземної безканальної і зовнішньої прокладки теплових мереж. Місця стиків труби ППУ ізолюються термоусаджуваними манжетами із заливкою в них компонентів ППУ на місці монтажу. Вся трубна продукція виготовляється з системою контролю зволоження теплоізолюючого шару оперативно-дистанційного контролю (ОДК), для визначення місця пошкодження захисної оболонки.

Аналогічна конструкція вихідних матеріалів фасонних виробів в ППУ ізоляції. Труба ППУ в зборі є єдиною конструкцією завдяки адгезії (зчепленню) між сталевою трубою, ізолюючим шаром з ППУ, а також зв'язки між пінопластом ППУ і зовнішньою гідрозахистною оболонкою. Дана умова є необхідною для забезпечення нормальної роботи системи трубопроводів при експлуатації. Міцне зчеплення трубних складок (сталева труба, пінополіуретан, оболонка поліетиленова або оцинкована) досягається в процесі виробництва за рахунок строгого дотримання технології виробництва попередізольованих труб ППУ і фасонних виробів в ППУ ізоляції:

- дотримання температурного режиму для якісного спінювання пінополіуретану;

- правильного підбору пінополіуретанової композиції (системи компонентів ППУ).

Іншою істотною умовою якості труби ППУ є використання якісної гідрозахисної поліетиленової оболонки. Відносне подовження при розриві поліетиленової оболонки (%) повинно бути не менше 350. Зміна довжини поліетиленової оболонки після нагріву при 110⁰С (%) - не більше 3. Стійкість при температурі 80⁰С і постійному тиску - не менше 165 (при початковій напрузі в стінці оболонки 4,6 Мпа) і не менше 1000 (при початковій напрузі в стінці оболонки 4,0 МПа). Стійкість при постійному навантаженні розтягування в 4,0 МПа при температурі 80⁰С у водному розчині ПАВ - не менше 2000. При протіканні пінополіуретану через шов сталевих оболонок в процесі виробництва труби ППУ для надземної прокладки трубопроводів допускається їх герметизація.

Характеристики теплової ізоляції труби ППУ і фасонних виробів: щільність пінополіуретану - не менше 60 кг/м³, міцність при стискуванні при 10%-ній деформації в радіальному напрямі - не менше 0,3 МПа, водопоглинання при кип'яченні впродовж 90 хвилин - не більше 10% за об'ємом.

Торці теплової ізоляції труби ППУ і фасонних виробів можуть мати гідроізоляційне покриття. Пінополіуретан в розрізі повинен мати однорідну дрібнопористу структуру. Порожнечі (каверни) розміром більше 1/3 товщини теплоізоляційного шару не допускаються. Пінополіуретан (ППУ), що використовується в процесі виготовлення труби ППУ і фасонних виробів ППУ, отримують з рідких компонентів, дозування і змішення яких здійснюється за допомогою спеціального заливального устаткування. Ці пінопласти з однаковою легкістю виготовляють як на промислових підприємствах, так і безпосередньо на місці вживання. Реакція спінювання і затвердіння ППУ протікає досить швидко, і вже через декілька десятків хвилин після виготовлення виріб готовий для подальшого вживання. Переваги теплоізольованої труби ППУ:

- найнижча з сучасних теплоізоляторів теплопровідність – складова, яка залежить від щільності ( 0,025-0,033 Вт/м ⁰С ), чим обумовлена мінімальна товщина ізоляції ( 5см ППУ по теплопровідності рівнозначні приблизно 10 см мінеральної вати). Ця властивість ППУ дозволяє досягти при його вживанні максимально можливих тепло- і енергозбережних характеристик на промислових і господарських системах найширшого призначення;

- висока довговічність - термін експлуатації ППУ складає понад 30 років з повним збереженням властивостей;

- робоча температура експлуатації ППУ - до 140⁰С, при короткочасних діях – до 150⁰С;

- стійкість до дії вологи (водопоглинання по масі всього 2%);

- висока і довговічна адгезія (зчіплюваність) з поверхнею труби і гідрозахисною оболонкою;

- висока механічна міцність матеріалу;

- ізоляція з пінополіуретану монолітна, безшовна, не утворює «містків холоду»;

- пінополіуретан інертний до лужних і кислотних середовищ, захищає трубу від зовнішньої корозії і хімічно агресивних середовищ, істотно подовжуючи термін служби трубопроводу;

- ППУ нетоксичний і безпечний для людини.

Техніко-економічні розрахунки для нових конструкцій теплопроводів показують, що їх вживання дозволяє:

- збільшити термін служби до 30-40 років (старі типи трубопроводів – 5-10 років);

- знизити теплові втрати в 10 разів - до 2% (старі типи трубопроводів 20-40 %);

- знизити витрати: капітальні - на 15-20% ( не потрібне будівництво каналів, камер для встановлення запірної арматури), експлуатаційні - в 9 разів, ремонтні - в 3 рази;

- наявність системи оперативно-дистанційного контролю (ОДК) дозволяє встановлювати і усувати дефекти, що виникли (зволоження пінополіуретану) і, як наслідок, запобігати аваріям, типовим для теплових мереж інших конструкцій;

- не потребує захисту від блукаючих струмів і пристрою дренажної системи.

По решті теплопостачальних підприємств Харківської області лише розрахункові втрати перевищують 13%, а фактичні втрати в теплових мережах по деяких котельнях дорівнюють 20% і більше. В цілому потенціал економії теплової енергії, а відповідно і природного газу, за рахунок зменшення втрат в теплових мережах Харківської області оцінюється на рівні 8-22%.

Через брак фінансування робота з реконструкції та заміни мереж, що проводилася нещодавно, не була достатньою та відставала від темпів зношення. Обсяги заміни трубопроводів на протязі останніх 10 років були майже в тричі менше за нормативні. Це призвело до того, що теплові мережі замортизовані по підприємствах області на 86%.

Слід зазначити, що комунальними підприємствами області практично не виконувались, як окремі, роботи з поновлення теплової ізоляції трубопроводів. Виконання цих робіт під час заміни трубопроводів із застосуванням традиційних конструкцій з мінеральної вати, з точки зору втрат теплової енергії, дає лише тимчасовий ефект. На підставі проведених замірів температур поверхні ізоляції були зроблені висновки, що вже через 2-3 роки експлуатації теплових мереж в реальних умовах (періодичне попадання вологи) показники теплової ізоляції з мінеральної вати погіршуються у 2 рази.

Тому всі роботи з заміни та ремонту теплових мереж рекомендується проводити виключно з використанням попередньо ізольованих пінополіуретаном труб. Порівняльні характеристики традиційної теплової ізоляції та ізоляції ППУ наведені в таблиці 1.

Таблиця 1. Порівняльний аналіз техніко-екологічної ефективності при використанні в якості теплової ізоляції трубопроводів теплових мереж традиційних конструкцій з мінеральної вати та з пінополіуретану
Показники		Мінеральна вата (перший рік експлуатації )	Мінеральна вата (другій-третій рік експлуатації )	Пінополіурітан (ППУ)
Коефіцієнт теплопровідності		0,05-0,07	0,1-0,15	0,02-0,03
Волога, агресивне середовище		Теплоізоляційні властивості втратилися, відновленню не підлягає		Стійкий, властивості не змінюються протягом терміну єксплуатації ( 25 років )
Экологічна чистота		Алерген		Безпечний, дозволено застосування в житлових будинках
Фактичні теплові втрати		Нормативні	У 2-3 рази вище нормативних	У 2 рази нижче нормативних
	Заміна трубопроводів з ізоляцією мінеральною ватою на ППУ зменшує втрати в теплових мережах в 5 разів.

Пропозиції щодо модернізації теплових мереж наведено в підрозділі 3.5. розділу ІІІ до Програми.

1.3.5.1. Причини, які викликають відмову від централізованого теплопостачання

Основним рушійним мотивом відмови багатьох абонентів від централізованого теплопостачання є низька якість послуг, що надаються, при їх високій вартості, а також не можливість при існуючих системах опалювання будівель здійснювати індивідуальне опалювання квартир, дотримуючи всі вимоги кожного абонента, а саме:

- можливість включення і відключення системи опалення самим абонентом у будь-яку пору року;

- можливість установки у себе в квартирі будь-яких опалювальних приладів, регуляторів, нагрівачів повітря та води і т. і.;

- можливість обліку кількості тепла, фактично витраченого на опалення квартири і самостійної економії тепла;

- регулювання температури в кожному окремому приміщенні;

- можливість монтажу системи теплої підлоги.

Існуюча сьогодні практика не вигідна всім:

- споживачу, який вимушений сплачувати послуги теплопостачання, незалежно від їх якості, за тарифом за 1 м² площі квартири, не дивлячись на прийняття ним заходів щодо енергозбереження, які могли б принести йому економію (установка сучасного скління, покриття стін додатковою тепловою ізоляцією і т.д.);

- постачальнику теплової енергії, який не може реально обчислити кількість наданої послуги і не має механізму дії на злісних неплатників, оскільки відключити одну квартиру технічно не є можливим .

Ряд абонентів знаходять вихід з ситуації, що склалася, шляхом установки у себе в квартирі власного індивідуального опалення, від свого джерела тепла у вигляді настінного або напільного котла.

Створюючи у себе в квартирі індивідуальне опалювання від газового котла, абонент вимушений вирішувати питання газопостачання, відведення продуктів згоряння, електро- і водопостачання індивідуальних котлів, узгодження архітектурно-планувальних, пожежно-безпечних рішень, згоди сусідів, одержувати спеціальний дозвіл від місцевих органів влади і власників будинку, теплопостачальній організації і т. д.. При цьому слід мати на увазі, що практично всі організації і особи, причетні до вирішення вищеперелічених питань не хочуть установки індивідуального опалення від місцевого джерела тепла і всіляко гальмують рішення питання.

Враховуючи життєву важливість проблеми теплопостачання і наявності практично у всіх населених пунктах України теплопостачальних організацій, які по своїй суті зобов'язані займатися теплопостачанням, представляється доцільним всім теплопостачальним організаціям узяти на себе реальне практичне вирішення питань проектування, монтажу, наладки і експлуатації всіх систем індивідуального і централізованого теплопостачання.

Хто, як і які питання вирішуватиме конкретно: хто проектує, хто вмонтовує, хто налагоджує, хто експлуатує - мають вирішувати самі теплопостачальні організації на місцях з своїми місцевими органами влади, у власності яких вони знаходяться або у кого орендують майно.

Головне, щоб всі процеси теплопостачання централізованого або децентралізованого знаходилися були керованими і регулювалися теплопостачальною організацією. Звичайно, це можливо тільки в тому разі, коли самі «тепловики» не «відштовхуються» від вирішення питання, а вирішують їх практично незалежно від свого суб'єктивного бажання займатися тільки одним видом теплопостачання - централізованим.

Необхідні заходи для збереження і подальшого розвитку централізованого теплопостачання:

1. Максимальне використання принципу когенерації - вироблення дешевого тепла на базі вироблення електроенергії.

Тепло, вироблене на базі когенерації, повинно бути дійсно дешевим, тобто на 30 і більше відсотків дешевше за тепло, вироблене звичайними котельнями. Когенерація створювалася як спосіб здешевлення тепла для споживачів, а не як засіб отримання понад прибуток енергозабезпечуючої організації.

2. Теплопостачальні організації повинні звести до мінімуму свої відключення, прагнучи забезпечити подачу тепла і гарячої води споживачу на протязі року.

3. Теплопостачальна організація повинна всіляко сприяти підключенню нових споживачів до своїх теплових мереж, а не відштовхувати їх «дикими технічними умовами», які часто дорожче за пристрій самостійного джерела тепла. Більш того, теплопостачальна організація повинна сама розвивати свої мережі по аналогії з іншими енергопостачальними організаціями.

4. Кожне нове підключення споживачів до діючої теплової мережі повинно хоч на тисячні частки, але зменшувати рівень оплати раніше підключених абонентів.

5. Теплопостачальна організація повинна сама прагнути мати приладовий облік по всьому ланцюжку і виробленню тепла (ТЕЦ, районна котельна, магістральні мережі , ЦТП, розподільні мережі, будівлі, квартири) .

6. На рівні кожного населеного пункту повинен бути нормативний документ, що базується на загальнодержавних і регіональних документах «Про порядок розподілу оплати за тепло усередині будівлі – споживача » (по аналогії з Німеччиною і іншими країнами).

7. Розробити у кожному населеному пункті місцеву програму по переводу багатоквартирних житлових будинків на індивідуальне поквартирне опалення з приладом через ІТП від централізованої системи теплопостачання. Аналогічно вирішувати задачу гарячого водопостачання.

1.3.5.2. Можливий діапазон розвитку децентралізованого теплопостачання

Усі рішення по децентралізованому теплопостачанню повинні прийматися у відповідності із затвердженими «Схемами оптимізації теплопостачання даного населеного пункту», а саме:

1) нове будівництво будь-яких будівель в зоні відсутності централізованого теплопостачання;

2) малоповерхове будівництво котеджів і офісів;

3) нове будівництво будь-яких будівель в зоні централізованого теплопостачання при техніко-економічному обгрунтовуванні - переваги індивідуального теплопостачання в порівнянні з централізованим;

4) існуюча 1- 5-поверхова забудова при низькій густині теплопостачання;

5) існуюча 1- 5-поверхова забудова в сільській місцевості;

6) існуюча стара багатоповерхова забудова 3 - 9 поверхів, як правило, в центрі міста, в будинках, обладнаних аварійно небезпечними газовими колонками, вимагаючи заміни при плановому відключенні всіх квартир у підїзді і установки в них двоконтурних водогазопідігрівачів;

7) вбудовані офісні приміщення перших поверхів багатоповерхових будівель при відмові теплопостачальної організації в індивідуальному теплопостачанні офісу від централізованого джерела ( ІТП );

8) житлові квартири будь-яких будівель при відмові теплопостачальної організації в індивідуальному підключенні квартири до теплопункту будинку.

1.3.6. Технологія та обладнання для утилізації теплоти відхідних газів котлоагрегатів

Втрати тепла в котлоагрегаті складаються з втрат : на власні потреби, з вихідними газами, в навколишнє середовище (Рис.4)

Рис.4. Діаграма втрат тепла у котельні від загальних втрат по котельні.

Застосування технології утилізації теплоти відхідних газів котлоагрегатів є одним із найважливіших шляхів підвищення ефективності використання палива в комунальному господарстві. Однак, дотепер стан застосування теплоутилізаційних технологій в комунальній енергетиці України є вкрай незадовільним, що пов’язано, насамперед, з недефіцитністю та невеликою ціною палива в недалекому минулому, а також відсутністю освоєного серійного виробництва ефективного теплоутилізаційного устаткування.

Втрати тепла з відхідними газами являють собою основну втрату теплоти в котельних установках. Величина цих втрат в сучасних вітчизняних газоспоживаючих котлах в номінальному режимі досягає 17 - 18 % (із них 7 - 8 % становить явне тепло, що виноситься в димову трубу з продуктами згоряння, а решта, приблизно 10 %, - прихована теплота пароутворення водяної пари, що міститься у відхідних газах). Даний рівень втрат відповідає температурі відхідних газів не нижче 140 - 160°С. Такий діапазон температур протягом багатьох десятків років було прийнято вважати оптимальним.

Тенденція зростання вартості палива в останні роки зумовлює необхідність подальшого зниження температури відхідних газів котлоагрегатів шляхом застосування теплоутилізаційних технологій та корисного використання утилізованої теплоти.

Застосування теплоутилізаційних технологій дозволить одержати значний економічний, екологічний та соціальний ефекти.

Економічний ефект визначається такими основними чинниками:

- підвищенням ефективності використання теплоти палива в котельних установках на 3-10%;

- організацією виробництва теплоутилізаційного устаткування на вітчизняних підприємствах машинобудівного комплексу.

Екологічна ефективність від реалізації заходів з енергозбереження шляхом утилізації теплоти відхідних газів котлоагрегатів обумовлена такими факторами:

- зменшенням викидів шкідливих речовин в навколишнє середовище (NО_x, SO₂ та інших);

- зменшенням обсягу викидів газів з парниковим ефектом ( СO₂, Н₂О);

- зменшенням теплового забруднення довкілля.

Соціальне значення при застосуванні теплоутилізаційних технологій

полягає в:

- підвищенні рівня комфортності теплопостачання;

- збільшенні завантаження вітчизняних підприємств машинобудування, а також проектних і науково-дослідних установ.

Технологічно доступний потенціал енергозбереження визначається максимальною економією палива, яка може бути одержана при застосуванні технічних і технологічних новацій, що сприятимуть зменшенню споживання енергії. Нижче наводиться оцінка такого потенціалу стосовно можливості оснащення котелень теплоутилізаційними установками, в яких, за рахунок теплоти відхідних газів котлоагрегатів, здійснюється попереднє підігрівання зворотної води теплових мереж перед їх надходженням до котлоагрегатів. При проведенні розрахунків з оцінювання потенціалу енергозбереження в котельнях підприємств комунальної теплоенергетики Харківської області були враховані такі передумови:

- розрахунки проводились для котлоагрегатів теплопродуктивністю більш 4 МВт, які передбачається оснащувати теплоутилізаторами:

м. Балаклія, вул. Леніна,64 – ТВГ-8;

смт Борова, вул. Поштова - КВГ-6,5;

м. Вовчанськ, вул. Досвітнього - КВГ-6,5;

м. Ізюм, пр. Леніна, 33б -ТВГ-8;

м. Ізюм, вул. Скрипніка, 12а - ТВГ-8;

м. Красноград, вул. Лермонтова, 67 - ТВГ-8;

м. Красноград, вул. Московська, 45а - ТВГ-8;

м. Лозова, вул. Кима, 23 - ТВГ-8;

м. Лозова, мікрорайон № 6 - КВГ-6,5;

м. Чугуїв, вул. Кожедуба - ТВГ-8;

Харківський р-н, МЖК Інтернаціоналіст - КВГ-6,5;

Харківський р-н, сел. Комуніст, вул. Академічна, 9а - ТВГ-8;

м. Куп`янськ, вул. 1Травня,55 - КВГ-6,5;

- розрахунки проводились на тривалість роботи котельні тільки протягом опалювального періоду;

- номінальний ККД котлів з утилізаторами досягатиме 95-97 %;

- середньорічне теплове навантаження котлоагрегатів становить від 80%.

При визначенні об’єктів передбачалося застосування теплоутилізаційної установки за одним котлом на кожній котельні, який являється базовим і завантажується на 80%, а регулювання підключеного навантаження здійснюється другим котлом.

Пропозиції щодо впровадження пілотних установок теплоутилізаційного обладнання котлоагрегатів включають 13 об’єктів, що наведено в підрозділі 3.6. розділу ІІІ до Програми.

1.3.6.1. Водогрійне теплоутилізаційне устаткування

Водогрійні теплоутилізатори слугують для нагрівання води в системі гарячого водопостачання або попереднього підігріву зворотної мережевої води перед надходженням її до котла. Висока теплова ефективність та компактність даних апаратів забезпечується компоновкою їхніх теплообмінних поверхонь із оребрених біметалевих труб (сталева основа та алюмінієве оребрення). Теплоутилізатори встановлюються в газовому тракті котельної установки після котлоагрегата. Компактність теплоутилізаторів дозволяє застосовувати їх в існуючих котельнях, тобто в умовах обмеженого простору і наявності великої кількості комунікацій.

Основні характеристики водогрійних теплоутилізаторів:

- питома металоємність теплообмінної частини - 3-4 т/МВт;

- збільшення коефіцієнту використання теплоти палива котла (збільшення ККД котла) -3-7%;

- термін окупності витрат на впровадження – до 2,7 років.

Конструкція теплоутилізатора передбачає можливість експлуатації в конденсаційному режимі, тобто при глибокому охолодженні газів (нижче температури точки роси водяної пари, що міститься в газах), та використанні теплоти конденсації водяної пари.

Конденсаційний режим роботи теплоутилізатора реалізується при понижених навантаженнях котла та низьких температурах зворотної води (< 50 °С).

Теплова ефективність водогрійного теплоутилізаційного устаткування при роботі в конденсаційному режимі визначається, в основному, такими режимними характеристиками котла: температурою нагрітої води, навантаженням котла та коефіцієнтом надлишку повітря в димових газах.

Екологічна ефективність теплоутилізації при глибокому охолодженні димових газів полягає в зменшенні шкідливих викидів в атмосферу СО₂ та NО_х як за рахунок зменшення кількості спалюваного газу, так і завдяки частковому розчиненню в утворюваному конденсаті вказаних шкідливих речовин.

1.3.7. Використання місцевих видів палива для виробництва теплової енергії

На даний час в Харківській області біомасу споживають переважно у вигляді деревини, але особливо привабливим з усіх точок зору виглядає використання в якості палива відходів сільського господарства. В першу чергу це стосується соломи, яка є побічним продуктом при вирощувані багатьох сільськогосподарських культур, та надлишки якої можна використати для виробництва теплової енергії.

Важливими аргументами використання соломи в енергетичних цілях є те, що:

● необхідно забезпечити зменшення споживання імпортованих енергоносіїв;

● необхідно зменшити кількість шкідливих викидів, що утворюються в процесі використання традиційних енергоносіїв;

● необхідно зберегти власні запаси енергоресурсів;

● солома є СО₂ нейтральною і тому відносно викидів парникових газів є екологічно безпечним джерелом енергії (в процесі росту рослини поглинається така ж кількість СО₂, яка виділяється при спалюванні соломи);

● солома – це місцеве паливо, достатньо поширене в сільськогосподарських районах України;

● солома – це побічний продукт виробництва зерна і тому є відносно дешевим видом палива у порівнянні з традиційними.

В Україні споживання соломи в якості енергетичного палива знаходиться тільки на початку свого розвитку і дрібні розробки комерційного рівня ще не досягли свого апогею. На сьогодні, наприклад, лише 0,3 % всіх енергоресурсів, що споживається в Україні, припадає на таке відновлювальне джерело енергії, як солома.

Слід відзначити дуже важливий факт: щорічно після збирання зернових культур в повітрі з’являється дим від спалювання стерні, залишеної на полі соломи та скирт, що не тільки погіршує екологічний стан довкілля, але й втрачається шанс отримувати теплову енергію, заощаджуючи традиційні викопні дорогі види палива (газ, вугілля, мазут), а, разом із цим, і власні кошти.

На даний час в Харківській області окрім споживання біомаси у вигляді деревини, застосовуються технології використання для виробництва теплової енергії відходів переробки соняшника на олію. У Вовчанському і Великобурлуцькому районах більше 20 котелень вже відпрацювали кілька опалювальних сезонів на пелетах із відходів переробки соняшника.

1.3.7.1. Потенційний та технічно досяжний надлишок соломи злакових в Харківській області

Структура посівних площ області практично не відрізняється від структури посівних площ всієї України. Провідну роль у структурі посівних площ відіграють зернові культури, тому серед галузей рослинництва найважливішим є зернове господарство. Воно формує продовольчий фонд і постачає фуражне зерно тваринництву, створює резервні державні запаси зерна і дає продукцію на експорт.

Область характеризується стабільністю як щодо посівних площ, так і щодо збору врожаю зерна та зернобобових рослин. Це дає підстави вважати, що в найближчий час кардинальних змін у структурі сільського господарства не очікується, що, в свою чергу, означає відносну стабільність урожаїв зернових, а, отже, і збору соломи.

Потенційний надлишок соломи знаходиться як різниця між її потенційним валовим збором та величиною потреб сільського господарства.

Використання всієї надлишкової соломи у кількості 538,8 тис. тн. у області може максимально замістити близько 296,4 тис. т у.п. (~ 232,2 млн м³ газу), що становить ~ 20% від споживання палива всіма опалювальними котельнями області.

Слід зазначити, що доцільно розглядати можливість використання біомаси на потреби теплопостачання лише у сільській місцевості або невеликих селищах. В умовах щільної міської забудови багатоповерховими будинками в місті Харкові, містах обласного значення та великих районних центрах області використання соломи досить проблематично, оскільки потребує великих площ для зберігання запасів палива, а доставка палива на великі відстані автотранспортом призведе до значного зростання вартості теплової енергії та зменшенню надійності теплопостачання через виникнення ризиків своєчасної доставки палива на котельні.

1.3.7.2. Обладнання, екологія та оцінка економічної ефективності

Промисловість України виробляє котли з періодичним завантаженням цілих тюків соломи тепловою потужністю від 150 кВт до 860 кВт (ВАТ "Південтеплоенергомонтаж"). Ряд виробників країн ЄС (Passat Energi, Linka, Alcon, WEISS та ін.) пропонують котли з безперервним спалюванням цілих або подрібнених тюків потужністю від 400 кВт до 10 МВт та вище. Такі котли можуть застосовуватися в системах централізованого постачання великої потужності.

Обладнання, яке пропонується використовувати в першу чергу, самодостатнє, не потребує місця для встановлення в існуючих котельнях, може бути розміщене на будь-якому підготовленому майданчику невеликої площі. При готовності фундаменту під теплогенератор та теплової мережі, монтаж та налагоджування установки відбувається протягом одного дня. Потужні автоматичні котельні (> 2 МВт) потребують більше вільної площі.

Теплогенератори українського виробництва не підлягають реєстрації в органах Держнаглядохоронпраці, обслуговуються одним оператором, не потребують постійної присутності обслуговуючого персоналу, при аварійному відключенні електроенергії зберігають задані параметри теплоносія в системі опалення на протязі 3-5 років, так як вони обладнані баками-акамуляторами гарячої води.

Зольність соломи незначна (~5 %), тому при її спалюванні не утворюється велика кількість відходів. Крім того, утворену золу можна якщо не продавати, то просто віддавати постачальнику соломи (сільськогосподарському підприємству), як мінеральне добриво для внесення в грунт з метою зменшення виснаження родючої землі.

Солома є СО₂ нейтральною, що є головним аргументом на користь її використання для виробництва енергії. Разом із тим, за даними міжнародних досліджень при спалювання соломи в соломоспалювальних котлах утворюються шкідливі речовини у кількостях, які приведені в табл. 2. (в дужках вказаний діапазон їх варіювання).

Таблиця 2. Емісія шкідливих речовин при спалюванні соломи в соломоспалювальних котлах

№ з/п	Параметр	мг/нм³ при 10 % О₂	мг/МДж
1	Тверді частинки	80 (5-200)	40 (3-100)
2	СО (монооксид вуглецю)	1200 (240-2300)	600 (120-1150)
3	NO_x (оксиди азоту)	180 (80-300)	90 (40-150)
4	SO₂ (оксиди сірки)	260 (200-340)	130 (100-170)
5	HCl (хлористий водень)	80 (30-150)	40 (15-80)
6	ПАУ (поліароматичні вуглеводні)	0,35 (0,2-0,6)	0,18 (0,1-0,3)
7	Діоксин (скандинавський еквівалент токсичних речовин)	(0,01×10^-6-0,4×10^-6)	(0,005×10^-6-4×10^-6)
8	Діоксин (PCDD+PCDF) PCDD – поліароматичні діоксини PCDF – поліароматичні фурани	(0,8×10^-6-8×10^-6)	(0,4×10^-6-4×10^-6)

1.3.7.3. Ідентифікація котелень для заміщення викопних палив біомасою.

172 котельні підприємств комунальної теплоенергетики Харківської області, які розміщені в районах, мають відносно невеликі надлишки соломи (в деяких випадках взагалі їх не мають), що значно звужує використання соломоспалювальних котлів.

Слід врахувати, що, як свідчить закордонний досвід, використовувати солому для виробництва енергії необхідно в кількості близько ¼ від її загального надлишку. Це необхідно для того, щоб, по-перше, не створити дефіциту соломи та не підвищити на неї ціну, підтримуючи здорову конкуренцію постачальників, а, по-друге, не виснажувати землю, особливо в умовах України, коли в неї дуже мало вноситься органічних добрив (це питання у світі вивчено недостатньо). Крім того, підприємства комунальної теплоенергетики будуть не єдиними організаціями, які будуть претендувати на використання залишків соломи.

Для демонстрації життєздатності технології заміщення викопних палив на солому при виробництві тепла та її економічної доцільності та ефективності пропонується впровадження у 2011-2015 рр. 58 пілотних проектів в населених пунктах Харківської області (котелень, що на цей час використовують в якості палива природний газ – 27 шт., вугілля – 31 шт.) надано в плані заходів додатку
№ 7 до Програми, встановивши загалом 108 соломоспалювальних котлів загальною потужністю 27,4 МВт. З них 54 котла замістять 5,87 млн м3 газу /рік (3,0 % від потреб підприємств комунальної теплоенергетики Харківської області у паливі). Для створення пілотних проектів пропонуються соломоспалюючі котли, що в даний час уже виробляються в Україні. Пілотні котельні оснащується котлами потужністю достатньою для покриття всього приєднаного теплового навантаження. Існуючі газові котли пропонується залишити в якості резервних.

Слід зазначити, що для прийняття рішень щодо встановлення соломоспалюючих котлів на об’єктах, зазначених у підрозділі 3.7. розділу ІІІ до Програми, необхідно проводити відповідні проектно-вишукувальні роботи з урахуванням усіх місцевих умов.

1.3.8. Встановлення індивідуальних теплових пунктів (ІТП).

В Україні є позитивний досвід встановлення в підвалах адміністративних і житлових будинків ІТП і оцінена ефективність впровадження цих заходів. Схема ІТП показана на рисунку 5.

Рис.5. Принципова схема ІТП

Сучасні ІТП включають модульні блоки з датчиками температури зовнішнього повітря і реалізують погодне та пофасадне регулювання, підтримуючи задану температурним графіком температуру в падаючому трубопроводі системи опалення.

Сучасні ІТП застосовують при реконструкції ТРС і при заміні елеваторних вузлів на вводах будинків.

Практично всі централізовані системи опалення житлових та громадських будівель в містах, де є джерела тепла ТЕЦ та котельні, що працюють за температурним графіком вище 95-70^оС, обладнанні елеваторними вузлами. У ряді серій 9-12-поверхових будинків елеваторний вузол передбачено в кожному под'їзді. Принцип дії елеваторного вузла гранично простий: за рахунок надлишку тиску відбувається підміс «зворотної» низькотемпературної води в «подаючу» високотемпературну воду. Отримана суміш з температурою не вище 95^оС подаеться у внутрішню систему опалення.
Переважна більшість внутрішньобудинкових систем опалення розрахована на параметри 95-70^оС. Є ряд проектів, де розрахункові параметри внутрішньобудинкових систем прийняті дещо вище. У лікарнях, дитячих садках та ряді інших будівель ці параметри прийняті нижче (85-65^оС). Отримані розрахункові параметри обумовлюються мінімальною кількістюь теплофікаційної води, циркулюючої в системі опалення. Так, при графіку 95-70^оС, це 40 м³/Гкал.

Необхідність створення ежекторного ефекту в камері елеватора вимагає підтримки на вході в будь-який будинок перепаду тиску не менше 15 м вод.ст., а то і більше. У той же час для створення циркуляції в системі опалення будинку шляхом установки циркуляційного насоса досить створити перепад тиску не більше 2 ÷ 5 м.вод.ст в залежності від конструкції системи. Необхідність створення перепаду тиску перед елеватором не менше 15 м.вод.ст. тягне за собою значне підвищення витрати електроенергії в цілому по системі в порівнянні з тим випадком, коли замість елеваторного вузла встановлюються циркуляційний насос. Установка циркуляційних насосів зі змінною швидкістю обертання створює можливість «кількісно-якісного» регулювання замість застосованого «якісного» регулювання.

Всі системи централізованого теплопостачання, які обладнанні елеваторними вузлами, мають «жорсткий» гідравлічний зв'язок по ланцюжку «джерело - теплова мережа – абонент». Будь-які порушення гідравлики на джерелі тепла або в теплових мережах призводять до порушення роботи внутрішньобудинкових систем опалення абонентів. Для розрахункової роботи центральної системи теплопостачання, обладнаної елеваторними вузлами, першорядне значення має наладка. Налагоджувальні роботи передбачають установку на кожному елеваторному вузлі розрахункового «сопла», з наступною «підгонкою» його під діючі режими. Налагоджувальні роботи є достатньо трудомісткими і при існуючій системі експлуатації джерел теплових мереж та абонентів різними підприємствами (тепломережа, ЖЕК, відомство і т.д. і т.п.) досить утруднені в організаційному плані. Труднощі, що виникають при проведенні налагоджувальних робіт, призводять до того, що більшість систем центрального теплопостачання працюють недостатньо відрегульованими або взагалі без наладки. У неналагоджених системах циркулює значно більша кількість теплоносія, ніж передбачено розрахунками та конструкцією зовнішніх і внутрішніх систем. Таке становище призводить до значної перевитрати електроенергії та палива.

Усе відзначене вище свідчить про необхідність відмови від елеваторів і переходу на циркуляційні насоси для кожної системи опалення. Принципова схема заміни елеваторного вузла на підмішуючі циркуляційні насоси наведена на рисунку 6.

Рис.6. Принципова схема заміни елеваторного вузла на підмішуючі циркуляційні насоси

Блок циркуляційного насоса, який забезпечує підмішування води, серійно випускається різними фірмами і є різновидом самого простого ІТП.

Реконструкція ТРС здійснюється у двох основних варіантах:

- з повним відключенням теплових навантажень та розформуванням станції, при цьому в будинках виконується улаштування індивідуальних теплових пунктів;

- з частковим зниженням теплового навантаження, відключенням частини будинків і підключенням їх до магістральних і розподільчих теплових мереж з улаштуванням в будинках індивідуальних теплових пунктів.

В результаті досягається:

§ зниження теплоспоживання на опалення до 17% від теплоспоживання конкретного будинку за рахунок індивідуального регулювання;

§ повністю виключаються втрати тепла при транспортуванні
(130 тис.Гкал);

§ виключаються непродуктивні скиди теплої води;

§ відпадає необхідність відновлення зворотних ліній циркуляції;

§ виключаються експлуатаційні витрати, спрямовані на підтримку в діючому стані квартальних мереж гарячого водопостачання;

§ значне скорочення споживання електричної енергії, необхідної на привід насосів;

§ оплата споживачами фактичного обсягу спожитої гарячої води, що забезпечує стимул раціонально використовувати воду.

Одним зі шляхів енергозбереження є перехід до індивідуальних теплових пунктів, їх використання несе в собі ряд переваг:

· загальна довжина трубопроводів теплової мережі скорочується в 2 рази;

· капіталовкладення в теплові мережі, а також витрати на будівельні й теплоізоляційні матеріали, знижуються на 20-25%;

· витрата електроенергії на перекачування теплоносія знижується на 20- 40%;

· за рахунок автоматизації регулювання відпуску тепла конкретному абонентові (будинку) заощаджується до 15% тепла на опалення;

· втрати тепла при транспортуванні гарячої води знижуються у два рази;

· значно скорочується аварійність мереж, особливо за рахунок виключення з тепломережі трубопроводів гарячого водопостачання;

· завдяки тому, що автоматизовані теплові пункти працюють "на замку", значно скорочується потреба у кваліфікованому персоналі;

· автоматично підтримуються комфортні умови проживання за рахунок контролю параметрів теплоносіїв: температури й тиску мережної води, води системи опалення й водопровідної води, температури повітря в опалювальних приміщеннях (у контрольних точках) і зовнішнього повітря;

· сплата спожитого кожним будинком тепла здійснюється по фактично обмірюваній витраті за рахунок використання приладів обліку;

з'являється можливість істотно знизити витрати на внутрішньобудинкові системи опалення за рахунок переходу на труби меншого діаметра, застосування неметалічних матеріалів, пофасадно розділених систем;

· у деяких випадках виключається відвід землі під спорудження ЦТП;

· забезпечується економія тепла, витрати на монтажні роботи скорочуються

за окупності - менш двох років.

Економія теплової енергії становить близько 30 %.

1.3.9. Використання електричної енергії в системах теплопостачання

В зв’язку з постійним зростанням ціни на природній газ та враховуючи, що в Україні є значний профіцит електричної енергії, набирає актуальності питання переведення об’єктів житлово-комунального господарства на електроопалення.

На цей час у світі накопичено значний досвід опалення та взагалі теплопостачання житлових та громадських будинків безпосередньо за допомогою електричної енергії.

Системи опалення, в яких безпосередньо використовується електрична енергія, можливо розділити на декілька видів:

- традиційні водяні двотрубні системи опалення з електрокотлом, як джерела теплової енергії;

- системи опалення з індивідуальними електричними опалювальними приборами, встановленими в кожному приміщенні з автоматичним або ручним включенням в роботу;

- системи повітряного електричного опалення, в яких електро-калорифером підігрівається повітря, що подається для обігріву приміщення;

- системи опалення, в яких використовується принцип «теплої підлоги».

Вибір того чи іншого виду електроопалення залежить від призначення приміщення, що опалюється та фінансових можливостей замовника. Так, безумовно, найдешевшим з точки зору капітальних вкладень є перший вид системи електроопалення при якому до існуючих трубопроводів та нагріваючих приборів (радіаторів, конвекторів тощо) лише підключається електрокотел, як джерело теплової енергії. Але з точки зору подальшої експлуатації технічний стан існуючих трубопроводів приведе до зменшення коефіцієнту теплопередачі та, як наслідок цього, збільшення витрат електричної енергії.

Слід відзначити, що використання електроопалення значною мірою залежить від стану огороджуючих кострукцій будинків. Так в будинках – «термосах», в яких добре зберігається тепло, використання електроопалення дасть найбільший ефект завдяки простій порівняно з традиційними водяними системами опалення процедурі включення та відключення опалення у будь-який час та на будь-який термін. Цей фактор може бути вирішальним при виборі оптимального джерела теплопостачання на користь електроопалення, для будинків, які не потребують постійного опалення або на протязі значного часу допускають підтримання значно нижчої температури повітря в приміщенні (будинки культури, ФАПи, та інші).

Впровадження електроопалення через обладнання існуючих котелень електрокотлами не дасть необхідного економічного ефекту з ряду причин, а саме:

1. Переобладнання котелень потужністю більше 1 Мвт потребує значних витрат на переобладнання електричних мереж і будівництво додаткових електричних підстанцій.

2. Практично на всіх котельнях відсутня необхідна електрична потужність для електроопалення. Крім того, більшість котелень відносяться до 2 категорії електропостачання, тому повинні бути забезпечені двома незалежними вводами електричної енергії.

3. Котельні в більшості випадків знаходяться на значній відстані від споживачів, що призводить до втрат теплової енергії при її транспортуванні.

4. Насосне обладнання котелень і розподільчі тепломережі в більшості випадків, вичерпали свій ресурс і також підлягають заміні (знос котельного обладнання і теплових мереж в середньому по області складає 40%).

Тому, з метою ефективного використання електроопалення, електрокотельні повинні знаходитися безпосередньо в опалювальній споруді (в будинку, школі, дитсадку тощо).

В нічні часи тариф на споживання 1 кВт/годин електроенергії в чотири рази нижче, ніж удень. В зв’язку з цим, доцільно використовувати для підігріву води на гаряче водопостачання і опалення пільгову електричну енергію в нічний час. Для цього програмою передбачено встановлення на об’єктах, на яких встановлюється обладнання для електроопалення та електричного підігріву води, багатотарифних електричних лічильників.

Також, на сьогодні є технічне рішення використання для цих цілей акумулюючих пристроїв. Доцільно також використовувати електричні котли, які встановлюються в котельнях замість частини газових водогрійних котлів.

Переведення на електроопалення дасть значний економічний ефект в першу чергу в сільських населених пунктах, де є багатоквартирні житлові будинки, які забезпечуються централізованим опаленням від котелень відносно великої потужності і які обладнані застарілим обладнанням. Через відключення більшості госпрозрахункових споживачів вартість теплової енергії в таких населених пунктах значно вища, ніж у містах області. Наприклад, вартість опалення 1м² в опалювальний сезон в с. Савинці - 12,08 грн. (в неопалювальний – 2,37 грн.), в с. Есхар - 9,30 грн. (в неопалювальний – 1,80 грн.), с. Зачепилівка - 9,09 грн., для порівняння у м.Харкові - 6,42 грн. (в неопалювальний – 1,13 грн.).

Серед населених пунктів, в яких необхідно в першу чергу розглянути можливість впровадження електроопалення є: сел. Есхар (опалюється 96 будинків і закладів), сел. Орілька Лозівського району (27 од.), сел. Коммунар (13 од.) та відділення Кутузівка сел. Циркуни (19 од.) Харківського району, сел. Савинці Балаклійського району (25 од.).

Найбільш ефективним є обладнання індивідуального електроопалення в кожній квартирі або соціально-побутовому закладі ( в школі, дитсадку і т.і.).

Це дасть можливість :

– максимально забезпечити використання пільгового нічного тарифу для бюджетних організацій на електроенергію (к = 0,25) ;

– забезпечити мобільне регулювання теплового режиму окремо у кожній квартирі або споруді;

– виключити втрати теплової енергії при її транспортуванні:

– вирішити проблему сплати послуг за опалення;

– вирішити питання гарячого водопостачання .

До обладнання, яке можна запровадити для електроопалення, віднесено розробки:

– опалювального обладнання «Галан», «Вулкан», «Гейзер» та інші;

– теплоакамулюючі системи ЗАТ «Теплоакамулюючі Споживачі-регулятори»;

– енергетичної компанії «Теплон»;

– ТОВ «Сучасні технології підігріву».

Впровадження електроопалення буде стимулювати модернізацію електричних мереж населених пунктів та реконструкцію внутрішньобудинкових електричних систем (які в більшості потребують негайного ремонту).

Під час розробки Програми був проаналізований технічний стан електричних мереж та трансформаторних підстанцій АК «Харківобленерго» та наявність вільних електричних потужностей для облаштування електроопалення. Так у м. Харкові, м. Куп’янськ, Ізюмському, Куп’янському, Харківському районах практично відсутня технична можливість для впровадження електроопалення. В той же час в Богодухівському, Зміївському, Золочівському, Лозівському, Первомайському, Печенізькому та Чугуївському районах Харківської області вже є досвід експлуатації систем електричного опалення (67 об’єктів ).

Пропозиції щодо подальшого облаштування електричного опалення в Харківській області наведено в підрозділі 3.8. розділу ІІІ до Програми.

1.3.10. Технології використання низько потенційних відновлюваних джерел енергії (теплові насоси)

Енергозбереження в житлово-комунальному господарстві (далі ЖКГ) на основі використання теплових насосів (ТН) переслідує основну мету – зменшення витрат первинного палива для виробництва теплоти.

Масштаби витрат палива на теплопостачання дуже великі і складають 30 - 40 % від сумарних витрат палива. У цій ситуації раціональне використання енергетичних ресурсів є основним напрямом підвищення енергоефективності господарства. Одним із ефективних технічних рішень енергозбереження в ЖКГ є впровадження ТН і комбінованих установок теплохолодопостачання, термодинамічна ефективність яких очевидна і доведена ще в 1852 р. В. Томсоном. За останні декілька десятків років в розвинених країнах зросло виробництво ТН і експлуатується приблизно 20 млн установок потужністю від одного кВт до сотень МВт.

Для широкого впровадження енергозбереження на базі теплових насосів в сфері ЖКГ необхідно мати певні знання в області практичного використання ТН з врахуванням індивідуальних особливостей широкої різноманітності ТН, необхідний також попередній техніко-економічний аналіз і детальний бізнес-план проекту по їх впровадженню.

1.3.10.1. Теплові насоси, їх призначення і основні типи

Тепловий насос – це пристрій, який передає теплоту від більш холодного джерела тепла до більш нагрітого за рахунок використання додаткової енергії (частіше – механічної). Застосування теплових насосів – один із головних шляхів утилізації теплоти вторинних енергетичних ресурсів.

Відомо, що теплота низького потенціалу є продуктом технічної діяльності людини, причому, чим нижче її температурний рівень, тим більше цієї теплоти безповоротно втрачається, розсіюючись у навколишнє середовище. Прикладом носіїв такої теплоти може служити нагріте повітря, що потрапляє до атмосфери з систем вентиляції і кондиціювання, або теплі побутові і промислові стічні води, що мають температуру приблизно 20–40 °С. Найчастіше єдиним економічно виправданим засобом утилізації теплоти таких вторинних енергетичних ресурсів є застосування теплових насосів. Теплові насоси можуть використовувати не лише теплоту, вироблену завдяки різним технологічним процесам, а й теплоту природних джерел – повітря, води природних водоймищ, ґрунту.

Головне застосування теплових насосів у даний час – нагрів теплоносія для систем опалення, вентиляції і гарячого водопостачання будівель. Проте їх можна використовувати і для технологічних цілей.

Теплові насоси розрізняються перш за все по способу, який застосовується для перетворення теплоти. Оскільки теплові насоси та холодильні установки мають однаковий принцип дії, то типи теплових насосів збігаються з типами холодильних установок. Застосовують парокомпресійні, газокомпресійні, сорбційні, пароежекторні, термоелектричні теплові насоси.

Інший важливий вид класифікації теплових насосів – за типом джерела енергії, яке використовується для перетворення теплоти. Це може бути електродвигун, газова турбіна, двигуни внутрішнього згорання, механічна енергія струменя пари і так далі. Часто теплові насоси розділяють по виду робочого агента (фреонові, аміачні, повітряні та ін.), і типу теплоносіїв, що віддають і сприймають теплоту (повітря – повітря, вода – повітря, вода – вода і так далі).

Найбільшого поширення в теперішній час набули парокомпресійні теплові насоси, що використовують в якості робочого агента один із фреонів або їх суміш.

1.3.10.2. Принцип дії і основні характеристики теплових насосів

Як і холодильні машини, теплові насоси відносять до трансформаторів тепла. Принципової відмінності в роботі і в конструкції між ними не існує. Розрізняється лише призначення і температурний рівень отримуваної теплоти. Мета холодильної машини – одержання теплоти з температурою нижче за рівень температури довкілля, тобто виробництво холоду. Холод в парокомпресійній холодильній установці виходить у вигляді охолодженого теплоносія (ропа, антифризи, повітря, вода), що виходить з випарника. Мета теплового насоса – отримання теплоти, яка в випадку парокомпресійного теплового насоса отримується у вигляді нагрітого теплоносія (води, повітря), що виходить з конденсатора.

Принцип дії парокомпресійного теплового насосу проілюстровано за допомогою схеми та термодинамічного циклу в діаграмі T-s («температура-ентропія») на рис. 7. Тепловий насос діє за рахунок підведеної до компресора механічної роботи. Привод компресора може здійснюватися від електричного або теплового двигуна. У компресорі (процес 1-2) підвищується тиск робочої речовини, що знаходиться в пароподібному стані від тиску P₁ до тиску P₂. Потім в конденсаторі (процес 2-3) при постійному тиску відбувається конденсація робочої речовини. Отримуване при конденсації тепло передається споживачу при температурі T₂, наприклад, нагріваючи воду, яка направляється в систему опалювання. У дроселі відбувається розширення робочої речовини до тиску P₁ з його частковим випаровуванням (процес 3-4). Далі робоча речовина повністю перетворюється на пар при температурі T₁ у випарнику, де відбирається теплота від її джерела, наприклад, від нагрітого вентиляційного повітря або продуктів згорання.

Основними характеристиками теплового насосу є – коефіцієнт перетворення (трансформації) тепла, термодинамічний ККД, питома вартість, тобто вартість, віднесена до теплопродуктивності теплового насоса.

Коефіцієнт перетворення тепла є відношенням отримуваної теплової потужності до потужності, що витрачається на привод компресора. Він вищий за одиницю і істотно залежить від температури холодного джерела теплоти T₁

Рис. 7. Схема парокомпресійного теплового насосу та його цикл у T-s – діаграмі:

I – випарник, II – компресор, III – конденсатор, IV – дросельний вентиль.

та температури отримуваного гарячого теплоносія T₂. В результаті роботи теплового насоса можна отримати приблизно в 2 - 8 разів більше теплоти, ніж у випадку безпосереднього підігрівання теплоносія в електрокалорифері.

Для людей, не знайомих із роботою теплових насосів, ця обставина здається порушенням першого закону термодинаміки. Це не так. В даному випадку ми лише трансформуємо теплоту нижчого потенціалу в теплоту вищого потенціалу – тобто іншого температурного рівня. Коефіцієнт перетворення тепла не є коефіцієнтом корисної дії теплонасосної установки. Відомо, що якість виду енергії залежить від її здібності перетворюватися на інший вид енергії. Якщо механічна робота в ідеальному процесі може бути повністю перетворена в інший вид енергії, то теплота, навіть в ідеальному процесі, лише частково перетворюється на механічну роботу. Ступінь перетворення теплоти в роботу характеризується роботоспроможністю або ексергією потоку теплоти і істотно залежить від температурного рівня потоку теплоти, а також від температури довколишнього середовища.

Термодинамічна досконалість теплового насоса визначається його ексергетичним ККД. Він може бути обчислений таким чином:

де - температурна функція або коефіцієнт роботоспроможності теплоти, визначений як: _.

Як видно, ексергетичний ККД теплонасосної установки завжди менше одиниці.

Приблизна залежність коефіцієнта трансформації тепла від температури представлено на графіку на рисунку 8.

Рис.8. Графік залежністі холодильного коефіцієнту (а) та ексергетичного ККД (б) від температури конденсації та випаровування.

Як видно, в разі малої різниці температур у випарнику і конденсаторі коефіцієнт трансформації може досягати великих значень. На практиці при сучасному рівні цін на устаткування та енергоносії рекомендують застосовувати теплові насоси з коефіцієнтом трансформації не нижче 2,4.

У таблиці 3. приведені загальні дані про види низькопотенційного джерела енергії для теплонасосних установок.

Таблиця 3.

Об'єкти застосування теплових насосів	Джерело низкопотенційної теплоти	Схема відбору теплоти
1	2	3
Спорудження річкового водозабору	Річкова вода	З проміжним теплоносієм
Водонасосні станції	Водопровідна вода	З проміжним теплоносієм
Водонасосні станції	Водопровідна вода	З безпосереднім відбором
Каналізаційні насосні станції	Міські стічні води	З проміжним теплоносієм
Каналізаційні насосні станції	Ґрунтові води, міські стічні води	З безпосереднім відбором і з проміжним теплоносієм
Очисні споруди комунальних стічних вод	Очищені стічні води	З безпосереднім відбором
Станції метро	Витяжне повітря	З безпосереднім відбором
Станції метро	Повітря тунелю метро	З безпосереднім відбором
Промислові підприємства	Умовно чисті стічні води	З проміжним теплоносієм
Промислові підприємства	Оборотна вода	З безпосереднім відбором

Проте, не дивлячись на підтверджену досвідом експлуатації ефективність, вживання теплових насосів (ТН) до теперішнього часу розглядається як рядовий енергозберігаючий захід. Насправді ж, роль ТН в теплопостачанні важливіша. Завдяки своїм технологічним і термодинамічним властивостям вони включають в сферу теплопостачання нові, раніше не задіяні зв'язки, дозволяючи тим самим уникнути ряд проблем, які без ТН вирішити було б складно і дорого, а в окремих випадках - неможливо. У цьому виявляються системні переваги ТН в порівнянні з іншими теплоджерелами.

Зупинимося коротко на найважливіших із цих переваг.

Можливість використання для теплопостачання потоків низькопотенційних ВЕР і природної теплоти. Це значно розширює ресурсну базу теплопостачання, робить її менш залежною від постачань паливних ресурсів, що дуже важливе в умовах дефіциту і зростаючої вартості органічного палива. Одночасно утилізація низькопотенційної теплоти в ЖКГ створює хороші передумови для підвищення ефективності енерговикористання на підприємствах, зниження собівартості продукції, що випускається, і зростання рентабельності.

1.3.10.3.Раціональне використання електроенергії в системах теплопостачання.

До цих пір використання електроенергії з перетворенням її в теплоту сприймається енергетичною галуззю як нераціональне і збиткове. При цьому, як правило, посилаються на неефективність подвійної трансформації теплоти первинного палива в електроенергію і електроенергії в теплоту, а також на вищі витрати на виробництво електроенергії в порівнянні з тепловою. Слід зауважити, що така позиція енергетичної галузі склалася в умовах, коли електроенергія використовувалася для виробництва теплоти безпосередньо, в різних електронагрівачах і електрокотлах. При використанні ТН електроенергія споживається для трансформації теплоти з порівняно низькою температурою в теплоту з температурою мережі теплопостачання, тобто одночасно реалізується як теплова, так і силова якість електроенергії, завдяки чому досягається економія первинного енергоресурсу. По суті, електроенергія, що витрачається в ТН, заміщає високоякісне паливо: вугілля, природний газ і рідке паливо. Основний сенс економічного питання у вживанні ТН з електроприводом полягає в правильній і об'єктивній оцінці ефективності такого заміщення як по витраті первинного енергоресурсу, так і по рівню витрат. Розрахунки показують, що пропорції складаються на користь ТН.

Ширше розуміння централізації теплопостачання. Вживання ТН з електроприводом не скорочує централізацію теплопостачання, а перекладає її на якісніший рівень, властивий системам, що забезпечують електроенергією. При цьому спрощується система регулювання подачі теплоти споживачам від недосконалості, при якій втрачається до 20% споживаної теплоти. Істотний додатковий ефект може бути отриманий від ТН, що працюють з акумуляторами теплоти, і споживаючих електроенергію в період нічного провалу добового графіка електричного навантаження в енергосистемі. При цьому досягається обопільна економічна вигода: для ТН - за рахунок пониженої плати за електроенергію за нічним тарифом, а для енергосистеми - за рахунок зниження собівартості вироблюваної електроенергії при ущільненому графіку електричного навантаження. Досить ефективний ТН можуть використовуватися безпосередньо в системах теплофікації, що діють, з теплоелектроцентралями. Тут вони можуть застосовуватися для зниження температури зворотної мережевої води із забезпеченням додаткового вироблення електроенергії по економічному циклу теплофікації, а також в системах оборотного водопостачання для поліпшення роботи градирень.

Перевага ТН полягає також і в тому, що вони можуть застосовуватися в комбінації з іншими нетрадиційними теплоджерелами, такими, як сонячні водонагрівачі, біоенергетичні установки, установки по переробці і спалюванню твердих побутових відходів.

Можливість використовувати ТН для регулювання структури паливоспоживання міста, регіону і країни в цілому. Річ у тому, що витрати на спалювання різних видів палива на електростанціях і в опалювальних котельних сильно розрізняються. Перехід з природного газу на тверде паливо в питомому численні в опалювальних котельних обходиться значно дорожчим, ніж на великих теплових електростанціях. Поки використовуються одні види палива (природний газ), дія ТН на структуру паливного балансу не істотна. Та варто лише почати обмежувати постачання природного газу великій енергетиці і для виробництва електроенергії почати використовувати інші види палива (включаючи ядерне), що досить реально при дефіциті запасів природного газу і зростанні його вартості, як ТН стають регулювальником структури паливного балансу із здобуттям додаткового системного ефекту у сфері паливопостачання.

Можна назвати і інші менш значимі переваги ТН, які мають істотні відмінності від традиційних джерел, які необхідно враховувати при їх економічному виборі.

В даний час немає затвердженої методики економічних обґрунтувань ефективності вживання ТН. Її розробка багато в чому ускладнена відсутністю єдиної типової методики техніко-економічних розрахунків, затвердженої на державному рівні, за прикладом тієї, яка була в колишньому Радянському Союзі. При складані бізнес-планів методика ПРООН оперує критеріями чистого дисконтованого прибутку і пов'язує вибір того або іншого технічного рішення з економічним інтересом інвестора, ставлячи цей вибір в залежність від податкової системи, що існує на даний момент, тарифної і цінової політики, митного законодавства і інших чинників, які з часом можуть мінятися.

Цілком очевидно, що для ухвалення довгострокових технічних рішень потрібні стійкі довгострокові критерії, які б повною мірою відображали техніко-економічні переваги пропонованого варіанту. В той же час не можна ігнорувати і стан поточної економічної ситуації, в умовах якої належить здійснювати пропонований варіант. Ймовірно, необхідний компроміс між об'єктивною оцінкою ефективності пропонованого технічного рішення, як такого, і реальними економічними умовами його здійснення.

На даному етапі стосовно оцінки ефективності ТН пропонується проводити економічне обгрунтування одночасно по двох критеріях:

Перший (основний) – сумарні приведені витрати (річні або дисконтовані за розрахунковий період залежно від відмінностей порівнюваних варіантів по чиннику часу). У цьому критерії враховуються безпосередньо пов'язані з даним варіантом одноразові капіталовкладення і річні витрати. Спожиті паливні ресурси враховуються за реальною їх вартістю, теплота і електроенергія - за фактичними витратами на їх виробництво.

Другий (додатковий) – чистий дисконтований прибуток інвесторові від пропонованого варіанту технічного рішення, як це і передбачено методикою ПРООН. Разом із одноразовими капіталовкладеннями і річними витратами, цей критерій враховує всі податки, платежі по кредиту, митні збори. Всі спожиті ресурси і вироблювана енергія враховуються за цінами, що діють, і тарифами.

У економічному обгрунтуванні ТН велике значення має правильно обгрунтований вибір альтернативних варіантів теплопостачання. У загальному випадку ці варіанти треба приймати відповідно до затвердженої перспективної схеми теплопостачання міста стосовно тих споживачів теплоти, які передбачається підключати до ТН.

Якщо ТН передбачаються для теплопостачання і гарячого водопостачання конкретного підприємства, альтернативним варіантом служить система теплопостачання, прийнята в проекті цього підприємства.

Найбільш характерні альтернативні варіанти для ТН наступні:

- централізована система теплопостачання від ТЕЦ;

- централізована система теплопостачання від крупних районних котелень;

-локально-централізована система теплопостачання від групових і квартальних котелень;

-децентралізована система теплопостачання від індивідуальних опалювальних котелень;

-децентралізована система теплопостачання від різних місцевих теплогенераторів.

У економічних обгрунтуваннях необхідно розрізняти випадки, коли ТН витісняють теплоджерела, що діють, і коли заміщають нові. Необхідно також враховувати недовантаження альтернативних теплоджерел, що діють, так само як і відмінності в надійності теплопостачання і в дії на довкілля по всіх даних варіантах.

Сукупний економічний ефект, що підлягає розподілу, отриманий при вживанні ТН в основному визначається об'ємом економії палива, що досягається, по відношенню до найбільш реального альтернативного варіанту і безпосередньо залежить від ціни заощадженого палива.

Рентабельність роботи системи теплопостачання з ТН обумовлюється витратами на її створення і безпосереднім чином пов'язана зі співвідношенням тарифів на спожиту електроенергію і ціни на теплоту, що відпускається. Безпосередньо від ціни заощадженого палива залежить і сукупний економічний ефект, що підлягає розподілу.

Спрощений варіант оцінки економічної ефективності впровадження ТН спостерігається по витраті первинного палива або по відносній витраті палива при виробленні однакової кількості теплоти.

Позначимо через відносну витрату палива:

, ( 3.1 ),

де В₁ – витрата палива при роботі котла,

; ( 3.2 ),

В₂ – витрата палива при роботі ТН,

. ( 3.3 ),

_{( 3.4 ),}

де в_е – питома витрата умовного палива на вироблення 1 кВт/год електроенергії;

в_к – питома витрата умовного палива на вироблення 1 Гкал теплоти на котельні.

Якщо:

Тут можливі 3 варіанти:

якщо = 1 - немає вигоди при використанні ТН;

< 1 - вигідніше використання ТН;

> 1 - вигідніше використання котельні.

Тоді граничне значення εможна оцінити як:

Процес ухвалення інвестиційних рішень в сфері ЖКГ окремою господарською одиницею базується не стільки на оцінці економічної вигоди проекту в цілому, наприклад, зниження витрати палива, скільки на оцінці конкретного інвестиційного проекту з точки зору приватного інвестора, яка базується на фінансовому аналізі, тобто в основному на терміні окупності.

Нормативний термін окупності в економіці СРСР складав приблизно 8 років. Із-за кризи в економіці з 90-х років реальні порогові вимоги інвесторів до ефективності капіталовкладень знижено до 2 - 5 років.

Простий термін окупності можна оцінити, як

де К - капітальні витрати, в грн.;

- економічний ефект від впровадження проекту, грн./рік.

1.3.10.4. Необхідність реконструкції систем опалення у разі переходу на теплові насоси

У разі обладнання діючої систем теплопостачання тепловим насосом необхідно розуміти, що така модернізація не може відбуватися за принципом заміни одного типа джерела тепла іншим.

Тепловий насос на відміну від котлів є джерелом «низькотемпературної» теплової енергії, підтримуючи температуру 50-55^оС. Спроби підключити тепловий насос до старої системи опалення позитивних результатів не дасть, через суттєві відмінності в поверхні нагріву опалювальних приборів, діаметрах трубопроводів та арматури. Тому, приймаючи рішення щодо підключення об’єкта до теплового насоса потрібно водночас передбачати заміну системи опалення будинку на нову «низькотемпературну».

Пропозиції щодо впровадження теплових насосів надано в підрозділі 3.9. розділу ІІІ до Програми.

1.3.11. Рекомендації по впровадженню системи приладового обліку теплової енергії

В Харківській області та м. Харкові продовжується робота, направлена на вирішення найважливішого аспекту енергозбереження – зниження витрати теплової енергії для опалення та гарячого водопостачання споживачів, в першу чергу бюджетної сфери та житла.

Досвід останніх років, коли бюджет виділяє певні суми для установки приладів обліку в будівлях дитсадків, шкіл та лікарень, показав велику ефективність установки цих приладів навіть в умовах низьких розрахунків споживачів.

Середній відсоток «миттєвого» зниження витрат на опалення бюджетного споживача, котрий має тепловий лічильник, проти аналогічного, без приладу обліку, досяг 40%, затрати на установку теплового лічильника окупаються за 1-1,5 опалювальних сезони. Таку ж середню окупність мають лічильники, встановлені в кооперативних житлових будинках та на інших промислових об’єктах. Економія, що отримується при установці теплових лічильників, виникає в результаті отримання споживачем реальної можливості змінити витрати тепла конкретними цифрами «лічильника» замість паперових, неосяжних «гігакалорій» чи м².

В результаті направленого на економію тепла втручання в роботу системи опалення, строк окупності може бути скорочений в 2 рази. Навесні та восени, коли вдень світить сонце і можна приміщення не опалювати – дає в середньому ще 20 днів 100% економії в опалювальний сезон.

Така реальна економія може бути досягнута споживачем за рахунок використання шарової запірно-регулюючої арматури, яка встановлюється поряд з лічильником, котру по мірі необхідності персонал школи, частково або повністю перекриває за допомогою спеціального регулятора.

Безумовно, ідеальним рішенням є установка регулюючого автоматичного клапану з відповідним режимом налаштування.

Звертає на себе увагу ще так званий фактор «миттєвої» економії, який визначається в один момент, порівнюванням фактичної витрати тепла з проектною. В окремих випадках ця економія, через відсутність або непрацездатність системи підігріву повітря, підлоги, заміни конструктивних елементів тощо, досягає 200-250%. Але ця економія моментальна і не може відображати дійсних витрат тепла, так як фактичні його витрати можуть бути вищі ніж проектні через неякісні будівельні конструкції, експлуатацію будівель та споруд (щілин дверей, вікон, панелей, штукатурка, облицювання зовнішніх стін та ін.).

Досвід реальної експлуатації системи теплоспоживання, оснащених приладами обліку, потребують швидкого та вірного розв’язання проблем.

Облік тепла є найважливішим фактором для самих теплопостачальних організацій.

Особливо це відноситься до організацій, які транспортують велику кількість покупного тепла. Досвід роботи Харкова, де 48% відпускного тепла до недавніх часів було покупним, показав, що постачальники тепла, які в недалекому минулому входили в систему Міненерго України, не були зацікавлені в приладовому визначенні кількості тепла і цьому питанню приділяли мало уваги. Тому дуже важливо, щоб прилади обліку були встановлені по всьому ланцюжку
»постачальник-споживач», у т.ч. прилади повинні бути встановлені на виході з ТЕЦ чи районної котельні, в вузлових камерах підключення теплорозподільних станцій (ЦТП) та безпосередньо у абонентів: житлових будинках, будівлях шкіл, дитсадках, лікарнях і т.і.

Бажано і важливо, щоб для надійного і економічного технічного обслуговування, держповірки, ремонту установлені прилади були однотипні і одного принципу дії.

Наявність приладів обліку на всьому шляху виробництва і розподілу тепла дає можливість чітко бачити, скільки джерелом вироблено тепла, скільки втрачається в магістральних та розподільчих мережах, скільки йде на підігрів води при різних схемах підключення та скільки бере сам абонент.

Першочерговим завданням є установка приладів тепла на джерелах теплопостачання, так як відсутність його на джерелі чи низький клас точності призводить до того, що зміни кількості витрат тепла можуть відхилятися до 10%.

Такий підхід до обліку тепла широко практикується в країнах, де є розгалужена система централізованого теплопостачання. Зокрема, в Данії використовується ступінчата установка приладів обліку тепла. Наявність приладів обліку на всьому ланцюжку дає можливість вести чесний діалог між постачальником і споживачем тепла, робить останнього зацікавленим в удосконаленні всієї системи теплопостачання з ціллю зниження витрат на її утримання. Критерії, що до вибору конструкції витратоміру, представлено в таблиці 4.

Встановлення приладів обліку, починаючи з «хвоста», в т.ч. у абонента, без встановлення їх на джерелах тепла і на ЦТП, приводить до того, що абонент дійсно контролює, і при бажанні, знижує свої витрати, а постачальник при цьому зекономлене цим споживачем тепло розподіляє на споживачів, які не мають приладів.

Таблиця 4. Критерії вибору витратомірів.

Конструкція витратоміру в тепловому лічильнику						Критерії, що розглядаються
Механічний	Магнітний	Ультразвуковий «вологий»	Вихоровий	Вимірювальні, шайба	Ультразвуковий «накладний»	Критерії, що розглядаються
1	2	3	4	5	6	7
↓	*	*	*	*	*	Низька якість води
*	↓	*	*	*	*	Висока якість води (без корозії)
(*)	*	*	↓	↓	*	Діапазон витрат (літо і зима)
*	*	40 bar	*	*	*	Обмеження по тиску
(*)	*	160 С	*	*	*	Обмеження по температурі
↓	*	*	↓	↓	*	Втрати тиску
↓	↓	*	↓	↓	↓	Довгострокова стабільність по точності
↓	↓	*	*	↓	↓	Вартість обслуговування

*- високий показник ↓ - низький показник

Аналіз показує:

- ультразвукові теплові лічильники (ЕЕМ-С/Q ІІ, Sonocal) на законодавчому рівні прийняті у використання у ряді європейських країн таких як Данія, Німеччина, Швейцарія та інші. Відсутність механічних рухливих елементів, автономне живлення від вбудованої батарейки, доступність та простота в обслуговуванні роблять ці прилади довгостроковими у використанні, безпечними та надійними в експлуатації, хоча початкова їх вартість більша від механічних;

- теплові лічильники механічного типу (Supercal, Calmex, СТ-1, СТЕМО) мають високий гідроопір, часто потребують зупинку для очищення камер та постійних витрат для заміни швидкозношуваних деталей при експлуатації;

- індукційні (електромагнітні) теплові лічильники (СА-94, ТЕРМ, ПРЕМ) працюють лише від зовнішнього джерела живлення. До обслуговування таких приладів допускається лише спеціально вивчений з електробезпеки персонал, як правило, відсутній на об’єктах бюджетної та соціальної сфери. Крім того, в сільській місцевості можливе відключення цих приладів, як і інших споживачів, інколи до 12 годин на добу, що, звісно, в цей період не дасть можливості враховувати використане тепло, і здійснювати нарахування згідно з «Правилами» по розрахунковому навантаженню. В таких умовах, коли відключаються насоси, погіршується теплопостачання споживача, йому нараховується більша величина теплоспоживання, сама система приладового обліку сходить нанівець.

Програма по встановленню приладів обліку на об’єктах бюджетної та соціальної сфери є дуже важливою, але не менш важливими після встановлення являються задачі збереження та технічно вірного обслуговування парку приладів на протязі десятиріч.

Гарантією довгострокової та надійної експлуатації приладів обліку є наявність сервісно-повірочних центрів в регіонах. Це тим більш необхідно у зв’язку з тим, що більшість виробників лише реалізовують свої прилади, не піклуючись про їх подальшу працездатність та не поспішають розгортати сервісні центри. Тому не слід в одному регіоні встановлювати прилади всіх типів (їх декілька десятків), так як мати таку саму кількість сервісних центрів практично не можливо.

Доцільно обмежитися двома-трьома типами приладів, які мають сервісну базу, та забезпечити їм довгострокову та надійну експлуатацію.

Вузловим моментом розв’язання проблем комунальної енергетики та забезпечення енергетичної безпеки держави є належне утримання теплових мереж. Безперебійна та економічна робота систем централізованого теплопостачання залежить, головним чином, від якості теплових мереж і від того, наскільки правильно здійснюється їхня технічна експлуатація. Наявні застосовувані відомі методи та засоби контролю тепломереж не відповідають повною мірою задачам точного визначення місць пошкоджень теплопроводів і стану їхньої теплоізоляції. У зв’язку з цим особливо актуальною є проблема переобладнання існуючих контрольно-вимірювальних підрозділів з застосуванням сучасних ефективних методів діагностики, а також спеціалізованої апаратури, що відповідає усім вимогам проведення контролю тепломереж в системах теплопостачання як безканальної, так і канальної прокладки.

У зв’язку з цим пропонується створення мобільної пересувної діагностичної лабораторії, яка буде спроможна обслуговувати всі тепломережі міста. Лабораторія повинна комплектуватися кореляційним і акустичним течошукачами, трубокабелешукачем, металошукачем, ультразвуковим товщиновимірювачем і дефектоскопом, пірометром, лазерним далекоміром, мірним колесом, універсальним зарядним пристроєм, бортовим приладовим стояком. Але для можливості контролювати такі теплотехнічні показники як локальні та інтегральні теплові втрати, теплові опори теплоізоляційних огороджувальних конструкцій, теплові потоки та температури цю лабораторію треба доукомплектувати теплофізичними приладами та інформаційно-вимірювальними комплексами, перелік яких надано в підрозділі 3.10. розділу ІІІ до Програми. Крім того, доцільно мати лабораторію, що оснащена новітньою контрольно-вимірювальною апаратурою, яка не тільки забезпечує контроль тепломереж, але і контроль кондиційності споживчого палива за його тепловою здатністю, і якості теплоізоляційних матеріалів за його тепловим опором.

Доцільно мати простий малогабаритний прилад для оперативного пошуку місць витоку теплоносія і ушкоджень ізоляції теплопроводів.

1.3.12. Термореновація житлових будівель та інших споруд

Як показує світовий досвід і практика вітчизняного домобудівництва, житлові будинки є найбільшими споживачами тепла і тому економічність спожитого ними тепла є основною складовою в скороченні витрат енергоресурсів.

В силу діючих раніше нормативів, а також якості будівельних матеріалів і виконання будівельно-монтажних робіт, житлові будинки, що вже існують, за своїми показниками значно «холодніше», чим передбачаються сучасними нормативами і, в силу цього, вимагають для свого нагрівання значно більшої кількості тепла, ніж аналогічні будинки, побудовані за кордоном. По оцінці фахівців, перевитрата тепла в збірних з/б будинках будівлі 60-70 років досягають 200%. Можна скоротити втрати тепла житловим фондом міста Харкова і Харківської області на 30-40%. Світовий досвід свідчить про можливість і доцільність термореновації житлових будинків шляхом зовнішньої теплоізоляції з заміною всіх вікон і балконних дверей на сучасні - металопластикові. Безумовно, при централізованому фінансуванні з державного чи місцевого бюджетів, таке рішення є самим оптимальним.

Однак, фінансовий стан держави практично виключає такий підхід до проблеми термореновації. Термореновація може бути здійснена тільки з залученням засобів самих власників квартир. Було б вірним, як би власники квартир об'єдналися для рішення термореновації свого будинку в цілому, а не кожної квартири окремо. У підсумку, кожний із власників квартир виграв би за рахунок скорочення оплат за опалення.

Як правило, пристрій індивідуального опалення супроводжується заміною вікон і внутрішнім утепленням квартири. Варто підкреслити, що сьогодні, у результаті проведених науково-дослідних робіт, виникнення і створення нових матеріалів і технологій, внутрішнє утеплення будинків можна розглядати як рівноцінне зовнішньому.

Є доцільним переобладнання всіх внутрішньобудинкових систем опалення на сучасні поквартирні, з установкою лічильника тепла в кожній квартирі. Поява лічильника тепла безпосередньо у споживача спричинить прагнення замінити й утеплити огороджуючі конструкції для того, щоб платити менше. Знижуючи свої витрати по теплу, мешканець знижчує загальне споживання газу теплопостачальної організації. Системи забиті брудом і мулом, як правило, давно відпрацювали свій нормативний термін, маючи численні пориви, порушення ізоляції. Нагрівальні прилади дуже низької ефективності, крім того безсистемна їх заміна практично у кожному будинку призвела до повного розбалансування внутрішньобудинкових систем опалення, в результаті температура повітря в квартирах одного під’їзду відрізняється на 5-10⁰С. Замінюючи систему опалення, ми пропонуємо поетапно монтувати поквартирні системи опалення: влаштовувати нові нагрівальні прилади або використовувати старі прилади з прокладкою самостійної двотрубної системи над підлогою кожної квартири. У кожного радіатора при цьому встановлюється терморегулятор, що серійно випускається та дає можливість створювати комфортну температуру в кожній кімнаті. На вводі в квартиру встановлюється тепловий лічильник. При необхідності в кожній системі може бути встановлений циркуляційний насос системи опалення.

Для гарячого водопостачання в кожній квартирі може бути обладнане своє «міні - ІТП», у якому буде готуватися гаряча вода тільки для потреб даної квартири. Оплата за гарячу воду, спожиту мешканцем, буде відбуватися по холодноводному водоміру, що мається в квартирі.

На рисунках 9 і 10 приведені пропоновані схеми опалення і гарячого водопостачання квартир.

Рис.9. Переобладнання внутрішньобудинкових систем при влаштуванні одного ІТП на цілий будинок і установка лічильника в кожній квартирі.

Рис.10. Переобладнання внутрішньобудинкових систем з пристроєм ІТП і лічильників у кожній квартирі.

Як видно на рисунку 9 гаряча вода в цій схемі готується для усього будинку в одному ІТП. В кожній квартирі встановлено гарячоводний водомір і кількість тепла, що витрачається на нагрівання води, визначається одним теплолічильником, встановленим на виході з ІТП. Показання теплолічильника поділяються між квартирами відповідно до показань горячеводних водомірів у кожній квартирі.

Таким чином, буде створено у кожного мешканця самостійна система опалення і гарячого водопостачання.

При цьому нагрівання теплоносіїв буде здійснюватися не вибухонебезпечним газовим котлом, а звичайною системою централізованого теплопостачання.

Технічною експлуатацією або сервісним обслуговуванням такої поквартирної системи опалення повинна займатися спеціалізована організація. Ці функції можуть взяти на себе теплопостачальні організації. Варто підкреслити, що в тих випадках, коли в квартирі обладнається індивідуальне опалення від власного газового котла, експлуатацією такої системи, тим більше, повинна займатися спеціалізована організація.

1.4. Строк дії та механізм виконання Програми

Строк дії Програми: 2011-2015 роки.

У розділі 3 розроблено заходи щодо виконання цієї Програми.

Механізм виконання Програми передбачає визначення обсягу фінансування кожного заходу Програми, термін виконання з розподілом по роках, а також з джерелами фінансування для кожного завдання і заходу. Механізм виконання Програми по Харківській області надано у таблиці 5., та з урахуванням м. Харкова – в таблиці 6.

Таблиця 5. Механізм виконання програми по Харківській області
№	Назва завдання	Показник завдання	Виконання робіт по об’єктах: всього за програмою					Номер і назва заходу по виконанню відповідного завдання Програми	Джерела фінансування (державний, місцевий бюджети, інші)	Прогнозний обсяг коштів для виконання завдань і заходів, млн грн., всього	В т.ч. прогнозний обсяг коштів, млн грн, по роках 2011-15 рр.

			По рокам програми 2011-2015рр.
			2011	2012	2013	2014	2015				2011	2012	2013	2014	2015
1	2	3	4					5	6	7	8
1	Реконструкція системи теплопостачання населених пунктів	Знижка витрат природного газу 16,13 млн м3 або 8,3% на рік та знижка витрат електроенергії 5,65 млн кВт на рік	всього: 14 населених пунктів					Реконструкція системи тепло- постачання населених пунктів	державний, місцевий бюджети, інші	132,000	28,30	47,30	18,80	18,80	18,80
			3	5	2	2	2
								В тому числі:	Державний бюджет	66,000	14,10	23,700	9,400	9,400	9,400
									Місцеві бюджети	39,600	8,500	14,300	5,600	5,600	5,600
									Інші кошти	26,400	5,700	9,300	3,800	3,800	3,800
2	Заміна застарілого устаткування (малоефективних газових котлів з теплопродуктивністю до 1 Гкал/год на сучасні котли)	Знижка витрат природного газу 8,25 млн м3 або 4,2% на рік, та знижка витрат електроенергії 4,89 млн кВт на рік	всього: 683 котла					Заміна застарілого устаткування (малоефективних газових котлів з теплопро- дуктивністю до 1 Гкал/год на сучасні котли)	державний, місцевий бюджети, інші	81,960	16,38	24,58	13,80	13,70	13,50


			137	205	114	114	113
								В тому числі:	Державний бюджет	40,980	8,180	12,300	6,900	6,900	6,700
									Місцеві бюджети	24,580	4,920	7,360	4,100	4,100	4,100
									Інші кошти	16,400	3,280	4,920	2,800	2,700	2,700
Продовження таблиці 5.
1	2	3	4					5	6	7	8
3	Модернізація котлів типу ТВГ та КВГ	Знижка витрат природного газу 3,76 млн м3 або 1,9% на рік, та знижка витрат електроенергії 2,05 млн кВт на рік	всього: 21 котел					Модернізація котлів типу ТВГ та КВГ	державний, місцевий бюджети, інші	13,200	3,140	4,420	1,880	1,880	1,880


			5	7	3	3	3
								В тому числі:	Державний бюджет	6,600	1,570	2,210	0,940	0,940	0,940
									Місцеві бюджети	3,960	0,940	1,340	0,560	0,560	0,560
									Інші кошти	2,640	0,630	0,870	0,380	0,380	0,380
4	Застосування пальникових пристроїв СНТ з модернізацією котлів типу КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВР	Знижка витрат природного газу 1,084 млн м3 або 0,6% на рік, та знижка витрат електроенергії 0,558 млн кВт на рік	всього: 10 котлів					Застосування пальникових пристроїв СНТ з модернізацією котлів типу КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВР	державний, місцевий бюджети, інші	1,084	0,542	0,542


			5	5
								В тому числі:	Державний бюджет	0,542	0,271	0,271
									Місцеві бюджети	0,324	0,162	0,162
									Інші кошти	0,218	0,109	0,109
5	Заміна тепломереж на труби з пінополіурітановою ізоляцією	Знижка витрат природного газу 16,62 млн м3 або 8,5% на рік.	всього: 196,2 км теплових мереж					Заміна тепломереж на труби з пінополіурітановою ізоляцією	державний, місцевий бюджети, інші	24,935	7,490	9,985	3,730	3,730


			58,9	78,5	29,4	29,4
								В тому числі:	Державний бюджет	12,467	3,745	4,992	1,865	1,865
									Місцеві бюджети	7,481	2,247	2,996	1,119	1,119
									Інші кошти	4,987	1,498	1,997	0,746	0,746
Продовження таблиці 5.
1	2	3	4					5	6	7	8
6	Встановлення теплоутилізаторів	Знижка витрат природного газу 1,791 млн м3 або 1,0% на рік.	всього: 13 котелень					Встановлення теплоутиліза- торів	державний, місцевий бюджети, інші	4,790		1,840	1,840	1,110

				5	5	3
								В тому числі:	Державний бюджет	2,400		0,920	0,920	0,560
									Місцеві бюджети	1,440		0,550	0,550	0,340
									Інші кошти	0,950		0,370	0,370	0,210
7	Використання місцевих видів палива (солома)	Знижка витрат природного газу 5,873 млн м3 або 3% на рік.	всього: 54 котли					Використання місцевих видів палива (солома)	державний, місцевий бюджети, інші	8,526	2,526	4,106	0,947	0,947

			16	26	6	6
								В тому числі:	Державний бюджет	4,263	1,263	2,052	0,474	0,474
									Місцеві бюджети	2,558	0,758	1,232	0,284	0,284
									Інші кошти	1,705	0,505	0,822	0,189	0,189
8	Встановлення індивідуальних теплових пунктів	Знижка витрат природного газу 4,65 млн м3 або 2,4% на рік.	всього: 500 ІТП в будинках					Встановлення індивідуальних теплових пунктів	державний, місцевий бюджети, інші	20,000	6,000	8,000	4,000	1,000	1,000


			150	200	100	25	25
								В тому числі:	Державний бюджет	10,000	3,000	4,000	2,000	0,500	0,500
									Місцеві бюджети	6,000	1,800	2,400	1,200	0,300	0,300
									Інші кошти	4,000	1,200	1,600	0,800	0,200	0,200
9	Використання електроенергії для виробництва теплоти	Знижка витрат природного газу 1,715 млн м3 або 0,9% на рік.	всього: 14 котлів					Використання електроенергії для виробництва теплоти	державний, місцевий бюджети, інші	5,300	1,136	1,514	1,136	0,757	0,757

			3	4	3	2	2
								В тому числі:	Державний бюджет	2,660	0,570	0,760	0,570	0,380	0,380
									Місцеві бюджети	1,590	0,340	0,470	0,340	0,220	0,220
									Інші кошти	1,050	0,226	0,284	0,226	0,157	0,157
Продовження таблиці 5.
1	2	3	4					5	6	7	8
10	Встановлення теплових насосів	Знижка витрат природного газу 3,082 млн м3 або 1,38% на рік.	всього: 31 тепловий насос					Встановлення теплових насосів	державний, місцевий бюджети, інші	70,000	20,320	27,100	9,040	6,770	6,770


			9	12	4	3	3
								В тому числі:	Державний бюджет	35,000	10,160	13,550	4,520	3,385	3,385
									Місцеві бюджети	21,000	6,100	8,130	2,710	2,030	2,030
									Інші кошти	14,000	4,060	5,420	1,810	1,355	1,355
11	Прилади автоматизації, діспечерезації, контролю та діагностики	Знижка витрат природного газу 0,6 млн м3 або 0,3% на рік.	всього: 18 приладів					Прилади автоматизації, діспечерезації, контролю та діагностики	державний, місцевий бюджети, інші	1,000	0,120	0,220	0,220	0,220	0,220


			2	4	4	4	4
								В тому числі:	Державний бюджет	0,500	0,060	0,110	0,110	0,110	0,110
									Місцеві бюджети	0,300	0,036	0,066	0,066	0,066	0,066
									Інші кошти	0,200	0,024	0,044	0,044	0,044	0,044
Всього:										362,795	85,954	129,607	55,393	48,914	42,93

Таблиця 6. Механізм виконання програми по Харківській області з урахуванням м. Харкова
№	Назва завдання	Показник завдання	Виконання робіт по об’єктах: всього за Програмою					Номер і назва заходу по виконанню відповідного завдання програми	Джерела фінансування (державний, місцевий бюджети, інші)	Прогнозний обсяг коштів для виконання завдань і заходів, млн грн., всього	В т.ч. прогнозний обсяг коштів, млн грн, по роках 2011-15 рр.

			По рокам програми 2011-2015рр.
			2011	2012	2013	2014	2015				2011	2012	2013	2014	2015
1	2	3	4					5	6	7	8
1	Удосконалення схем теплопостачання (завантаження Харківської ТЕЦ-5)	Знижка витрат природного газу 67,67 млн м3 або 7,2% на рік.	Одна схема					Удосконалення схем тепло -постачання (завантаження Харківської ТЕЦ-5)	державний, місцевий бюджети, інші	302,800	62,800	60,000	60,000	60,000	60,00

								В тому числі	Державний бюджет	151,400	31,400	30,000	30,000	30,000	30,00
									Місцеві бюджети	90,800	18,800	18,000	18,000	18,000	18,00
									Інші кошти	60,600	12,600	12,000	12,000	12,000	12,00
2	Реконструкція системи теплопостачання населених пунктів	Знижка витрат природного газу 16,13 млн м3 або 1,4% на рік та знижка витрат електроенергії 5,65 млн кВт на рік	всього: 14 населених пунктів					Реконструкція системи тепло- постачання населених пунктів	державний, місцевий бюджети, інші	132,000	28,300	47,300	18,800	18,800	18,80
			3	5	2	2	2
								В тому числі:	Державний бюджет	66,000	14,100	23,700	9,400	9,400	9,400
									Місцеві бюджети	39,600	8,500	14,300	5,600	5,600	5,600
									Інші кошти	26,400	5,700	9,300	3,800	3,800	3,800
Продовження таблиці 6.
1	2	3	4					5	6	7	8
3	Заміна застарілого устаткування (малоефективних газових котлів з теплопродуктивністю до 1 Гкал/год на сучасні котли)	Знижка витрат природного газу 13,87 млн м3 або 1,2% на рік, та знижка витрат електроенергії 4,89 млн кВт на рік	всього: 831 котла					Заміна заста -рілого устатку- вання (мало ефективних газових котлів з теплопродуктивністю до 1 Гкал/год на сучасні котли)	державний, місцевий бюджети, інші	126,300	30,400	54,900	13,800	13,700	13,50
			200	290	114	114	113
								В тому числі:	Державний бюджет	63,150	15,200	27,450	6,900	6,900	6,700
									Місцеві бюджети	37,890	9,120	16,470	4,100	4,100	4,100
									Інші кошти	25,260	6,080	10,980	2,800	2,700	2,700
4	Застосування пальникових пристроїв СНТ з модернізацією котлів типу КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВР	Знижка витрат природного газу 1,084 млн м3 або 0,6% на рік, та знижка витрат електроенергії 0,558 млн кВт на рік	всього: 10 котлів					Застосування пальникових пристроїв СНТ з модернізацією котлів типу КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВР	державний, місцевий бюджети, інші	1,084	0,542	0,542
			5	5
								В тому числі:	Державний бюджет	0,542	0,271	0,271
									Місцеві бюджети	0,324	0,162	0,162
									Інші кошти	0,218	0,109	0,109
5	Заміна тепломереж на труби з пінополіуріта- новою ізоляцією	Знижка витрат природного газу 33,74 млн м3 або 1% на рік.	всього: 343,9 км теплових мереж					Заміна тепломереж на труби з пінополіуріта- новою ізоляцією	державний, місцевий бюджети, інші	1025,000	307,60	410,400	153,500	153,500
			103,2	137,7	51,5	51,5
								В тому числі:	Державний бюджет	512,400	153,80	205,200	76,700	76,700
									Місцеві бюджети	307,500	92,300	123,200	46,000	46,000
									Інші кошти	205,100	61,500	82,000	30,800	30,800
Продовження таблиці 6.
1	2	3	4					5	6	7	8
6	Встановлення теплоутилізаторів	Знижка витрат природного газу 3,28 млн м3 або 0,3% на рік.	всього: 34 котельні					Встановлення теплоути- лізаторів	державний, місцевий бюджети, інші	10,400		4,000	4,000	2,400
				13	13	8
								В тому числі:	Державний бюджет	5,200		2,000	2,000	1,200
									Місцеві бюджети	3,100		1,200	1,200	0,700
									Інші кошти	2,100		0,800	0,800	0,500
7	Використання місцевих видів палива (солома)	Знижка витрат природного газу 5,873 млн м3 або 1% на рік.	всього: 54 котли					Використання місцевих видів палива (солома)	державний, місцевий бюджети, інші	8,526	2,526	4,106	0,947	0,947
			16	26	6	6
								В тому числі:	Державний бюджет	4,263	1,263	2,052	0,474	0,474
									Місцеві бюджети	2,558	0,758	1,232	0,284	0,284
									Інші кошти	1,705	0,505	0,822	0,189	0,189
8	Встановлення індивідуальних теплових пунктів	Знижка витрат природного газу 8,87 млн м3 або 1% на рік.	всього: 527 ІТП в будинках					Встановлення індивідуальних теплових пунктів	державний, місцевий бюджети, інші	24,200	6,000	8,000	4,000	5,200	1,000
			150	200	100	52	25
								В тому числі:	Державний бюджет	12,100	3,000	4,000	2,000	2,600	0,500
									Місцеві бюджети	7,260	1,800	2,400	1,200	1,560	0,300
									Інші кошти	4,840	1,200	1,600	0,800	1,040	0,200
9	Використання електроенергії для виробництва теплоти	Знижка витрат природного газу 1,715 млн м3 або 0,12% на рік.	всього: 14 котлів					Використання електроенергії для виробництва теплоти	державний, місцевий бюджети, інші	5,300	1,136	1,514	1,136	0,757	0,757
			3	4	3	2	2
								В тому числі:	Державний бюджет	2,660	0,570	0,760	0,570	0,380	0,380
									Місцеві бюджети	1,590	0,340	0,470	0,340	0,220	0,220
									Інші кошти	1,050	0,226	0,284	0,226	0,157	0,157
Продовження таблиці 6.
1	2	3	4					5	6	7	8
10	Встановлення теплових насосів	Знижка витрат природного газу 3,117 млн м3 або 0,25% на рік.	всього: 33 теплових насоса					Встановлення теплових насосів	державний, місцевий бюджети, інші	74,510	20,320	31,610	9,040	6,770	6,770
			9	14	4	3	3
								В тому числі:	Державний бюджет	37,250	10,160	15,800	4,520	3,385	3,385
									Місцеві бюджети	22,350	6,100	9,480	2,710	2,030	2,030
									Інші кошти	14,910	4,060	6,330	1,810	1,355	1,355
11	Прилади автоматизації, діспечерезації, контролю та діагностики	Знижка витрат природного газу 1,724 млн м3 або 0,2% на рік.	всього: 51 прилад					Прилади автоматизації, діспечерезації, контролю та діагностики	державний, місцевий бюджети, інші	2,900	0,860	0,510	0,510	0,510	0,510
			15	9	9	9	9
								В тому числі:	Державний бюджет	1,450	0,430	0,255	0,255	0,255	0,255
									Місцеві бюджети	0,870	0,258	0,153	0,153	0,153	0,153
									Інші кошти	0,580	0,172	0,102	0,102	0,102	0,102
12	Заходи з енергозбере-ження у житловому фонді	Знижка витрат природного газу 41,03 млн м3 або 7,4% на рік.						Заходи з енергозбереження у житловому фонді	державний, місцевий бюджети, інші	75,4	15,08	15,08	15,08	15,08	15,08



								В тому числі	Державний бюджет	37,70	7,54	7,54	7,54	7,54	7,54
									Місцеві бюджети	22,62	4,524	4,524	4,524	4,524	4,524
									Інші кошти	15,08	3,016	3,016	3,016	3,016	3,016
13	Впровадження низькотемпера- турного графіка	Знижка витрат природного газу 40,86 млн м3 або 3,6% на рік.



								В тому числі	Державний бюджет
									Місцеві бюджети
									Інші кошти
Продовження таблиці 6.
1	2	3	4					5	6	7	8
14	Впровадження енергозберігаючої системи управління тягодуттьовими пристроями ЕКО-2	Знижка витрат природного газу 10,77 млн м3 або 2% на рік.						Впровадження енергозберігаючої системи управління тягодутьєвими пристроями ЕКО-2	державний, місцевий бюджети, інші	10,2	2,04	2,04	2,04	2,04	2,04



								В тому числі	Державний бюджет	5,1	1,02	1,02	1,02	1,02	1,02
									Місцеві бюджети	3,06	0,612	0,612	0,612	0,612	0,612
									Інші кошти	2,04	0,408	0,408	0,408	0,408	0,408
Всього:										1798,62	477,60	640,00	282,85	279,70	118,46

РОЗДІЛ II

2.1. Загальний опис модернізації комунальної теплоенергетики
міста Харкова

Харків є другим за розмірами містом України із населенням 1,5 мільйони чоловік. Історично Харків був одним з найбільш промислово розвинених міст колишнього Радянського Союзу, у якому вироблялися трактори, парові турбіни, військове обладнання та інша важлива продукція. Основна територія міста щільно забудована. У старовинних кварталах більшість будинків одно- та п’ятиповерхові. У відносно сучасних районах міста зосереджені п’яти-, дев’яти- та шістнадцятиповерхові житлові будівлі. В місті переважно теплове навантаження приходиться на житловий сектор. Окремі промислові зони потребують незначну кількість тепла. Місто вважається густозаселеним. У комбінації з існуючим виробництвом тепла на промислових підприємствах, що в основному покриває потреби промисловості в електричній енергії та парі, історично розвиток системи централізованого теплопостачання був найбільш прийнятним способом теплопостачання будівель. На території, де є необхідність прокладати занадто довгі трубопроводи або де є труднощі з прокладанням труб, було влаштовано локальні котельні.

У м. Харкові прийнята закрита схема теплопостачання. Сформована система теплопостачання містить у собі кілька видів схем. Взаємозалежних між собою і в той же час функціонуючих автономно та повністю автономних. Найбільш розвинена система централізованого теплопостачання, що дозволяє здійснювати взаємодію різних джерел виробництва теплової енергії: теплоелектроцентралей з районними й квартальними котельнями. Існуюче в Харкові централізоване теплопостачання – це велика система з незмінним потоком, яка є типовою для країн колишнього Радянського Союзу.

Централізованим теплопостачанням охоплені найбільш благоустроєні райони міста із забудовою, в основному, багатоповерховими будинками. Від теплоджерел відходіть магістральні теплові мережі за радіальним принципом. До магістральних камер і розподільних теплових мереж, підключені центральні теплові пункти (теплорозподільчі станції), на яких здійснюється підігрів води на потреби централізованого гарячого водопостачання й розподіл теплоносія по внутріквартальних теплових мережах до теплових пунктів місцевих систем опалення споживачів. Система мереж централізованого теплопостачання дозволяє взаємодіяти тепловим джерелам. При цьому кожне теплоджерело має свою окрему зону теплопостачання.

Крім теплових навантажень на опалення, вентиляцію й гаряче водопостачання споживачів соціальної сфери й населення до магістральних теплових мереж підключені споживачі виробничої сфери з тепловим технологічним навантаженням.

Будинки приєднані до теплорозподільних станцій (ТРС) по залежній чотиритрубній схемі. Тепломережі були спроектовані для температурного графіку 150/70⁰C (що було типовим для країн СРСР).

Існуючі у м. Харкові системи централізованого гарячого водопостачання з використанням центральних тепопунктів (або ТРС), прийняті ще у 60-80 роках, з розвинутою системою внутришньоквартальних трубопроводів транспортування гарячої води, на той час були оправдані (газ коштував 28 крб. за 1000 м³, труба коштувала 220 крб. за тону, електроенергія коштувала 1,1 коп. за кВт*год). Прийнята у м. Харкові схема централізованого теплопостачання базувалась на широкому використанні ЦТП. Це давало змогу у короткі терміни забезпечувати будівництво комунікацій теплопостачання до будинків. З рештою, незначні начальні капіталовкладення та швидкі темпи будівництва призвели до суттєвого зростання протяжності теплових мереж, та відповідних експлуатаційних витрат.

У розвинутих державах вже давно розвивається інший напрям централізованого теплозабезпечення з влаштуванням індивідуальних теплопунктів. Що дозволяє скоротити протяжність та кількість транспортної системи й, як наслідок, непродуктивні втрати при транспортуванні тепла.

У більшості міст колишнього СРСР від ЦТП повністю відмовилися. Наприклад, у містах країн Литви, Латвії, Естонії вони були повністю демонтовані та замінені індивідуальними тепловими пунктами приготування гарячої води з використанням сучасного високоефективного обладнання.

Також, на сьогодні більшість зовнішніх циркуляційних мереж знаходиться у непрацюючому стані. Значна кількість внутришньобудинкових стояків та рушникосушників - демонтована.

Однак, існуюча схема, з огляду на те, що вона започаткована ще у часи, коли енергоносії коштували дешево, має певні особливості, з огляду на сучасний стан. Це, насамперед, зношеність основних фондів та енергоємність в порівнянні з системами європейських міст. Ці основні фактори характерні для більшості комунальних міських систем практично в усіх містах країни.

2.2. Визначення проблеми, на розв’язання якої спрямована Програма

Система централізованого теплопостачання міста постачає тепло 8403 будинкам, 88 відсотків яких є житловими, 5,4 % належать комерційним структурам і 6,6 % – це будівлі бюджетних та соціально-інституційних організацій (лікарні, школи та дитячі садки). Загальна площа опалювання будівель складає більш ніж 30,26 млн м². КП «ХТМ» забезпечує гарячим водопостачанням 906 000 жителів Харкова.

Централізоване теплопостачання міста здійснюють наступні виробники тепла, що виробляють теплову й електричну енергію:

- публічне акціонерне товариство «Харківська ТЕЦ-5», що виробляє теплову й електричну енергію;

- комунальне підприємство "Харківські теплові мережі", що виробляє теплову енергію на власних джерелах тепла (ТЕЦ-3,ТЕЦ-4, районних опалювальних котелень Московського, Дзержинського й Комінтернівського районів, локальних і квартальних котелень), а також здійснює транспортування теплової енергії по магістральних, розподільних і внутріквартальних теплових мережах споживачам всіх категорій.

Загальна теплова потужність міських теплоджерел складає – 5580 Гкал/год. в т.ч

Встановлена теплова потужність ТЕЦ-5 складає 1420 Гкал/год.

Встановлена теплова потужність ТЕЦ-3 складає 960 Гкал/год.

Встановлена теплова потужність теплових джерел КП «ХТМ» складає 3200 Гкал/год. в т.ч.

- потужністю до 3 Гкал/год – 126,3 Гкал/год;

- потужністю від 3 до 20 Гкал/год – 384,4 Гкал/год;

- потужністю більше 20 Гкал/год – 2689,3 Гкал/год;

Розрахунковий температурний графік у централізованій системі теплозабезпечення 150/70, у децентралізованій – 105/70 та 95/70.

Близько 82 % загального попиту на тепло в Харкові задовольняється КП «ХТМ», з них 75% – власного виробництва і 25% купується у теплоелектроцентралі ПАТ «Харківська ТЕЦ-5». Вся система теплопостачання, крім ТЕЦ (але які знаходяться в оперативній підпорядкованності) належить місту і знаходиться в управлінні КП «ХТМ».

Існуюча схема централізованого теплопостачання дозволяє здійснювати спільну роботу або взаємний перерозподіл навантажень протягом сезону (залежно від температури зовнішнього повітря, наявності палива, взаєморезервування, у т.ч.:

ТЕЦ-5 - котельня Дзержинського району;

ТЕЦ-5 - ТЕЦ-3;

ТЕЦ-3 - Комінтернівська котельня;

ТЕЦ-3 - ТЕЦ-4;

ТЕЦ-4 - котельня Московського району)

На потреби споживачів КП «ХТМ» власними теплоджерелами виробляється - 4100 тис. Гкал на рік, купується від ТЕЦ – 2220 тис. Гкал.

Разом, на потреби теплопостачання споживачів міста та споживачів ПАТ «Харківська ТЕЦ-5» щорічно необхідно близько 6,3 – 6,9 млн Гкал.

При цьому, річне споживання палива усіма міськими теплоджерелами на потреби теплопостачання споживачів міста 880 – 970 млн м3 газу. З них споживання ТЕЦ – 340 – 400 млн м³газу.

ТЕЦ-3 та ТЕЦ-5, як теплоджерела за комбінаційним виробництвом, працюють з питомою витратою палива на теплофікацію 143-145 кг у. п. /Гкал

За даними аналізу техніко-економічних показників підприємств комунальної теплоенергетики України за 12 місяців 2008 року, проведеному Міжгалузевою асоціацією з розвитку систем теплопостачання “Укртеплокомуненерго”, питома витрата умовного палива КП «ХТМ» дорівнює 158,34 кг у.п./Гкал, що при середньозваженої питомої витраті умовного палива серед теплопостачальних підприємств України - 163,1 кг у. п. /Гкал є одним з нижчих показників в Україні. Наряду з цим біля 40 % основного і допоміжного обладнання котелень підприємства замортизовано, тобто вичерпало допустимі терміни експлуатації і перевищує 20 років. В цих котельнях на 2009 р. експлуатується 244 малоефективних котлів тепловою потужністю до 1 МВт. Це котли типу НІІСТУ-5 (206шт.), Універсал (20 шт.), Надточия (14 шт.), та інші: Стребеля, Ланкашир, Шухова. Котли працюють з низьким (70–80%) коефіцієнтом корисної дії. На котлах встановлені застарілі пальникові пристрої і автоматика, що не дає можливості економно використовувати дорогий природний газ. Перевитрата газу на цих котлах досягає 10-20% від рівня сучасних котлів і приводить до додаткового забруднення атмосфери. Застаріле обладнання знижує надійність теплопостачання та його якість.

В котельнях підприємства установлено 627 шт. водогрійних і парових котлів різних типів:

НІІСТУ-5 (206 шт.), Надточія (14 шт.), Універсал (20 шт.), , КВАС (4 шт.), КСВа (2 шт.), НІКА (7 шт.), КБНГ (22 шт.), АОГВ (97 шт.), КОЛВІ (28 шт.), КГБ (10 шт.), Ospray (10 шт.), RBI (5 шт.), Altair (22 шт.), Slim (16 шт.), ВК (8 шт.), ПТВМ (30 шт.), ТВГ (8 шт.), ДКВР (26 шт.), КВГ (31 шт.), КВГМ (2 шт.), ДЕ (4 шт.), та ін.: Факел-Г, КЧМ, Стребеля, Ланкашир, Шухова, HH-1200, HB, PB, Pegasys , КВН, Рубін, Бернард, тепловою продуктивністю від 0,1 до 180 Гкал/год.

Базові витрати палива котлами КП «ХТМ» складають щорічно 540 - 570 млн м3 природного газу, 89,3 т вугілля.

Середній знос обладнання котелень – 65%.
Інформацію по використанню енергоресурсів, огляду роботи котелень, аналізу роботи котлів та аналізу насосного обладнання та наведено в додатках № 1-4 до Програми.

В експлуатації КП «ХТМ» знаходиться 1631,8 км. теплових мереж (у двотрубному вимірюванні), 264 котельні, 11 насосних-перекачувальних станцій на магістральних тепломережах, 250 центральних групових та індивідуальних теплових пунктів.

Система транспортування та розподілу прийнята закритою чотирьохтрубною. Середній знос теплових мереж складає 73 %.

Великі втрати тепла обумовлює низька надійність теплотрас через незадовільну теплову ізоляцію трубопроводів та пошкодження труб з витоками теплоносія.

Більшість теплотрас прокладено в непрохідних залізобетонних каналах з ізоляцією з мінеральної вати, яка часто пошкоджується з різних причин. Теплотраси не всюди захищені від проникнення ґрунтових і інших вод, які пошкоджують теплоізоляцію і, як наслідок, до корозії металу труб і появи свищів і розриву труб з витоком теплоносія.

На 2009 р. понад 380 км. теплових мереж перебувають у зношеному і аварійному стані, понад 1190 км (73%) - замортизовано. Втрати тепла через неякісну ізоляцію трубопроводів і з витоками теплоносія при пошкодженні труб в деяких випадках становлять 15-25% від відпущеної теплової енергії.

Централізована система горячого водопостачання базується на кількох принципових схемах: приготування гарячої води у центральних теплових пунктах та приготування гарячої води у індивідуальних теплових пунктах. Як правило у ЦТП прийнята двохступенева змішана схема, у ІТП – паралельна одноступенева схема. На потреби горячого водопостачання використовується холодна вода якості «питна». У більшості теплопунктів використовуються пластінчаті теплообмінники. Вода із системи гарячого водопостачання для більшості житлових та громадських будівель проходить підгігрів на рівні теплопунктів та розподіляється через систему труб з середнім діаметром
Ду 50 мм та середньою довжиною до кожної будівлі близько 100 м. Термін експлуатації більшості теплопунктів перевищує 20 років. Засобами регулювання теплові пункти оснащені, виходячи з мінімальних потреб. Сучасних засобів обліку не встановлено. Обліком споживання гарячої води в Харкові охоплено 4,5% споживання, решті частини споживачів нарахування здійснюються з розрахунку нормативу водоспоживання на людину.

Огляд роботи теплових пунктів надано у додатку № 5. До перебоїв у гарячому водопостачанні та перевитрат теплової енергії призводить застаріле обладнання центральних теплових пунктів (ЦТП). Технічний рівень системи теплопостачання і обладнання, через нестачу коштів, оновлюється недостатньо, що призводить до його технічного і морального старіння.

Виходячи з вищенаведеного, визначено стратегічні напрями розвитку системи теплопостачання міста:

- впровадження комплексного механізму стимулювання використання енергозберігаючих процесів і технологій від виробника до споживача;

- створення умов для залучення інвестицій, у тому числі іноземних, з метою технічного переоснащення енергетичного виробництва;

- оснащення систем теплопостачання й теплоспоживання сучасними висококласними засобами контролю, обліку й автоматизації на всіх етапах «виробництво – транспортування – розподіл – споживання» теплової енергії;

- подальший розвиток й удосконалювання диспетчеризації процесу виробництва, транспортування й споживання теплової енергії;

- використання високоефективного енергозберігаючого устаткування;

- зниження непродуктивних втрат теплової енергії на всіх етапах - від вироблення, транспортування до споживання;

- зниження собівартості теплової енергії, виробленої на міських ТЕЦ, за рахунок перерозподілу економії палива при комбінованому виробництві, за принципом рівної вигоди;

- переважний розвиток централізованого теплопостачання за рахунок теплоджерел з комбінованим виробництвом теплової та електричної енергій.

Основним шляхом розв’язання проблем є впровадження поряд з традиційними засобами підвищення ефективності обладнання новітніх енергоефективних і екологічно чистих технологій і обладнання для комунальної теплоенергетики на основі фундаментальних і прикладних досліджень, що в основному виконані установами Відділення фізико-технічних проблем енергетики НАН України з залученням підприємств галузі.

В Програмі відображені наступні напрямки щодо розв’язання проблем:

· заміна старих малоефективних котлів на нові з ККД не нижче 91 %, реконструкція та модернізація котлів;

· заміна застарілих пальників на сучасні з автоматизацією процесів згорання природного газу в котлі;

· встановлення утилізаторів теплоти за котлами тепловою потужністю від 4 МВт і вище (ТВГ, ДКВР, КВГ, КЕ та ін.);

· впровадження технології комбінованого виробництва теплової та електричної енергії в котельнях;

· встановлення теплових насосів;

· використання електричної енергії для вироблення тепла;

· заміщення частки споживання природного газу біопаливом;

· заміна зношених труб теплових мереж на нові попередньо ізольовані;

· встановлення автоматизованих індивідуальних теплових пунктів;

· впровадження сучасних приладів та систем діагностики на об’єктах комунальної теплоенергетики;

· впровадження термореновації житлових та адміністративних будівель.

2.3. Врахування специфіки та особливостей регіону в сфері
теплозабезпечення

Харківська область розташована в північно-східній частині України. Площа території становить 31,4 тис.кв.км. Регіон межує з Дніпропетровською, Донецькою, Полтавською та Сумською областями. На півночі Харківщини проходить державний кордон з Російською Федерацією. Адміністративний центр – м. Харків. Територія міста Харкова займає площу – 30604 га. Клімат Харківської області - помірно-континентальний. Середньорічні температури: літня +21^оС, зимова 0^оС. Середньорічна кількість опадів становить 540 мм.

Таблиця 11. Сценарій середнього приросту теплового навантаження

	Сценарій реального росту навантажень	Од. вим.	2011	2015	2020
1	Населення	тис. чоловік	1476	1455	1455
1	Приріст	%		- 1,4	0
2	Житловий фонд, що підключено до системи централізованого теплопостачання	1000 м2	24890	25512	26647
2	Приріст	%		2,5	4,45
3	Житловий фонд із централізованим гарячим водопостачанням	1000 м2	15910	15690	15470
3	Приріст	%		- 1,38	- 1,4
4	Уведення нових житлових площ	1000 м3	1620	622	1135
5	Зміна теплового навантаження, стосовно попереднього періоду	%		- 1,4	3,4

Основними споживачами тепла є житлові зони. Аналіз сформованої за останні 7 років тенденції зниження обсягів теплоспоживання, особливо промислового сектора, показує, що на період з 2011 до 2020 року збільшення теплоспоживання не очікується (див табл. 11).

Довідка: обсяги теплоспоживання промислових підприємств різко знизилися, приблизно у 7 разів. Погноз інституту «Харківпроект» по зміні структури й темпів будівництва житлових будинків м. Харкові до 2010 року складений на підставі «Схеми планування території України до 2020 року». Аналогічний прогноз приводиться в ТЕО «Підвищення ефективності теплопостачання міста Харкова й дослідження можливостей, організаційної реструктуризації», що проведено американською компанією PARSONS ENERDGY.

Зростання цін на енергоресурси, матеріали, метал та ін. до рівня світових, відставання теплових тарифів в порівнянні з ціною на паливо значно погіршили фінансовий стан КП “Харківські теплові мережі”. Недостатність коштів на оновлення інфраструктури призвела до того, що частина обладнання вийшла з ладу, а частина експлуатується після завершення терміну служби. Все це є однією з причин неефективного використання паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) та загального зменшення рівня задоволення потреб в теплопостачанні споживачів. Низька енергоефективність та значні втрати теплової енергії присутні по всьому ланцюгу – від джерела до споживача. Середній ККД котлів не перевищує 70-80%, втрати теплової енергії при транспортуванні та розподілі сягають 16%, рівень теплозахисту будівель у
2-2,5 рази менший від сучасних нормативів, питомі норми споживання гарячої води перевищують аналогічні в розвинутих країнах в 1,5-2 рази.

Незважаючи на те, що ситуація дещо покращується з поступовим підвищенням якості та рівнів платежів, вона поки що залишається кризовою. Саме тому потік теплової енергії від постачальника та фінансовий потік від споживачів недостатні для забезпечення подальшої життєздатності системи.

Тарифи на послуги з теплопостачання для всіх споживачів розглядаються та затверджуються у встановленому порядку органами місцевого самоврядування.

Нижче перераховано необхідні інституційні та фінансові стимули щодо вдалого впровадження енергозберігаючих заходів, які необхідно взяти до уваги під час прогнозу теплового навантаження:

Перший захід, який має бути втілений, - це завершити встановлення теплолічильників в котельні (на великих котельнях їх вже встановлено), на ЦТП і в кожному будинку, а також квартирних водолічильників для гарячого водопостачання. Для заохочення споживачів до встановлення таких вузлів обліку (особливо квартирних лічильників гарячої води) необхідно ввести тарифне стимулювання. Такий захід необхідно запроваджувати у тісному співробітництві із міською владою та теплопостачальною компанією.

Другий захід - це встановлення/покращення та впровадження порядку, за яким оплата за теплову енергію здійснюється в розмірах, відповідних до рівня фактичного її споживання. Необхідним є розподілення платежів за опалення між споживачами будинку таким чином, що кожен знатиме свою частку в загальній сумі платежів. Фіксована плата за приєднане теплове навантаження покриває постійну складову собівартості, що включає витрати на підживлювальну воду, матеріали, амортизацію, зарплатню персоналу та ремонтні роботи. Тариф за фактичне теплоспоживання покриває змінну складову собівартості, до якої входить вартість палива та електроенергії, спожитих котельнями. Двоставковий тариф вигідний для теплопостачальної компанії і одночасно створює стимули для споживачів запроваджувати заходи з економії теплової енергії.

Третій захід, який має бути втілений, - це проголошення зобов’язань теплопостачальної організації щодо забезпечення задовільного опалення взимку і практично безперервного гарячого водопостачання протягом року в обмін на зобов‘язання споживачів своєчасно сплачувати рахунки за теплову енергію. Ці зобов‘язання, а також санкції за їх невиконання мають бути зафіксовані документально в договорах, які повинні мати юридичну силу.

Четвертий захід - це проголошення намірів теплопостачальної організації щодо забезпечення цілком комфортного опалення тих будинків, де споживачі готові платити за комфорт додаткові кошти. Якщо такі споживачі бажають, наприклад, почати опалювальний сезон на два тижні раніше за встановлений по місту термін, це має бути забезпечене за відповідну додаткову плату. Перевищення нормативного ліміту споживання теплоносія, яке фіксується теплолічильником, має розцінюватися не як порушення правил користування тепловою енергією, а лише як законний намір споживача забезпечити собі за підвищену плату підвищений рівень комфорту.

Основний результат, що очікується, - це встановлення ринкових відносин в сфері теплопостачання. Теплопостачальна організація одержить достатньо грошей від споживачів для того, щоб забезпечити їх тепловою енергією, купуючи в необхідній кількості паливо. Навіть якщо частина малозабезпечених споживачів залишиться тимчасово неспроможною сплачувати рахунки за теплову енергію, з‘явиться можливість залучення заможних споживачів, які готові сплачувати досить великі гроші за свій тепловий комфорт.

В цих умовах, головним завданням теплопостачальної організації стане, поряд із завданням економії палива, виробництво необхідної кількості теплової енергії, в той час як в свою чергу головним завданням споживача стане економія споживання енергії. Споживачу стане вигідно вкладати свої гроші в енергозбереження або брати кредити, якщо відсутні засоби для інвестицій.

Енергозберігаючі заходи передбачають модернізацію обладнання для теплопостачання будівель з використанням приладів регулювання, а також теплоізоляцію трубопроводів. Оцінка заходів у будівлях проводилася з врахуванням потенціалу енергозбереження та їх вартості, а також необхідних інвестиційних коштів.

Енергозбереження від встановлення регуляторів температури може бути досягнуто завдяки встановленню приладів, які регулюють температуру в опалювальному приміщенні та дають можливість програмно знижувати температуру в неробочі години за допомогою встановлення відповідного обладнання, такого як клапан з електроприводом та клапан з електромагнітним управлінням у житлових та громадських будівлях. Регулювання температури в приміщенні здійснюється з високою точністю та коригується за допомогою графіка зайнятості приміщення (нічні години, вихідні та свята). В робочі години температура в приміщенні підтримується на комфортному рівні, а в той час, коли в приміщенні немає людей (вночі, у вихідні дні та свята), температура знижується до прийнятного мінімального рівня.

Цей захід може впроваджуватися в будь-яких будівлях, де зайнятість приміщень коливається, включаючи житлові будівлі, школи, офіси та комерційні будівлі та припускається, що цим заходом буде охоплено від 45% до 65% різних типів структур житлового фонду, з середнім показником 55% для всіх будівель. Припускається, що реконструкція централізованої системи включатиме відповідний контроль температури та тиску на рівні котельні та у розподільній мережі.

Передбачається, що для впровадження заходу з енергоефективності необхідно встановити теплообмінні установки для підготовки води в індивідуальних теплових пунктах будівель та виключити підготовку гарячої води на рівні центральних теплопунктів. Енергозбереження досягається за рахунок уникнення теплових втрат та витоків у розподільній мережі, усунення теплових втрат в теплопунктах, зменшення потужності перекачування води завдяки більш ефективному контролю тиску та температури. Беручи до уваги той факт, що більшість систем гарячого водопостачання знаходяться у поганому стані та потребують модернізації, припускається, що цей захід можна буде впровадити в середньому для 75% всіх будівель.

Передбачається, що цей захід можна буде впровадити у 95% всіх житлових будівель до 2015 та приблизно в 20% будівель всіх інших типів, таких як комерційні приміщення або офісні будівлі. Загалом обліком буде охоплено біля 70% будівель. Також, цей захід не буде впроваджуватися для інших типів будівель, таких як лікарні, муніципальні будівлі, школи тощо.

Гаряча вода постачається у будинки Харкова з однаковим тиском, незалежно від їхньої висоти та існуючих вимог до тиску. Це означає, що, наприклад у 3-5-поверховий будинок вода подається під таким самим тиском, як і у 9-12-поверховий для того, щоб забезпечити постачання води до останнього поверху. Це призводить до завищеного рівня тиску у більшості місць, куди постачається гаряча вода, та зайвих втрат води.

Цей захід з енергоефективності передбачає встановлення регуляторів тиску, що необхідні для невисоких будівель і, де це необхідно, встановлення насосів для підсилення тиску для високих будівель та зниження тиску у загальній системі розподілення ГВП в даному районі міста. Економію буде досягнуто завдяки зниженню втрат гарячої води та зменшенню потужності насосів. Це може бути необхідним для кожної зони теплопостачання, щоб система працювала нормально.

Якість ізоляції труб опалення та гарячого водопостачання у багатьох будівлях знаходиться в незадовільному стані, а в деяких випадках відсутня взагалі. В той самий час, коли в опалювальних приміщеннях не вистачає теплової енергії для підтримання нормативних умов, мають місце суттєві втрати тепла в неопалювальних приміщеннях (підвали та горища) через незадовільну ізоляцію. Цей захід передбачає поліпшення ізоляції близько 400 м трубопроводів системи опалення та 200 м трубопроводів системи гарячого водопостачання для кожного будинку. Завдяки цьому буде досягнута значна економія теплової енергії, особливо завдяки ізоляції трубопроводів системи гарячого водопостачання житлових будівель. Передбачається, що до 2015 року цей захід буде впроваджено у 70% житлових будинків міста.

Загальні показники витрат, вигод та періодів окупності рекомендованих до впровадження заходів, наведені в таблиці 12.

Таблиця 12. Програма енергозбереження для споживачів тепла м.Харкова.

Енергозберігаючий захід	Витрати, млн грн.	Економія млн грн./рік	Простий термін окупності, років	Економія газу, млн м³/рік
1. Погодне та добове регулювання теплоспоживання	25,1	6,8	3,7	15
2. Комерційний квартирний облік споживання гарячої води	30,5	7,6	4,0	16
3. Теплоізоляція теплопроводів	19,8	5,5	3,6	9,3
Загалом	75,4	19,9	3,8	40,3

Впровадження енергозберігаючих заходів таких як: підвищення ефективності роботи котлів, досягнутої за рахунок встановлення сучасного котельного обладнання, зокрема нових котлів, пальників, теплообмінників, а також реконструкції тепломереж і теплопунктів, впровадження когенерації, частотного регулювання та теплоутилізаторів, дозволить знизити споживання викопних палив (природного газу) більше ніж на 131,2 млн.м³ за рік. Економія викопних палив приводить до зниження викидів парникових газів і збереження непоновлюваних джерел енергії.

2.4. Заміна, реконструкція та модернізація котлів

КП «Харківські теплові мережі» експлуатує 264 котельні загальною тепловою потужністю 3200 Гкал/годину, у тому числі:

§ 4 районних котельні:

- ТЕЦ-4 Орджонікідзевського району - 680 Гкал /годину;

- котельня Московського району - 780 Гкал/год;

- котельня Дзержинського району - 300 Гкал/год;

- котельня Комінтернівського району - 400 Гкал/год;

§ 260 квартальних і локальних котелень - 1040 Гкал/годину.

На районних котельнях встановлені такі типи водогрійних котлоагрегатів як ПТВМ-180,100,50.

ТЕЦ-4 не виробляє електроенергію, оскільки її парові турбіни зняті з експлуатації, однак вона продовжує виробляти теплову енергію. Три інші котельні були введені в експлуатацію у 1960-х та 1970-х, однак вони все ще працюють, незважаючи на те, що морально застарілі.

Котельні по кількості та за продуктивністю розподіляються наступним чином: до 3 Гкал/год – 217 шт. (загальна теплопродуктивність 126,3 Гкал/год); від 3 до 20 Гкал/год – 38 шт. (загальна теплопродуктивність 384,4 Гкал/год); більше 20 Гкал/год – 9 шт. (загальна теплопродуктивність 2689,3 Гкал/год).

Теплові джерела зношені і потребують модернізації. Основне обладнання вичерпало свій ресурс і для його заміни необхідні інвестиційні кошти.

Квартальні та локальні котельні побудовані ще до 60-х років, тому строк їх експлуатації складає більш ніж п’ятдесят років. Обладнання цих котельних вичерпало свій фізичний і моральний ресурс і працює з низьким коефіцієнтом корисної дії, який в середньому становить 70-80%.

За даними бухгалтерського обліку нарахований знос по всім котельням становить в середньому 58 %.

Функціонування таких застарілих типів котлів як НІІСТУ, Надточія, Універсал, Шухова, Енергія, КЧ з низьким ККД супроводжується перевитратою палива.

Також, Державними будівельними нормами (Газопостачання) пунктом 6.2. забороняеться експлуатація вбудованих котелень. Наказом Мінбуду затверджені зміни № 3 СніП II-35-76 «Котельні установки», дозволено реконструкцію існуючих підвальних і цокольних котелень. Тому однією з найголовніших проблем у тепловій енергетиці міста, загостреної граничним зносом основних фондів, є реконструкція індивідуальних вбудованих та прибудованих до будинків газових котелень в центральній частині Харкова.

Далі наведено таблиці 12 та 13 із переліком котелень, на яких планується здійснити заміну котельного обладнання, перелік котелень, котрі планується ліквідувати та розрахунки економічної ефективності від заміни котлів та ліквідації котельні на прикладі котельні по вул.. Постишева, 51 та котельні по вул. Гостинна, 16 Жовтневої філії.

2.5.5. Система управління тягодуттєвими пристроями

Загальні відомості

Застосовуються для автоматичного управління та оптимізації процесу горіння на парових (2,5….500 т.пари/год) та водогрійних (2,5…..200 Гкал/год) котлах, працюючих на природному газі, мазуті та пилеобразуючому паливі.

Переваги:

- висока гнучкість виконання в залежності від вимог замовника (завдяки нарощуваним рівням автоматизації);

- строк окупності систем 0,5…..1 рік;

- забезпечується надійна робота зі «слабкими» мережами електропостачання та поганою якістю електроенергії; стабільна робота в широкому діапазоні напруг мережі живлення та висока стійкість при провалах напруги живлення;

- тісний зв'язок з існуючою автоматикою котла.

Принцип роботи.

Система забезпечує легкий та безпечний розпал котельної установки. При автоматичному розпалі система передбачає управління направляючими апаратами (засувками) у повітряному тракті котла для запобігання здування полум’я.

При ручному режимі роботи оператор, відслідковуючи показання відповідних приборів, сам керує подачею палива та повітря в котел, розрідженням в топці, продуктивністю насосу та т. інше.

При автоматичному режимі роботи оператор керує лише подачею палива в топку.

В цьому режимі система забезпечує максимальний ККД котельної установки, динамічно підтримуючи оптимальне згоряння палива при змінюючи зовнішніх факторах у відповідності до сигналів датчиків технологічних параметрів. При цьому система по заданому алгоритмі у кожний момент часу визначає точну кількість повітря, необхідної для повного згоряння поданого палива, а також автоматично підтримує розрідження в топці котла на заданому рівні.

Таблиця 17. Перелік котелень КП «ХТМ», на які можливо встановити системи керування тягодуттєвими пристроями.

№ з/п	Адреса котельні			Тип котла		Кіл. котлів					Примітки
						2011	2012		2013
*Київська філія*
1	Північна, 2			КВГ 6,5		1	1		1		Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
2	Північна, 3			КВГ 6,5		1	1		1		Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
3	Північна, 4			КВГ 6,5		1	1		1		Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
4	Північна, 5			КВГ 6,5		1	1		1		Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
5	вул. Саперна, 10			КВГ 6,5		1	1		1		Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
6	вул. Проскури, 1 «ХАРТРОН»			ПТВМ-30		1	2		1		Димосос 48 кВт Вентилятор 33 кВт
7	вул. Померки, 70			ДКВР 4/13		1	1		1		Димосос 13 кВт Вентилятор 10 кВт
8	вул. Пушкінська, 104			ДКВР 2,5/13		1	-		1		Димосос 13 кВт Вентилятор 10 кВт
*Комінтернівська філія*
1	вул. Нестєрова, 9 «Аеропорт»			КБНГ 3,15		1	1		1		Вентилятор 11 кВт
*Ленінська філія*
1	вул. Слов'янська, 8			КВГ 6,5		1	1		-		Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
*Жовтнева філія*
1	вул. Конєва, 7			КВГ 6,5		1	-		-		Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
				КВГ 4		1	-		-		Димосос 11 кВт Вентилятор 7 кВт
2	вул. Жовтневої революції, 99			ДЕ-25/13		1	-		-		Димосос 75 кВт Вентилятор 22 кВт
3	вул. Наріманова, 6			КБНГ-3,15		1	1		1		Вентилятор 11 кВт
4	вул. Ілліча, 99			КБНГ-3,15		1	1		-		Вентилятор 11 кВт
5	вул. Катаєва, 9			КБНГ-3,15		1	-		1		Вентилятор 11 кВт
6	вул. Постишева, 4			КВГ 4		1	1		-		Димосос 11 кВт Вентилятор 7 кВт
7	вул. Баварська, 7			ДКВР 4/13		1	1		1		Димосос 13 кВт Вентилятор 10 кВт
*Орджонікідзевьска філія*
1		вул. П’ятихатськая, 11 кіт. №6	КВГ 6,5		1			1		1			Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
2		вул. Миру, 74а кіт. №2	КВГ 4		1			-		1			Димосос 11 кВт Вентилятор 7 кВт
			ТВГ 4		1			-		-			Димосос 10 кВт Вентилятор 7 кВт
3		вул. Мохначанськая, 69 кіт. №3	ТВГ 8М		1			2		-			Димосос 40 кВт Вентилятор 10 кВт
*Червонозаводська філія*
1		вул. Нестєрова, 9 «Аеропорт»	КВГ 6,5		1			-		1			Димосос 22 кВт Вентилятор 11 кВт
2		вул. Достоєвського, 1	КБНГ-3,15		1			-		-			Вентилятор 11 кВт
			ВК-32		1			-		-			Вентилятор 8 кВт
3		вул. Диспетчерська, 27	ДКВР 6,5/13		1			1		1			Димосос 25 кВт Вентилятор 15 кВт
			ДІВШИ-10/13		1			1		-			Димосос 30 кВт Вентилятор 22 кВт
*«ЕНЕРГОКОМПЛЕКС»*
1		вул. Роганська, 155	ПТВМ-30		1			1		1		Димосос 48 кВт Вентилятор 33 кВт
2			ДКВР 10/13		1			2		1		Димосос 22 кВт Вентилятор 13 кВт
3			ДКВР 20/13		1			-		-		Димосос 40 кВт Вентилятор 22 кВт
*УСЬОГО:*					30			22		18

Таблиця 18. Перелік та кількість типів котлів, на яких можливо встановити системи управління тягодуттєвими пристроями.

№ з/п	Тип котла	Кількість
№ з/п	Тип котла	2011	2012	2013
1	КВГ	12	8	8
2	ПТВМ	2	3	2
3	ДКВР	6	5	5
4	КБНГ	5	3	3
5	ДЕ	1	-	-
6	ТВГ	2	2	-
7	ВК	1	-	-
8	ДЕВ	1	1	-
9	Всього	30	22	18
10	Разом	70

Підвищення ефективності роботи котлів КВГ, ПТВМ, ДКВР, КБНГ, ДЕ, ТВГ, ВК, ДІВШИ (економія палива, електроенергії) за рахунок впровадження енергозберігаючої системи керування тягодуттєвими пристоями оптимізуючої процес горіння палива:

2011 р.

Вартість впровадження - 3337052,0 грн.

Економічний ефект за сезон - 3593086,0 грн.

Строк окупності - 0,93 сезону.

2012 р.

Вартість впровадження - 2576900,0 грн.

Економічний ефект за сезон - 2671023,0 грн.

Строк окупності - 0,96 сезону.

Примітка: вартість впровадження системи й економічний ефект на 2011 й 2012 р. зазначена без обліку інфляції вартості устаткування й енергоносіїв.

Нижче наведено розрахунок економічної ефективності впровадження системи керування тягодуттєвими пристроями на прикладі котла ПТВМ.

Техніко-економічний розрахунок строку окупності капіталовкладень при впровадженні енергозберігаючої системи керування тягодуттєвими пристроями на котлі ПТВМ

I. Вихідні дані*:

1.1 Номінальна продуктивність котла (Гкал/год) – 30.

1.2 Номінальна потужність ел. двигуна димососу (кВт) -55.

1.3 Номінальна потужність ел. двигуна вентилятора (сумарна) (кВт) -110.

1.4 Фактично споживна потужність ел. двигуна димососа(кВт) -40.

1.5 Фактично споживна потужність ел. двигуна вентилятора(кВт) -47.

1.6 Коефіцієнт завантаження ел. двигуна димососа -0,8.

1.6. 1 Коефіцієнт завантаження ел. двигуна вентилятора -0,4.

1.7 Число годин роботи котла в рік (год) -4536.

1.8 Вартість 1000 м3 газу грн. -872.

1.9 Витрата газу за рік, тис. куб. м (на 1-м котлі) -11000.

II. Річний економічний ефект впровадження

системи керування тягодуттєвими пристроями:

2.1 Існуюче сезонне споживання активної ел. енергії (кВт∙год): (40+47)∙4536= 394632 кВт∙год.

2.2 Економія за рік при 50 * %-вому скороченні споживання ел. енергії при впровадженні (кВт∙год): 394632∙0,5 = 197316 кВт∙год

2.3 Економія грошей за рік при вартості ел. енергії 0,701 грн за 1 кВт∙год: 197316∙0,701 = 138319 грн.

2.4 Економія грошей за рахунок ресурсозбереження й поліпшення технології роботи котла, що становить:

10 % від п. 2.3: 138318,516∙0,1 = 13831,9 грн.

2.5 Річна економія грошей за рахунок скорочення споживання ел. енергії становить:

138318,516 + 13831,8516 = 152150 грн.

III. Розрахунок економії енергоносіїв (газу):

2.7.1 Кількість зекономленого газу від підвищення К.К.Д. котла за рік становить: (усереднена оцінка = 2,5 %) 11000∙2,5/100= 275 тис. куб.м

2.7.2 Економія коштів за рахунок економії газу за рік (при середній вартості 1000 м3 рівної 1091 грн.):

275 ∙1091 = 300025 грн.

2.8 Вартість тягодуттєвої системи становить: 282300 грн.

2.9 Загальна економія становить: 152150,3676+300025= 452175 грн.

2.10 Строк окупності капіталовкладень:

Токуп = 282300 / 452175,3676 = 0,62 сезону

*- вихідні дані взяті з опитних аркушів, заповнених співробітниками КП "ХТМ";

** - величина економії прийнята на підставі випробувань, проведених на казані ГБн-Гн-3,15М

2.6. Технології комбінованого виробництва теплової та електричної енергії (когенерації) на об’єктах комунальної теплоенергетики

Когенерація - високоефективне використання енергії газу для одержання двох форм корисної енергії - теплової та електричної.

Актуальність, необхідність та доцільність широкого застосування когенераційних технологій спільного виробництва теплової і електричної енергії на підприємствах комунальної теплоенергетики зумовлена наступними перевагами:

1. Можливістю використання пільг та преференцій для впровадження когенераційних технологій в комунальній енергетиці, що надаються законами України “Про когенерацію” і “Про теплопостачання”.

2. Тією обставиною, що для комунальної теплоенергетики ціна газу на виробництво теплової і електричної енергії однакова і менша, ніж ціна на природний газ для промисловості.

3. Незмінністю податкових умов господарювання (на 3 роки) при впровадженні когенерації як заходу з енергоефективності.

4. Встановленою законом відсутністю до 2015р. цільової надбавки до тарифів на теплову і електричну енергію.

5. Тією обставиною, що тарифи на теплову енергію встановлює НКРЕ, а не органи місцевої влади.

6. Тією обставиною, що в комунальній сфері завжди і повністю задіяна і витребувана теплова генерація когенераційних технологій (на відміну від промисловості, де, як правило, майже завжди витребувана електрична генерація).

7. Незалежністю від електропостачання, автономністю власного енергозабезпечення.

8. Можливістю взаєморозрахунку з підприємствами “водоканалів” за споживану воду виробленою когенераційною електроенергією, яка їм завжди так необхідна.

9. Підвищенням організаційного і технічного рівня підприємств ЖКГ.

Економічно вигідна генерація електроенергії з малою собівартістю, яку можна використовувати для власних комунальних потреб або потреб суміжних покупців, наприклад, підприємств водопостачання. Надлишки електроенергії можна реалізовувати стороннім споживачам шляхом купівлі транзиту через локальні електромережі.

Когенераційна установка складається з:

- газового двигуна;

- генератора;

- системи збору тепла;

- системи керування.

Основні показники. Електричний ККД таких установок досягає 40%, а загальний ККД - 90%. У результаті забезпечується максимальний економічний ефект використання палива. Двигуни газопоршневих когенераційних установок відрізняються більшим моторесурсом - 70 тис. годин до капітального ремонту, що становить 10-12 років. Повний ресурс - більше 200 тис. годин.

Паливом для когенераційних установок слугують гази, як з низькою теплотворною здатністю, малим змістом метану (не менш 25%) і низьким ступенем детонації (коксовий, генераторний газ, біогаз), так і гази з дуже великою теплотворною здатністю (пропан, бутан). Застосування газів сміттєвих звалищ і стічних вод, що мають значний потенціал, захищає навколишнє середовище й оберігає природні ресурси.

2.6.1. Показники ефективності когенераційних технологій.

До основних показників енергетичної ефективності можна віднести: електричний, тепловий і ексергетичний ККД установок, які (визначаються, відповідно, першими трьома формулами, та коефіцієнт використання теплоти згорання палива, який, головним чином, визначає інтегральну складову енергоефективності установки.

На рис.11 представлена структурна схема основних показників ефективності роботи когенераційних установок.

Рис. 11. Основні показники ефективності роботи когенераційних установок.

Економічні показники роботи когенераційних установок, що виробляють електричну і теплову енергії, визначаються коефіціентом використання встановленної потужності наявністю ринку збуту теплової і електричної енергії по тарифах, які задовольняють споживача. Труднощі, що виникають при визначенні економічних показників обумовлені тим, що дуже непросто розділити паливо, використане на добування різних видів енергії. В цьому випадку можна скористатися системою показників паливної ефективності експлуатаційних режимів когенераційних установок.

До технологічних показників можна віднести експлуатаційний показник ефективності, який включає наявність сучасних систем АСУ ТП, можливість виготовлення установок в різних технологічних умовах, чисельність і кваліфікація обслуговуючого персоналу. Показник надійності характеризує як ресурс роботи установки до капітального ремонту, так і ремонтопридатність. Надійність роботи установки залежить не тільки від типу, але і від фірм виробника, проектування і монтажу.

Когенераційні установки працюють за різноманітними схемами, до складу яких входить устаткування як закордонних, так і вітчизняних виробників. Крім класичних проблем когенераційних технологій, кожна установка володіє рядом власних особливостей.

Для аналізу коефіцієнта корисної дії когенераційних установок необхідно визначити параметри, які впливають на ефективність їх роботи. Для цієї мети доцільно провести термодинамічний аналіз і побудувати діаграму циклу когенераційної установки. Проте, термічний коефіцієнт корисної дії не показує термодинамічну досконалість всього когенераційного циклу, а лише досконалість циклу, по якому працює блок електрогенератора. Аналіз сучасних складних схем енергетичних установок ускладнюється тією обставиною, що кожен тип енергетичної установки характеризується різними ККД, придатними тільки для даного типу установок. Виходячи з вищесказаного, можна виділити наступні методи аналізу енергетичної ефективності:

1. Визначення термодинамічної ефективності, яка включає визначення термічного ККД циклу електрогенератора і побудова діаграми всього когенераційного циклу з визначенням параметрів стану в ключових точках. Початковими даними для визначення можуть бути паспортні дані установки або, у випадку діючої установки, результати даних експлуатації.

2. Визначення електричного ККД електрогенеруючої частини когенераційної установки, який розраховується по першій формулі на основі паспортних або експлуатаційних даних про навантаження і споживання палива, а також за даними аналізу складу палива, яке використовується для когенераційної установки.

3. Визначення теплового ККД когенераційної установки, що розраховується по другій формулі на основі паспортних або експлуатаційних даних про систему утилізації і витрату палива, враховуючи додаткове паливо, що подається в котел-утилізатор, а також за даними аналізу складу палива, що використовується в когенераційній установці.

4. Визначення коефіцієнта використання теплоти згорання палива, який розраховується по четвертій формулі або за результатами теплоенергетичного балансу когенераційної схеми. Коефіцієнт використання теплоти палива характеризує ефективність використання палива.

5. Тепловий баланс когенераційної схеми, який проводиться з метою визначення основних вузлів дисипації теплової енергії в схемі.

6. Визначення ексергетичного ККД когенераційної установки (третя формула). По цьому показнику можна порівнювати різнотипні енергогенеруючі установки.

Проте, енергоефективність когенераційної установки не є одним із ключових показників, що визначає вибір типу установки.

Окупність об'єктів не перевищує 2-3 років.

Собівартість 1кВт*год, отриманого когенераційною установкою, що використає як паливо природний газ, становить, з обліком виробленого тепла, 35 копійок. При ціні природного газу 1000 грн. за 1м³.

Використання когенераційної установки в комунальних підприємствах пов’язане зі значним економічним ефектом, який обумовлюється відмовленням від дорогої мережевої електроенергії для власного споживання, зменшенням потреб в паливі на вироблення теплоти в порівнянні з роздільним виробленням теплової та електричної енергії. Використання продуктів вихлопу двигуна в котлі як теплоносія для вироблення теплової енергії обумовлює високий коефіцієнт використання теплоти палива, який в когенераційних установках сягає 80-92%.

Основні характеристики та переваги когенераційних установок на котельні:

· зниження собівартості виробленої електроенергії і теплоти в порівнянні з роздільним виробленням такої ж кількості електричної та теплової енергії;

· економія природного газу в порівнянні з роздільним виробленням (від 3 до 15%);

· швидка окупність (від 2,5 до 5 років);

· поліпшення екологічного становища оточуючого середовища, пов’язане зі зниженням шкідливих викидів, а також теплового забруднення атмосфери;

· призначення когенераційної установки - покриття 40 ¸ 50 % потреби котельні в електроенергії на власні потреби;

· електрична потужність установки: 2 х 2 МВт;

· число годин використання встановленої електричної потужності – не менш 7000 годин в рік;

· напруга генераторів - 10000 В;

· підключення генераторів здійснюється до діючого РУ– 6 кВ;

· електрогенератори, що установлюються повинні працювати паралельно з енергосистемою ВАТ «Харьківобленерго»;

· місце розташування установки - прибудова до торця будинку котельні Салтівського жилого масиву за котлом ст. № 7 на вільній території, відвід землі не потрібен;

· відпрацьовані продукти з газової установки скидаються в газохід водогрійного котла ст. № 7;

· утилізація продуктів горіння газової установки здійснюється шляхом підігріву мережної води в теплообміннику. Мережна вода подається з колекторів котельні, підігріта вода після теплообмінника подається в колектор котельні;

· газопостачання установки здійснюється від колектора газу котельні з тиском газу 0,3¸0,4 кгс/см²;

· загальний ККД установки повинен бути не менш 86 % (при існуючому ККД електростанції не більш 40%).

Відповідно до Закону України «Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу», метою якого є створення правових засад для підвищення ефективності використання палива в процесах виробництва енергії, розвитку та застосування технологій комбінованого виробництва електричної і теплової енергії, підвищення надійності та безпеки енергопостачання на регіональному рівні, залучення інвестицій на створення когенераційних установок, передбачається впровадження когенерації на базі діючої котельні Салтівського житлового масиву із використанням обладнання з виробленням електроенергії для покриття власних потреб.

На цей час розглядаються три виробника як потенційні кандидати на встановлення своїх когенераційних установок.

Таблиця 19. Основні порівняльні дані впровадження когенераційних станцій, віднесено до питомої потужності 1 МВт

Основні технічні характеристики когенераційного устаткування
*Виробник*	*Jenbacher AG* *(Австрія)*	*ГП "Зим"* *(м. Харків, Україна)*	*"Caterpillar"* *(США)*
Марка двигуна	JMC 320 GS	11ГД100М	G3516
Потужність електрична, кВт	1 064	1 000	1 030
Частота обертання, об/хв.	1500	750	1500
Кількість і розташування циліндрів	20 V	10 L	16 V
Вид палива	Природний газ	Природний газ	Природний газ
Питома витрата природного газу, м³/кВт∙год	0,28	0,33	0,29
Тиск газу на вході в мотор, кгс/див²	0,2	3,5	0,2
Питома витрата масла, г/кВт∙год	0,3	1,2	0,3
Частота, Гц	50	50	50
Напруга, В	400/6 300/10 500	400/6 300/10 500	400/6 300/10 500
Ресурс до першого перебирання двигуна, годин	20 000	10 000	20 000
Термін служби до капітального ремонту, годин	60 000	60 000	60 000
Маса мотор-генераторної установки, кг	11 300	29 000	12 810
Строк окупності, років	6,8	6,3	6,3
Вартість, грн	10´725´000	7´632´000	9´450´000

Внаслідок впровадження когенерації суттєво знизяться витрати підприємства на закупівлю електроенергії, при цьому виникне значна економія газу. В подальшому планується передбачити нарощування потужностей із можливістю видачі електроенергії в мережу. Планується, що когенераційна установка буде функціонувати протягом року якомога довше для максимізації виробництва електроенергії та відповідного прибутку, а також працювати на повну потужність протягом опалювального сезону, а також більшу частину або повний літній сезон – на гаряче водопостачання.

Запропонована потужність когенераційної установки на базі газопоршневого двигуна для виробництва електроенергії на власні потреби Салтівської котельні становить 2´(2,0 МВт). Ця потужність базується на графіку електроспоживання Салтівської котельні. При роботі котельні (близько 5000 год./рік), споживання електроенергії мережними та рециркуляційними насосами котелень, іншим обладнанням завжди перевищує 2 МВт_ел , вся вироблена електроенергія когенераційною установкою буде спожита котельнею.

Когенераційна установка буде обладнана системою утилізації тепла і всім необхідним допоміжним обладнанням для незалежної роботи (включаючи повну систему автоматизації та контролю, паливну систему витяжки з власним димоходом, циркуляційні насоси централізованого теплопостачання, тощо).

Когенераційна установка буде приєднана безпосередньо до мережі 6 кВ Салтівської котельні. В цілому, існують чотири 6 кВ вводи, відокремлені вимикачами та приєднані окремо до основної електромережі. Пікове електричне навантаження станції перевищує 6 МВт.

На котельні Салтівського Житлового Масиву (КСЖМ) передбачається установка двох когенераторів загальною потужністю 4,0 МВт і вартістю19,3 млн грн. При ринковій вартості газу – 1000 грн. за 1000 м³, економічний ефект від впровадження когенераційної установки складе приблизно 10,1 млн грн.

2.7. Технології використання низькопотенційних відновлюваних джерел енергії (теплові насоси)

В Україні розроблені технології, які дозволяють за допомогою теплових насосів утилізувати низькопотенційне тепло грунта, грунтових і стічних вод, вентиляційних викидів, а також сонячної енергії для потреб опалення та гарячого водопостачання. Такі технології дають змогу заощадити значну кількість палива і сприяють вирішенню питання постійного забезпечення споживачів гарячою водою і опаленням. Нижче наводяться пропозиції щодо створення пілотних теплонасосних установок на низько- потенціальному джерелі тепла – грунт.

Передбачається створення в м. Харкові пілотних теплонасосних установок по утилізації теплоти грунту і попереднього нагріву зворотної води системи опалювання.

У теперішній час ведеться розробка проекту договору між КП «Харківські теплові мережі» та Науково-технічним концерном «Інститут проблем машинобудування НАН України» на проведення роботи «Техніко-економічно обґрунтування застосування теплових насосів від локальних джерел теплопостачання на об’єктах, що експлуатуються КП «ХТМ».

Виконано підбір об'єктів, що відповідають критеріям влаштування теплового насосу і можливістю максимального використання потенціалу устаткування - котельні вул. Шевченко 180, вул. Паризької Комуни, 4.

Розроблювачеві ТЕО доручається:

Провести енергетичне обстеження існуючих систем теплопостачання, на основі протоколу вибору об'єкта за результатами попереднього обстеження джерел теплової енергії для підбора альтернативного джерела теплопостачання, з метою економії енергетичних ресурсів при виробництві теплової енергії.

Виконати детальне обстеження систем теплоспоживання, підключених до існуючих систем теплопостачання, обраним для впровадження альтернативних джерел теплопостачання, на предмет їх подальшого використання або реконструкції з урахуванням можливого заміщення джерела теплопостачання на альтернативний – тепловим насосом з покриттям навантаження на опалення й гаряче водопостачання.

ТЕО буде містити в собі графічні, схемні й технічні рішення, описову частину; економічні розрахунки, що враховують усі аспекти при впровадженні теплового насоса як альтернативного теплового джерела на конкретному об'єкті.

В табл. 20. наведено пропозиції щодо впровадження теплових насосних установок.

Автоматична система управління забезпечує ефективну та безпечну експлуатацію об’єктів комунальної теплоенергетики. Система управління включає до себе прилади регулювання, технологічного захисту та сигналізації.

Для оптимізації управлінням розподілу навантаження та схемою теплопостачання м. Харкова від різних джерел необхідно розвивати в подальшому автоматизовану систему диспетчерського управління (АСДУ) теплопостачанням міста Харкова.

Охоплення системи АСДУ: ТЕЦ-5, ТЕЦ-3, ТЕЦ-4, усі районі і квартальні котельні, магістральні мережі з усіма підкачувальними насосними станціями на них і магістральними камерами.

Створювання АСДУ дасть можливість підвищити ефективність функціонування централізованої системи теплопостачання міста за рахунок:

- економічних режимів роботи теплових джерел (раціональні температурні режими);

- зниження аварійності теплових мереж;

- підвищення оперативності та управління режимами теплових мереж.

При капіталовкладеннях 2,5 млн грн., по попереднім розрахункам спеціалістів КП «ХТМ» річний економічний ефект від впровадження АСДУ складає 1515 тис.грн. ( за рахунок економії тепла при зниженні непродуктивних втрат і оптимізації відпуску теплової енергії, економії електроенергії при відпуску та транспортуванні тепла за рахунок підтримки розрахункового гідравлічного режиму теплової мережі, економія від зменшення втрат при аварійних пошкодженнях, в тому числі за рахунок скорочення трудовитрат та часу на виявлення аварій, а також практично повного виключення імовірності нанесення шкоди майну громадян та підприємств при пошкодженнях та невірних діях персоналу, економія тепла і води за рахунок зниження витоків у теплових мережах, зменшення витрат на аварійно-відновлювальні роботи за рахунок скорочування числа пошкоджень.

Для оптимізації режимів роботи центральних теплових пунктів та котельних необхідно передбачити:

- температурний універсальний регулятор «ТУРМ», який призначений для автоматичного керування температурним режимом у системах автоматичного керування технологічними процесами. Одним з варіантів застосування даного приладу є використання його як регулятора температури гарячої води на ЦТП, температури гарячої води чи теплоносія на виході з теплопунктів разом з виконавчими пристроями: електричними клапанами – відсікачами, електричними клапанами – регуляторами, поворотними пристроями з електроприводами. Можливе застосування приладу в котельних малої потужності, що працюють на газовому паливі, в якості погодного регулятора для керування температурою теплоносія (чи повітря в приміщенні) з корекцією по температурі зовнішнього повітря та завданням температурного режиму для кожного дня тижня.

Застосування даного регулятора дозволяє знизити енергетичні витрати (споживання теплової енергії, природного газу) до 20 % при опаленні виробничих і суспільних приміщень за рахунок автоматичного зниження температури під час відсутності людей;

- комплект газової автоматики “АГКМ-03Е” призначений для заміни розповсюдженої автоматики АГК-2 без змін у газовому тракті для малих котлів типу “НІІСТУ”, “УНІВЕРСАЛ” і т.д.

Комплект складається з клапана-відсікача, виготовленого з існуючого клапана від автоматики АГК-2 із заміною тепло-газового приводу на электро-механічний мікропроцесорного блоку керування, комплекту датчиків і запально-защитного пристрою. Електромеханічний спосіб припинення подачі газу дозволяє миттєво відключати котел, що попереджає можливі аварійні наслідки;

- блок управління призначений для використання в котлах потужністю до 10 МВт (до 9 Гкал.), працюючих на газовому паливі низького та середнього тиску.

Блок управління може приміняться для заміни автоматики «АГК-2У», «Пламя», блоків управління КСУМ-1Г, КСУ-7, КСУ-9 (9м) и подібних на котлах типа «НІІСТУ», «УНІВЕРСАЛ», ВК, Ква-С, КБНГ, НІКА, ДКВР, ДЕ, Е-1/9, Е-1/2,5Г и т.п.

Блок управління забезпечує автоматичне розпалювання котла, с циклом провітрювання топки, контроль усіх технологічних параметрів роботи котла, запам’ятання першопричини аварійної зупинки, світову и звукову сигналізацію аварії; вимірювання, індикацію температури на виході та вході котла, автоматична підтримка температури води у заданому діапазоні на виході або вході водогрійного котла, автоматична підтримка рівня у барабані парового котла;

- блок «БКС-04» призначений для використання в якості приладу, контролю роботи котельної установки по сигналам датчиків, встановлених у контрольних технологічних точках. При відхиленні параметрів від заданих параметрів виробляється звуковий сигнал і світова індикація, відбувається запам’ятання причини аварії і виводу інформації по каналу зв’язку з зовнішнім пристроєм;

- регулятор «Бріт-2» призначений для використання в якості :

-2-канального індикатора температури;

-2-канального сигналізатора виходу температури за допустимою межею;

-2-канального приладу захисного відключення по температурі;

-2-канального двухпозиційного регулятора температури.

2.13. Організаційні заходи оптимізації управління, заходи з
енергоефективності

2.13.1. Впровадження низькотемпературного графіка

Температурний графік 150-70°С теплової мережі почав широко застосовуватися на території СРСР у післявоєнні роки, коли почали будуватися потужні теплоелектроцентралі й районні котельні й виникла проблема транспортування більших обсягів теплової енергії по міських вулицях на досить значні відстані. Різницею температур 80°С у теплопроводах визначалася можливість зменшення питомих витрат води в тепловій мережі до 12,5 тонн на одну гігакалорію, що створило реальні можливості теплопостачання великих міст. Температурний графік 150-70°С застосовувався при проектуванні систем централізованого теплопостачання в 70-80 роки минулого сторіччя повсюдно, майже без винятку, що, однак, відповідав загальній практиці минулих років, коли вартість паливно-енергетичних ресурсів була дуже низкою.

В останні часи при різкому зменшенні теплового навантаження споживачів промислового сектору, температура 150°С у подавальному трубопроводі не підтримувалася, навіть у самі люті морози.

Необхідно зазначити перевагу «традиційного» температурного графіка (150-70°С) над іншими – питома витрата мережної води становить усього 12,5 тонн на одну гігакалорію теплової енергії, що транспортується по тепловій мережі. Однак центральному якісному регулюванню по цьому графіку властиві серйозні недоліки. Головним недоліком є практична неможливість підвищення температури теплоносія в подавальному трубопроводі 150^оС, і навіть якби він виконувався, то це стало б причиною зайвих втрат теплової енергії в тепловій мережі при транспортуванні по ним теплоносія з досить більшими температурами, неефективному використанню природного газу, «перегріву» опалювальних приміщень, а також, з огляду на високу зношеність як устаткування теплових мереж, так і систем теплопостачання, стало б реальною загрозою життю й безпеки населення, а також загрозою нормальному функціонуванню самого устаткування.

Діючі норми, які були переглянуті в 1996 р., що регламентують розрахунок теплових втрат будинків з урахуванням однократної вентиляції опалювальних приміщень, обумовили ситуацію, при якій проектна теплова потужність опалювальних систем перевищує фактичні потреби будинків у тепловій енергії для опалення. До 1996 р. в Україні діяв радянський норматив, що пропонує розраховувати опалювальні прилади з обліком «мінімального» повітрообміну, обумовленого з розрахунку 3 куб. м/кв. м, а у випадку застосування неякісних вікон повітрообмін визначався з урахуванням інфільтрації зовнішнього повітря крізь щілини в цих вікнах. Таким чином, планований повітрообмін був значно вище однократного. На сьогоднішній момент, виходячи із пріоритетності енергозбереження й неприйняття «закладеної» марнотратності, цей норматив відмінний, опалювальні прилади розраховуються з урахуванням однократного повітрообміну й інфільтрація в проектах більше не враховується.

Максимальна розрахункова температура мережної води на виході із джерела тепла, у теплових мережах й тепловикористовуючому обладнанні визначена на підставі техніко-економічних розрахунків і проведеного аналізу, а мінімальна температура мережної води на виході із джерела тепла й у теплових мережах, повинна бути прийнятою такою, щоб забезпечити можливість підігріву води, що надходить на гаряче водопостачання до санітарних норм. Регулювання відпустки тепла - центральне якісне по спільному навантаженню опалення й гарячого водопостачання, шляхом зміни на джерелі тепла температури теплоносія залежно від температури зовнішнього повітря.

Температурний графік теплової мережі є адекватним реальній потребі споживачів теплової енергії. Реальна можливість встановлення граничної температури теплоносія в подавальному трубопроводі - у межах 118... 124°С. В результаті планується досягти до 300 тис. Гкал на рік зниження теплоспоживання (47,4 тис. т у.п./рік).

2.13.2. Використання теплової енергії, отриманої від когенераційного виробництва

Харківська ТЕЦ-5 входить до числа великих міських теплоелектроцентралей України. ТЕЦ розташована за межею міста із західної сторони. Будівництво ТЕЦ-5 почате в 1973 році. І вже в 1979 році була уведена в експлуатацію її перша черга.

Загальна проектна потужність із обліком другої черги повинна бути по тепловій енергії – 2780 Гкал/год, по електричній енергії – 970 МВт.

На 2011 рік, на Харківській ТЕЦ-5 встановлено й перебуває в експлуатації наступне устаткування:

· два блоки з енергетичними котлами ТГМЕ-464 і паровими турбінами
Т-110/120-130 тепловою потужністю по 175 Гкал/год й електричною – по 120 МВт;

· один блок з енергетичним котлом ТГМП-344А та паровою турбіною
Т-250/300-240 тепловою потужністю 350 Гкал/год і електричною – 300 МВт;

· чотири водогрійних котли типу ПТВМ-180 потужністю по 180 Гкал/год кожний.

Загальна встановлена потужність станції на 01.01.2008 р. становить: теплова – 1420 Гкал/год, електрична – 540 МВт, у т.ч. теплова потужність всіх теплофікаційних відборів – 690 Гкал/год (з урахуванням власних потреб ТЕЦ).

Одночасно з будівництвом ТЭЦ-5 планувалося й будівництво двох тепломагістралей, які повинні були повністю забезпечити передачу тепла від ТЕЦ у місто, як у кількісному, так і в якісному відношенні при досить високому ступені надійності її транспортування. Із введенням в експлуатацію станції й транспортних тепломагістралей передбачалася ліквідація більшості котелень у місті.

Будівництво магістральних і розподільних трубопроводів від ТЕЦ-5 в місті значно відставало й відстає від строків, намічених планами.

Із двох тепломагістралей, на сьогоднішній день, повністю побудована тільки тепломагістраль № 2, по якій тепло подається в Ленінський, Жовтневий, Дзержинський, Київський і частково в Московський райони.

Схемою теплопостачання міста Харкова ще з 1976 року передбачалось будівництво тепломагістралі №1 від ТЕЦ-5 Ø1200 мм. Тепломагістраль №1 дотепер повністю не побудована. В 2002 році побудована частково ще одна ділянка тепломагістралі №1, що дозволила розвантажити магістраль №2 (на величину порядку 100 Гкал/год) і наблизити можливість передачі тепла в Червонозавідский та Комінтернівський райони, а також ліквідацію ряду котелень у Жовтневому районі.

Тепломагістраль №1 споруджена від ТЭЦ-5 до пл. Нариманова Ø 1200 – 1000 мм., загальною довжиною 7,5 км. Уведена також в експлуатацію перемичка Ø 600 – 800 мм між камерами МК 8615 і МК 7814. ДО ТЭЦ-5 також підключені частина споживачів районів, що прилягають до міста: Харківського (сел. Песочин), Дергачівського (сел. Солоніцевка) із загальним тепловим навантаженням – 65 Гкал/год.

Розподіл відпуску теплової енергії від джерел тепла по районах міста в у середньостатистичний рік наведено нижче в діаграмі.

З наведеного можна зробити висновок, що сьогодні ТЕЦ-5 покриває приблизно 1/5 всього теплового навантаження міста, що є недостатнім.

У м. Харкові, з урахуванням ТЕЦ-5 і ТЕЦ-3, тільки близько 46% теплової енергії відпускається споживачам по комбінованому циклу виробництва теплової й електричної енергії. Це є особливо неприпустимим при різкому подорожчанні вартості природного газу. Тобто, необхідно нарощувати відпуск тепла від теплофікаційних відборів існуючих турбін ТЕЦ-5, можливості яких, як це показано нижче, використаються незадовільно. Існує тільки один шлях рішення даної проблеми: - закінчення спорудження недобудованої тепломагістралі й розшивка вузьких місць в існуючих тепломагістралях міста.

Гкал
		Встановлені теплові потужністі, Гкал/год	% відпуску теплової енергії по районах
		Встановлені теплові потужністі, Гкал/год	Ордж	Комін	Фрунз	Дзерж	Київсь	Моск	Жовтн	Ленін	Червон
	ТЕЦ-3	860	14,5	51,8	55,8		13,2	3,0	0,6	1,9	62,3
	ТЕЦ-5	1420		0,3		71,5	32,0	7,7	38,3	80,5	0,7
Джерела КП «ХТМ»	ТЕЦ-4	680	63,6		35,8
	ППК	300				27,8
	КСЖМ	780	1,2		8,0		17,5	86,9
	КК	400		45,1	0,4						15,2
	Локальні котельні	924,4	20,7	2,7		0,7	37,3	2,4	61,0	17,7	21,8

2.13.3. Пропозиції по збільшенню теплових навантажень на ТЕЦ-5

Для визначення максимальних фактично досягнутих параметрів, включаючи максимально можливий відпуск тепла при існуючому стані устаткування ТЕЦ-5 і пропускної здатності діючої тепломагістралі, був виконаний аналіз роботи ТЕЦ-5 і тепломагістралей.

Таблиця 26. Фактичні параметри відпуску теплової енергії від ТЕЦ-5, що збігаються з нормативними по температурі теплоносія в різні періоди

Фактична середньодобова температура зовнішнього повітря ^оС	Фактична витрата мережної води G т / год	Нормативна витрата мережної води G т / год	Фактичне навантаження Q Гкал / год
+ 7,0	11899	11807	307
+ 5,0	11831	10817	303
+ 3,5	11239	9710	340
+ 2,0	12678	10839	336
+ 1,4	11441	9350	368
+ 0,6	11317	8770	345
+ 0,1	11240	9030	370
0	11843	9513	352
- 3,0	9344	9709	301
- 3,1	11198	9460	435
- 4,6	12055	11207	326
- 5,0	12511	9399	423
- 12,8	13894	7181	438
- 16,2	13499	9399	551

З наведеної таблиці 26 видно, що максимально зафіксована нормативна витрата мережної води (відповідно розрахунковому навантаженню) складає 11807 м³/год. Цій витраті при роботі по температурному графіку 150⁰-70⁰ відповідає підключене теплове навантаження на розрахункову температуру минус 23⁰С – 944 Гкал/год. Це підключене навантаження й береться за базове вихідне навантаження. Із цього навантаження 65 Гкал / год. йде на теплопостачання об’єктів області й транспортується по двох тепломагістралях М73 Ø 600 – 400 мм, а 879 Гкал / год передається в місто по 2-х тепломагістралях №78 і 76 Ø 1200 мм. При цьому тепломагістраль М76 споруджена до перехрестя вулиці Наріманова із Профспілковим бульваром.

Для визначення базового максимально можливого сьогодні відпуску тепла були взяті максимальні значення відпуску тепла по місяцях. З урахуванням двох періодів: опалювальний і неопалювальний.

Таким чином, за вихідний базовий відпуск тепла, що можливо передати з колекторів ТЕЦ-5 по існуючих тепломагістралях приймається 2451 тис. Гкал.

Економічно доцільно впродовж всього опалювального періоду працювати з максимально можливим навантаженням відборів турбін і вбудованого пучка конденсаторів - 690 Гкал / год.

Виходячи із встановленої теплової потужності ТЕЦ-5 – 1410 Гкал/год, максимально можлива витрата мережної води через колектора електростанції може досягати 17600 м³/год. Параметри пари відборів дозволяють нагріти теплоносій до температури 115 ⁰С.

З урахуванням цього, при максимальній витраті мережної води в обсязі 17600 м³/год., повне використання теплової потужності турбін - 690 Гкал/год. буде починатися з температури зовнішнього повітря –2⁰С. У діапазоні температур зовнішнього повітря від –2 ⁰С до –23 ⁰С відбори турбін можуть бути використані з тепловою потужністю 690 Гкал/год. При температурі зовнішнього повітря 0 ⁰С навантаження становитиме – 630 Гкал/год., при t = +3⁰С – 546 Гкал/год., t = +4 ⁰С й вище – 458 Гкал/год.

Для забезпечення видачі з ТЕЦ-5 максимальної нормативної витрати теплоносія в обсязі 17600 м³/год. Пропонується виконати ряд заходів, (перелік наводиться в табл., що забезпечують використання протягом усього опалювального періоду максимальної теплової потужності. З урахуванням здійснення заходів у теплових мережах по максимальному використанню теплової потужності відборів ТЕЦ-5, виконаний розрахунок можливого річного відпуску тепла від станції. Результати розрахунку зведені в таблицю.

Таблиця 27. Розрахунок максимального виробництва і відпуску тепла у когенераційному режимі турбін ТЕЦ-5.

Місяць	Середня температура місяця	Теплове навантаження за рахунок відборів, Гкал/год	Число годин роботи на відборах	Відпустка тепла з відборів турбін, тис. Гкал	Примітка
Опалювальний період
Жовтень	+7	458/185	360/384	325	15 днів опалювального сезону, інший час – на гаряче теплопостачання.
Листопад	+3	546	720	393
Грудень	-3	690	744	513
Січень	-5	690	744	513
Лютий	-3	690	696	480
Березень	0	630	744	469
Квітень	+7	458/185	360/360	231
Разом				2834
Неопалювальний період
Травень		185	720	133
Червень		185	-//-	133
Липень
Серпень		185	-//-	133
Вересень		185	-//-	133
Разом				532
Усього повинно бути відпущено тепла за рахунок теплофікаційних відборів турбін				3361

Визначення величини відпуску теплової енергії з урахуванням виконання комплексу заходів щодо максимального використання теплофікаційних відборів турбін ТЕЦ-5 виконано розрахунковим шляхом.

З аналізу інтегральних графіків відпуск тепла й фактичного максимального завантаження відборів видно, що не використається в опалювальний період близько 200 Гкал/год теплової потужності відборів, тобто необхідно збільшити пропускну здатність тепломагістралей мінімум на видачу цієї теплової потужності. Це може бути досягнуте шляхом продовження спорудження тепломагістрали Ø 800 від МК-8615 на Профспілковому бульварі до МК-1608 на Красношкільній набережній, спорудженням перемички Ø 600 між камерами 4940А и 4306 з реконструкцією тепломагістралей, перелік яких буде наведений нижче.

Спорудження тепломагістралі №1 від ТЕЦ-5 до Красношкільної набережної дозволить зменшити перерви в гарячому водопостачанні від
ТЕЦ-5 на 0,5–1 місяць. У неопалювальний період середньодобове навантаження централізованого гарячого водопостачання в м. Харкові становить 250 Гкал/год. Приймається до розрахунку, що в неопалювальний період навантаження ГВС на ТЕЦ-5 складе 185 Гкал/год, і 65 Гкал/год – на ТЕЦ-3. Це дозволить не споруджувати додаткових тепломагістралей і перемичок для покриття навантаження гарячого водопостачання від ТЕЦ-5, забезпечуючи протягом усього неопалювального періоду відпуск теплової енергії по комбінованому циклу виробництва тепла й електроенергії.

Таким чином, виконання всіх заходів щодо збільшення пропускної здатності тепломагістралей з метою максимального використання тепла відборів турбін дозволить довести відпуск тепла з відборів турбін до величини 3′361 тис. Гкал або збільшити відпуск тепла щодо можливого в існуючих умовах на 910 тис. Гкал.

тис. Гкал

Виконання заходів щодо забезпечення пропускної здатності магістралей дозволить, відповідно, збільшити виробіток електроенергії на тепловому споживанні (Э _{т.сер.дод}), величину якої визначимо з виразу

тепл. кВт*год,

де кВт*год/Гкал – середній питомий теплофікаційний виробіток електроенергії з турбін ТЕЦ-5 на 1 Гкал відпущеного тепла (узятий за звітними даними за 2002 рік).

Тоді, Э_{тф. доп.}= 910*10³ *657*10^-6 = 598 млн кВт*год.

Розрахунок економічної ефективності від впровадження заходів з максимального використання теплофікаційних відборів ТЕЦ-5

Вихідні дані:

- додатковий відпуск теплової енергії – 910 тис.Гкал/рік;

- річне виробництво електричної енергії у теплофікаційному режимі – 990,7 млн кВт*год (фактичні дані);

- річний відпуск тепла з відборів турбін - 1464,5 тис.Гкал;

- питоме виробництво електричної енергії у теплофікаційному режимі:

990,7*10⁶/1464,5*10³= 676 кВт*год;

- додаткове виробництво електричної енергії у теплофікаційному режимі:

910*10³*676 = 615,2 млн.кВт*ч/Гкал;

- питома витрата умовного палива на відпуск електричної енергії при виробництві електричної енергії у теплофікаційному режимі (приймається в середньому по ТЕЦ) – 230 т.у.п/кВт*год;

- питома витрата умовного палива на відпуск електричної енергії при конденсаційному режимі (приймається в середньому по ТЕЦ) – 370 т.у.п/кВт*год );

- витрата електричної енергії на власні потреби станції – 9,1% (0,909);

- вартість природного газа прийнята 1000 грн. за 1000 нм³.з ПДВ;

Розрахунок економії палива:

№ з/п	Показники	Одиниці виміру	На даний час	Після реалізації Програми
1.	Річне виробництво електроенергії, в т.ч.: - в когенераційному режимі; - в конденсаціонному режимі	млн кВт/год	1942,6 990,7 1942,6-990,7=951,9	1942,6 990,7+615,2=1605,9 1942,6-1605,9=336,7
2.	Річний відпуск електричної енергії, в т.ч.: - в когенераційному режимі - в конденсаціонному режимі	млн кВт/год	1766 990,70,909=900,5 951,90,909=865,5	1766 1605,90,909=1459,7 336,70,909=306,0
3.	Річне споживання умовного палива на відпуск електроенергії	тис.туп/рік	900,510⁶23010^-6+ 865,510⁶37010^-6= 207,1+320,3=527,4	1459,710⁶23010^-6+ 306,010⁶37010^-6= 335,7+113,2=448,9
4.	Економія палива	тис.туп/рік млн нм³/рік	--	527,4-448,9 = 78,5 78,5/1,19 = 65,9
5.	Економія палива в грошовому вимірі	млн грн.	--	65,9100010^-3= 65,9

Як свідчать розрахунки економія коштів складатиме 65,9 млн грн. або 7% від сеердньорічного споживання газу всіма теплоджереламі у м. Харкові щорічно, при вартості палива для населення 1000 грн./1000 м3.

2.13.4. Спільна робота всіх джерел теплопостачання

Всі джерела централізованого теплопостачання з’єднані між собою магістральними тепловими мережами Ø 1200 – 500 мм.

Для кожного джерела тепла, виходячи з мінімізації витрат та пропускної здатності тепломагістралей визначена зона теплопостачання.

Існуюча схема тепломагістралей дозволяє здійснювати спільну роботу або взаємний перерозподіл навантажень протягом сезону (залежно від температури зовнішнього повітря, наявності палива, взаєморезервування), у т.ч.,

- ТЕЦ-5 – котельня Дзержинського району;

- ТЕЦ-5 – ТЕЦ-3;

- ТЕЦ-3 – котельня Комінтернівського району;

- ТЕЦ-4 – котельня Московського району;

- ТЕЦ-3 – ТЕЦ-4.

Після спорудження тепломагістралі № 1 до Червоношкільної набережної (камера МК 1608) можливості оптимізації зон роботи джерел тепла різко збільшуються, у тому числі:

1. З’явиться можливість до температури зовнішнього повітря 0⁰С тримати в резерві котельню Дзержинського району, переводячи навантаження її зони на ТЕЦ-5.

2. Розвантажувати, при температурах зовнішнього повітря вище -2 град., на 50% котельню Комінтернівського району, передаючи навантаження в цей період на ТЕЦ-5.

3. При температурах нижче нуля (починаючи з 0⁰С до –23⁰С) давати в роботу й навантажувати котельню Дзержинського району,

навантажувати котельню Комінтернівського району, з метою підвищення надійності теплопостачання споживачів і зниження витрати електроенергії на перекачувальних насосних станціях.

4. Виключити повністю роботу районних котелень і ТЕЦ-4 у літній період на гаряче водопостачання.

5. При температурах зовнішнього повітря нижче –10⁰С повністю зупинити перекачувальні насосні на тепломагістралі від ТЕЦ-5
з економією електроенергії на місяць (3 місяці) не менш 1,5 млн грн.

Як відзначалося вище, основним вузьким місцем видачі тепла від ТЕЦ-5 є транспорт тепла через недостатню пропускну здатність магістральних і частини розподільних теплових мереж.

КП «ХТМ» був виконаний великий обсяг гідравлічних розрахунків з використанням сучасних програм для визначення оптимального обсягу спорудження нових мереж і реконструкції існуючих, з метою максимального завантаження ТЕЦ-5 за рахунок теплофікаційних відборів турбін.

Для рішення поставленого завдання необхідні спорудження й реконструкція наступних тепломагістралей:

Таблиця 28. Спорудження нових і реконструкція існуючих теплотрас.

	Найменування тепломагістралі		Довжина, км.		Діаметр, мм.	Примітки (період здійснення)
1	2		3		4	6
I. Спорудження нових тепломагістралей
1.	Тепломагістраль-перемичка від МК-4940А по вул. Космічній до МК-4306 по вул. Новгородській		0,62		600	Виконано на 60%
2.	Тепломагістраль № 1 від ТЕЦ-5 від МК-8615 по вул. Наріманова до МК-1608 по Червоношкільній набережній, у т.ч. по ділянках		5,54		800	2011-2013
	2.1	від МК-8615 до МК 1608/36	3,44		800	2011-2011
	2.2	від МК-1608/36 до МК-1608 (реконструкція)	2,1		800	2011-2012
	Разом		6,16
II. Реконструкція існуючих тепломагістралей
4.	Від МК-1608 до 1603 у Кооперативної насосної 2Dy500 на 2Dy600			0,75	600	Після 2012
5.	Від МК-6609 до МК-6203 2Dy600 на 2Dy700			1,3	700	Після 2012
6.	Від МК-4306 до МК-4115 2Dy600 на 2Dy700			1,45	700	Після 2012
Разом			3,5

Основні капіталовкладення наведені у таблиці 29.

Таблиця 29. Основні капітальні вкладення щодо максимального завантаження Харківської ТЕЦ 5.

№	Найменування тепломагістралі		Довжина, км	Діаметр, мм.		Необхідні капіталовкладення, млн грн.
1	2		3	4		5
I. Спорудження нових тепломагістралей
1	Тепломагістраль №1 від ТЕЦ-5 від МК-8615 по вул. Наріманова до МК-1608 по Червоношкільній набережній, у т.ч. по ділянках:		5,54	800		180
	1.1	від МК-8615 до МК 1608/36	3,44	800		111,8
	1.2	від МК-1608/36 до МК-1608 (реконструкція)	2,1	800		68,2
	Разом		5,54			180,0
II. Реконструкція існуючих тепломагістралей
3	Тепломагістраль – перемичка від МК-4940А по вул. Космічній до МК-4306 по вул. Новгородській		0,620		600	18,0
4	Від МК-1608 до МК-1603 у Кооперативної насосної 2Dy500 на 2Dy600		0,75		600	21,8
5	Від МК-6609 до МК-6203 2Dy600 на 2Dy700		1,3		700	39,2
6	Від МК-4306 по вул. Новгородській до МК-4115 по вул. Шекспіра 2Dy600 на 2Dy700		1,45		700	43,8
Разом			4,12			122,8
Усього по розділах I і II						302,8

З наведеної вище таблиці витікає, що для видачі з ТЕЦ-5 максимального відпуску тепла в місто необхідно спорудити одну нову тепломагістраль, вартістю 180,0 млн грн. і виконати реконструкцію чотирьох ділянок теплотрас загальною вартістю 122,8 млн грн. При цьому досягаємо таких позитивних ефектів:

· видача додаткової потужності від ТЕЦ-5 у найбільш раціональному режимі роботи станції;

· оптимального завантаження ТЕЦ-3 і котельні Комінтернівського району;

· підвищення надійності функціонування теплових мереж, з огляду на їх значне фізичне зношування.

Загальна вартість робіт становить 302,8 млн грн.

Ділянка тепломагістралі №1 від ТЕЦ-5 від МК-8615 на Профспілковому бульварі до МК-1608 на Червоношкільній набережній.

Траса тепломагістралі обрана відповідно до ДБН А.2.2-3-2004 із залученням всіх зацікавлених організацій міста, з урахуванням планувальних рішень, передбачених генпланом м. Харкова. Вибір траси виконаний на топогеодезичних планшетах М 1:500.

У процесі підготовки матеріалів для узгодження розглядалися два варіанти траси. Актом вибору, затвердженим Управлінням містобудування й архітектури, погоджений варіант I.

Прокладка трубопроводів у паркових, тротуарних, бульварної зонах, під проїзною частиною вулиць із неорганізованим покриттям, по трасі реконструкції непрохідного каналу існуючої тепломережі - безканальна. Під проїзною частиною вулиць із інтенсивним рухом транспорту - у напівпрохідних каналах, уздовж наб. Чапаєва - надземна. Уздовж Червоношкільної набережної від вул. Марьїнскій до МК-1608- в існуючому прохідному тунелі із заміною труб 2Ду400 на 2Ду800.

Загальна довжина проектованої ділянки тепломагістралі – 5540м, у т.ч. і трасі існуючої тепломережі, що підлягає демонтажу ~2100м.

Довжина траси по видах прокладки становить:

надземна на окремих опорах і по технологічних мостах, що споруджують, через залізничні колії, яр, р. Лопань -931м;

підземная безканальна -2479м;

підземна в напівпрохідному каналі -1170м;

підземна в непрохідному каналі -230м;

підземна в існуючому прохідному колекторі -730м;

усього - 5540м.

2.13.5. Конструкції трубопроводів

Для прокладки прийняті попередньо ізольовані сталеві електрозварні прямошовні труби за ДСТ 20295-85 зі сталі 17М1С с тепловою ізоляцією з пінополіуретану в захисній оболонці з поліетілена при підземній прокладці, з оцинкованої сталі при надземній - діаметром 820/1000 по
ДСТУ 34-204-88-002-98.

Трубопроводи обладнані системою контролю за вологістю теплової ізоляції. Контроль намічено здійснювати у вузлах тестування, розташованих на відстані не більше 250м друг від друга. Контроль здійснюється переносним локалізатором ушкоджень.

На ділянках безканальної прокладки трубопроводи укладаються в траншеї на піщану підставу з обсипанням піском у межах фрикційного шару за відповідною технологією з урахуванням гідрогеологічних умов будівництва.

Трубопроводи, що прокладають у каналах і надземно, установлюються на ковзні опори заводського виготовлення, опорна частина яких складається з ковзних опор по серії 4.903-10 вип.5, а кріплення до трубопроводу – хомутами.

Для будівництва тепломагістралі передбачається застосування конструкцій ковзних і нерухомих опор, деталей і елементів ППУ трубопроводів по сертифікованих каталогах вітчизняних виробників.

Компенсація теплових подовжень передбачається переважно
П-образними компенсаторами, кутами повороту траси, у обмежених умовах – сифонними компенсаторами.

На тепломагістралі встановлюються компенсатори , що відключають і секціонуючі засувки з електроприводом:

у МК-8615, у вузлах керування, до й після перетинання залізничних колій у ст. Новоселівка, у МК-1608.

В засувках і у всіх низьких точках передбачаються люки для спорожнювання трубопроводів з відводом води через скидні колодязі в існуючу систему зливової каналізації.

2.14. Заміна теплових мереж

Інфраструктура системи теплопостачання знаходиться у поганому стані і вимагає капітальних інвестицій. Вона нараховує біля 400 км магістральних мереж (первинна мережа) та біля 1100 км розподільчих мереж (вторинна мережа). Крім того, є ще 600 км мереж гарячого водопостачання (ГВП), які прокладені в тих же каналах, що і мережі опалення.

Обсяги відновлення або заміни теплових мереж, виконані протягом останніх років, не є задовільними і відстають від темпів зношуваності. Це призводить до збільшення питомого рівня пошкоджень на 1 км теплових мереж, цей показник зростає кожного року. Підприємство застосовує всі можливі заходи для того, щоб покращити існуючу ситуацію, але фінансові обмеження створюють серйозну перешкоду. Навіть для підтримки існуючого технічного стану мереж централізованого теплопостачання, необхідно якнайменше потроїти фінансовий внесок для того, щоб забезпечити функціонування магістральних та розподільчих мереж. Кількість пошкоджень в мережі на рік складає 1,8 на 1 км. Витрати підживлювальної води складають 800-860 м3/год. Згідно з висновками техніко-економічного обґрунтування, 100-120 км магістральних трубопроводів (50-60 км каналу) та близько 300-320 км розподільчих мереж (150-160 км каналу) знаходяться у дуже поганому стані і потребують негайної заміни. Відсутність лічильників у основної маси споживачів (житловий сектор) не дозволяє точно визначити втрати тепла при передачі. За припущеннями ХТМ, які базуються на експериментальних вимірюваннях, виконаних на деяких ділянках мережі, загальні втрати тепла були на рівні 16%.

Через брак фінансування робота з реконструкції та заміни мереж, що проводилася нещодавно, не була достатньою та відставала від темпів зношення. Фахівці ХТМ добре знають, якими є технічний стан мереж та потреби в реконструкції. ХТМ рекомендується продовжувати та, коли є фінансова можливість, збільшувати виділення коштів з річного бюджету на проведення ремонтів та технічного обслуговування (сформованого з фінансових досліджень) для реконструкції мереж централізованого теплопостачання. Фактично це є необхідним для підтримання теплових мереж на існуючому технічному рівні. Навіть для того, щоб підтримувати існуючий технічний рівень теплових мереж, фінансові надходження на відновлення ізоляції первинних та вторинних мереж необхідно збільшити щонайменш втричі. В майбутньому, якщо з’являться кошти і програму заміни можна буде прискорити, надійність теплопостачання зросте та втрати живильної води зменшаться.

Всі значні реконструкції теплових мереж рекомендується проводити з використанням попередньо-ізольованих труб, особливо в тих місцях, де одночасно проходить реконструкція великого фрагменту ліній або обмеженої ділянки мереж.

Нижче наведено приклад розрахунку економічного ефекту від використання трубопроводів в пінополіуретановій теплоізоляції на прикладі ділянки між камерами МК 5204 та МК 5205 по Салтівському шосе.

Розрахунок економічного ефекту від використання трубопроводів в пінополіуретановій теплоізоляції та реконструкції теплових мереж.

Реконструкція магістральних теплових мереж між камерами МК 5204 та МК 5205 по Салтівському шосе м. Харків.

Розрахунок втрат в мережах згідно з МУ 34-70-080-84.

Вхідні дані.

Розподільчий трубопровід протяжністю - 250 м у 2-му обчисленні.

Трубопровід опалення протяжністю - 0 м у 2-му обчисленні.

Трубопровід гарячої води протяжністю - 0 м в 1-му обчисленні.

Тривалість роботи трубопроводу в опалювальний період - 189 діб

Тривалість роботи трубопроводу в літній період - 161 діб

Середня температура повітря в опалювальний період - -2,1 ºС.
Середня температура повітря в літній період - 15,9 ºС.
Середня температура грунту в опалювальний період - 2,7 ºС.
Середня температура грунту в літній період - 15,7 ºС.

Середня температура підживлюючої води в опалювальний період - 5 ºС.

Середня температура підживлюючої води в літній період - 15 ºС.

Нормативні втрати теплоносія з витіками від об`єму мереж за годину- 0,25%

Середня температура теплоносія в подавальному трубопроводі в

опалювальний період - 76 ºС.

Середня температура теплоносія у зворотньому трубопроводі в

опалювальний період - 45 ºС.

Середня температура теплоносія в подавальному трубопроводі в

літній період - 65 ºС.

Середня температура теплоносія у зворотньому трубопроводі в

літній період - 41 ºС.

Середня температура гарячої води 55 ºС.

Нормативно фактичні втрати теплової енергії по існуючої тепломережі:

Qвтр = Qіз + Qвит = 893 Гкал,

Qіз – втрати теплової енергії крізь ізоляцію;

Qвит – втрати теплової енергії з витоками теплоносія.

Qіз = Σ в * qh * L = 639 Гкал,

Qвит = а * с * V * p * ((t под + t зв)/2 – t хв) = 253 Гкал

Розрахунок економії теплової енергії від використання трубопроводів в пінополіуретанової ізоляції:

Очікувані нормативні втрати теплової енергії після реконструкції тепломережі:

Qвтр ППУ = QізППУ + Qвит = 765 Гкал.

Втрати теплової енергії крізь пінополіуретанову ізоляцію:

QізППУ = Qіз * К2 = 512 Гкал,

К2 – коефіцієнт, який враховує зміну норми щільності теплового потоку при використанні теплоізоляційного шару із пінополіуретану.

Економія теплової енергії від використання трубопроводів пінополіуретанової ізоляції:

Qек = Qвтр. – Qвтр.ППУ = 128 Гкал

Економія паливно – енергетичних ресурсів визначається за рахунок зменшення втрат теплової енергії через ізоляцію трубопроводів, за рахунок заміни дефектних ділянок, зменшення необхідного об`єму вироблення теплової енергії, зменшення витрат електричної енергії на транспортування теплоносія та гарячої води, зменшення експлуатаційних витрат на обслуговування теплових мереж, за рахунок демонтажу трубопроводів гарячого теплопостчання, зниження витрат на ліквідацію пошкоджень у теплових мережах.

Очікувана річна економія теплової енергії складає:

128 Гкал = 18,3 т у.п. , 15,5 тис.м3

Очікувана річна економія електричної енергії на транспортування теплоносія та гарячої води складає:

Ве = 128 * 27,2/1000 = 3,5 тис.кВтг,

1,2 т у.п.,

27,2 – питома норми електроенергії на транспортування теплової енергії, кВт – год/Гкал.

Очікувана річна економія експлуатаційних витрат на обслуговування теплових мереж та обладнання теплорозподільчих станцій складає:

3017 * 250 * 2/25/1000 = 468,0 тис.грн.,

396,3 т у.п. (у перерахунку на газ),

3017 – вартість 1 п.м. труби в мінераловатної ізоляції Дн = 820 мм

1,4 - коефіцієнт, ураховуючий роботи по монтажу

25 – термін експлуатації

Загальна очікувана річна економія паливно – енергетичних ресурсів складає:

415,8 т у.п.

Загальна очікувана економія коштів - 352,7 тис.грн.

Як було зазначено вище, теплові мережі замортизовані на 73 %.

Через нестачу коштів пропонується замінювати по 19,84 км у
2-трубному обчисленні в рік розподільчих тепломереж і по 9,74 км у 2-трубному обчисленні магістральних трубопроводів, перш за все тих, що знаходяться в зношеному й аварійному стані.

Капітальні витрати за 5-річний термін реалізації програми складають при середній ціні труб 3686,1 грн./(м у 2-трубному обчисленні.).

(19,84+9,74)× 5 ×3686,1× 1000 = 545,2 млн грн.

З врахуванням того, що 3% мереж знаходяться в дуже незадовільному, зношеному стані, з порушеною тепловою ізоляцією, така заміна призведе до річної економії 16,9 млн м³ природного газу, або 19,0 млн грн.

Річне зниження експлуатаційних витрат - 129,6 млн грн.

З урахуванням зниження експлуатаційних витрат загальний річний економічний ефект від заміни 147,9 км теплових мереж у 2-трубному обчисленні на предізольвані в пінополіуретанової теплоізоляції становить – 148,6 млн грн.

Ефективність розподільчих мереж буде суттєво збільшена за рахунок переходу на 2-трубну прокладку розподільчих мереж із одночасним встановленням індивідуальних теплових пунктів (ІТП) для споживачів.

2.15. Пропозиції щодо потенціалу енергозбереження та зниження парникових викидів Програми.

Зміна клімату у всьому спектрі екологічних, соціально-економічних, технологічних та гуманітарних наслідків, що його супроводжують, на сьогоднішній день стає глобальною проблемою, перед необхідністю рішення якої постало все людство. Те, що глобальний клімат змінюється, підтверджено науковими спостереженнями та не піддається сумніву більшістю вчених. Напевно встановлена одна з причин зміни клімату – зростання викидів парникових газів (ПГ), що обумовлено господарською діяльністю людства.

Міжнародна спільнота, визнаючи небезпеку, що пов’язана з постійним зростанням викидів ПГ, домовилась підписати Рамкову Конвенцію ООН зі зміни клімату (РКЗК ООН) у 1992 р. в Ріо-де-Жанейро. Конвенція набрала чинності в березні 1994 року.

Україна підписала РКЗК ООН в червні 1992 року, ратифікувала в жовтні 1996 року та згідно з процедурами ООН є Стороною Конвенції з 11 серпня 1997 року.

Мета РКЗК ООН – “досягти стабілізації концентрації парникових газів в атмосфері на такому рівні, який не допускав би небезпечного антропогенного впливу на кліматичну систему”, та визначити напрямок співпраці країн світу для збереження клімату в майбутньому.

Значною міжнародною подією стало прийняття Кіотського Протоколу в 1997 році. Протокол базується на положеннях РКЗК ООН.

Україна підписала Кіотський Протокол 15 березня 1999 року, чим підтвердила послідовність своїх дій в рішенні глобальних екологічних проблем. Україна ратифікувала Кіотський Протокол Законом України від
04 лютого 2004 року № 1430-IV

Природоохоронна та виробнича діяльність КП “Харківські теплові мережі” базується на положеннях Кіотського Протоколу.

КП “ХТМ” використовує два види палива для виробництва теплової енергії: природний газ та вугілля.

Заходи, які впроваджуються для підвищення ефективності роботи КП “ХТМ”, викладені раніше, та призведуть до суттєвого зниження викидів ПГ (таблиця 31, 32).

Таблиця 31. Зменшення викидів ПГ за 2011-2015 рр.

Роки	Очікувані щорічні скорочення викидів в тонах СО₂ еквіваленту
2011	172525,23
2012	62205,04
2013	60717,1
2014	57950,3
2015	8650,7
Всього	362048,37

Середньорічне скорочення викидів складає 72 409,65 СО₂еквіваленту.

Існує 4 види викидів ПГ від джерел КП “ХТМ”:

1) Викиди СО₂ від котлів, які експлуатуються системою теплопостачання КП “ХТМ”.

2) Викиди СО₂ від виробництва електроенергії до загальнодержавної електромережі, яка споживається котельнями ТЕЦ, в зоні яких буде проводитись реконструкція і ліквідація ТРС, а також котельні, на яких буде встановлене частотне регулювання.

3) Викиди СО₂ від виробництва електренергії до загальнодержавної електромережі, яка споживається насосним та іншим обладнанням ТРС, які буде ліквідовано, на яких буде проводитись реконструкція та на яких буде встановлене регулювання.

4) Викиди СО₂ від виробництва електроенергії до загальнодержавної електромережі, які буде заміщено після встановлення когенераційних установок.

Антропогенні викиди парникових газів зменшаться завдяки комплексній модернізації теплогенеруючого та теплорозподільчого обладнання шляхом впрвадження технологій, запропонованих у проектній діяльності та описаних вище. В результаті впровадження проекту буде проведено заміну старих котлів на нові з більшою ефективністю, встановлення частотних регуляторів, ліквідація та реконструкція ТРС, інсталяція когенераційних установок на котельні КСЖМ, оновлення застарілих теплорозподільчих мереж з використанням попередньо ізольованих труб.

Існують прямі та непрямі викиди СО₂.

Прямі локальні викиди: СО₂від спалювання природного газу в котлах (в деяких випадках в якості палива використовується вугілля), викиди NO_x і СО від спалювання в існуючих котлах/палоьниках, викиди СО₂ від спалювання палива у газових двигунах на нових когенераційних установках, додаткові викиди СО₂ від спалювання палива у котлах на котельнях завдяки великим втратам тепла у розподільчих мережах.

Прямі сторонні викиди: викиди СО₂ від електростанції, при виробництві електроенергії до загальнодержавної електромережі, споживання якої буде заміщене після встановлення когенераційних установок. Викиди СО₂ від електростанції, при виробництві електроенергії до загальнодержавної електромережі, яка споживається котельнями та ТЕЦ, в зоні яких буде проведено ліквідацію ТРС, та яка споживається котельнями та ТРС на яких буде встановлено частотні регулятори.

Очікуваний соціальний і економічний ефекти від впровадження енергозберігаючих заходів включатимуть наступне: споживачі одержать кращу якість сервісу внаслідок зменшення вірогідності аварій або несправностей в системі теплопостачання на новому обладнанні. Система комунального теплопостачання потребуватиме менше бюджетних коштів від міських та районних адміністрацій, які можуть бути в цьому випадку використані для реалізації інших соціальних Програм.

2.16. Впровадження новітніх технологій і обладнання, спрямованих на енергозбереження в системі теплопостачання м. Харкова

Перспективні довгострокові заходи і технології, що спрямовані на покращення стану теплопостачання та на реалізацію енергозбереження в системі теплопостачання населених пунктів регіону.

Квартирний лічильник води з контролем її температури

Номер Держреєстру № У2516-07

Лічильник води ЛВ-4Т призначений для вимірювання спожитого обсягу води, з одночасним контролем якості її підігріву.

ОБЛІК І ОБЧИСЛЕННЯ.

Обчислювач підраховує обсяг води, що протікає, і записує обчислене значення у відповідне тарифне гніздо, виходячи з реальної температури гарячої води.

Значення обсягу фіксується наростаючим підсумком.

У гніздо «V хол. Води» записується спожитий обсяг холодної води.

У гніздо «V гор. Води» записується спожитий обсяг гарячої води без обліку її температури.

У гніздо «V г. в. підігрів» записується скоректований по температурі обсяг води з відповідних тарифних гнізд:

- з тарифного гнізда «V г. в. < 40 ^оC» значення не враховуються;

- з тарифного гнізда «V г. в. 40-44 ^оC» значення враховуються з коефіцієнтом 0,7;

- з тарифного гнізда «V г. в. 45-49 ^оC» значення враховуються з коефіцієнтом 0,9;

- з тарифного гнізда «V г. в. > 50 ^оC» значення враховуються з коефіцієнтом 1,0.

Температурний універсальний регулятор «ТУР-М»
(ТУ У 31557119.001-2003).

Температурний універсальний регулятор «ТУРМ» призначений для автоматичного керування температурним режимом у системах автоматичного керування технологічними процесами.

Одним із варіантів застосування даного приладу є використання його як регулятор температури гарячої води на ТРС, температури гарячої води чи теплоносія на виході з теплопунктів разом з виконавчими пристроями: електричними клапанами – низька температура, електричними клапанами – регуляторами, поворотними пристроями з електроприводами.

Можливе застосування приладу в котельнях малої потужності, що працюють на газовому паливі, в якості погодного регулятора для керування температурою теплоносія (чи повітря в приміщенні) з корекцією по температурі зовнішнього повітря та заданням температурного режиму для кожного дня тижня («Тижневий графік»).

Діалог з оператором здійснюється за допомогою низько температурного цифрового індикатора та чотирьох кнопок керування.

На індикаторі відображаються поточні температури від трьох цифрових термометрів, температура установки, календарний час, коефіцієнти налаштувань, а також вміст енергонезалежного архіву температур за останні 160 діб з інтервалом 1 година або 40 діб з інтервалом 15 хвилин.

Блок управління котлом «БУК»

(ТУ У24259267.003-2000).

Блок управління призначений для використання в котлах потужністю до 10 МВт, що працюють на газовому паливі, низького й середнього тиску по СніП 2.04.08.

Блок управління може застосовуватися для заміни розповсюдженої автоматики «АГК-2В», «Полум’я», блоків управління КСУМ-1Г, КСУ-7, КСУ-9 (9м) і подібних на котлах типу «НІІСТУ», «УНІВЕРСАЛ», ВК, Ква-З, КБНГ, НІКА, ДКВР, ДЕ, Е-1/9, Е-1/2,5Г і т. д.

Блок управління забезпечує автоматичне розпалювання котла, із циклом провітрювання топки, контроль усіх технологічних параметрів роботи котла, запам’ятовування первопричини аварійної зупинки, світлову й звукову сигналізацію аварії; вимір, індикацію температури на виході й вході котла, автоматичну підтримку температури води в заданому діапазоні на виході або вході водогрійного котла, автоматична підтримка рівня в барабані парового котла.

Блок контролю й сигналізації «БКС-04».

Блок «БКС-04» призначений для використання як приладу, що контролює роботу котельної установки по сигналах датчиків, встановлених у контрольних технологічних точках. При відхиленні параметрів від заданих значень виробляється звуковий сигнал і світлова індикація, відбувається запам’ятовування причини аварії й вивід інформації по каналу зв’язку із зовнішнім пристроєм.

Блок регулювання та індикації температури «БРИТ-2»

(ТУ У 33.3-31557119-002-2004).

Регулятор «БРИТ-2» призначений для використання в якості :

- 2-канального сигналізатора виходу температури за припустиму межу;

- 2-канального приладу захисного відключення по температурі;

- 2-канального двопозиційного регулятора температури;

- 2-канального індикатора температури.

Кожний з каналів регулятора може незалежно виконувати кожну з перелічених функцій.

Датчиками температури є цифрові термометри типу DS 1821.

Регулятор розрахований на експлуатацію в закритих вибухобезпечних приміщеннях з температурою навколишнього повітря від 1 до 400 С, відносної вологості до 80 % при температурі 250 С и атмосферному тиску від 630 до 800 мм рт. ст. ( від 84 до 106,7 кПа). Зміст агресивних парів і газів і їх домішок повинен бути в межах припустимих концентрацій.

Регулятор забезпечує:

- формування команд для управління виконавчими пристроями;

- підтримку температури в заданому температурному режимі;

- уведення двох установок по кожному каналу;

- індикацію в цифровому виді температури по кожному каналу;

- світлову індикацію стану пристроїв.

Автоматизована система диспетчерського управління теплопостачанням м. Харкова (АСДУ).

На сьогодні на підприємстві КП «ХТМ» експлуатується автоматизована система диспетчерського управління (АСДУ).

Автоматизована система диспетчерського управління теплопостачанням м.Харкова призначена для здійснення оперативного управління експлуатацією централізованої системи теплопостачання, виробленням, відпуском, транспортом і розподілом теплової енергії з найменшими витратами на основі забезпечення персоналу управління й оперативно-диспетчерської служби своєчасною повною й достовірною інформацією про хід технологічних процесів, довідковою інформацією про структуру, параметри й стан обладнання системи теплопостачання.

Оперативне управління здійснюється зі ЦДП і трьох районних диспетчерськіх пунктів.

Впроваджена система поліпшила техніко-економічні показники за рахунок цілеспрямованого ведення технологічних процесів, підвищення інформаційності й оперативної діяльності персоналу.

Працівники підприємства не зупиняються на досягнутому. Дії фахівців постійно спрямовані на модернізацію засобів управління, розробку й впровадження встаткування із застосуванням нових технологій. Так, розроблений і впроваджений інтелектуальний контрольований пункт (Міні КП), обробляє, архівує й передає інформацію по фізичній й виділеній лінії зв’язку або радіоканалу. По основних технічних характеристиках Міні КП значно перевершує існуючі аналоги. У цей час Міні КП успішно впроваджується на об’єктах магістральних теплових мереж і теплових розподільних станціях (ТРС) м. Харкова. Для Міні КП, які встановлені на ТРС, передбачається розширення виконуваних функцій: автоматичне регулювання температури гарячої води й підтримка постійного перепаду тисків.

Система АСДУ постійно удосконалюється й модернізується. До кінця 2011 року передбачається замінити один із самих основних вузлів: пункт управління телекомплексу «Граніт», що проробив більш 20 років. Подальша модернізація припускає заміну всіх морально й фізично застарілих систем, як верхнього, так і нижнього рівнів, на системи, що відповідають сучасним вимогам.

Відпрацьовано питання щодо впровадження оперативно–інформаційного комплексу (ОІК) на підприємстві «Харківські теплові мережі», що складається з 5-ти систем:

автоматизованої системи оперативно-диспетчерського управління (АСДУ), яка описана вище;

автоматизованої системи контролю й обліку енергоресурсів (АСКУЭ), яка призначена для розв’язання завдань комерційного й технічного контролю й обліку на об’єктах КП «Харківські теплові мережі» (ТЕЦ, котелень, теплорозподільних пунктах, і т.п.) у режимі реального часу: споживання енергії, газу й води; виробництва, розподілу й відпуску споживачам теплової енергії;

автоматизованих систем розрахунків зі споживачами промислового й побутового секторів, що забезпечують автоматизацію роботи підрозділів підприємства, що виконують розрахунки із промисловими й побутовими споживачами за спожиту теплову енергію;

корпоративної мережі підприємства, призначеної для забезпечення інформаційної взаємодії територіально вилучених структурних підрозділів підприємства й створення єдиного інформаційного простору;

фінансової мережі, що забезпечує автоматизацію роботи бухгалтерії, фінансового управління, відділу кадрів, а також пов’язаних із ними підрозділів.

Метою впровадження системи є одержання додаткового прибутку, підвищення якості обслуговування клієнтів і зниження шкідливого впливу на навколишнє середовище за рахунок:

- оперативного контролю й управління об’єктами теплових мереж;

- оперативного контролю стану мережі й завчасного попередження розвитку аварійних ситуацій;

- своєчасного виявлення й локалізації аварій;

- розрахунків і підтримки оптимального режиму розподільної мережі;

- виявлення й своєчасного усунення втрат тепла;

- зниження зловживань з боку абонентів;

- забезпечення оперативного контролю за надходженнями від платежів і виявлення неплатників;

- точного й оперативного контролю споживання енергоресурсів;

- забезпечення розрахунків і оперативного контролю основних техніко-економічних показників окремих підрозділів;

- підвищення продуктивності праці виробничого персоналу;

- автоматизації діяльності абонентських відділів.

Запропонований комплекс створює єдиний інформаційний простір для всіх підрозділів і служб підприємства й забезпечує взаємодію з постачальниками, банками й облдержадміністрацією.

Інтелектуальний контрольований пункт Міні КП.

Інтелектуальний контрольований пункт призначений для виміру постійних струмів і напруг, перетворення вимірюваних значень струмів і напруг у цифрову форму, контролю стану дискретних датчиків типу «сухий контакт» і керування об’єктами.

Міні КП обробляє, накопичує і передає у виді кадрів дані аналогової і дискретної інформації з фізичної і виділеної ліній зв’язку чи по радіоканалу.

У процесі виробництва та експлуатації Міні КП не потребує настроювання і регулювання. Елементи, які забезпечують точність виміру, не піддаються старінню.

Дискретні та аналогові входи мають гальванічну розв’язку з процесорною частиною і між собою. Дискретні входи мають захист від подачі напруги зворотної полярності і вхідний RC-фільтр із частотою зрізу 1,5 кГц. Смуга вхідних аналогових сигналів обмежується вхідним фільтром з частотою зрізу 10 Гц.

Даний Міні КП пройшов метрологічну атестацію. Свідоцтво про державну метрологічну атестацію видано державним підприємством „Харківський регіональний науково-виробничій центр стандартизації, метрології і теплопостачання”.

У промисловій експлуатації Міні КП знаходяться на таких об’єктах теплопостачання:

· МК 5211А.Б Котельня «Хартрон» – зв’язок між пунктом управління та Міні КП здійснюється по радіоканалу;

· МК 6609, МК 9515, ТРС 2-11 – зв’язок між пунктом управління та
Міні КП здійснюється по виділеній лінії зв’язку.

Нині виконуються роботи по установці Міні КП на котельні «Заводу ім. Шевченка» Жовтневого філіалу та на ТРС 2-2 Дзержинського філіалу підприємства.

Інформаційно-графічна система «ТЕПЛОГРАФ».

Інформаційно-графічна система (ІГС) «Теплограф» є предметною реалізацією опису системи теплопостачання м. Харкова.

ІГС дозволяє:

- одержати графічне представлення схеми теплової мережі з прив’язкою до топооснови (електронної карти міста);

- зробити паспортизацію теплової мережі і устаткування, створити і відобразити схеми вузлів і ділянок;

- сформувати звіти, табличні і графічні довідки і вибірки за різними критеріями;

ІГС робить:

- гідравлічні розрахунки теплової мережі, моделювання переключень запірної арматури;

- налагоджувальні розрахунки споживачів (розрахунок діаметрів звужуючих пристроїв, сопел елеваторів);

- аналіз режимів роботи насосних станцій, побудову розхідно-натискних характеристик, видачу рекомендацій з оптимізації завантаження насосних агрегатів.

ІГС вирішує наступні диспетчерські задачі:

- ведення диспетчерських журналів і архівів заявок на планові та аварійні ремонтно-відбудовчі роботи;

- ведення архіву дефектів і ушкоджень на тепловій мережі;

- ведення архіву переключень на тепловій мережі з формуванням бланків і програм переключень;

- формування рапортів про відключених абонентів і ділянки мережі.

У рамках ІГС реалізовані виробничо-технічні задачі:

- розрахунок нормативних і фактичних теплових втрат через ізоляцію і з витоками, у тому числі і з урахуванням архіву відключених абонентів і ділянок;

- розрахунок температурних графіків абонентів;

- формування узагальненої довідкової інформації з заданих критеріїв, спеціальних звітів про параметри і режими теплової мережі;

- виділення на схемі мережі об’єктів із заданими властивостями (ремонт, баланс, камери з заданим устаткуванням і т.п.).

ІГС дає можливість робити аналіз режимів роботи системи теплопостачання (аналіз роботи насосних станцій).

2.16.1. Система диспетчеризації малих котелень КП «ХТМ»

У цей час на підприємстві активно впроваджується система диспетчеризації малих котелень на базі блоків моніторингу RIT35, що забезпечують збір аварійних сигналів, їх кодування й передачу інформації на районний дизпетчерський пункт (РДП). На РДП встановлюється комплект обладнання, необхідний для приймання інформації, її розшифрування й відображення – АРМ диспетчера.

АРМ диспетчера забезпечує виконання оператором РДП циклічного й індивідуального опитування котелень для з’ясування їх поточного стану. В операторів місцевих диспетчерських пунктів приймання сигналів аварійного оповіщення здійснюється за допомогою мобільних телефонів.

На даний час (згідно з 1 етапом впровадження) диспетчеризовано 8 об’єктів Новобаварського теплового району Жовтневої філії теплових мереж з передачею інформації і її обробки на районний диспетчерський пункт.

Система дозволяє контролювати такі важливі параметри, як: відкриття дверей; зупинку котла; загазованість котельні; відсутність електроживлення; зупинку мережевого насоса.

Впровадження системи дозволило:

- скоротити витрати на обслуговуючий персонал;

- знизити кількість обслуговуючого персоналу;

- підвищити оперативність реагування при виникнення аварійних ситуацій – інформація дублюється як на мобільний телефон чергового оператора, так і на АДС;

- зменшити час простою обладнання;

- поліпшити контроль над працездатністю обладнання;

- підвищити контроль над обладнанням у котельнях, що необслуговуються, під час неопалювального сезону – при несанкціонованому відкриванні дверей або зниканні живлючої напруги. Повідомлення приходять на АДС та на обранний мобільний телефон;

- підвищити контроль над роботою обслуговуючого й чергового персоналу;

- контролювати дійсний час чергового обходу оператора.

При виконанні повного обсягу робіт, передбачених Програмою (охоплення 43 об’єктів на трьох філіях теплових мереж), своєчасний контроль температури «подачі» і «обратки» теплоносія дозволить уникнути втрат від перетоплення, що, у свою чергу, призведе до економії газу й дасть значний економічний ефект, особливо актуальний під час безперервного росту цін на енергоносії.

2.17. Очікувані результати

. Інноваційно-інвестиційні основи регіональної програми реабілітації комунального підприємства полягають в: удосконаленні схеми теплопостачання згідно з перспективним планом розвитку; заміні застарілих котлів потужністю до 1 МВт на сучасні або в мало витратній модернізації діючих котлів різної теплової потужності; утилізації теплоти відхідних димових газів; впровадженні комбінованого виробництва теплової енергії (когенерація); впровадженні індивідуальних теплових пунктів; заміні аварійних і застарілих труб теплотрас на сучасні з пінополіуретановою ізоляцією; впровадженні сучасних приладів діагностики стану теплових мереж.

Реалізація заходів Програми з терміном їх окупності не більше 4,5 років забезпечить економію природного газу 33,5 % від щорічного споживання до впровадження Програми.

Пропонується змінити 27 застарілих котлів типу НІІСТУ-5, Універсал, Надточій на сучасні – типу КСВа, АОГВ, Колві, Altair та інш. З ККД 91-92%, економія природного газу складатиме 0,2 млн м³ на рік. Капітальні витрати – 4,1 млн грн. Окупність - 2,7 років.

Пропонується ліквідація 53 низькоефективних котелень за рахунок підключення споживачів до централізованого теплопостачання, економія природного газу складатиме 0,5 млн м³ на рік. Капітальні витрати – 17,1
млн грн. Окупність - 4,1 років.

Встановити 42 частотних регулятори типу РС та РСЧ для керування насосами, вентиляторами і димососами. Загальна сума капіталовкладень - 4,4 млн грн. Окупність - 1,8 роки.

Встановити утилізатори теплоти за 21 котлом, в т.ч. за 17 котлами типу КВ-Г-6,5/150, за 2 котлами КБНГ-3,15, за 2 котлами КБНГ-2,5. Загальні капіталовкладення складають 5,6 млн грн. Термін окупності - 4,0 роки. Економія газу - до 1,4 млн м³ на рік.

Пропонується впровадити на території районної котельні 2 пілотні установки комбінованого виробництва теплової та електричної енергії (когенераційні установки). Капіталовкладення складають 19,3 млн грн. Окупність - 1,9 роки.

Впровадити 2 пілотні установки теплових насосів. Очікувана економія - 0,035 млн м³ газу на рік. Проект на виконання розробляється.

Удосконалення схеми теплопостачання міста з метою більш ефективного використання когенераційного потенціалу за рахунок оптимального завантаження теплофікаційних відборів Харківської ТЕЦ-5. Загальні капіталовкладення складають 302,8 млн грн. Термін окупності - 4,2 роки. Економія газу - 65,9 млн м³ на рік.

Встановлення 27 індивідуальних теплових пунктів у житлових будинках. Загальні капіталовкладення складають 4,2 млн грн. Термін окупності - 1,0 роки. Економія газу - 4,1 млн м³ на рік.

Заміна 147,9 км у 2-трубному обчисленні аварійних та зношених труб теплотрас на труби із пінополіуретановою ізоляцією заощаджує 16,9 млн м3 на рік і має капіталовкладення – 545,2 млн грн. Термін окупності –3,7 років.

Реконструкція системи теплопостачання житлових будинків. Загальні капіталовкладення складають 75,4 млн грн. Термін окупності - 3,8 роки. Економія газу - 40,3 млн м³ на рік.

Впровадження приладів та систем діагностики, моніторингу та автоматизації. Загальні капіталовкладення складають 1,9 млн грн. Термін окупності - 1,6 роки. Економія газу - 1,2 млн м³ на рік.

Впровадження енергозберігаючої системи управління тягодуттєвими пристроями. Загальні капіталовкладення складають 10,2 млн.грн. Термін окупності - 1,0 рік. Економія газу - 10,6 млн м³ на рік.

Крім того, без капітальних вкладів впровадження низько температурного графіка. Економія газу - 40,2 млн м³ на рік.

Загальні капіталовкладення на виконання наведених першочергових заходів дорівнює 990,2 млн грн. Економія газу 181,3 млн м³ на рік. Термін окупності - не більше 3,1 роки.

Надано економічне обґрунтування доцільності виконання Програми та зниження викидів диоксиду вуглецю за рахунок нижчеперелічених заходів.

Встановлення в котельні 2 одиниць когенераційних установок. Термін окупності - 1,9 роки, обсяг капіталовкладень - 19,3 млн грн. Економія палива при цьому визначається з урахуванням газової складової при обліку компенсації виробництва електроенергії і теплоти, що вироблена ГПД у складі КГУ в результаті порівняння роздільного і комбінованого виробництва електричної та теплової енергії на електростанції та у котельній з виробленням їх на когенераційній установці.

Встановлення 2 теплових насосів дасть змогу заощадити 0,041 тис.т у.п. на рік в залежності від терміну роботи установок. Проект на виконання розробляється.

Значну економію дає впровадження індивідуальних теплових пунктів замість центральних теплових пунктів. Пропонується встановити 27 індивідуальних теплових пунктів у житлових будинках. Заощадження палива становить 4,9 тис. т у.п. на рік. Окупність – 1 рік, обсяг капіталовкладень -
4,2 млн грн.

В Програмі передбачено використання автоматизації, диспетчеризації котелень, впровадження нових приладів контролю та діагностики. Їх впровадження підвищить надійність систем теплопостачання. Пропонується впровадити приладів автоматизації та диспетчеризації 33 комплекти приладів контролю та діагностики. Заощадження палива – 1,4 т у.п. на рік, термін окупності – 1,6 роки, капіталовкладення - 1,9 млн грн.

Удосконалення схеми теплопостачання міста за рахунок завантаження Харківської ТЕЦ-5. Загальні капіталовкладення складають 302,8 млн грн. Термін окупності - 4,2 роки. Економія газу - 78,5 т у.п. на рік

Встановити 42 частотних регулятори типу РС та РСЧ для керування насосами, вентиляторами і димососами. Загальна сума капіталовкладень
4,4 млн грн. Окупність - 1,8 роки.

Встановити утилізатори теплоти на 21 котлу, в т.ч. на 17 котлах типу КВ-Г-6,5/150, на 2 котлах КБНГ-3,15, на 2 котлах КБНГ-2,5. Загальні капіталовкладення складають 5,6 млн.грн. Термін окупності - 4,0 роки. Економія газу - до 1,7 тис. т у.п.

Пропонується змінити 27 застарілих котлів типу НІІСТУ-5, Універсал, Надточій на сучасні – типу КСВа, АОГВ, Колві, Altair з ККД 91%, економія природного газу складатиме 0,3 тис. т у.п. на рік. Капітальні витрати –
4,1 млн.грн. Окупність - 2,7 років.

Пропонується ліквідація 53 низькоефективних котелень за рахунок підключення споживачів до централізованого теплопостачання, економія природного газу складатиме 0,6 тис. т у.п. на рік. Капітальні витрати –
17,1 млн.грн. Окупність - 4,1 років.

Впровадження енергозберігаючої системи управління тягодуттєвими пристроями, економія природного газу складатиме 12,5 тис. т у.п. на рік. Капітальні витрати – 10,2 млн грн. Окупність - 1,0 років.

Крім того, без капітальних вкладів впровадження низько температурного графіка. Економія природного газу складатиме 47,4 тис. т у.п. на рік.

Загальний потенціал енергозбереження Програми полягає у скороченні споживання палива на 33,5% від середньорічного споживання палива у системі теплопостачання міста Харкова. Потенціал зниження диоксиду вуглецю складає 362 тис.т на рік.

В Програмі надані пропозиції щодо розробки нових технологій і обладнання для енергозбереження в системі КП «Харківські теплові мережі».

Передбачається, що частково Програма буде фінансуватися за рахунок інновацій та інвестицій.

За рахунок державних субвенцій обов’язково фінансуються роботи, пов’язані з заміною тепломереж.

В наведених нижче таблицях надано економічно доцільний та технічно доступний потенціал енергозбереження області та потенціал зниження викидів СО₂ згідно з положеннями Кіотського протоколу.

РОЗДІЛ ІІІ Заходи регіональної Програми модернізації комунальної теплоенергетики Харківської області на 2011-2015 роки
3.1. Перелік котелень, які обладнані малоефективними газовими котлами з теплопродуктивністю до 1 Гкал/год в виробничих одиницях теплопостачальних підприємств Харківської області, які підлягають заміні



№	Найменування виробничої одиниці	Тип котла	ККД, %		Кількість котлів, які підлягають заміні	Підключене навантаження, Гкал/год
1	2	3	4		5	6
Балаклійський район
	м. Балаклія, вул. Жовтнева, 51	НИИСТУ-5	80		2	0,513
	м. Балаклія, вул.Кірова, 25	НИИСТУ-5	71		3	0,254
	м. Балаклія, вул. Перемоги, 100	НИИСТУ-5	85		2	0,466
	м. Балаклія, вул. Партизанська, 3	НИИСТУ-5	85		4	0,639
	сел. Дружба	НИИСТУ-5	84		3	0,319
	м. Балаклія, вул. Партизанська, 1	НИИСТУ-5	83		6	1,652
	с. Червона Гусарівка	ФАКЕЛ	71		3	0,180
	с. Веселе	НИИСТУ-5	66		3	0,214
	с. Борщівка	НИИСТУ-5	78		4	0,304
	Всього:				30	4,5406
Барвінківський район (ПТМ)
	м. Барвінкове, вул. Р. Люксембург, 44	НИИСТУ-5	60		2	1,114
	м. Барвінкове, вул Піонерська, 2	НИИСТУ-5	60		4	0,806
	м. Барвінкове, вул. 50- років УРСР, 80	НИИСТУ-5	61		2	0,633
	м. Барвінкове, вул. Шевченка	НИИСТУ-5	62		1	0,359
	Всього:				9	2,912
Богодухівський район
	м. Богодухів, вул. Чалого, 22	НИИСТУ-5	73		4	0,168
	м. Богодухів, вул. Космічна, 5	НИИСТУ-5	72		8	0,453
	Всього:				12	0,621
Валківський район
	м.Валки, вул.Перемоги, 1	НИИСТУ-5	73		7	0,158
	м.Валки, вул.Котовського	ФАКЕЛ	77		2	0,249
	сел. Ков’яги, вул. Жовтнева, 2	НИИСТУ-5	71		3	0,560
1	2	3	4		5	6
	Всього:				12	0,967
Дворічанський район
	смт Дворічна, вул.Радянська,78	НИИСТУ-5	75		4	0,262
	смт Дворічна, вул.Радянська, 57	НИИСТУ-5	75		2	0,569
	смт Дворічна, вул.Осеніна,7	НИИСТУ-5	85		2	0,942
	ст.Дворічна	ФАКЕЛ	84		2	0,266
	с.Тавільжанка	ФАКЕЛ	84		2	0,154
	с.Кутьківка	НИИСТУ-5	76		2	0,225
	с.Токарівка	НИИСТУ-5	79		2	0,117
	с.Першотравневе	НИИСТУ-5	79		2	0,158
	с.Лиман Другий	НИИСТУ-5	74		2	0,058
	с.Жовтневе	НИИСТУ-5	79		2	0,071
	с.Кам"янка	НИИСТУ-5	76		2	0,134
	с.Рідкодуб	НИИСТУ-5	79		2	0,109
	Всього:				26	3,065
Дергачівський район
	м. Дергачі,Перемоги,5а	ФАКЕЛ-1	85		4	1,753
	м. Дергачі, вул. Петрівського,79	НИИСТУ-5	71		3	0,569
	с. Безруки, вул. Шевченка,2	НИИСТУ-5	84		2	0,375
	с. Слатіно, вул. Радянська ,17	НИИСТУ-5	73		2	0,416
	с. Р.Лозова, вул. Матюшенко,74	НИИСТУ-5	80		2	0,261
	вул. Артема, 1	НИИСТУ-5	84		2	0,351
	Всього:				15	3,725
Зачепилівський район
	сел. Зачепилівка, вул. Радянська, 57а	НИИСТУ-5	85		5	0,422
	сел. Зачепилівка, вул. 14 Гвардійської стрілкової дивізії	НИИСТУ-5	83		5	0,624
	Всього:				10	1,046
Зміївський район
	м.Зміїв,Таранівське шосе,70б	УНІВЕРСАЛ	78		2	0,447
	м.Зміїв,Таранівське шосе,70б	НИИСТУ-5			2
	Зміїв, Квартал 126/156	НИИСТУ-5	88		4	2,085
	м. Зміїв, вул.Чкалова, 6	НИИСТУ-5	76		4	0,068
	м. Зміїв,Пролетарське шосе, 27а	НИИСТУ-5	75		4	0,715
	м. Зміїв,вул.Радянська,6	НИИСТУ-5	77		1	0,062
	с.Геніївка, вул.Молодіжна	НИИСТУ-5	82		3	0,076
	с. Лиман	ФАКЕЛ	84		2	0,316
	с.Шелудьківка, вул.Горького, 67	НИИСТУ-5	79		5	0,412
1	2	3	4		5	6
	с.Соколове, вул. Шкільна, 2	НИИСТУ-5	76		4	0,166
	с. Чемужевка	НИИСТУ-5	71		4	0,358
	Всього:				35	4,705
м. Ізюм (ПТМ)
	вул. Крута, 56-б	Універсал-6	80		2	0,240
	вул.Куйбишева, 37-а	НИИСТУ-5	50		1	0,056
	вул.Куйбишева, 37-а	Універсал-6	51		1
	вул. Ентузіастів, 100	НИИСТУ-5	86		4	0,476
	вул. Електриків, 5-б	НИИСТУ-5	82		2	0,410
	вул. Патріотів, 29-а	НИИСТУ-5	85		4	1,120
	вул. Некрасова, 74	НИИСТУ-5	62		3	1,410
	вул. Московська, 37	НИИСТУ-5	74		4	0,100
	Всього:				21	3,812
Кегичівський район
	смт Кегичівка, вул. Волошина, 91	НИИСТУ-5	85		2	0,442
	с. Красне	Универсал	72		1	0,058
	с. Шляхова	Универсал	72		2	0,050
	Всього:				5	0,550
Красноградський район (ПТМ)
	м. Красноград, вул. Леніна,18	НИИСТУ-5		82	2	0,332
	с. Дослідне, Дослідна станція	ФАКЕЛ-Г		79	3	0,357
	м. Красноград, вул. Жовтнева,61	НИИСТУ-5		79	8	2,917
	м. Красноград, вул. 8 Березня	НИИСТУ-5		82	5	1,852
	м. Красноград, вул. Полтавська,3	НИИСТУ-5		80	3	0,584
	с. Піщанка, Піщанська СШ	НИИСТУ-5		77	2	0,227
	с.Хрестище	УНІВЕРСАЛ-6		75	3	0,193
	с.Хрестище	НИИСТУ-5
	Всього:				26	6,4629
Краснокутський район
	смт Краснокутськ, пров. Заклепенко, 2	НИИСТУ-5	72		2	0,297
	с. Козіївське, вул. Головченко	ФАКЕЛ	75		2	0,195
	с.Петрівське	ФАКЕЛ	82		2	0,148
	Всього:				6	0,64
Куп'янський район (ПТМ)
	с. Куп'янськ-Вузловий, вул. Ленінська, 100	Факел	73		3	0,560
	с. Куп'янськ-Вузловий, вул. Постишева, 4	НИИСТУ - 5	87		7	1,450
	с. Куп'янськ-Вузловий, вул. Кірова, 2	НИИСТУ - 5	80		4	3,170
	с. Куп'янськ-Вузловий, вул.Червона	Факел	62		4	0,870
	с. Куп'янськ-Вузловий, вул. Індустріальна	НИИСТУ - 5	71		6	2,000
	м.Куп'янськ, пл. Жовтнева	НИИСТУ - 5	69		2	2,800
1	2	3	4		5	6
	м.Куп'янськ, вул. Лікарняна, 2	НИИСТУ - 5	64		6	1,120
	м.Куп'янськ, вул.Цюрупи, 1	НИИСТУ - 5	65		7	5,010
	м.Куп'янськ, вул.Хімушина	НИИСТУ - 5	76		7	0,290	6
	м.Куп'янськ, вул. Дмитрівська	НИИСТУ - 5	85		2	0,290
	Всього:				48	17,56
Лозівський район (ПТМ)
	м. Лозова, вул.Лозовського,8	Факел-Г	85		4	2,314
	м. Лозова, вул. Лозовського,78	НИИСТУ-5	81		2	0,839
	м. Лозова, вул.Муранова,63	НИИСТУ-5	81		2	0,052
	м. Лозова, вул.Правди,4	НИИСТУ-5	84		3	0,815
	смт Панютине, вул.Середи,10	НИИСТУ-5	83		2	0,380
	с. Єлізаветівка	НИИСТУ-5	80		5	1,500
	с. Катеринівка (школа)	НИИСТУ-5	80		4	0,429
	с. Катеринівка (ЦРБ)	НИИСТУ-5	80		3	0,739
	с. Артільне	НИИСТУ-5	68		2	0,195
	с. Смирнівка	НИИСТУ-5	40		2	0,180
	Всього:				29	7,443
Нововодолазький район (ПТМ)
	с.Ватутіне	НИИСТУ-5	76		2	0,246
	с.Караван	НИИСТУ-5	75		2	0,330
	смт Нова Водолаза, вул.Пушкіна,16	НИИСТУ-5	75		4	0,672
	с.Липкуватівка	НИИСТУ-5	85		6	0,840
	с.Охоче	НИИСТУ-5	75		2	0,221
	с.Старовірівка	НИИСТУ-5	75		2	0,497
	Всього:				18	2,806
Харківський район
	с.Стрілеча "Лікар. комплекс"	НИИСТУ-5	67		8	2,034
	с.Стрілеча "Житл. масив"	НИИСТУ-5	60		4	0,359
	м. Південне, вул. Гагаріна,82	Факел	82		2	0,583
	м. Мерефа, вул. Л.Українки	Факел	82		2	0,334
	м. Мерефа, Дніпропетровська,148	НИИСТУ-5	78		3	0,687
	сел. Буди, вул. Дачна,12б	НИИСТУ-5	78		6	1,957
	м.Південне, вул. Молодіжна,35	НИИСТУ-5	78		1	0,459
	сел. Буди, вул. Гоголя,10а	НИИСТУ-5	78		8	2,467
	м. Мерефа, 5 Вересня, 87	НИИСТУ-5	78		2	0,391
	м.Мерефа, вул. Мірошниченка, 63	НИИСТУ-5	78		2	0,171
	м.Мерефа, вул. Дніпропетровська, 221	НИИСТУ-5	78		2	0,583
	с. Хорошеве, вул. Фрунзе,2	НИИСТУ-5	78		3	0,283
1	2	3	4		5	6
	смт Васищеве, вул. Орєшкова,83	Факел	82		4	1,970	6
	сел.Безлюдівка, вул. Петровського,6	Факел	82		5	0,489
	с.Хорошеве, вул. Горького,1	НИИСТУ-5	78		2	0,200
	сел.Безлюдівка, в'їзд Жовтня,18	Факел	82		1	0,464
	с.Хорошеве, вул. Леніна,2	НИИСТУ-5	78		4	0,971
	сел.Безлюдівка, вул.Перемоги,162	НИИСТУ-5	78		6	2,060
	с.Покотилівка, Жовтневий в'їзд,13	НИИСТУ-5	78		2	0,147
	сел.Покотилівка, вул. Тімірязєва,3	НИИСТУ-5	78		8	3,465
	сел.Покотилівка, вул. Залізнична,13	НИИСТУ-5	78		2	0,364
	сел.Покотилівка, вул. Кооперативна,3	НИИСТУ-5	78		2	0,177
	сел.Високий, Профсоюзна,7в	НИИСТУ-5	78		2	0,167
	сел.Покотилівка, Агрономічна,10	НИИСТУ-5	78		2	0,291
	сел.Покотилівка, вул. Леваневського,5	Універсал5	80		2	0,100
	сел.Покотилівка, вул. Кооперативна,20	НИИСТУ-5	78		2	0,601
	сел.Бабаї, вул. 1 Травня,35	НИИСТУ-5	73		1	0,038
	с.Лук'янці, вул. Перемоги,22	НИИСТУ-5	78		6	0,555
	с.Борисівка, вул. Садова,12	НИИСТУ-5	78		4	0,146
	с.Р.Тишки, вул. 40 років Перемоги, 1а	НИИСТУ-5	78		5	0,534
	КСП “Циркунівське”	НИИСТУ-5	78		4	0,757
	с.Циркуни, вул. Кірова,32	НИИСТУ-5	78		2	0,218
	Д/г Кутузівка	НИИСТУ-5	85		3	0,960
	с.Вільхівка, вул. Шкільна,1а	НИИСТУ-5	78		6	0,531
	с.М.Рогань, пров.Папаніна,27а	НИИСТУ-5	78		3	0,169
	сел.Кулиничі, вул. Кулиничівська,60а	НИИСТУ-5	78		2	0,290
	с.Фрунзе, вул. Молодіжна,1а	НИИСТУ-5	78		2	0,240
	с.Затишшя, вул. Харківська,3	НИИСТУ-5	78		4	0,291
	с.М.Рогань, Племсервіс	НИИСТУ-5	78		4	0,565
	Всього:				133	27,069
Чугуївський район
	сел. Малинівка, вул.Інтернаціональна,71	НИИСТУ-5	80		2	0,221
	сел. Малинівка, вул.Дзержинського,128	НИИСТУ-5	63		1	0,045
	сел. Малинівка, вул. Б.Хмельницького	НИИСТУ-5	85		2	0,998
	сел. Кочеток, вул.Леніна,41(Інтернат)	НИИСТУ-5	83		5	1,301
	с. Леб'яже, вул.Шкільна,ЦК	НИИСТУ-5	77		4	0,066
	с. Леб'яже, вул.Шкільна, 2 (ЗОШ)	НИИСТУ-5	80		3	0,248
1	2	3	4		5	6
	с.Коробочкіно	НИИСТУ-5	81		1	0,108
	с.Іванівка,вул.Леніна,1	НИИСТУ-5	82		3	0,251
	с.ВолохівЯр, вул.Миру,3	НИИСТУ-5	77		2	0,124
	Всього:				23	3,362
м. Чугуїв
	бул.Комарова,9	НИИСТУ-5	82		6	3,157
	пров.Відомчий	НИИСТУ-5	82		3	1,353
	вул.Руднева,1	НИИСТУ-5	81		2	0,267
	вул.Жовтня,27А	НИИСТУ-5	83		2	0,917
	вул.Горішного,1/124	НИИСТУ-5	84		4	7,433
	вул.Горішного,1/216	НИИСТУ-5	84		9	2,836
	Всього:				26	15,963
м. Харків
	вул.Новгородська, 85	НИИСТУ-5	75		6	2,239
	пр.Іліча, 2	НИИСТУ-5	59		2	0,707
	пр.Косіора, 122	НИИСТУ-5	78		1	0,568
	вул.Боротьби, 1	НИИСТУ-5	75		1	0,141
	вул. Архітекторів, 40	ФАКЕЛ	83		3	2,415
	Всього:				13	6,070
Шевченківський район
	с.Шевченкове, вул.Леніна, 48	НИИСТУ-5	82		1	0,190
	с.Шевченкове, вул.Бубліченка	НИИСТУ-5	82		1	0,086
	с.Шевченкове, пр.Крупської	НИИСТУ-5	82		3	0,098
	с.Шевченкове, вул.Комсомольска	НИИСТУ-5	83		3	0,354
	с.Гетьманівка	НИИСТУ-5	83		2	0,223
	с.Безмятежне	НИИСТУ-5	83		2	0,200
	Всього:				12	1,151
	Всього по області:				509	114,471
	Всього по закладах освіти, культури, охорони здоров я, що мають власні котельні				156	28,080
	Разом по області:				665	142,551

3.2. Заміна котлів потужністю більше 1 МВт та зміна схеми теплопостачання

№ об’єкта	Назва об’єкта, на якому впроваджуються нові технології	Тип тепломеханічного обладнання	Теплова потужність одиниці обладнання, МВт	Підключене навантаження, МВТ	ККД одиниці обладнання, %
№ об’єкта	Назва об’єкта, на якому впроваджуються нові технології	Тип тепломеханічного обладнання	Теплова потужність одиниці обладнання, МВт	Підключене навантаження, МВТ	ККД одиниці обладнання, %
1	2	3	4	5	6
1	кот. с. П′ятигірське Балаклійського р-ну	ДКВР6,5/13	4,5	0,92	69%
2	с. Пришиб	ТГ-3-95	3,5	0,29	78%
3	смт Савинці	КБН-Гн-3,15М	3,15	0,38	73%
4	вул.Петровского,163 м. Дергачі	КВГМ-10	11,6	2,8	81%
5	м. Красноград вул. Радянська,16 (СХТ)	КБНГ-2,5	2,9	0,79	86%
6	Д/г Кутузівка	КВГ-6,5	7,56	1,26	85%
7	Пушкінська, 20 с. Липці	ТВГ-8М	9,65	2,24	85%
8	Вул. Піщана, 22 м. Мерефа	ДКВР-6,5/13	4,5	0,63	85%
9	вул. Свободи,2 м. Лозова	КВГМ-100	116	93,7	85%
10	кот. № 2 с. Ківшарівка	КВГМ-100	116	41,4	55%
11	вул. Леніна,57 сел. Рогань	ДЕ-16/14ГМ	11,16	2,8	82%
12	пл. Радянська, 3 с. Купянськ - Вузловий	ДКВР - 6,5/13	4,5	5,2	63,9%
13	вул. Мічуріна м. Чугуїв	ДКВр 20/13	13,95	22,38	88%

3.3. Модернізація котлів ТВГ і КВГ, працюючих на природному газі.

№ об’єкта	Адреса об’єкта, на якому впроваджуються нові технології	Тип тепломеханічного обладнання	Теплова потужність одиниці обладнання, МВт	Підключене навантаження , МВТ	ККД обладнання, %	Кількість об’єктів модернізації, шт	ККД одиниці після реконструкції, %	Вартість робіт з оптимізації, тис. грн.
№ об’єкта	Адреса об’єкта, на якому впроваджуються нові технології	Тип тепломеханічного обладнання	Теплова потужність одиниці обладнання, МВт	Підключене навантаження , МВТ	ККД обладнання, %	Кількість об’єктів модернізації, шт	ККД одиниці після реконструкції, %	Вартість робіт з оптимізації, тис. грн.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	м. Балаклія, пл. Ростовцева, 1	КВГ- 7,56	7,56	6,2	90%	1	92%	250
2	м. Балаклія вул. Леніна, 64	ТВГ- 8М	9,65	19,0	87%	2	92%	1000
3	сел. Нафтовіків	КВГ-6,5	7,56	5,6	89%	1	92%	250
4	смт Борова, вул. Поштова	КВГ-6,5	7,56	9,6	87%	2	92%	600
5	м. Вовчанськ, вул. Досвітнього	КВГ-6,5	7,56	12,2	88%	2	92%	650
6	м. Ізюм пр.Ленина 33б	ТВГ-8М	9,65	16,2	86%	2	92%	1000
7	м. Ізюм вул. Скрипніка 12а	ТВГ-8М	9,65	14,9	85%	2	92%	1000
8	м. Красноград вул. Лермонтова,67а	ТВГ-8М	9,65	11,9	88%	2	92%	550
9	м. Красноград вул. Московська,45а	ТВГ-8М	9,65	8,9	87%	2	92%	550
10	м. Лозова вул.Стаханівська,14	КВГ-4,65	4,65	2,9	88%	1	92%	200
11	м. Лозова вул. Кіма,23	ТВГ-8М	9,65	16	90,5%	2	92%	600
12	м. Лозова мікрорайон № 6	КВГ-6,5	7,56	16,8	90%	3	92%	600
13	м. Чугуїв вул. Кожедуба, 3	ТВГ-8М	9,65	14,1	89%	2	92%	600
1	2	3	4	5	6	7	8	9
14	МЖК Інтернаціоналіст,49	КВГ-6,5	7,56	13,9	85%	2	92%	1000
15	Насіннева,14б с.Радгоспне	КВГ-4,65	4,65	3,3	85%	1	92%	300
16	Академічна,9а сел.Комуніст	ТВГ-8М	9,65	14,9	85%	2	92%	1200
17	Шкільна,5 с.Українка	КВГ-6,5	7,56	5,1	85%	2	92%	500
18	м. Куп’янск вул. 1Травня, 55	КВГ-6,5	7,56	11,6	68%	2	92%	1500
19	с. Кочеток вул. Чугуївська	ТВГ-8М	9,65	6,8	88%	1	92%	400
20	с.Шевченкове, вул.Леніна, 54	КВГ-6,5	7,56	3,8	89%	1	92%	200
21	м. Барвінкове, вул. Леніна, 35	КВГ-6,5	7,56	4,9	89%	1	92%	250

3.5. Модернизація теплових мереж

№№	Міста та райони Харківської області		Сумарна довжина мережі (у 2- трубному обчи сленні), м	Сумарна довжина мережі (у 2-трубному обчи сленні), що реконструюється, м	Економія газу, тис м3/рік	Економія газу, %	Сумарна вартість попередньо ізольованої труби,тис. євро
11	2		3	4	5	6	7
11	Балаклійський район		40946	39489	3044,9	22,2	8919,79
12	Барвінківський район		8319	260	11,6	0,5	47,35
23	Близнюківсьий район		240	0	0,0	0,0	0
34	Богодухівський район		5678	4336	406,0	16,8	746,56
15	Борівський район		9565	3341	190,8	8,0	486,19
16	Валківський район		7371	2683	674,0	14,2	404,55
17	Великобурлуцький район		6067	5772	443,5	48,5	1169,46
18	Вовчанський район		13482	1000	39,2	1,1	165,88
19	Дворічанський район		4963	4729	885,1	33,3	727,74
110	Дергачівський район		42828	3417	282,6	2,6	656,14
111	Зачепилівський район		2571	2441	364,5	50,3	421,57
112	Зміївський район		11639	5402	663,3	16,2	894,36
113	Золочівський район		4326	2965	174,2	24,0	363,92
114	м. Ізюм		27707	7883	743,2	5,4	1690,47
115	Ізюмський район		547	250	120,3	8,7	35,98
116	Кегичівський район		4131	0	0,0	0,0	0,00
1	2		3	4	5	6	7
117	Коломацький район		612	0	0,0	0,0	0,00
118	Красноградський район		20075	2834	213,1	3,0	459,75
119	Краснокутський район		3979	606	110,0	5,6	84,74
220	м. Куп’янськ		62872	2562	335,7	1,4	593,17
221	Ку’пянський район	5789		1587	142,2	9,0	337,97
222	м. Лозова	81836		56356	4125,9	17,2	8666,76
223	Лозівський район	13265		4290	0,5	10,0	701,62
224	м. Люботин	1637		385	15,7	6,8	69,09
225	Нововодолазький р-н	8245		2206	160,3	6,4	327,13
226	м.Первомайський	58035		11611	625,3	5,8	1153,52
227	Первомайський р-н	360		0	0,0	0,0	0,00
228	Печенізький р-н	255		255	7,6	17,0	45,3
229	Сахновщинський район	663		663	0,0	0,0	105,3
330	Харківський район	82898		9374	1073,3	4,4	1794,4
331	м.Чугуїв	36050		7042	843,7	5,3	1691,8
332	Чугуївський район	21811		9655	822,1	13,7	2177,1
333	Шевченківський район	20042		2839	104,4	4,1	502,2
	Всього	608804		196233	16623,2	8,5	35439,81

3.6. Пропозиції щодо впровадження пілотних установок новітнього теплотехнічного обладнання – теплоутилізаторів

№ об’єкта	Адреса об’єкта, на якому впроваджується пілотна установка	Тип пілотної установки	Теплова потужність пілотної установки, МВт	Збільшення ККД котельної установки, %	Капітальні вкладення, тис.грн.	Очікувана річна економія палива, т у.п.
1	2	3	4	5	6	7
1	м.Балаклія вул.Леніна,64	ПК-2-102ш	0,46	5	385	194
2	смт Борова вул.Поштова	ПК-1,6-102ш	0,37	5	342	118
3	м.Вовчанськ вул.Досвітнього	ПК-1,6-102ш	0,37	5	342	150
4	м.Ізюм пр.Леніна, 33б	ПК-2-102ш	0,46	5	385	194
5	м.Ізюм вул.Скрипніка, 12а	ПК-2-102ш	0,46	5	385	183
6	м.Красноград вул.Лермонтова,67	ПК-2-102ш	0,46	5	385	151
7	м.Красноград вул.Московська,45а	ПК-2-102ш	0,46	5	385	109
8	м.Лозова вул.Кима,23	ПК-2-102ш	0,46	5	385	194
9	м.Лозова мікрорайон № 6	ПК-1,6-102ш	0,37	5	342	152
10	м.Чугуїв вул.Кожедуба	ПК-2-102ш	0,46	5	385	154
11	Харківський р-н МЖК Інтернаціоналіст	ПК-1,6-102ш	0,37	5	342	152
12	Харківський р-н, сел.Комуніст, вул. Академічна,9а	ПК-2-102ш	0,46	5	385	183
13	м.Куп`янськ вул.1Травня,55	ПК-1,6-102ш	0,37	5	342	143
	ВСЬОГО				4790	2 077

3.7. Пропозиції щодо впровадження соломоспалювальних котлів.

№	Адреса об’єкта, на якому впроваджуються нова технологія	Тип котлів	Кількість встановлених котлів	Підключене навантаження, Гкал/год	Вид використовуваного палива, Г, Р, В, Б	Теплопродуктивність твердотопл. котла в системі опалення, МВт	Капітальні витрати, тис.грн.	Витрати палива, тис м3/рік	Витрати палива пелети, тонн.	Очікувана економія палива, тис.грн.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
	Барвінківський район
1	м. Барвінкове вул.50 років Рад.України,80 (ЗОШ)	НИИСТУ-5	3	0,633	газ	2х0,4	320	203	373,9	255,3
2	м. Барвінкове вул.Піонерська,2 (ЗОШ)	НИКА-0,5 НИИСТУ-5	2+2	0,667	газ	2х0,4	320	213,9	394	271,3
3	м. Барвінкове вул.Шевченка,86 (ЗОШ)	НИИСТУ-5 КОЛВІ-100	1+2	0,143	газ	2х0,1	108	45,9	84,5	25,2
	Борівський район
4	с.Першотравневе (ЗОШ)			0,205	вуг.	2х0,15	136	173	121,1	31,1
5	с.Ізюмське (ЗОШ)			0,09	вуг.	2х0,06	60	76	53,2	13,7
6	с.Гороховатка (дільнична лікарня)		1	0,044	вуг.	1х0,06	30	37,1	26	6,7
7	с.Першотравневе (АЗПСМ)		1	0,043	вуг.	1х0,06	30	36,3	25,4	6,5
	Великобурлуцький район
8	с. Вільхуватка вул.Федора Синька,31 (НВК)	Універсал-6	3	0,34	вуг.	2х0,2	168	286,9	200,8	51,6
9	с. Катеринівка, вул. Леніна,6 (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	2	0,133	вуг.	2х0,1	108	112,2	78,6	20,2
10	с. Мілове вул. Леніна,84 (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	2	0,117	вуг.	2х0,075	84	98,7	69,1	17,8
11	с. Федорівка вул. Зарічна,1а (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	2	0,132	вуг.	2х0,075	84	111,4	78	20,1
12	с. Хатнє вул. Шкільна,6 (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	2	0,108	вуг.	2х0,075	84	91,1	63,8	16,4
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
13	с. Устинівка вул. Трудова,40 (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	1	0,049	вуг.	1х0,06	30	41,4	28,9	7,4
14	с. Нова Олександрівка вул. Шкільна,10 (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	2	0,13	вуг.	2х0,075	84	109,7	76,8	19,7
15	с. Підсереднє вул. Центральна,19 (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	2	0,255	вуг.	2х0,15	136	215,2	150,6	38,7
16	с. Рублене, мікрорайон №4 (ЗОШ І-ІІІст.)	НИИСТУ-5	2	0,163	вуг.	2х0,1	108	137,6	96,3	24,8
17	с. Чорне вул.40 річчя Перемоги (НВК)	НИИСТУ-5	2	0,146	вуг.	2х0,1	108	123,2	86,2	22,2
	Вовчанський район
18	с. Мала Вовча (ЗОШ)	Універсал/КЧМ	1+2	0,085	вуг.	1х0,1	54	71,7	50,2	12,9
19	с. Шестакове (ЗОШ)	Універсал	2	0,033	вуг.	2х0,022	40	27,8	19,5	5
20	с. Стариця	НИИСТУ-3		0,05	вуг.	1х0,06	30	42,2	29,5	7,6
21	с. Охрімівка (ЗОШ)	Універсал	2	0,052	вуг.	1х0,06	30	43,9	30,7	7,9
22	с. Новоолександрівка (ЗОШ)	Універсал/НІІСТУ-5	1+1	0,1	вуг.	2х0,06	60	84,4	59,1	15,2
23	с. Гонтарівка (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,088	вуг.	2х0,06	60	74,3	52	13,4
24	с. В. Хутори (ЗОШ)	КЧМ	1	0,128	вуг.	2х0,075	84	108	75,6	19,4
25	смт Б. Колодязь (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,263	вуг.	2х0,15	136	221,9	155,4	40
26	с. Червоноармійське І (буд. культури, бібліотека)	саморобний	2	0,018	вуг.	1х0,022	20	15,2	10,6	2,7
27	смт Старий Салтів (лікарська амбулаторія)	Універсал	2	0,228	вуг.	2х0,15	136	192,4	134,7	34,6
28	смт Б. Колодязь (лікарська амбулаторія)	Універсал	2	0,117	вуг.	2х0,075	84	98,7	69,1	17,8
29	м. Вовчанськ (гуртожиток медичного коледжу)	Універсал	1	0,039	вуг.	1х0,06	30	32,9	23	5,9
	Дергачівський район
30	м. Дергачі вул.Петровського,79 (ЗОШ)	НИИСТУ-5	3	0,569	газ	2х0,4	320	182,5	336,1	225,3
31	м.Дергачі вул.Артема 1	НИИСТУ-5	2	0,351	газ	2х0,2	168	112,6	207,3	122,9
32	с.Безруки, вул.Шевченко,2 (ЗОШ, поліклініка)	НИИСТУ-5	2	0,375	газ	2х0,25	200	120,3	221,5	134,1
33	с. Пересічне, вул.Ленина,137	КВАС 0,8	3	0,683	газ	2х0,4	320	219	403,5	278,8
34	с.Слатине, вул.Радянська,17	НИИСТУ-5/Колви-200	3	0,416	газ	2х0,2	168	133,4	245,7	153,4
	Золочівський район
35	с.Одноробівка Золочівського р-ну (проф.агр. ліцей, с/рада, пошта)	ДКВР 4	1	0,543	газ	2х0,4	320	174,1	320,8	213,1
	м.Ізюм
36	вул.К.Маркса,31А	НИИСТУ-5	3	0,61	газ	2х0,4	320	195,6	360,3	244,5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
37	вул. Ентузіастів,100	НИИСТУ-5	8	0,4	газ	2х0,25	200	128,3	236,3	145,9
38	вул. Крута,56 (два ж/б, будівля телецентру)	Універсал-5	2	0,25	газ	2х0,15	136	80,2	147,7	75,4
	Красноградський район
39	м .Красноград вул.Московська 45а	ТВГ-8М/КВГ-6,5	2+1	6,786	газ	3х2,0	2400	2176,3	4008,9	3145,7
40	с. Піщанка (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,227	газ	2х0,15	136	72,8	134,1	64,6
41	с. Хрестище (с/рада)	Універсал-6/НИИСТУ-5	2+1	0,1934	газ	2х0,15	136	62	114,2	48,8
	м. Куп’янськ
42	вул.Лікарняна,2 (ЦРЛ)	НИИСТУ5	6	1,123	газ	1х1,5	570	360,1	663,4	485,5
	Ку’пянський район
43	с.Лісна Стінка (ЗОШ)			0,21	газ	2х0,15	136	67,3	124,1	56,6
44	c.Курилівка (в/ч)	КСВа-1,0 НИИСТУ-5	2+4	1,433	газ	2х1,0	668	459,5	846,5	631,1
45	с.Глушківка (ЗОШ)	НИИСТУ-5	4	0,157	газ	2х0,1	108	50,3	92,7	31,7
46	с. Петропавлівка (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,431	газ	2х0,25	200	138,2	254,6	160,4
47	с.Подоли (ЗОШ)	НИИСТУ-5	3	0,142	газ	2х0,1	108	45,5	83,9	24,7
48	с.Кондрашівка (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,149	газ	2х0,1	108	47,8	88	28
	Харківський район
49	Шевченківський район
	с. Старовірівка (ЗОШ)	НИКА-0,5	2	0,192	газ	2х0,15	136	61,6	113,4	48,2
50	с. Гетьманівка (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,233	газ	2х0.15	136	74,7	137,6	67,4
51	смт Шевченкове, вул.Комсомольська (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,098	газ	2х0,06	60	31,4	57,9	4
52	с. Безмятежне (ЗОШ)	НИИСТУ-5	2	0,302	газ	2х0,2	168	96,8	178,4	99,9
53	с. Березове, вул. В. Величка, 4 (ЗОШ І-ІІ ст.)	НИИСТУ-5	2	0,103	вуг.	2х0,06	60	87,1	61	15,7
54	с. Нижній Бурлук, вул. Шкільна (ЗОШ І-ІІ ст.)	НИИСТУ-5	2	0,12	вуг.	2х0,075	84	101,6	71,1	18,3
55	с. Волоська Балаклія, вул. Семененка, 9 (ЗОШ І-ІІ ст.)	КЧМ	1	0,06	вуг.	2х0,035	48	50,8	35,6	9,1
56	с. Семенівка, вул. Петровського, 32 (ЗОШ І-ІІ ст.)	НИИСТУ-5	1	0,038	вуг.	2х0,022	40	31,9	22,3	5,7
57	с. Василенкове, вул. Верхня, 6 (ЗОШ І-ІІ ст.)	Універсал	2	0,049	вуг.	2х0,035	48	41,4	28,9	7,4
58	Всього			21,843			10820	8850	12904	10264

3.8. Пропозиції щодо впровадження електропостачання через обладнання існуючих котелень електрокотлами.

№	Район, адреса котельні (назва об’єкта, на якому впроваджується нова технологія)		Підключене навантаження, Гкал/год	Вид використовуваного палива, Г, Р, В, Б	Теплопродуктивність електрокотлів , МВт	Капітальні витрати, тис.грн.	Очікувана економія палива, т у.п.
№			Підключене навантаження, Гкал/год	Вид використовуваного палива, Г, Р, В, Б	Теплопродуктивність електрокотлів , МВт	Капітальні витрати, тис.грн.	Очікувана економія палива, т у.п.
1	2		3	4	5	6	7
	Богодухівський район
1	с.Івано-Шийчино (АСМ)		0,003	вугілля	0,003	5	1
2	с.Братениця (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	2,5	1
3	Сіняньська (АСМ)		0,003	вугілля	0,003	7,5	1
4	с.Корбини Івани (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	2	1
5	с.Іванівка (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	2,5	1
6	с.Воскресенівка (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	3	1
7	Матвіївський ФАП		0,003	вугілля	0,003	7	1
8	с.Дмитріївка (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	5	1
9	с.Щербаки (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	4,5	1
10	с.Вертіївка (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	4,5	1
11	с. Кадниця ФАП		0,003	вугілля	0,003	4,5	1
12	с.Леськівка (ФАП)		0,003	вугілля	0,003	3	1
	Борівський район
13	с.Піски-Радьківські (СБК)		0,32	вугілля	0,391	150	121,5
14	с.Гороховатка (СБК)		0,318	вугілля	0,388	150	120,8
	Великобурлуцький район
15	смт В.Бурлук вул.Радянська (ДНЗ)		0,32	ц/отопл	0,391	115	121,5
	Вовчанський район
16	c. Юрченково		0,18	газ	0,22	320	68,4
	Дергачівський район
17	вул.Петровського,79, м. Дергачі		0,569	газ	0,695	3298,7	216,1
18	ул.Леонова,1 м.Дергачи (22ж/будинки, 1 відомство)		0,804	газ	0,982	350	305,3
	Зачепилівський район
19	с.Семенівка (ЗОШ І-ІІст.)		0,03	вугілля	0,037	8	11,4
1	2		3	4	5	6	7
20	с. Нове Мажарове (ДНЗ)		0,008	вугілля	0,01	10	3
21	с. Руновщина (ДНЗ)		0,008	вугілля	0,01	12	3
	Зміївський район
22	с. Погоріле (БК)		0,353	дрова	0,41	25	133,9
23	с. Першотравневе (БК)		0,013	ц/отопл	0,015	14	4,9
24	с. Нижній Бишкин (БК)		0,004	дрова	0,005	5	1,6
25	с. Бірки (БК)		0,007	ц/отопл	0,008	60	2,6
	Золочівський район
26	с. Одноробівка (проф.аграрн. Ліцей)		0,524	газ	0,64	400	199
	с. Светличне (початкова школа)		0,015	газ	0,018	28	5,9
	м.Ізюм
27	вул. Московська, 37б		0,08	газ	0,098	90	30,4
28	в-д Ювілейний,3		0,46	газ	0,562	180	174,7
	Ізюмський район
29	с.Левківка (ЗОЩ І-ІІІст.)		0,55	вугілля	0,672	200	209
30	с.Іванчуківка (ЗОЩ І-ІІІст.)		0,645	вугілля	0,788	200	244,9
31	с. Червоний Оскіл (дільн. лікарня)		0,172	вугілля	0,21	200	65,3
32	с. Довгеньке (амбул., сел.рада)		0,086	газ	0,105	120	32,7
33	с. Студенок (БК)		0,041	вугілля	0,05	180	15,7
34	с.Куньє (амбулаторія)		0,086	газ	0,105	70	32,7
35	с. Бугаївка (ДНЗ)		0,086	вугілля	0,105	190	32,7
	Кегічивський район
36	с. Крутоярівка (ФП)		0,005	вугілля	0,006	3,5	1,9
37	с . Калинівка (с\клуб)		0,026	вугілля	0,032	5	9,9
38	с. Красне (дитячий садок)		0,056	вугілля	0,068	6	21,3
39	с. Вовківка (дитячий садок)		0,026	вугілля	0,032	10	9,9
40	с. Вовківка (амбулаторія сімейної медицини)		0,01	вугілля	0,012	5	3,8
41	с. Шляхове (сільський будинок культури)		0,026	вугілля	0,032	5	9,9
42	с. Мажарка (ФП)		0,015	вугілля	0,018	3,9	5,7
43	с. Мажарка (сільс. буд/культури)		0,077	вугілля	0,094	15	29,2
	м. Куп’янськ
44	Лікарняна, 2		1,123	газ	1,371	8	426,5
	Сахновщинський район
45	с. Аполлонівка (ЗОШ І-ІІІ ст. )		0,43	вугілля	0,525	8	163,3
46	с.Багата Чернещина (ЗОШ І-ІІІ ст.)		0,43	вугілля	0,525	15	163,3
47	с.Великі Бучки (ЗОШ I-III ст.)		0,33	вугілля	0,403	22	125,4
48	с. Жовтень (ЗОШ І-ІІІ ст.)		0,53	вугілля	0,647	60	201,2
49	с. Катеринівка (НВК)		0,53	вугілля	0,647	10	201,2
50	с.Нова Чернещина (ЗОШ І-ІІ ст.)		0,344	вугілля	0,42	15	130,6
	Харківський район
51	с.Хорошево, Леніна,2		0,971	газ	1,186	250	368,9
52	с.Березівське (ЗОШ І-ІІІ ст)		0,06	вугілля	0,07	7,5	22,9
53	с.Південне (ЗОШ І-ІІІ ст)		0,086	вугілля	0,1	6,5	32,7
54	с. Пономаренки (медамбулаторія)		0,03	вугілля	0,035	30	11,4
55	с. Селекційне (медамбулаторія)		0,022	вугілля	0,025	2	8,2
1	2		3	4	5	6	7
56	с. Глибоке (медамбулаторія)		0,033	вугілля	0,038	15	12,4
57	с. Бабаї, вул.Шумілова,18 (медамбулаторія)		0,056	вугілля	0,065	6,5	21,2
	Чугуївський район
58	с.Стара Гнилиця, вул.Леніна, 45 (ЗОШ І-ІІІ ст.)		0,305	вугілля	0,372	150	115,8
	Шевченківський район
59	с.Аркадовка вул.Мира,43а (ЗОШ І-ІІІст.)		0,045	вугілля	0,055	65	17,1
60	с.Аркадовка вул.Мира,43а (дитячий садок)		0,077	вугілля	0,09	200	29,2
61	с. Великі Хутори ( ЗОШ І-ІІІ ст)	0,06		вугілля	0,07	4	22,9
	Всього	11,413			13,886	7354,6	4334,3

№	Найменування	Обсяг впровадження, од.	Заощадження газу, млн м³/рік	Зниження викидів СО₂ , тис.т/рік	Зниження викидів NO₂ , т/рік
1	Заміна малоефективних котлів потужністю до 1 МВт, шт	683	8,25	16,17	22,85
2	Реконструкція систем теплопостачання населених пунктів, шт	14	16,13	31,61	44,68
3	Модернізація котелень з котли ТВГ і КВГ, шт	21	3,76	7,37	10,42
4	Застосування пальникових пристроїв СНТ з модернізацією котлів типа КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВр, шт	10	1,08	2,12	2,99
5	Встановлення теплоутилізаторів, шт	13	1,79	3,51	4,96
6	Встановлення індивідуальних теплових пунктів, шт	500	4,65	9,11	12,88
7	Використання місцевих видів палива (солома) , шт	54	5,87	11,51	16,26
8	Встановлення теплових насосів, шт	31	3,08	6,04	8,53
9	Заміна теплотрас на труби з пінополіуретановою ізоляцією, км	196	16,6	32,5	46
10	Використання електроенергії для виробництва теплоти, шт	14	1,72	3,37	4,76
11	Прилади автоматизації, диспетчеризації, контролю, діагностики, шт	18	0,6	1,18	1,66
	Всього		63,53	124,52	175,98

№	Найменування	Обсяг впровадження, од.	Заощадження газу, млн м³/рік	Зниження викидів СО₂ , тис.т/рік	Зниження викидів NO₂ , т/рік
1	Удосконалення схем теплопостачання (завантаження Харківської ТЕЦ-5)	схема	67,67	132,6	187,4
2	Реконструкція систем теплопостачання населених пунктів, шт	14	16,12	31,59	44,65
3	Заходи з енергозбереження у житловому фонді		40,2	78,79	111,35
4	Заміна, реконструкція та модернізація котлів, шт	831	13,88	27,2	38,44
5	Встановлення теплоутилізаторів, шт	34	3,27	6,4	9,05
7	Використання місцевих видів палива (солома) , шт.	54	5,87	11,51	16,26
8	Встановлення теплових насосів, шт	33	3,27	6,42	9,08
9	Встановлення індивідуальних теплових пунктів, шт	527	8,87	17,38	24,57
10	Використання електроенергії для виробництва теплоти, шт	14	1,72	3,37	4,76
11	Прилади та системи діагностики, моніторингу та автоматизації, шт	51	1,72	3,37	4,76
12	Впровадження низькотемпературного графіка		40,86	80,1	113,2
13	Заміна теплотрас на труби з пінополіуретановою ізоляцією, км	343,9	33,77	66,19	93,54
14	Впровадження енергосберігаючої системи управління тягодуттьовими пристроями ЕКО-3		10,7	20,97	29,64
	ВСЬОГО		247,92	485,89	686,7

Тип котлів	Кількість котлів, од.		Загальний технологічно доступний потенціал енергозбереження, т. у. п./рік (опалювальний та неопалювальний період)
Тип котлів	вст.	екс.	з урахуванням всіх встановлених котлів	з урахуванням котлів, що знаходяться в експлуатації	з урахуванням підключеного до котельні навантаження
КВ-Г-6,5/150	17	17	4007	4007	1603
КБН-Г-3,15	2	2	162	162	81
КБН-Г-2,5	2	2	162	162	81
∑=	21	21	4169	4169	1684

Тип котла	Номінальна теплопродуктивність котла, Гкал/год	Капітальні вкладення на один котел, тис. грв	Кількість котлів, од.	Загальні капітальні вкладення, тис. Грв	Загальна економія палива		Загальна вартість заощадженого палива, тис. грв/рік	Термін окупності витрат, рік
					Тис. м³/ рік	т у.п./ рік
КВ-Г-6,5/150	6,5	300	17	5100255	1 358, 6	1 603	1350,0	3,9
КБН-Г-3,15	2,7	120	2	240	68, 9	81	69,0
КБН-Г-2,5	2,5	120	2	240
∑=	11,7		21	5580	1 427, 1	1 684	1419

Витрата тепла, Гкал/кВт∙год	Витрата газу, м³ (ή=0,92)	Вартість тепла, грн..	Витрата електричної енергії (тариф 0,7 грн/кВт∙год)	Вартість електричної енергії (тариф 0,7 грн/кВт∙год)	Економія палива, т у.п.	Економія витрат при використанні ТНУ, грн
203,67 (236867)	27261	119215	62333	43633	19,7	75582

№	Назва завдання Програми	Назва показника завдання	Обсяг його фінансування заходу, млн грн	Термін виконання заходу	Кінцевий результат виконання заходу (устаткування, технологія, послуга, законодавчий чи нормативний документ тощо)	Одинична вартість устаткування, технології, послуги, документу тощо, тис.грн.	Обсяг впровадження (реалізації), місця впровадження	Наявна виробнича (технологічна, технічна організаційна тощо) база	Організація – виконавець, відповідальна особа	Очікувана економія ( чи заміщення) енергоресурсу (первинного палива/ /вид палива),тис. т у.п.	Термін окупності, рік
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Реконструкція системи теплопостачання населених пунктів	Знижка витрат природного газу 16,13 млн м3 або 8,3% на рік, та знижка витрат електроенергії 5,65 млн кВт на рік	132	2011 - 2015	устаткування, технологія	9,43	14 населених пунктів	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	18,7	4
2	Заміна застарілого устаткування (малоефективних газових котлів з теплопродуктивністю до 1 Гкал/год на сучасні котли)	Знижка витрат природного газу 8,25 млн м3 або 4,2% на рік, та знижка витрат електроенергії 4,89 млн кВт на рік	81,96	2011 - 2015	устаткування, технологія	120	683 котла, теплопостачальні підприємства та котельні закладів освіти, культури та охорони здоров’я	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	9,6	3,5
3	Модернізація котлів типу ТВГ та КВГ	Знижка витрат природного газу 3,76 млн м3 або 1,9% на рік, та знижка витрат електроенергії 2,05 млн кВт на рік	13,2	2011 - 2015	устаткування, технологія	0,63	21 котел, теплопостачальних підприємствах	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	4,36	2,5
4	Застосування пальникових пристроїв СНТ з модернізацією котлів типу КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВР	Знижка витрат природного газу 1,084 млн м3 або 0,6% на рік, та знижка витрат електроенергії 0,558 млн кВт на рік	1,084	2011 - 2015	устаткування, технологія	0,1084	10 котлів теплопостачальних підприємств	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	1,26	3,7
Продовження таблиці 7.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
5	Заміна тепломереж на труби з пінополіурітановою ізоляцією	Знижка витрат природного газу 16,62 млн м3 або 8,5% на рік.	24,935	2011 - 2014	устаткування, технологія	0,127	196,2 км теплових мереж у 2-трубному обчисленні теплопостачальних підприємств	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	19,28	6,6
6	Встановлення теплоутилізаторів	Знижка витрат природного газу 1,791 млн м3 або 1,0% на рік.	4,79	2011 - 2014	устаткування, технологія	0,368	13 котелень теплопостачальних підприємств	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	2,08	2,7
7	Використання місцевих видів палива (солома)	Знижка витрат природного газу 5,873 млн м3 або 3% на рік.	8,526	2012 - 2014	устаткування, технологія	0,158	54 котла теплопостачальних підприємств та закладів освіти та охорони здоров я	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	6,812	1,4
8	Встановлення індивідуальних теплових пунктів	Знижка витрат природного газу 4,65 млн м3 або 2,4% на рік.	20	2011 - 2015	устаткування, технологія	0,04	500 ІТП в будинках з середнім навантаженням 0,3 Гкал/год	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	5,39	4,3
9	Використання електроенергії для виробництва теплоти	Знижка витрат природного газу 1,715 млн м3 або 0,9% на рік.	5,3	2011 - 2015	устаткування, технологія	0,379	14 котлів теплопостачальних підприємств та закладівт освіти та охорони здоров я	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	1,99	3,09
10	Встановлення теплових насосів	Знижка витрат природного газу 3,082 млн м3 або 1,38% на рік.	70	2011 - 2015	устаткування, технологія	2,258	31 тепловий насос	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	3,575	8
Продовження таблиці 7.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
11	Прилади автоматизації, діспечерезації, контролю та діагностики	Знижка витрат природного газу 0,6 млн м3 або 0,3% на рік.	1	2011 - 2015	устаткування, технологія	0,06	18 приладів	так	Головне управління житлово-комунального господарства та розвитку інфраструктури облдержадміністрації, теплопостачальні підприємства, обласна Харківська обласна державна адміністрація, міська рада	0,7	1,7
Всього:		Знижка витрат природного газу 63,555млн м3 або 32,48% на рік, та знижка витрат електроенергії 13,148 млн кВт на рік	362,795							73,747

№ об’єкта	Адреса об’єкта	Назва об’єкта, на якому впроваджується пілотна установка	Вид палива: Г,Р,В,Б	Тип пілотної установки	Теплова потужність пілотної установки, МВт	Збільшення ККД котельної установки, %	Капітальні вкладення, тис.грн.	Термін впровадження: початок, закінчення	Очікувана річна економія палива, т у.п.	Очікувана окупність, роки
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Роднікова, 9А	Котельня Північна 1,Московська філія	г	УТКП-07	0,7	97	900	2011 -2012	1603	2
2	Метробудівників, 12	Котельня Північна 2, Киівська філія	г	УТКП-07	0,7	97	900
3	Метробудівників, 13	Котельня Північна 3, Киівська філія	г	УТКП-07	0,7	97	900
4	Метро будівників, 25А	Котельня Північна 4, Киівська філія	г	УТКП-07	0,7	97	900
5	Дружби народів, 281А	Котельня Північна 5, Киівська філія	г	УТКП-07	0,7	97	900
6	вул. Достоєвського, 22	котельня, Червоножовтнева філія	г	ЕКТ-10	0,3	97	600		81
7	вул. Несторова, 9	котельня, Червоножовтнева філія	г	ЕКТ-10	0,3	97	480		81
	ВСЬОГО						5580		1684

	Таблиця 22. Впровадження частотного регулювання.
	Впровадження частотного регулювання на Дзержинській ф-лії за адресами:	Рік	Од. виміру	Кількість	Вартість, тис.грн	Економія споживання електороенергії, тис.КВт*год	Загальна очікувана економія коштів, тис.грн.
1	ТРС 2/6 вул Целіноградська, 32а	2011-2012	шт	1	53,4	9,1	5,9
2	ТРС 2/7 вул. Дерев'янко, 3а	2011-2012	шт	1	53,4	7,1	4,6
3	ТРС 2/1 вул. Сумгаїтська, 18а	2011-2012	шт	1	124,0	51,5	33,5
4	ТРС 2/3 вул. Леніна, 80а	2011-2012	шт	1	142,2	91,8	59,7
5	ТРС 2/10 вул. Клочківська, 197	2011-2012	шт	1	142,2	27,0	82,6
6	ТРС 2/11 вул. Єсеніна, 2	2011-2012	шт	1	142,2	59,2	38,5
7	ТРС 2/29 вул. Клочківська, 101	2011-2012	шт	1	142,2	28,3	18,4
	Впровадження частотного регулювання на Фрунзенській ф-лії за адресами:
1	ТРС 4/624а вул. Корчагінців, 26а	2011	шт	1	83,4	1,3	0,9
2	ТРС 4/1 бул.Юр'єва, 19А	2011	шт	1	83,4	52,9	34,4
3	ТРС 4/3 пр.М.Жукова, 7А	2011	шт	1	83,4	17,7	11,5
4	ТРС 4/4 вул.Рибалко, 11А	2011	шт	1	124	11,6	7,5
	Впровадження частотного регулювання на Червонозаводській ф-лії за адресами:
1	ТРС 3/23 пр. Гагаріна, 62а	2011	шт	1	142,2	69,5	45,2
2	ТРС вул. Валдайська, 26	2011	шт	1	83,4	18,8	12,2
3	ТРС вул. Самолетна,16	2011	шт	1	124	48,9	31,8
4	кот. Достоєвського, 22	2011	шт	1	83,4	38,8	25,2
	Впровадження частотного регулювання на Комінтернівській ф-лії за адресами:
1	ТРС 4/28а пр. Маршала Жукова, 18 б	2011	шт	1	124	62,0	40,3
2	ТРС 4/29 вул.Танкопія, 12/1	2011	шт	1	124	17,7	76,5
3	ТРС 4/40 вул. Зернова, 55/1	2011	шт	1	142,2	60,4	39,2
4	ТРС 4/13 пров. Зерновий, 4/2	2011	шт	1	142,2	12,0	7,8
5	ТРС 4/6 пр. Гагаріна, 43б	2011	шт	1	142,2	76,7	49,8
	Впровадження частотного регулювання на Київській ф-лії за адресами:
1	ТРС "Северный-3" вул. Метробудівельників, 13	2011	шт	1	142,2	81,5	118,0
2	ТРС 522/2 вул. Героїв Праці, 12ж	2011	шт	1	142,2	40,2	221,2
3	кот. Хартрон, вул.Проскури, 1	2011	шт	2	200,6	61,8	560,1
	Впровадження частотного регулювання на Ленінській ф-лії за адресами:
1	ТРС 3/10 вул. Тінякова,28	2011	шт	1	142,2	41,3	26,8
2	ТРС 3/9 вул. Єлізарова,3	2011	шт	1	142,2	78,7	51,2
3	кот. вул.Слов'янська, 8	2011	шт	1	83,4	32,9	151,4
4	ТРС 3/3 вул.Золочівська, 28Б	2011	шт	1	83,4	15,3	10,0
	Впровадження частотного регулювання на Московській ф-лії за адресами:
1	ТРС 520/2 вул. Академіка Павлова, 132д	2011	шт	1	83,4	44,4	28,9
2	ТРС 605/1 пр. Трактобудівельників, 77	2011	шт	1	83,4	33,0	21,4
3	ТРС 605/2 пр. Трактобудівельників, 65б	2011	шт	1	83,4	57,4	37,3
4	ТРС 606/1 вул. Світла, 3в	2011	шт	1	142,2	29,2	19,0
5	ТРС 615/2 вул. Гвардійців Широнінців, 41	2011	шт	1	83,4	17,9	11,6
6	Котельня Салтівського жилого масиву	2011	шт	1	83,4	276,0	179,4
	Впровадження частотного регулювання на Жовтневій ф-лії за адресами:
1	ТРС вул. Кривомазова, 4а	2011	шт	1	83,4	32,7	21,3
2	кот. вул. Тімірязева, 42а	2011	шт	1	83,4	48,7	31,7
3	кот. вул. Кибальчича,18	2011	шт	1	124	185,3	120,4
4	кот. вул. Наріманова, 6а	2011	шт	1	83,4	104,5	67,9
5	кот. вул. Конєва, 7а	2011	шт	2	142,2	40,6	26,4
6	кот. "Завод им. Шевченка", вул. Жовтневої Революції, 99	2011	шт	2	142,2	160,0	104,0
	Всього			42	4435,4	2143,7	2433,5

Таблиця 23. Індивидуальні теплові пункти.

З облаштуванням ІТП в житлових будинках з реконструкцією теплових мереж
№ з/п		Адреса	об’єм реконструкції, м.п.	діаметр, мм	орієнтовна вартість, тис.грн	рік реконструкції	примітка	Загальна протяжність трубопроводу гарячої води, що демонтуються, км в однотрубному обчисленні			Економія теплової енергії, Гкал			Економія електроенергії, тис.КВт*год	Загальна економія коштів, тис.грн.	Загальна економія газу, тис.м3
Комінтернівська філія
1	4/27	Облаштування ІТП в ж/б по пр. Г. Сталінграду, 136, 136В, 138, 144/1, 144/3	380	50-100	720,00	2011		0,190		81				2,2	31,7	29,83
2	4/24	Перепідключення ж/б по пр. М.Жукова, 31, 23, 45 до центрального теплопостачання з облаштуванням ІТП	200	100	61,00	2012		0,100		49				1,3	17,5	16,53
		Всього	580		781,00			0,290		130				3,5	49,2	46,36
Дзержинська філія
1	2/16	ж/б КП «ЖКС» по пр. Перемоги, 74, 76, 78	85	159	50,0	2015		0,070		465				12	448	447,8
		Всього	85		50,00			0,070		465				12	448	447,8
Жовтнева філія
1	1112	ТРС пр.Постишева, 20			600,0	2014		0,420		181			4,7		412	411,19
2	148	ТРС пров.Болгарський,2			600,0	2014		0,162		54			1,4		395	394,8
		Всього			1200,00			0,582		235			6,1		807	805,99
Орджонікідзевська філія
1	1193	ІТП в ж/д по вул.Роганскій, 100Б та Л.Пастера, 200	200		279,47	2011		0,200		357		9,2			442	441,61
		от МК ТЕЦ-4			80,345	2011
2	21	ТРС 4/32 по вул. 2 П ятирічки , 57А			300,0	2011		0,275		101		2,6			401	400,8
3	73	ТРС 4/39 по вул.Плиточна, 65			300,0	2011		0,250		91		2,4			400	399,7
		Всього			959,82			0,725		549		14,2			1243	1242,11
Фрунзенська філія
1	40	ТРС 4/1 б-р Юр’єва, 19/1 (виконати на вузлах управління всіх споживачів монтаж балансировочних клапанів)			50,00	2011-2012									10
2	42	ТРС 4/4 вул.Рибалко, 11А (підключити до магістральних теплових мереж частину внутрішньоквартальних т/мереж в ТК4 з перекладанням ділянки теплотраси ТК4-ТК3А)			120,00	2011			0,090	47			1,2		394	393,98
3	136	ТРС 4/624 А вул. Корчагінців, 26А (прокладання нової теплотраси від ТМ№94 до вул. Корчагінців №18)			480,00	2013			0,560	152			3,9		408	407,5
4	25	ТРС 4/36 вул.Рибалко, 42А (виконати перемикання т/м до ж/б по вул.Танкопія,41а,б на ввод ТРС4/36 з облаштуванням теплової камери в місці подключення та монтажем групового ІТП)			300,00	2011-2012			0,315	95			2,4		401	400,2
5	24	ТРС 4/35 вул. Рибалко, 33А (виконати перекладання теплотраси від ТРС 4/35 до ж/б по вул. Ощепкова,1 з облаштуванням групового ІТП)			300,00	2011			0,091	145			3,7		407	406,6
		Всього			1250,00				1,056	439			11,2		1620	1608,28
		Всього по підприємству			4240,82				2,723	1818,0			47,0		4167,2	4150,5

Назва та сутність технології		Кількість приладів, що впроваджуються	Вартість одиниці, тис. грн.	Обсяг капіталовкладень, тис.грн.	Економ, ефект, тис. грн.	Термін окупності
Найменування	Призначення	Кількість приладів, що впроваджуються	Вартість одиниці, тис. грн.	Обсяг капіталовкладень, тис.грн.	Економ, ефект, тис. грн.	Термін окупності
Універсальний бомбовий калориметр згорання КТС-3	вимірювання теплоти згорання твердого, рідкого і газоподібного палива	1	60	60	40	1÷1,5 роки
Теплометричний індикатор діагностики теплотрас ТИДиТ-03 і	визначення стану теплоізоляції підземних теплопроводів	10	5	50	100	0,5 року
Інформаційно-вимірювальний комплекс «ТРАССА»	вимірювання інтегральних теплових втрат на ділянках теплотраси в робочому режимі експлуатації тепломережі	5	100	500	150	1 рік
Вимірювальний комплекс «Ресурс»	обстеження теплових параметрів енергетичного обладнання	3	50	150	120	1 рік
Переносний прилад для експрес-визначення теплопровідності будівельних матеріалів ИТ-8	експрес-вимірювання теплопровідності будівельних матеріалів та виробів у виробничих умовах	-	-		-	-

Кореляційний течошукач «КОРШУН-10»	визначення координат витоків в підземних напірних трубопроводах	10	110	1100	750	1 рік
Акустичний течошукач «АИСТ-5»	визначення місць розгерметизації напірних трубопроводів	4	договірна		–	1,5÷2 роки
Разом		33		1860	1160	1,6

	Довжина мереж у 2- трубному обчисленні, м
Діаметр, мм	Зона теплопоста чання ТЕЦ-5	Зона теплопостачання ТЕЦ-3	Зона теплопостачання ТЕЦ-4	Зона теплопостачання Дзержинської котельні	Зона теплопостачання Комінтернівської котельні	Зона теплопостачання Московської котельні	Локальні котельні	Всього
1220	16364							16364
1020	8554	2181				1859		12594
920	10452	10452	1337		3106			25347
820	14411	2588	973	41	2222	16530		36765
720	22	2261	6170	120		1042		9615
630	6485	19559	10094	3143	4047	8075		51403
529	10919	8943	6200	267	3452	3951	5931	39663
478		373						373
426	17043	11099	5771	10871	4780	6402	4841	60807
377	2047	942	456			680	764	4889
325	17532	16905	11779	2850	3768	7538	7918	68289
273	12380	10350	5863	5404	2663	7232	5538	49429
219	29690	21194	18450	8164	7148	21862	21697	128205
159	37484	34533	26821	14463	6390	27767	34682	182139
133	19113	16793	11923	5362	5799	29551	17917	106458
108	39143	44389	23660	11360	22055	49987	45535	236128
89	27092	27639	18244	7951	9702	29023	25539	145188
76	18430	24510	18578	7992	5860	18916	23597	117882
57	11960	28900	16225	12296	7730	9221	26221	112551
38	1862	585	617	221	323	584	3194	7384
Усього	300980	284193	183159	90505	89043	240218	223374	1411471

Рік	Скорочення викидів СО₂, т
Рік	За рахунок реконструкції котелень	За рахунок ренонструкції тепломереж	За рахунок встановлення індивідуальних теплових пунктів	Удосконалення схем теплопостачання (завантаження ТЕЦ-5)	Заходи з енергозбереження у житловому фонді	Встановлення теплоутилізаторів	Встановлення теплових насосів	Прилади та системи діагностики, моніторингу та автоматизації	Впровадження низькотемпературного графіка	Впровадження енергозберігаючої системи управління тягодуттєвими пристроями	Всього
2011	304,1	6690,5	1655,8		80427,6	957,4	34,63	2365,5	80 089,7		172525,23
2012	304,1	6690,5	1655,8	43987,1		957,5	34,64			8575,5	62205,04
2013	304,2	6690,5	1655,8	43987,1		957,5				7122,0	60717,1
2014	304,2	6690,5	1655,9	43987,0						5312,5	57950,3
2015	304,2	6690,6	1655,9								8650,7
Всього	1 520,8	33452,6	8 279,2	131961,2	80 427,6	2 872,4	69,27	2 365,5	80 089,7	21010,0	362048,27

№	Найменування	Обсяг впровадження	Заощадження газу, тис. т у.п./рік	% до загального річного споживання природного газу	Термін окупності, рік	Обсяг капіталовкладень, млн.грн.
1	Удосконалення схем теплопостачання (завантаження Харківської ТЕЦ-5)	схема	78,5	7,2	4,2	302,8
2	Заходи з енергозбереження у житловому фонді		47,6	7,4	3,8	75,4
3	Заміна, реконструкція та модернізація котлів	27 шт	0,3	0,044	2,7	4,1
4	Ліквідація котелень	53 шт	0,6	0,056	4,1	17,1
5	Встановлення теплоутилізаторів	21 шт	1,7	0,3	4,0	5,6
6	Встановлення когенераційних установок	2 шт			1,9	19,3
7	Встановлення теплових насосів	2 шт	0,041	0,006	Проект розробляється	Проект розробляється
8	Встановлення індивідуальних теплових пунктів	27 шт	4,9	0,8	1,0	4,2
9	Встановлення частотних регуляторів	42 шт			1,8	4,4
10	Прилади та системи діагностики, моніторингу та автоматизації	33 шт	1,4	0,2	1,6	1,9
11	Впровадження низько- температурного графіка		47,4	7,4
12	Заміна теплотрас на труби з пінополіуретановою ізоляцією	147,9 км. у 2-х трубн.обчисл.	19,9	3,1	3,7	545,2
13	Впровадження енергозберігаючої системи управління тягодуттєвими пристроями		12,5	2,0	1,0	10,2
	ВСЬОГО		214,841	33,5*	3,1	990,2

№	Найменування	Обсяг впровадження, од.	Заощадження газу, тис. м³/рік	Зниження викидів СО₂ , тис.т/рік	Зниження викидів NO₂ , т/рік
1	Удосконалення схем теплопостачання (завантаження Харківської ТЕЦ-5)	схема	67 672,4	131,96	187
2	Заходи з енергозбереження у житловому фонді		41 034,5	80,43	114
3	Заміна, реконструкція котлів	27 шт	258,6	0,506	0,7
4	Ліквідація котелень	53 шт	517,3	1,014	1,4
5	Встановлення теплоутилізаторів	21 шт	1 465,5	2,9	4,1
6	Встановлення теплових насосів	2 шт	35,34	0,07	0,1
7	Встановлення індивідуальних теплових пунктів	27 шт	4 224,1	8,3	11,6
8	Прилади та системи діагностики, моніторингу та автоматизації	33 шт	1 206,9	2,4	3,33
9	Впровадження низькотемпературного графіка		40 862,1	80,1	113
10	Заміна теплотрас на труби з пінополіуретановою ізоляцією	147,9 км у 2-му обчисленні	17 155,17	33,5	105,8
11	Впровадження енергозберігаючої системи управління тягодуттєвими пристроями		10 775,9	21,01
	ВСЬОГО		185 207,81	362,05	540,2

Адреса об’єкта	Назва об’єкта, на якому впроваджується установка (тип котла)	Кількість котлів	Підключене навантаження, МВт	Капітальні вкладення, тис. грн.	Очікувана річна економія палива, тис.м3/рік	Очікувана річна економія електроенергії, тис. кВт*год
1	2	3	4	5	7	8
Балаклійський район
смт Черв. Донець, вул. Л.Комсомолу,32	КВГМ-10	2	18,9	2500	581	187
Дергачівський район
с. М.Данилівка, ХЗВА	КВГМ 10	1	7,8	550	90	72
м. Красноград
Дослідна станція	Братск-1	1	0,5	80	18	5
Чугуївський район
смт Чкалівське	ДКВР-20/13	2	10,1	1100	210	97
м. Чугуїв
м-н Авіатор, АРЗ	ДЕВ-16/14	2	19	1100	161	173
вул. Карбишева	КВСа-20	2	2,8	160	24	26
Всього				5 490	1084	558

Назва та сутність технології		Кіль кість приладів	Вартість одиниці, тис. грн.	Обсяг капіталовкладень, тис.грн.	Очіку-вана річна економ мія палива, тис.м3/рік	Економ., ефект, тис. грн.
Найменування	Призначення	Кіль кість приладів	Вартість одиниці, тис. грн.	Обсяг капіталовкладень, тис.грн.	Очіку-вана річна економ мія палива, тис.м3/рік	Економ., ефект, тис. грн.
Універсальний бомбовий калориметр згорання КТС-3	вимірювання теплоти згоряння твердого, рідкого і газоподібного палива	1	60	60	40	40
Теплометричний індикатор діагностики теплотрас ТИДиТ-03 і	визначення стану теплоізоляції підземних теплопроводів	5	5	25	50	50
Інформаційно-вимірювальний комплекс «ТРАССА»	вимірювання інтегральних теплових втрат на ділянках теплотраси в робочому режимі експлуатації тепломережі	3	100	300	90	90
Вимірювальний комплекс «Ресурс»	обстеження теплових параметрів енергетичного обладнання	2	50	100	80	80
Кореляційний течошукач "КОРШУН-10"	визначення координат витоків в підземних напірних трубопроводах	5	110	550	350	350
Акустичний течошукач «АИСТ-5»	визначення місць розгерметизації напірних трубопроводів	2	договірна		–	–
Загалом		18		1035	610	610

1.3.2. Заміна застарілого устаткування котелень, що діють, на сучасне.

1.3.4. Застосування пальникових пристроїв струменево-нішевого типу (СНТ) з модернізацією котлів типа КВГМ, ВК, ДЕ, ДКВр.

2.1. Загальний опис модернізації комунальної теплоенергетики міста Харкова

2.5.1. Оцінка технологічно доступного потенціалу енергозбереження при застосуванні теплоутилізаційних технологій

II. Реконструкція існуючих тепломагістралей