Характеристика существующего состояния коммунальной инфраструктуры
Оглавление
1. Паспорт Программы
2. Характеристика существующего состояния коммунальной инфраструктуры
2.1 .Теплоснабжение
2.2. Электроснабжение
2.3 Водоснабжение
2.4. Водоотведение
2.5. Утилизация (захоронение) твердых бытовых отходов
2.6. Газоснабжение
3. План развития города Глазова, план прогнозируемой застройки и прогнозированный спрос на коммунальные ресурсы на период действия генерального плана
3.1. Оценка численности населения
3.2. Оценка перспективной застройки
4. Перечень мероприятий и целевых показателей.
4.1.Теплоснабжение
4.2. Электроснабжение
4.3 Водоснабжение
4.4 Водоотведение
4.5. Утилизация (захоронение) твердых бытовых отходов
4.6. Газоснабжение
4.7. Капитальные вложения для реализации программы инвестиционных проектов
4.8. Целевые показатели
ПАСПОРТ ПРОГРАММЫ
КОМПЛЕКСНОГО РАЗИТИЯ СИСТЕМ КОММУНАЛЬНОЙ ИНФРАСТУКТУРЫ
В МУНИЦИПАЛЬНОМ ОБРАЗОВАНИИ «ГОРОД ГЛАЗОВ» ДО 2025 ГОДА
| Наименование Программы | Комплексное развитие систем коммунальной инфраструктуры в муниципальном образовании «Город Глазов» до 2025 года» (далее-Программа). |
| Ответственный исполнитель программы | Управление жилищно-коммунального хозяйства Администрации муниципального образования « Город Глазов» |
| Соисполнители программы | МУП “Водоканал г. Глазова» (по согласованию), ООО «Тепловодоканал» (по согласованию), МУП «Глазовские теплосети» (по согласованию), АО «ЧМЗ» (по согласованию), АО «ОТЭК», (по согласованию) АО «Реммаш» (по согласованию), ООО «КомЭнерго» (по согласованию), ООО «Удмуртская ПТФ» (по согласованию), ООО «Электрические сети Удмуртии» (по согласованию), филиал АО "Газпром газораспределение Ижевск" в г. Глазове (по согласованию), Управление архитектуры и градостроительства Администрации города Глазова, Управление тарифной политики Администрации города Глазова, Управления экономики и развития города Администрации города Глазова |
| Цели программы. | 1. Строительство и реконструкция систем коммунальной инфраструктуры. Определение количества, стоимости строительства и модернизации сетей и сооружений инженерно-технического обеспечения на основании документов территориального планирования, схемы теплоснабжения муниципального образования «Город Глазов» до 2025 годы, схемы водоснабжения и водоотведения муниципального образования «Город Глазов» на период до 2024 года, мероприятий по развитию систем коммунальной инфраструктуры организаций коммунального комплекса. 2. Обеспечения жителей муниципального образования «Город Глазов» надежными и качественными услугами тепло-, водо-, электро-, газоснабжения , водоотведения и очистки сточных вод, 3. Повышение надежности тепло, водо-, электро-, газоснабжения , водоотведения и качества коммунальных услуг. 4. Улучшения экологической ситуации на территории муниципального образования «Город Глазов» с учетом допустимого воздействия на окружающую среду при эксплуатации систем коммунальной инфраструктуры. 5. Приведение системы коммунальной инфраструктуры в соответствие потребностям жилищного и промышленного строительства |
| Задачи Программы. | 1. Определение сроков освоения планировочных районов муниципального образования «Город Глазов» до 2025 года. 2. Определение объемов жилищной застройки и объектов соцкультбыта в намеченных до 2025 года к освоению в планировочных районах.. 3. Определение потребностей объемов и стоимости строительства и модернизации подземных и надземных сетей и сооружений инженерно-технического обеспечения в том числе: 3.1 Определение протяженности инженерных сетей и объектов инженерно-технического обеспечения, а также сроки их проектирования и строительства, в соответствии со сроками освоения перспективных районов застройки. 3.2 Определение стоимости строительства по укрупненным показателям. 3.3. Определение по укрупненным показателям стоимости перевода централизованной открытой системы отопления на закрытую 3.4. Определение объектов инженерно-технического обеспечения, требующих модернизации, источником финансирования которой могут являться надбавки к тарифам на услуги организаций коммунального комплекса. 4. Определение мероприятий по улучшению качества услуг организаций, эксплуатирующих объекты по размещению твердых бытовых отходов. |
| Целевые показатели Программы. | Перспективная обеспеченность и потребность застройки муниципального образования «Город Глазов»: 1. Площадь вводимого построенного жилищного фонда за период 2016-2025 годов – 485 тыс. кв. м. Надежность, энергоэффективность и развитие систем коммунальной инфраструктуры, объектов, используемых для утилизации, обезвреживания и захоронения твердых бытовых отходов: 1. Уменьшение аварийности в системах коммунальной инфраструктуры. 2. Уменьшение потерь энергоресурсов в системах коммунальной инфраструктуры. 3. Увеличение числа энергосервисных контрактов, заключенных в целях энергосбережения и повышения энергоэффективности. 4. Уменьшение износа систем коммунальной инфраструктуры. 5. Уменьшение удельного веса сетей коммунальной инфраструктуры, нуждающейся в замене 6. Сокращение количества несанкционированных свалок. 7. Количество объектов размещения отходов, удовлетворяющих потребности населения местоположения и соответствующих допустимому воздействию на окружающую среду. Качество коммунальных ресурсов: 1. Тепловая энергия: 1.1 количество жалоб потребителей, на недостаточную температуру теплоносителя - ед.; 2. Водоснабжение: 2.1 процентное отношение нормативных проб к фактическому количеству произведенных анализов проб в распределительной сети (питьевая вода): по микробиологическим показателям – 99,99 %, по обобщенным показателям и содержанию вредных химических веществ – 100%. 3. Водоотведение: 3.1 доля нормативно-очищенных сточных вод в общем объеме принятых сточных вод – 100%; 4. Электроснабжение: 4.1 перебои в снабжении потребителей – не более 24 час./чел.; 4.2 предоставление услуги электроснабжения с напряжением не менее 220 В. 5. Газоснабжение: 5.1 перебои в снабжении потребителей – не более 4 час./чел. 6. Сбор и вывоз твердых бытовых отходов: 6.1 регулярность вывоза в холодное время года (при температуре –5°С и ниже) твердых бытовых отходов – не реже 1 раза в трое суток, в теплое время (при плюсовой температуре – свыше +5°С) – не реже 1 раза в сутки. |
| Сроки и этапы реализации Программы. | Срок реализации Программы — 2016-2025 годы, в том числе; I этап — 2016-2020 годы — первый период реализации запланированных в Программе мероприятий; II этап — 2020-2025 годы - второй период реализации запланированных в Программе мероприятий |
| Объемы требуемых капиталовложений | По предварительным прогнозам, на реализацию программных мероприятий до 2025 года необходимы средства в размере 13793272,01 тыс. рублей, в т о числе по системам: - система теплоснабжения – 11728758,5 тыс. рублей; - система электроснабжения – 91446,51 тыс. рублей; - система водоснабжения - 993867 тыс. рублей; - система водоотведения - 979200 тыс. рублей; - система газоснабжения - не определено; - система обращения с твердыми бытовыми отходам - не определено; В том числе по источникам инвестирования (финансирования): - средства организаций коммунального комплекса – 13388412,01 тыс. рублей; - республиканский бюджет - 397810 тыс. рублей; - местный бюджет – 7050 тыс. рублей. |
| Ожидаемые результаты реализации Программы. | Реализация Генерального плана города Глазова в части обеспечения развития систем и объектов коммунальной инфраструктуры в соответствии с потребностями жилищного и промышленного строительства в городе Глазове, обеспечение надежности и качества коммунальных услуг для потребителей, улучшение экологической обстановки на территории города Глазова |
Характеристика существующего состояния коммунальной инфраструктуры
Теплоснабжение
В муниципальном образовании «Город Глазов» осуществляется централизованное теплоснабжение от теплоэлектроцентра́ли (далее - ТЭЦ) акционерного общества «Чепецкий механический завод» (далее – АО «ЧМЗ») и трех промышленных котельных: котельная муниципального унитарного предприятия «Глазовские теплосети», котельная АО «Реммаш», котельная № 2 ООО «Удмуртская птицефабрика», на базе которой создана «Котельная № 3 «Глазовская» ООО «КомЭнерго», арендованная ООО «КомЭнерго» у холдинга «КОМОС».
Отпуск тепла производиться от 4 источников тепла.
В систему теплоснабжения входят: котельные (источники теплоты), тепловые сети (теплопроводы), насосное оборудование и приборы, регулирующая, сигнализирующая и регистрирующая аппаратура, приборы учета и автоматики.
Функциональная структура теплоснабжения Муниципального образования «Город Глазов»:
Централизованное теплоснабжение осуществляется от четырех источников тепла:
ТЭЦ АО «ЧМЗ» - температурный график – 150/70 0 С , температурный срез -110 0 С,
система теплоснабжения открытая, подпитка собственная;
МУП «Глазовские теплосети» - температурный график – 150/700 С, температурный
срез -110 0 С, система теплоснабжения открытая, подпитка собственная;
«Котельная № 3 «Глазовская» ООО «КомЭнерго» - температурный график - 105/70 0
С, температурный срез – 110 0 С, система теплоснабжения открытая, подпитка собственная;
«Котельная ОАО «Реммаш» - температурный график - 105/70 0 С, температурный
срез – 110 0 С, система теплоснабжения открытая, подпитка собственная;
Кроме источников тепловой энергии, участвующих в централизованном теплоснабжении г. Глазова, на территории г. Глазова эксплуатируются 11 ведомственных котельных, не поставляющих тепловую энергию в тепловые сети города.
В последние годы в муниципальном образовании «Город Глазов» наряду с системой централизованного теплоснабжения значительному усовершенствованию подверглись системы децентрализованного теплоснабжения, в основном , за счет развития системы централизованного газоснабжения с подаче газа крышным и подвальным котельным или непосредственно в квартиры жилых зданий, где за счет его сжигания в топках котлов, газовых водоподогревателях, квартирных генераторах тепла может быть получено тепло одновременно для отопления, горячего водоснабжении, а также для приготовления пищи.
В настоящее время (по состоянию на 01.09.2015) имеется: 1 многоквартирный дом (далее МКД) с локальным источником тепла (МКД № 13 в по улице 70 лет Октября, 491 индивидуальный жилой дом котеджного типа с газовыми котельными и коаксиальными входами в индивидуальные жилые дома
ТЭЦ АО «Чепецкий механический завод»
Базовым источником теплоснабжения для нужд города является ТЭЦ АО «ЧМЗ» (52й0 Гкал/час) – источник с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии.
АО «Чепецкий механический завод» находится в г. Глазове Удмуртской Республики. ОАО «ЧМЗ» входит в структуру ОАО «ТВЭЛ» Министерства РФ по атомной энергии. Завод основан 19 декабря 1946 года на базе бывшего патронного завода для производства металлического урана, сверхчистого металлического кальция и циркония. Обладая мощной научной и промышленной базой, завод в последнее десятилетие параллельно с совершенствованием существующих технологий освоил производство редкоземельной продукции, ниобия, керамики на основе диоксида циркония и др. Деятельность ОАО «ЧМЗ» ба зируется на ряде специализированных производств, оснащенных современным химическим, электрохимическим, металлургическим оборудованием.
Имеющаяся на предприятии ТЭЦ является элементом схемы электроснабжения и теплоснабжения предприятия и входит в систему жизнеобеспечения города Глазова как основной теплоисточник. Сданная в промышленную эксплуатацию в 1949 году, ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» производит электрическую и тепловую энергию в видепара и горячей воды , а также конденсат для обеспечения 100 % нормального режима работы производства ОАО «ЧМЗ». В то же время около 60 % вырабатываемой тепловой энергии ОАО «ЧМЗ» реализует МУП «Глазовские тепловые сети» на нужды отопления и горячего водоснабжения населения, учреждений здравоохранения, образования, культуры и ряда промышленных предприятий, что составляет 91,0 % объема в данном виде услуг г. Глазова.
ТЭЦ является промышленно - отопительной тепловой электростанцией среднего давления с поперечными связями. Установленная электрическая мощность ТЭЦ – 89,4 МВт, установленная тепловая мощность - 697 Гкал/час.
На ТЭЦ установлено восемь паровых энергетических котлов производительностью по 75 тонн пара в час, из них для трех котлов уголь является основным топливом. Для шести котлов природный газ - основное топливо, мазут – резервное (Котельные агрегаты Барнаульского котлостроительного завода ЦКТИ- 75- 39Ф2 (ст. № 7-13) и Белгородского котлостроительного завода БКЗ- 75- 39 ГМ (ст. № 14, 15). Дополнительно на ТЭЦ установлено четыре пиковых теплофикационных водогрейных котла ПТВМ-100, которые предназначены для покрытия пиков теплофикационных нагрузок ТЭЦ, :один из которых работает на мазуте (ст. № 16), три оставшихся используют природный газ как основное топливо, резервное топливо – мазут (ст. № 19,20, 21).
В 2007 г на ТЭЦ введена в эксплуатацию парогазовая установка, включающая в себя газовую турбину (SGT600) с электрическим генератором (AMS 1120LC) номинальной мощностью 24,5 МВт и паровой котел-утилизатор (К-38/3,9-228-547 (модель ТКУ-14)) среднего давления производительностью 40 тонн пара в час.
На ТЭЦ установлено шесть паровых турбин: одна турбина (ст .№ 1) типа АР-6-6, три турбины (ст .№ 3, 7, 8) типа АПТ-12 с производственным отбором пара давлением 12 атм. и теплофикационным отбором пара давлением 1,2 атм. и две турбины (ст .№ 5, 6) типа
ДК 20-120 с давлением пара в производственном отборе 6 атм. и теплофикационным отбором пара давлением 1,2 атм.
В схему теплофикации и горячего водоснабжения ТЭЦ входят три бойлерные установки, одиннадцать сетевых и восемь подпиточных насосов теплосети, три бака аккумулятора воды для горячего водоснабжения по 3000 м3 каждый.
Для подготовки воды для подпитки паровых энергетических котлов и теплосети на ТЭЦ имеется: химводоочистка ХВО-1 производительностью 350 тонн в час для подпитки котлов, и химводоочистка ХВО-2 производительностью 1250 тонн в час для подпитки теплосети.
Тепловая мощность бойлерных установок ТЭЦ составляет 200 Гкал/ч. каждой В каждой из бойлерных установлены два основных и один пиковый бойлер. Площади поверхностей теплообмена в каждой из групп бойлеров одинаковы. Таким образом , мощность основных бойлеров составит 14 Гкал/ч, пиковых – 60 Гкал/ч.
Топливное хозяйство ТЭЦ включает в себя угольный склад объемом 55 тысяч тонн и мазутное хозяйство, имеющее в своем составе девять резервуаров емкостью по пять тысяч кубических метров каждый, оборудование для слива, перекачки, подогрева и подачи мазута в котельный цех ТЭЦ.
Газовое хозяйство ТЭЦ имеет в своем составе газопровод высокого (12 атм) давления, газораспределительный пункт, газопровод среднего (0,6 атм) для подачи газа к энергетическим и водогрейным котлам. Для обеспечения работы парогазовой установки имеется газопроводы высокого (8 и 25 атм) давления и дожимная компрессорная станция, предназначенная для повышения давления природного газа перед газовой турбиной до 25 атм.
Водоснабжение завода полностью обеспечивается из реки Чепцы, водоотвод, после очистки на очистных сооружениях, осуществляется в реку Чепцу.
Воздухоснабжение производства осуществляется централизованно двумя компрессорными завода.
Перечень паспортных технологических характеристик генерирующего оборудования объекта (объектов) по производству электрической энергии и мощности
| Общие характеристики генерирующего оборудования | |
| Состав | ТЭЦ ОАО ЧМЗ |
| Суммарная установленная мощность, МВт | 89,4 |
| Характеристики генерирующего оборудования | |
| Единица генерирующего оборудования | Турбоагрегат ТГ-1 в составе: турбина АР-6-6, генератор Т2-6-2 Турбоагрегат ТГ-3 в составе: турбина АПТ-12, генератор Т2-12-2 Турбоагрегат ТГ-7 в составе: турбина АПТ-12, генератор Т2-12-2 Турбоагрегат ТГ-8 в составе: турбина АПТ-12, генератор Т2-12-2 Турбоагрегат ТГ-5 в составе: турбина ДК-20-120, генератор Т2-12-2 Турбоагрегат ТГ-6 в составе: турбина ДК-20-120, генератор Т2-12-2 Турбоагрегат ТГ-10 в составе: турбина GT10B2, генератор AMS 1120LK |
| Индивидуальный идентификационный код единицы генерирующего оборудования | (в том числе указать код КПО – классификатор производственных объектов, если он присвоен) |
| Установленная мощность единицы генерирующего оборудования, МВт | Турбоагрегат ТГ-1 6 Турбоагрегат ТГ-3 12 Турбоагрегат ТГ-7 12 Турбоагрегат ТГ-8 12 Турбоагрегат ТГ-5 12 Турбоагрегат ТГ-6 12 Турбоагрегат ТГ-10 23,4 |
| Расход электрической энергии (мощности) на собственные нужды, % | 6-15 % |
| Тип единицы генерирующего оборудования | тепловая электростанция |
| Вид топлива (основной, резервный) | Газ, уголь (основной); мазут (резервный) |
Техническая характеристика оборудования ТЭЦ ОАО «Чепецкий механический завод»
Котлоагрегаты
| Ст.№ | Тип (марка) | Завод- изготовитель | Структура сжигаемого топлива | Давление перегретого пара, кгс/см2 | Паро-/теплопроизводительность | Год ввода в эксплуатацию | Остаточный ресурс, лет | Следующий капитальный ремонт | Год реконструкции (перевода на газ / мазут) | ||
| газ | мазут | уголь | |||||||||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | БКЗ | Уголь/мазут | 30-32 | - | - | 75 т/ч | март 2013 | - | |||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | БКЗ | Уголь/мазут | 30-32 | - | - | 75 т/ч | - | ||||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | БКЗ | Уголь/мазут | 30-32 | - | - | 75 т/ч | 11,5 | май 2015 | - | ||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | БКЗ | Уголь/мазут | 30-32 | - | - | 75 т/ч | * | - | |||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | БКЗ | Газ/мазут | 30-32 | 75 т/ч | 75 т/ч | - | * | ||||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | БКЗ | Газ/мазут | 30-32 | 75 т/ч | 75 т/ч | - | 11,5 | сентябрь 2014 | |||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | БКЗ | Газ/мазут | 30-32 | 7,5 т/ч | 75 т/ч | - | июнь 2014 | ||||
| БКЗ-75-39ГМ | БелКЗ | Газ/мазут | 30-32 | 75 т/ч | 75 т/ч | - | июль 2015 | ||||
| БКЗ-75-39ГМ | БелКЗ | Газ/мазут | 30-32 | 75 т/ч | 75 т/ч | - | август 2014 | ||||
| ПТВМ-100 | БелКЗ | Мазут | - | - | 100 Гкал/ч | - | * | - | |||
| ПТВМ-100 | БелКЗ | Газ/мазут | - | 100 Гкал/ч | 100 Гкал/ч | - | май 2013 | ||||
| ПТВМ-100 | БелКЗ | Газ/мазут | - | 100 Гкал/ч | 100 Гкал/ч | - | июль 2013 | ||||
| ПТВМ-100 | БелКЗ | Газ/мазут | - | 100 Гкал/ч | 100 Гкал/ч | - | август 2014 |
Состав вспомогательного оборудования котлоагрегатов ТЭЦ ОАО «ЧМЗ»
| Ст.№ | Тип (марка) | Вентилятор дутьевой | Дымосос | Дымосос рециркуляции газов | Мельница углеразмольная | Вентилятор мельничный | Питатель сырого угля |
| ЦКТИ-75-39Ф2 | ВД-10-13,5 Nэл.дв=190 кВт, Q=87 тыс. м3/ч Н=354 мм.вод.ст. | Д-18×2 Nэл.дв=260 кВт, Q=180 тыс. м3/ч Н=330 мм.вод.ст. | - | ШБМ-250/390 (Ш-10) Nэл.дв=370 кВт | ВМ 40/730 Nэл.дв=370 кВт Q=40 тыс. м3/ч Н=750 мм.вод.ст. | СПУ-700/1680 ленточный, скребковый | |
| ЦКТИ-75-39Ф2 | ВД-10-13,5 Nэл.дв=230 кВт, Q=87 тыс. м3/ч Н=354 мм.вод.ст. | - | ШБМ-250/390 (Ш-10) Nэл.дв=370 кВт | ||||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | Д-18×2 Nэл.дв=250 кВт, Q=180 тыс. м3/ч Н=330 мм.вод.ст. | ДН-12,5 Nэл.дв=75 кВт Q=39,9 тыс. м3/ч Н=351 мм.вод.ст. | ВМ 40/750 ПУ Nэл.дв=370 кВт Q=40 тыс. м3/ч Н=750 мм.вод.ст. | ДШПСУ-10-1,5 двухшнековый Nэл.дв=4,5 кВт | |||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | ВД-10-13,5 Nэл.дв=190 кВт, Q=87 тыс. м3/ч Н=354 мм.вод.ст. | Д-18×2 Nэл.дв=260 кВт, Q=180 тыс. м3/ч Н=330 мм.вод.ст. | |||||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | ВД-20 Nэл.дв=315 кВт, Q=91 тыс. м3/ч Н=365 мм.вод.ст. | Д-18×2 Nэл.дв=260 кВт, Q=165 тыс. м3/ч Н=280 мм.вод.ст. | ДН-13 Nэл.дв=90 кВт Q=43 тыс. м3/ч | ||||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | |||||||
| ЦКТИ-75-39Ф2 | |||||||
| БКЗ-75-39ГМ | ВДН-20-11-У Nэл.дв=250 кВт, Q=165 тыс. м3/ч Н=450 мм.вод.ст. | Д-18×2 Nэл.дв=200 кВт, Q=165 тыс. м3/ч Н=281 мм.вод.ст. | - | ||||
| БКЗ-75-39ГМ | Д-18×2 Nэл.дв=260 кВт, Q=165 тыс. м3/ч Н=281 мм.вод.ст. | - | |||||
| ПТВМ-100 | Ц9-57 №5индивидуальный для каждой горелки, Nэл.дв=10 кВт, Q=10 тыс. м3/ч,Н=160 мм.вод.ст. | - | - | ||||
| ПТВМ-100 | Д-20×2 Nэл.дв=400 кВт, Q=245 тыс. м3/ч Н=408 мм.вод.ст. | - | |||||
| ПТВМ-100 | - | ||||||
| ПТВМ-100 | - |
Турбоагрегаты
| Ст. № | Тип (марка) | Установленная мощность | Расход свежего пара, т/ч | Год ввода в эксплуатацию | Номинальная нагрузка регулируемых отборов пара, т/ч | |||
| электрическая | тепловая | П-отбор | Т-отборы | Противо-давление | ||||
| МВт | Гкал/ч | |||||||
| А-6-6 | - | - | ||||||
| АТП-12 | ||||||||
| Дк-20-120 | ||||||||
| Дк-20-120 | ||||||||
| АТП-12 | ||||||||
| АТП-12 | ||||||||
| SGT 600 | 23,4 | - | - | - | - |
Котлы ст. №№ 8-10 производства Барнаульского котлостроительного завода, заводская маркировка ЦКТИ-75-39Ф2, паропроизводительностью 75 т/ч. Параметры перегретого пара – Pп п= 32 кгс/см2, tп = 400 °С. Расчетная температура питательной воды tпв = 150 °С. Данный котлоагрегат – однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, однокорпусной, П-образной компоновки, с твердым шлакоудалением, предназначен для работы на каменных углях. Растопочное топливо – мазут. Топочная камера оснащена 3-мя основными вихревыми пылеугольными горелками типа УТ-3 производства Барнаульского котлостроительного завода, расположенными в один ряд на фронтовой стене топки, производительностью по пыли 5,5 т/ч каждая, со встроенными в них мазутными форсунками механического распыления производительностью по мазуту 800 кг/ч каждая и 2-мя растопочными муфельными прямоточными горелками, расположенными на боковых стенах топки, производительностью по пыли 0,5÷1,5 т/ч. Водяной экономайзер и воздухоподогреватель котла – двухступенчатые, расположены «в рассечку»; особенностью же конструкции котлоагрегата является встроенный золоуловитель – батарейный мультициклон, расположенный перед «холодной» ступенью воздухоподогревателя, состоящий из 208 элементов диаметром 250 мм. Система пылеприготовления каждого котлоагрегата индивидуальная, замкнутая, с промежуточным бункером пыли, включает в себя одну шаровую барабанную мельницу ШБМ 250/390 (Ш-10). Емкость бункера сырого угля – 55 тонн, промежуточного бункера пыли – 38 тонн. Котлы ст. №№ 7, 8 имеют более низкую взрывопожаробезопасность пылесистем и несколько более низкие экологические показатели котельных установок в сравнении со ст. № 9 и № 10, обусловленные наличием у последних дымососов рециркуляции газов (ДРГ) и различием конструкций питателей сырого угля: ст. № 8 – скребковый, ст. №№ 9, 10 – двухшнековые.
Котлы ст. №№ 11-13 – заводская маркировка ЦКТИ-75-39Ф2 – аналогичные котлоагрегатам ст. №№ 7-10, но прошедшие реконструкцию – перевод на газомазутный топливный режим: основное топливо – природный газ, резервное – мазут. Топочная камера оснащена 3-мя вихревыми газомазутными горелками типа ГМУ-20М конструкции АООТ «НПО ЦКТИ» им. Ползунова, расположенными в один ряд на фронтовой стене топки со встроенными паромеханическими форсунками и запально-защитными устройствами типа ЗГ-01-1500. При выполнении реконструкции оборудование «угольной части» (пылесистема, бункеры, пылепроводы и т.п.) было демонтировано.
Котлы ст. №№ 14, 15 производства Белгородского котлостроительного завода, заводская маркировка БКЗ-75-39ГМ, паропроизводительностью 75 т/ч. Номинальные (паспортные) параметры перегретого пара – Pпп=39 кгс/см2, tпп=440 °С. Расчетная температура питательной воды tпв = 145 °С. Данный котлоагрегат – однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, однокорпусной, П-образной компоновки. Изначально котлы были предназначены для работы на мазуте, в 1999 году реконструированы с переводом на газомазутный топливный режим: основное топливо – природный газ, резервное – мазут. Топочная камера оснащена 6-ю вихревыми газомазутными горелками типа ГМ производства Белгородского котлостроительного завода, расположенными в два ряда (по 3 шт. в ряд) на фронтовой стене топки, со встроенными мазутными форсунками механического распыления.
Для поддержания нормальных параметров пара перед турбинами на котлах ТЭЦ необходимо выдерживать давление перегретого пара за главной паровой задвижкой (ГПЗ) 30 ÷32 кг/см² и температуру перегретого пара за впрыскивающим пароохладителем
400 °С.
Котел ст. № 16 – пиковый водогрейный, производства Белгородского котлостроительного завода, заводская маркировка ПТВМ-100, рассчитанный для сжигания мазута, предназначен для покрытия пиков теплофикационных нагрузок ТЭЦ. Он оборудован типовыми автоматическими устройствами с индивидуальными исполнительными механизмами управления горелками. Подогрев воды производится от температуры 110 °С до температуры 150 °С. Котел водотрубный, прямоточный с принудительной циркуляцией, имеет башенную компоновку, включен непосредственно в общую трубу электростанции.
Котел изготовлен для двухходовой (пиковый режим) схемы работы. Минимальный расход воды через котел 1500 т/час, по обогреваемой среде включен непосредственно в общий теплосетевой коллектор ТЭЦ (2×Dу=1000 мм). Топка оборудована 16-ю мазутными горелками (по 8 шт. в 2 ряда на фронтовой и задней стенах топки) с мазутными форсунками механического распыления и индивидуальными вентиляторами типа Ц9-57 №5. Котлоагрегат оборудован типовыми автоматическими устройствами с индивидуальными исполнительными механизмами управления горелками. Первичный подогрев воздуха, подаваемого для обеспечения сжигания топлива, отсутствует, забор воздуха осуществляется с улицы. Также отличительной особенностью к/а ст. № 16 является его полуоткрытая компоновка размещения в здании водогрейной котельной №1 (ВК-1): верхняя часть котлоагрегата находится выше крыши капитального отапливаемого здания и укрыта в короб из профилированных металлических листов, из-за чего запуск котла из холодного состояния сопровождается значительными тепловыми потерями, следовательно, достаточно большими экономическими затратами.
Котлы ст. №№ 17, 18 списаны и полностью демонтированы. К/а ст. №№ 17, 18 заводской маркировки ПТВМ-100 идентичны котлоагрегату ст. № 16. Демонтаж котла ст. № 17 произведен в 2005 году, ст. № 18 – в 2011 году.
Котлы ст. № 19-21 – пиковые водогрейные, производства Белгородского котлостроительного завода, заводская маркировка ПТВМ-100, теплопроизводительностью 100 Гкал/ч, рассчитаны на работу с графиком теплосети 150/70 °С. Подогрев воды производится от температуры 110 °С до 150 °С (при переводе котла в основной режим или при сжигании газа от 70 °С до 150 °С). Котел может работать как по двухходовой схеме (пиковый режим) с минимальным расходом сетевой воды 1500 т/час, так и по четырехходовой схеме работы (основной режим) с минимальным расходом сетевой воды 800 т/час. По обогреваемой среде котлы включены непосредственно в общий теплосетевой коллектор ТЭЦ (2×Dу=1000 мм). Котел водотрубный, прямоточный, с принудительной циркуляцией, башенной компоновки.
Изначально котлы были предназначены для работы на мазуте, в 1998 году реконструированы с переводом на газомазутный топливный режим: основное топливо – природный газ, резервное – мазут. Топка оборудована 16-ю газомазутными горелками (по 8 шт. в 2 ряда на фронтовой и задней стенах топки) типа ГМ производства
АО «Белэнергомаш» со встроенными мазутными форсунками механического распыления и индивидуальными вентиляторами типа Ц9-57 №5. Производительность при работе на природном газе – 900 м3/ч, на мазуте – 800 кг/ч. Котлоагрегаты оборудован типовыми автоматическими устройствами с индивидуальными исполнительными механизмами управления горелками. Первичный подогрев воздуха, подаваемого для обеспечения сжигания топлива, отсутствует, забор воздуха осуществляется из помещения водогрейной котельной №2 (ВК-2). Для обеспечения необходимого воздухообмена и поддержания нормируемой температуры воздуха (+10 ÷ +12 °С) в помещении ВК-2 установлены приточные установки.
Котлы ст. №№ 1-6 демонтированы; в 2007 году в этих ячейках была смонтирована парогазовая установка, включающая газотурбинную установку производства Siemens, тип – SGT-600 (23,4 МВт) и паровой котел-утилизатор производства Таганрогского котельного завода, типа К-38/3,9-228-547, однокорпусный, П-образной компоновки, газоплотный, с принудительной циркуляцией, с дополнительной утилизацией тепла в газовом подогревателе сетевой воды. Номинальные параметры котла-утилизатора – Dпп=38,42 т/ч, Pпп=3,9 МПа, tпп=440 °С; при работе на ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» котел-утилизатор выдает в общестанционный коллектор перегретый пар с параметрами: Pпп=30 кгс/см2, tпп=400 °С
Котлы ст.№№ 7, 10 и котёл-утилизатор подключены к дымовой трубе № 1 высотой 80 м.
Котлы ст.№№ 8, 9, 11, 12, 13 подключены к дымовой трубе № 2 высотой 80 м. Котлы ст.№№ 14, 15, 16, 19, 20, 21 подключены к дымовой трубе № 3 высотой 120 м.
Турбогенератор № 1 служит для комбинированной выработки электрической энергии и тепловой энергии в виде отработанного пара.
Турбина АР-6-6 конструкции Невского завода им. Ленина активного типа с числом оборотов n = 3000 об/мин., противодавленческая, с использованием отработанного пара на производство и теплофикацию. Турбина рассчитана на максимально-длительную мощность 6000 кВт при параметрах свежего пара Р = 35 ата, Т = 435 °С и противодавлением 7 ата. В то же время позволяет работать на параметрах свежего пара Р = 29 ата, Т = 400 °С с соответствующим снижением максимально-длительной мощности до 5400 кВт. Паровая турбина выполнена однопоточной, одноцилиндровой, с одной регулирующей ступенью РАТО и 5-ю ступенями давления. После турбины пар идет на коллекторы производственного пара. Пределы регулирования противодавления 3-6 ати. В парораспределительную коробку пар поступает через автоматические стопорные клапаны по двум трубам. В парораспределительной коробке расположены 6 регулирующих клапанов, которые при полном открытии обеспечивают пропуск пара в турбину в количестве 65 т/час при параметрах пара Р = 28 ати, Т= 400°С и с противодавлением 6 ати.
Турбогенератор № 3 служит для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.
Паровая турбина АПТ-12 изготовлена Калужским турбинным заводом.
Номинальная мощность на конденсационном режиме 12000 кВт, с номинальными отборами - 9000 кВт.
Номинальные параметры пара - давление - 28 ати, температура - 400°С.
Номинальное давление пара в первом регулируемом отборе 9 ати.
Номинальное количество пара, поступающее из первого регулируемого отбора при номинальном давлении в отборе, 50 т/час.
Номинальное давление пара во втором регулируемом отборе 0,2 ати.
Номинальное количество пара, поступающее из второго регулируемого отбора сверх расхода на регенеративный подогрев питательной воды при номинальном давлении в отборе, 33 т/час.
Номинальная температура охлаждающей воды 20°С.
Вакуум при конденсационном режиме с включенной регенерацией при температуре охлаждающей воды 20 0С при мощности 12000 кВт - 91%, при мощности 6000 кВт - 95%.
Турбогенераторы №№ 5, 6 служат для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.
Турбина типа ДК 20-120 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа Т-2-12-2, изготовленного заводом “Электросила” им. Кирова.
Турбина конструкции Кировского завода, активного типа, с частотой вращения
3000 об/мин, теплофикационная, с двумя регулируемыми и одним нерегулируемым отборами пара для обеспечения нужд производства и теплофикационных целей в указанных ниже размерах.
Турбина рассчитана на максимально-длительную электрическую мощность
12000 кВт. Параметры пара перед автоматическим стопорным клапаном: Р = 28 ати,
Т = 400 °С.
Первый регулируемый отбор давлением 5,5 ÷ 6,5 ати максимальной производительностью 53 т/час предназначен для подачи пара на производство, пиковые бойлеры, подогреватель высокого давления (ПВД) и химводоочистку (ХВО).
Второй регулируемый отбор давлением 0,2 ÷ 1,0 ати, максимальной производительностью 70 т/час предназначен для подачи пара на деаэраторы и основные бойлеры.
Третий отбор, нерегулируемый, предназначен для подогрева конденсата в подогревателе низкого давления (ПНД).
Турбогенераторы №№ 7, 8.
Паровая турбина типа АПТ-12-1 номинальной мощностью 12000 кВт при
3000 об/мин., конденсационная, с производственным и отопительным отборами пара, регенеративными подогревателями питательной воды предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа Т2-12-2.
Турбина рассчитана на работу свежим паром с начальными параметрами 28 ати и 400°С, измеренными перед стопорным клапаном.
Турбина имеет два регулируемых отбора:
- производственный: давление пара от 7 ати до 12 ати с номинальной величиной отбора 45 т/час;
- отопительный: давление пара от 0,2 ати до 1,5 ати с номинальной величиной отбора 35 т/час. Допускается снижение давления в отопительном отборе до 0,7 ати.
Турбина имеет два нерегулируемых отбора (после пятой и тринадцатой ступеней), предназначенных для регенеративного подогрева питательной воды и конденсата.
Особенности тепловой схемы ТЭЦ накладывают технические ограничения по использованию турбоагрегатами для разных видов нагрузок:
1. К паровому коллектору, для обеспечения технологических нагрузок подразделений ЧМЗ, подключены производственные отборы турбоагрегатов №№ 5 и 6 и выхлоп турбины № 1. Технологическая нагрузка составляет 30-60 т/час. Также данные отборы обеспечивают собственные нужды ХВО и системы регенерации сети питательной воды котлоагрегатов. Нагрузка СН ХВО и ПВД составляет до 20 т/час пара каждая. Общая величина отборов в зависимости от сезона и времени суток колеблется от 50 до 100 т/час;
2. Турбины №№ 3, 7 и 8 переведены на работу с ухудшенным вакуумом, конденсаторы данных машин переведены на охлаждение обратной сетевой водой. Каждый из конденсаторов, подключен к отдельной линии ОВ.
Тепловая производительность конденсаторов, как теплофикационных подогревателей, составляет до 29 Гкал/ч.
Объемный расход охлаждающей воды составляет до 1000 т/ч турбин №№ 3 и 7 и до 900 т/ч для турбины № 6.
Теплофикационная установка
Узел горячего водоснабжения
Источником теплоснабжения предприятия является ТЭЦ расположенная на территории предприятия и являющаяся структурным подразделением ОАО «ЧМЗ». Тепловая энергия в виде горячей воды используется на предприятии для систем отопления вентиляции и ГВС производственных корпусов; кроме того ТЭЦ является основным источником тепла и горячего водоснабжения города Глазов.
Система теплоснабжения – открытая двухтрубная, в летнее время теплоснабжение потребителей для нужд системы горячего водоснабжения (далее ГВС) осуществляется по однотрубной схеме. Проектный температурный график работы тепловой сети 150/70°С с различными температурными срезками, определяемыми по балансовой мощности и наличию топлива на пиковых мощностях.
Тепловая энергия с теплоносителем пар используется на предприятии в основном на технологические нужды.
Теплофикационная схема ТЭЦ состоит из двух теплоисточников:
- бойлерных установок «В», «Г», водогрейной котельной № 1 (ВК-1) с водогрейным котлом ст.№ 16, сетевых насосов № 1, 2, 3 группы «В» и сетевых насосов 1, 2, 3 группы «Г»;
- водогрейной котельной № 2 (ВК-2) с водогрейными котлами ст.№ 19, 20, 21 и сетевыми насосами 1, 2, 3, 4, 5.
Оба теплоисточника предназначены для нагрева сетевой воды, подаваемой в теплосеть завода и города, и включены параллельно через прямой и обратный коллекторы ЦТРП (центральный тепловой распределительный пункт).
Бойлерные установки «В» и «Г» обвязаны по сетевой воде параллельно водогрейному котлу в составе ВК-1, поэтому сетевая вода может быть нагрета на бойлерной либо до температуры, соответствующей температурному графику (в осенне-весенний период, когда ВК-1 не работает), либо до температуры 104-110°С, при этом окончательный нагрев воды производится на водогрейном котле ВК-1.
Бойлерная установка “А” служит для подогрева химически очищенной воды (ХОВ) узла горячего водоснабжения (ГВС).
Бойлерная «В», тепловой мощностью 80 Гкал/ч имеет в своём составе:
- основной бойлер ОБ-1В типа БО-350-2 (введён в эксплуатацию в 1962 году);
- основной бойлер ОБ-2В типа ПСВ 315-3-23 (введён в эксплуатацию в 1988 году);
- пиковый бойлер ПБ-1В типа ПСВ 315-14-23 (введён в эксплуатацию в 1994 году);
- два конденсатных насоса КН-1В и 2В;
- три сетевых насоса 1В, 2В и 3В типа 14СД-10×2, производительностью по 1260 м3/ч, напором 12,3 кгс/см2.
Бойлерная «Г», тепловой мощностью 120 Гкал/ч имеет в своём составе:
- ОБ-1Г типа ПСВ 500-3-23 (введён в эксплуатацию в 1971 году);
- ОБ-2Г типа ПСВ 500-3-23 (введён в эксплуатацию в 1971 году);
- ПБ-1Г типа ПСВ 500-14-23 (введён в эксплуатацию в 1971 году).
- три конденсатных насоса КН-1Г, 2Г и 3Г;
- три сетевых насоса 1Г, 2Г и 3Г типа 14СД-10×2, производительностью по 1260 м3/ч, напором 12,3 кгс/см2.
Основные бойлеры подключены к теплофикационным отборам турбин ст. №№ 3, 5 ÷ 8. Максимальная величина теплофикационных отборов турбин составляет до 235 т/час пара.
Пиковые бойлера подключены по пару к 1-м отборам турбин ст. №№ 3, 7, 8, максимальная величина отбора - 100 т/час. Также к данным отборам подключена система пароснабжения мазутного хозяйства.
Бойлерные установки «В», «Г» и сетевые насосы главного корпуса объединены общими коллекторами:
- коллектор обратной сетевой воды; в него врезаны трубопроводы обратной сетевой воды с 1-ой (трубопровод 113) и 2-ой (трубопровод 3) очередей предприятия, с жилого поселка (трубопровод 20), трубопроводы «109» и «110» с обратного коллектора сетевой воды центрального теплораспределительного пункта (далее ЦТРП), а также всасывающие трубопроводы всех сетевых насосов;
- распределительный коллектор; по нему вода от сетевых насосов подается на бойлерные установки «В» и «Г»;
- подающий коллектор (труба 108); по нему вода после всех бойлерных установок подается на водогрейный котёл в составе ВК-1;
- коллектор потребителей (труба 106); в этот коллектор поступает сетевая вода после водогрейного котла в составе ВК-1 (или помимо них, по обводам) и далее подается в прямой коллектор ЦТРП;
Подпитка теплосети в отопительный период осуществляется по 4-м подпиточным трубопроводам (в работе по мере необходимости может находиться любое количество подпиточных трубопроводов) в коллектора обратной сетевой воды:
- подпиточный трубопровод № 1 врезан в коллектор обратной сетевой воды главного корпуса в районе бойлерной установки «А»;
- подпиточный трубопровод № 2 врезан в коллектор обратной сетевой главного корпуса воды в этом же районе.;
- подпиточный трубопровод № 3 врезан в коллектор обратной сетевой воды главного корпуса в районе бойлерной установки «Б»;
- подпиточный трубопровод № 4 (труба 117) врезан как в подающий коллектор, так и в коллектор обратной сетевой воды ЦТРП. По нему в летнее время подпиточная вода может подаваться как в подающий коллектор, так и в коллектор обратной сетевой воды (по согласованию с ООО «ТВК»).
Газовое хозяйство
В качестве основного топлива на ТЭЦ применяется природный газ, в качестве резервного – мазут, уголь.
На ТЭЦ поступает природный газ, поставляемый по договору газоснабжения заключенным с ООО «Газпром межрегионгаз Ижевск». Газ поставляется с КС «Добрянская» по газопроводу Ямбург-Тула1. На территорию ОАО «ЧМЗ» газ поступает от «Глазовская ГРС» по надземному газопроводу Dу = 500 мм с давлением 12 кгс/см². Газораспределительный пункт (далее ГРП) предназначен для очистки газа от механических примесей, снижения давления газа до 0,6 кгс/см2 и поддержания его на заданном уровне независимо от расхода газа, измерения давления, температуры и расхода газа, подаваемого к потребителям.
От ГРП природный газ направляется к двум группам потребителей:
- трубопроводом Dу = 200мм с давлением 1,2 МПа на дожимную компрессорную станцию (ДКС) ПГУ (природный газ отбирается после системы фильтров и узла измерения расхода, до узла редуцирования);
- трубопроводом Dу = 700мм с давлением 0,06 МПа на главный корпус и цех № 5.
Полный проектный расход газа через ГРП составляет 231 000 нм3/ч.
Мазутное хозяйство
Для приема, слива из железнодорожных цистерн и перекачивания мазута в резервуары мазутохранилища на мазутном хозяйстве ТЭЦ имеется комплекс устройств, носящий общее название «приемно-сливное устройство», в которое входят:
- два тупиковых железнодорожных пути длиной по 180 м, на которые устанавливаются цистерны при сливе мазута;
- две металлические эстакады, предназначенные для обслуживания прибывших цистерн с мазутом. Вместительность первой – 9 восьмиосных цистерн, вместительность второй – 15 четырехосных цистерн;
- два межрельсовых подземных железобетонных приемно-сливных лотка, соединенных с каналами, по которым слитый из цистерн мазут самотеком поступает в подземные приемные (промежуточные) емкости;
- узел переключения, состоящий из запорных органов (шандор) и перемычки между лотками, служащих для распределения мазута по приемным (промежуточным) емкостям;
- две подземные фильтр-сетки с ячейками 10×10 мм (не более 20×20 мм), предназначенные для очистки поступающего в приёмные (промежуточные) ёмкости мазута от крупных включений (щепы, ветоши, камней и т.д.);
- две приёмные (промежуточные) ёмкости, объемом по 400 м3, из которых мазут перекачивается в основные резервуары мазутохранилища, предназначенные для сглаживания неравномерностей слива и используемые как буферные емкости при внезапном отключении перекачивающих насосов;
-на каждой приемной (промежуточной) емкости установлен перекачивающий погружной насос и указатель уровня мазута.
Мазутохранилище состоит из 9-ти металлических надземных резервуаров номинальной емкостью по 5000 м3. Каждый из резервуаров может быть расходным или служить для хранения мазута. В расходных резервуарах мазут постоянно находится с температурой, при которой вязкость мазута обеспечивает надёжность поступления его самотёком на всас насосов.
На мазутном хозяйстве установлены следующие резервуары:
| Диспетчерское наименование | Назначение | Объем, м3 | Сечение по горизонтали, м | Высота стены, м | Максимальный уровень мазута, м |
| № 1А | Рабочий | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| № 3А | Рабочий | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| №1 | Хранение | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| №2 | Хранение | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| №3 | Хранение | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| №4 | Хранение | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| №5 | Хранение | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| №6 | Хранение | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
| №7 | Хранение | 5 000 | Æ 22,8 | 11,92 | 11,7 |
Устройство разогрева мазута в каждом резервуаре выполнено с применением существующей схемы циркуляции мазута; резервуар – насос – подогреватель – резервуар. В резервуаре смонтировано специальное сопло для подвода горячего мазута к всасывающему трубопроводу насоса рециркуляции и коллектор с соплами для разогрева мазута в резервуаре. Подвод горячего мазута к соплам осуществляется от напорного трубопровода насосов рециркуляции.
Хозяйство твердого топлива
ТЭЦ АО «ЧМЗ» проектировалась для работы на углях Кизеловского бассейна с зольностью 32% и теплотворной способностью 4500 ккал/кг. В 80-х годах в связи с выработкой Кизеловского бассейна качество угля начало ухудшаться и к концу 80-х годов зольность достигла 45%, а теплотворная способность упала до 3200-3500 ккал/кг, содержание серы выросло до 5-6%.
В 1994 году совместно с Центральным котлотурбинным институтом (далее ЦКТИ) проведены испытания и доказана возможность сжигания в котлах ТЭЦ углей Интинского бассейна, по характеристикам несколько лучше Кизеловского.
В 1996 г также совместно с ЦКТИ проведена работа по переводу ТЭЦ на сжигание Кузнецких углей с характеристиками: зольность 18%, теплотворная способность 5000 ккал/кг, содержание серы – ниже 1%.
В качестве растопочного топлива для пылеугольных котлов используется мазут.
Для хранения угля, поступающего на ТЭЦ, оборудован открытый склад объемом 55 тыс. т и размером 266 × 65 м. На складе установлены мостовые электрические грейферные краны грузоподъемностью 5 т каждый. Емкость грейфера 2,5 т. Краны введены в эксплуатацию в 1996 г. Гарантийный срок работы кранов-перегружателей истекает в 2020 г.
На территории склада имеются две железобетонные эстакады с железнодорожными линиями для разгрузки вагонов с прибывшим углем.
На территории открытого склада имеется шесть бункеров:
-два – с бульдозерной засыпкой угля и последующей подачей его через качающийся питатель на ленточный транспортер;
-четыре – с засыпкой угля грейферами и последующей подачей его через барабанные питатели на ленточные транспортеры.
Уголь с помощью грейферных кранов засыпается в питатели барабанного типа. Транспортировка угля к барабанам, бункерам сырого угля и непосредственно к котлам осуществляется по ленточным транспортерам. Перед тем как попасть на ленточные транспортёры к бункерам котлов, уголь размалывается в угледробильных установках типа ДМ, производительностью каждая 150 т/ч, введенных в эксплуатацию в 1949 г.
Отбор и разделка проб поступающего угля для химического анализа производится в помещении топливоподачи.
Для разогрева смерзшегося угля в железнодорожных полувагонах на ТЭЦ имеется комплекс устройств, носящий общее название «тепляк». Тепляк является конвективным, т.е. размораживание полувагонов с углем производится путем принудительного нагнетания воздуха, нагретого в паровых калориферах, непосредственно к вагонам.
Емкость тепляка – 6 четырехосных полувагонов.
Котельная муниципального унитарного предприятия «Глазовские теплосети»
Муниципальная котельная № 2 находится по адресу: ул. Куйбышева, д. 77,
предназначена дл теплоснабжения микрорайона «Южный»