Постановление Администрации города Смоленска от 19.12.2013 N 2269-адм "Об утверждении схемы теплоснабжения города Смоленска на период 2014 - 2029 годов"

АДМИНИСТРАЦИЯ ГОРОДА СМОЛЕНСКА

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 19 декабря 2013 г. № 2269-адм

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА СМОЛЕНСКА
НА ПЕРИОД 2014 - 2029 ГОДОВ
Список изменяющих документов
(в ред. постановления Администрации города Смоленска
от 18.12.2014 № 2206-адм)

В соответствии с Требованиями к порядку разработки и утверждения схем теплоснабжения, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 № 154, руководствуясь решением 24-й сессии Смоленского городского Совета III созыва от 28.02.2006 № 237 "Об утверждении Порядка проведения публичных слушаний и опросов в г. Смоленске", Уставом города Смоленска, Администрация города Смоленска постановляет:
1. Утвердить схему теплоснабжения города Смоленска на период 2014 - 2029 годов.
2. Определить единой теплоснабжающей организацией в муниципальном образовании городе Смоленске ОАО "Квадра - Генерирующая компания".
(в ред. постановления Администрации города Смоленска от 18.12.2014 № 2206-адм)
3. Комитету по информационной политике Администрации города Смоленска (Ю.В. Вершовский) опубликовать настоящее постановление в средствах массовой информации.
4. Комитету по информационным ресурсам и телекоммуникациям Администрации города Смоленска (С.В. Пивоваров) разместить настоящее постановление на официальном сайте Администрации города Смоленска.
5. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на заместителя главы Администрации города Смоленска по городскому хозяйству Захарцова А.М.

Глава Администрации
города Смоленска
Н.Н.АЛАШЕЕВ





СХЕМА
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА СМОЛЕНСКА

Книга 1. Схема теплоснабжения города Смоленска

1704-ПЗ-ТГ1

Сокращения

ГВС
горячее водоснабжение
ПТЭ
правила технической эксплуатации
ТЭУ
теплоэнергетическая установка
СЦТ
система централизованного теплоснабжения
ОБ
основной бойлер
ПБ
пиковый бойлер
АОУ
автономная обессоливающая установка
ХВО
химическая очистка воды
ВПУ
водоподготовительная установка
НТД
нормативно-техническая документация
БОУ
блочная обессоливающая установка
РОУ
редукционно-охладительная установка
ФСД
фильтр смешивающего действия
ГРС
газораспределительная станция
ГРП
газорегуляторный пункт
ПСУ
паросиловая установка
ПГУ
парогазовая установка
ИТГ
индивидуальные теплогенераторы (электрокотлы, газовые котлы, печи)
ЕТО
единая теплоснабжающая организация

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая работа выполнена по договору № 508/61 от 01.10.2013 между РУП "Белнипиэнергопром" и филиалом ОАО "Квадра" - "Западная генерация" на основании технического задания, являющегося неотъемлемой частью договора.
Проектирование систем теплоснабжения городов представляет собой комплексную задачу, от правильного решения которой во многом зависят масштабы необходимых капитальных вложений в эти системы. Прогноз спроса на тепловую энергию основан на прогнозировании развития города, в первую очередь, его градостроительной деятельности, определенной генеральным планом.
Схема теплоснабжения является основным предпроектным документом по развитию теплового хозяйства города. Она разрабатывается на основе анализа фактических тепловых нагрузок потребителей с учетом перспективного развития на 15 лет, структуры топливного баланса региона, оценки состояния существующих источников тепла и тепловых сетей и возможности их дальнейшего использования, рассмотрения вопросов надежности, экономичности.
Обоснование решений при разработке схемы теплоснабжения осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов развития системы теплоснабжения в целом и ее отдельных частей путем оценки их сравнительной эффективности.
При выполнении настоящей работы использованы следующие материалы:
- Положения о территориальном планировании, Проект по внесению изменений в генеральный план города Смоленска 1992 г., утвержденные решением Смоленского городского Совета от 22.12.2009 № 1347;
- Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Смоленск на 2013 - 2015 годы с перспективой до 2020 года;
- проектная и исполнительная документация по источникам тепла, тепловым сетям, насосным станциям, тепловым пунктам;
- эксплуатационная документация (расчетные температурные графики, гидравлические режимы, данные по присоединенным тепловым нагрузкам и их видам и т.п.);
- материалы проведения периодических испытаний тепловых сетей;
- конструктивные данные по видам прокладки и типам применяемых теплоизоляционных конструкций, сроки эксплуатации тепловых сетей;
- материалы по разработке энергетических характеристик систем транспорта тепловой энергии;
- данные технологического и коммерческого учета потребления топлива, отпуска и потребления тепловой энергии, теплоносителя, электроэнергии, измерений по приборам контроля режимов отпуска тепла, топлива;
- документы по хозяйственной и финансовой деятельности (действующие нормы и нормативы, тарифы и их составляющие, лимиты потребления, договоры на поставку топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и на пользование тепловой энергией, водой, данные потребления ТЭР на собственные нужды, потери;
- статистическая отчетность о выработке и отпуске тепловой энергии и использовании ТЭР в натуральном и стоимостном выражении.
В качестве расчетного года Схемы в соответствии с заданием принят 2029 г. с выделением первого семилетнего периода и 2024 года, отчетного года - 2012 г.
Последняя Схема теплоснабжения города Смоленска в полном объеме была разработана РУП "Белнипиэнергопром" в 1990 году.
Настоящая Схема теплоснабжения разработана в соответствии с:
- Федеральным законом Российской Федерации от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении";
- Постановлением Правительства Российской Федерации № 154 от 22.02.2012 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения";
- Методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения, утвержденными Приказом Минэнерго России и Минрегиона России № 565/667 от 29.12.2012.
Основными целями Схемы теплоснабжения являются:
1. Дальнейшее развитие системы теплоснабжения Смоленска с реконструкцией источников энергообеспечения (теплоэлектростанций и котельных) и магистральных сетей.
2. Повышение надежности работы системы теплоснабжения г. Смоленска.
3. Широкое внедрение энергосберегающих технологий с повышением эффективности выработки и транспортировки тепловой энергии.
4. Использование новых отопительных котельных для теплоснабжения новых районов, удаленных от зоны централизованного теплоснабжения, а также индивидуальных теплогенераторов для теплоснабжения одноквартирной и коттеджной застройки.

Раздел 1. ПОКАЗАТЕЛИ ПЕРСПЕКТИВНОГО СПРОСА НА ТЕПЛОВУЮ
ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) И ТЕПЛОНОСИТЕЛЬ В УСТАНОВЛЕННЫХ ГРАНИЦАХ
ТЕРРИТОРИИ ПОСЕЛЕНИЯ, ГОРОДСКОГО ОКРУГА

а) Площадь строительных фондов и приросты площади строительных фондов по расчетным элементам территориального деления с разделением объектов строительства на многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания и производственные здания промышленных предприятий по этапам.
Существующий жилой фонд в г. Смоленске по состоянию на 01.01.2013 составил 8001,5 тыс. м2 при численности населения порядка 330,4 тыс. чел.
В качестве исходных данных при определении приростов площади строительных фондов использованы следующие материалы:
- на период до 2020 года - Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Смоленск на 2013 - 2015 годы с перспективой до 2020 года. Проект;
- на период до 2029 года - положения о территориальном планировании, Проект по внесению изменений в генеральный план города Смоленска 1992 г., утвержденные решением Смоленского городского Совета от 22.12.2009 № 1347.
Новое жилищное строительство в городе предполагается:
- в южной части Ленинского и Промышленного районов в виде новых жилых районов комплексной застройки;
- в существующей части города в виде точечной застройки на свободных территориях;
- на реконструируемых территориях существующей части города после сноса ветхого жилья.
Увеличение площади зданий бюджетных учреждений всех уровней планируется с учетом темпов роста жилищного фонда города.
Сводные данные по изменению численности населения, объемам нового жилищного и общественного строительства и сносу ветхого жилья в г. Смоленске приведены в таблице 1.1, прогнозы приростов общей площади многоквартирных и жилых домов по планировочным районам города и этапам расчетного периода - в таблице 1.2.
Размещение новой жилой застройки в городе представлено на рисунке 1.1.
Одним из основных факторов развития жилищного строительства в городе Смоленске на перспективу является улучшение жилищных условий жителей города с обновлением жилищного фонда в результате вывода из эксплуатации ветхого и аварийного жилья.
Планируемые объемы сноса ветхого и аварийного жилого фонда с разбивкой по районам города представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.1. Сводные данные по изменению численности
населения, объемам нового жилищного и общественного
строительства и сноса ветхого жилья в период 2013 - 2029 гг.
по этапам расчетного периода

Наименование показателей
Этапы расчетного периода
существующее состояние на 01.01.2013
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 - 2024 гг.
2025 - 2029 гг.
Численность населения к концу периода, тыс. чел.
330,4
332,12
333,81
335,49
337,18
338,86
340,55
342,23
350,68
359,13
Жилой фонд к концу периода, тыс. м2 общей площади
8001,5
8290,4
8555,6
8886,7
9124,6
9362,5
9600,4
9838,3
11349,1
12940
Обеспеченность жил. фондом к концу периода, м2/чел.
24,2
25,0
25,6
26,5
27,1
27,6
28,2
28,7
32,4
36,0
Объем нового жилищного строительства, тыс. м2, всего, в том числе:
-
298,9
275,2
341,1
247,9
247,9
247,9
247,9
1560,8
1640,9
- многоквартирные дома;

298,9
269,0
325,6
227,9
225,5
218,3
217,9
1402,7
1455,4
- индивидуальные жилые дома

-
6,2
15,5
20,0
22,4
29,6
30,0
158,1
185,5
Среднегодовой объем жилищного строительства, тыс. м2/год
-
298,9
275,2
341,1
247,9
247,9
247,9
247,9
312,16
328,18
Снос ветхого жилья, тыс. м2
-
10
10
10
10
10
10
10
50,0
50,0
Площадь зданий бюджетных учреждений всех уровней, тыс. м2
471,1
487,1
503,7
524,5
537
549,5
562
574,5
637,0
699,5

Таблица 1.2. Размещение объемов новой жилой застройки
по планировочным районам города и по этапам
расчетного периода

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы нового жилищного строительства, тыс. м2
всего за период 2013 - 2029 гг.
в том числе по годам:
2013
2014
2015
2016
2017
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
275,3
3675,2
3950,5
0
0
0
0,7
255,1
255,8
0
311,6
311,6
0
227,9
227,9
0
214,3
214,3
Юг-3, всего, в т.ч.:
158,0
1844,3
2002,3
0
0
0
0
110
110
0
110
110
0
107
107
0
107,0
107,0
Район Одинцово
0
984,4
984,4


0

110
110

110
110

107
107

107,0
107,0
Район Пруды
62
50,9
112,8


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна в пределах горчерты
36
295,4
331,8


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна за границей горчерты
0
162,6
162,6


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
19
176,1
195,1


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
41
161,1
201,8


0


0


0


0


0
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
0
13,8
13,8


0


0


0


0


0
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
10,7
747,9
758,6
0
0
0
0,7
84,6
85,3
0
141,1
141,1
0
57,7
57,7
0,0
44,1
44,1
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
0,7
286,1
286,8


0
0,7
84,6
85,3

141,1
141,1

40
40

20,4
20,4
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
10,0
202,9
212,9


0


0


0


0


0
Реконструкция района Кловка
0,0
227,4
227,4


0

0
0

0
0

17,7
17,7

23,7
23,7
Реконструкция района Солдатская слобода
0,0
31,5
31,5


0


0


0


0


0
Миловидово, всего, в т.ч.:
106,6
1083,0
1189,6
0
0
0
0
60,5
60,5
0
60,5
60,5
0
63,2
63,2
0,0
63,2
63,2
Район Вишенки - Алексино
23,2
148,2
171,4


0


0


0


0


0
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
77,3
698,6
775,9


0

60,5
60,5

60,5
60,5

63,2
63,2

63,2
63,2
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
6,1
236,2
242,3


0


0


0


0


0
Промышленный район, всего, в т.ч.:
79,0
740,9
819,9
0
85
85
0
13,9
13,9
0
14
14
0
0
0
0
0
0
Район Тихвинка
68,2
55,4
123,6


0


0


0


0


0
Район Киселевка за границей горчерты
10,8
572,6
583,4


0


0


0


0


0
Реконструкция района Офицерская слобода
0,0
27,9
27,9


0

13,9
13,9

14
14


0


0
Район Поповка
0,0
85,0
85,0

85
85












Заднепровский район, всего, в т.ч.:
113,0
225,1
338,1
0
213,9
213,9
5,5
0
5,5
15,5
0
15,5
20
0
20
22,4
11,2
33,6
Район Серебрянка
0,0
213,9
213,9

213,9
213,9


0


0


0


0
Район Анастасино
4,0
11,2
15,2


0


0


0
4

4

11,2
11,2
Район Подснежники
92,0
0,0
92,0


0


0
10

10
10

10
22,4

22,4
Район Пасово
3,0
0,0
17,0


0
5,5

5,5
5,5

5,5
6

6


0
Всего по г. Смоленску
467,3
4641,1
5108,4
0
298,9
298,9
6,2
269
275,2
15,5
325,6
341,1
20
227,9
247,9
22,4
225,5
247,9

Окончание таблицы 1.2

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы нового жилищного строительства, тыс. м2
в том числе по годам:
2018
2019
2020 - 2024
2025 - 2029
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
15
218,3
233,3
15
217,9
232,9
132,7
1345,28
1477,98
111,9
884,8
996,7
Юг-3, всего, в т.ч.:
0
124,6
124,6
0
124,2
124,2
75,4
871,08
946,48
82,6
290,4
373
Район Одинцово

107
107

107
107

336,4
336,4


0
Район Пруды


0


0


0
61,9
50,9
112,8
Рябиновая поляна в пределах горчерты

17,6
17,59

17,2
17,2
36,4
260,6
297,0


0
Рябиновая поляна за границей горчерты


0


0

84,2
84,2

78,4
78,4
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты


0


0
19
176,1
195,1


0
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты


0


0
20

20
20,7
161,1
181,8
Реконструкция района ул. 2-я Киевская


0


0

13,8
13,8


0
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
0
23,7
23,7
0
33,7
33,7
10
363
373
0
0
0
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты


0


0


0


0
Чернушки - Ясенное за границей горчерты


0


0
10
202,9
212,9


0
Реконструкция района Кловка

23,7
23,7

33,7
33,7

128,6
128,6


0
Реконструкция района Солдатская слобода


0


0

31,5
31,5


0
Миловидово, всего, в т.ч.:
15
70
85
15
60
75
47,3
111,2
158,5
29,3
594,4
623,7
Район Вишенки - Алексино


0


0


0
23,2
148,2
171,4
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
15
70,0
85
15
60,0
75
47,3
111,2
158,5

210,0
210
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты


0


0


0,0
6,1
236,2
242,3
Промышленный район, всего, в т.ч.:
0
0
0
0
0
0
5,4
57,4
62,8
73,6
570,6
644,2
Район Тихвинка


0


0


0
68,2
55,4
123,6
Район Киселевка за границей горчерты


0


0
5,4
57,4
62,8
5,4
515,2
520,6
Реконструкция района Офицерская слобода


0


0


0


0
Район Поповка












Заднепровский район, всего, в т.ч.:
14,6
0
14,6
15
0
15
20
0
20
0
0
0
Район Серебрянка


0


0


0


0
Район Анастасино


0


0


0


0
Район Подснежники
14,6

14,6
15

15
20

20


0
Район Пасово


0


0


0


0
Всего по г. Смоленску
29,6
218,3
247,9
30
217,9
247,9
158,1
1402,7
1560,8
185,5
1455,4
1640,9

Рисунок 1.1. Размещение новой жилой застройки в городе

Таблица 1.3. Планируемые объемы сноса ветхого и аварийного
жилого фонда с разбивкой по планировочным районам города
и по этапам расчетного периода

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы сноса ветхого и аварийного жилого фонда, тыс. м2
всего за период 2013 - 2029 гг.
в том числе по годам:
2013
2014
2015
2016
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
21,4
46,2
67,6
1,6
0
1,6
0
0
0
1,8
3,5
5,3
0
7,9
7,9
Существующий жилой фонд
3,3
46,2
49,5






1,8
3,5
5,3

7,9
7,9
Юг-3, всего, в т.ч.:
13,0
-
13,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
0,5
-
0,5


-


-


-


-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
12,4
-
12,4


-


-


-


-
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
2,0
-
2,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
2,0
-
2,0


-


-


-


-
Миловидово, всего, в т.ч.:
3,1
-
3,1
1,6
-
1,6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
3,1
-
3,1
1,6

1,6


-


-


-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
6,8
35,7
42,5
0,1
8,4
8,4
-
10,0
10,0
4,8
-
4,8
-
1,8
1,8
Существующий жилой фонд
1,5
17,4
18,9








-

1,8
1,8
Район Тихвинка
0,4
-
0,4


-


-


-


-
Реконструкция района Офицерская слобода
4,9
18,3
23,2
0,1
8,4
8,4

10,0
10,0
4,8

4,8


-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
11,3
48,7
59,9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,2
-
0,2
Существующий жилой фонд
11,3
48,7
59,9








-
0,2

0,2
Всего по г. Смоленску
39,4
130,6
170,0
1,6
8,4
10,0
-
10,0
10,0
6,5
3,5
10,0
0,2
9,8
10,0

Окончание таблицы 1.3

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы сноса ветхого и аварийного жилого фонда, тыс. м2
в том числе по годам:
2017
2018
2019
2020 - 2024
2025 - 2029
жилые
дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые
дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые
дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
0
10,0
10,0
0,8
8,21
9,0
0,8
0,6
1,3
16,5
2,1
18,6
0
13,9
13,9
Существующий жилой фонд

10,0
10,0
0,8
8,2
9,0
0,8
0,6
1,3

2,1
2,1

13,9
13,9
Юг-3, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
13,0
-
13,0
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты


-


-


-
0,5

0,5


-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская


-


-


-
12,4

12,4


-
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,0
-
2,0
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода


-


-


-
2,0

2,0


-
Миловидово, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,6
-
1,6
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты

-
-


-


-
1,6

1,6


-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
0,8
7,9
8,7
0,7
4,7
5,4
0,4
3,0
3,4
Существующий жилой фонд


-


-
0,8
7,9
8,7
0,7
4,7
5,4

3,0
3,0
Район Тихвинка


-


-


-


-
0,4

0,4
Реконструкция района Офицерская слобода


-


-


-


-


-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
1,0
-
1,0
-
-
-
2,3
23,7
26,0
7,7
25,0
32,7
Существующий жилой фонд


-
1,0

1,0


-
2,3
23,7
26,0
7,7
25,0
32,7
Всего по г. Смоленску
-
10,0
10,0
1,8
8,2
10,0
1,5
8,5
10,0
19,6
30,4
50,0
8,1
41,9
50,0

б) объемы потребления тепловой энергии (мощности), теплоносителя и приросты потребления тепловой энергии (мощности), теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном элементе территориального деления на каждом этапе.
Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде новыми многоквартирными и индивидуальными жилыми домами с учетом общественных зданий по элементам территориального деления по этапам расчетного периода приведены в таблице 1.4.
Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде с разделением по видам теплопотребления в зонах действия существующих и предлагаемых к строительству теплоисточников с нарастающим итогом представлены в таблице 1.5.

Таблица 1.4. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой
энергии в сетевой воде новыми многоквартирными
и индивидуальными жилыми домами с учетом общественных зданий
по элементам территориального деления по этапам
расчетного периода

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
всего за 2013 - 2029 гг.
за 2013 г.
за 2014 г.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
18,41
2,25
20,66
190,68
32,46
223,15
209,09
34,72
243,80
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,05
0,01
0,06
14,07
2,71
16,77
14,12
2,71
16,83
Район Одинцово
-
-
-
51,34
9,30
60,64
51,34
9,30
60,64
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,07
1,17
7,23
6,07
1,17
7,23
Район Пруды
4,14
0,47
4,60
2,61
0,38
2,99
6,75
0,85
7,60
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна в пределах горчерты
2,43
0,31
2,74
15,15
2,52
17,67
17,58
2,83
20,41
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
8,34
1,30
9,64
8,34
1,30
9,64
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
1,27
0,16
1,43
9,03
1,48
10,51
10,30
1,64
11,94
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
2,72
0,32
3,04
8,26
1,22
9,48
10,98
1,54
12,52
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
0,71
0,12
0,82
0,71
0,12
0,82
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
0,05
0,01
0,06
15,54
2,95
18,49
15,59
2,96
18,55
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,05
0,01
0,06
4,67
0,90
5,56
4,72
0,91
5,62
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
0,67
0,08
0,75
10,41
1,71
12,11
11,08
1,79
12,86
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
11,66
2,04
13,70
11,66
2,04
13,70
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
1,62
0,26
1,88
1,62
0,26
1,88
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Вишенки - Алексино
1,55
0,18
1,73
7,60
1,12
8,72
9,15
1,29
10,45
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
5,17
0,68
5,85
36,30
6,28
42,58
41,46
6,97
48,43
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3,34
0,64
3,98
3,34
0,64
3,98
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
0,41
0,05
0,45
12,11
1,78
13,90
12,52
1,83
14,35
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
5,28
0,60
5,88
38,44
6,01
44,44
43,72
6,61
50,32
-
-
-
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
-
-
-
0,77
0,15
0,91
0,77
0,15
0,91
Район Тихвинка
4,56
0,51
5,07
2,84
0,42
3,26
7,40
0,93
8,33
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
0,72
0,09
0,81
29,37
4,37
33,74
30,09
4,46
34,55
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,77
0,15
0,91
0,77
0,15
0,91
Район Поповка
-
-
-
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
-
-
-
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61









Заднепровский район, всего, в т.ч.:
7,68
1,11
8,79
12,37
2,44
14,81
20,05
3,55
23,59
-
-
-
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
0,40
0,06
0,46
-
-
-
0,40
0,06
0,46
Район Серебрянка
-
-
-
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
-
-
-
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
0,27
0,04
0,31
0,57
0,11
0,68
0,84
0,15
0,99
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Подснежники
6,21
0,88
7,09
-
-
-
6,21
0,88
7,09
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пасово
1,20
0,18
1,38
-
-
-
1,20
0,18
1,38
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,40
0,06
0,46
-
-
-
0,40
0,06
0,46
Всего по городу, в т.ч.:
31,36
3,96
35,33
241,49
40,91
282,40
272,85
44,87
317,72
-
-
-
16,48
3,26
19,74
16,48
3,26
19,74
0,45
0,07
0,52
14,83
2,85
17,69
15,29
2,92
18,21
- жилой фонд
27,04
2,97
30,01
172,49
33,09
205,58
199,53
36,06
235,59
-
-
-
11,77
2,63
14,41
11,77
2,63
14,41
0,39
0,05
0,44
10,60
2,31
12,90
10,98
2,36
13,35
- общественные объекты
4,33
0,99
5,31
69,00
7,82
76,82
73,32
8,81
82,13
-
-
-
4,71
0,62
5,33
4,71
0,62
5,33
0,06
0,01
0,07
4,24
0,55
4,78
4,30
0,56
4,86

Продолжение таблицы 1.4

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
за 2015 г.
за 2016 г.
за 2017 г.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл.
+ вент.
ГВС
всего
отопл.
+ вент.
ГВС
всего
отопл.
+ вент.
ГВС
всего
отопл.
+ вент.
ГВС
всего
отопл.
+ вент.
ГВС
всего
отопл.
+ вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
17,18
3,20
20,38
17,18
3,20
20,38
-
-
-
11,69
2,29
13,98
11,69
2,29
13,98
-
-
-
10,99
2,11
13,10
10,99
2,11
13,10
Район Одинцово
-
-
-
6,07
1,13
7,20
6,07
1,13
7,20
-
-
-
5,49
1,08
6,56
5,49
1,08
6,56
-
-
-
5,49
1,05
6,54
5,49
1,05
6,54
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
7,78
1,45
9,23
7,78
1,45
9,23
-
-
-
2,05
0,40
2,45
2,05
0,40
2,45
-
-
-
1,05
0,20
1,25
1,05
0,20
1,25
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,91
0,18
1,09
0,91
0,18
1,09
-
-
-
1,22
0,23
1,45
1,22
0,23
1,45
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
-
-
-
3,34
0,62
3,96
3,34
0,62
3,96
-
-
-
3,24
0,64
3,88
3,24
0,64
3,88
-
-
-
3,24
0,62
3,86
3,24
0,62
3,86
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
0,77
0,14
0,92
0,77
0,14
0,92
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
0,77
0,14
0,92
0,77
0,14
0,92
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Поповка



























Заднепровский район, всего, в т.ч.:
1,13
0,16
1,29
-
-
-
1,13
0,16
1,29
1,34
0,22
1,55
-
-
-
1,34
0,22
1,55
1,50
0,22
1,72
0,57
0,11
0,68
2,07
0,33
2,40
Район Серебрянка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,27
0,04
0,31
-
-
-
0,27
0,04
0,31
-
-
-
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
Район Подснежники
0,73
0,10
0,83
-
-
-
0,73
0,10
0,83
0,67
0,11
0,78
-
-
-
0,67
0,11
0,78
1,50
0,22
1,72
-
-
-
1,50
0,22
1,72
Район Пасово
0,40
0,06
0,46
-
-
-
0,40
0,06
0,46
0,40
0,07
0,47
-
-
-
0,40
0,07
0,47
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Всего по городу, в т.ч.:
1,13
0,16
1,29
17,95
3,34
21,30
19,08
3,50
22,59
1,34
0,22
1,55
11,69
2,29
13,98
13,03
2,51
15,5 3
1,50
0,22
1,72
11,56
2,22
13,78
13,06
2,44
15,50
- жилой фонд
0,97
0,13
1,10
12,82
2,70
15,53
13,80
2,83
16,63
1,15
0,18
1,33
8,35
1,85
10,20
9,50
2,03
11,5 3
1,29
0,18
1,47
8,26
1,80
10,06
9,55
1,97
11,52
- общественные объекты
0,16
0,03
0,19
5,13
0,64
5,77
5,29
0,67
5,96
0,18
0,04
0,23
3,34
0,44
3,78
3,52
0,48
4,00
0,21
0,04
0,25
3,30
0,42
3,73
3,51
0,47
3,98

Продолжение таблицы 1.4

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
за 2018 г.
за 2019 г.
за 2020 - 2024 гг.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
1,00
0,14
1,15
11,20
2,11
13,30
12,20
2,25
14,45
1,00
0,14
1,14
11,18
2,06
13,24
12,18
2,20
14,38
8,87
1,12
9,98
69,00
11,31
80,31
77,87
12,42
90,29
Район Одинцово
-
-
-
5,49
1,03
6,52
5,49
1,03
6,52
-
-
-
5,49
1,01
6,50
5,49
1,01
6,50
-
-
-
17,25
2,83
20,08
17,25
2,83
20,08
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
0,90
0,17
1,07
0,90
0,17
1,07
-
-
-
0,88
0,16
1,04
0,88
0,16
1,04
2,43
0,31
2,74
13,37
2,19
15,56
15,80
2,50
18,29
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4,32
0,71
5,03
4,32
0,71
5,03
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,27
0,16
1,43
9,03
1,48
10,51
10,30
1,64
11,94
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,34
0,17
1,50
-
-
-
1,34
0,17
1,50
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,71
0,12
0,82
0,71
0,12
0,82
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,67
0,08
0,75
10,41
1,71
12,11
11,08
1,79
12,86
Реконструкция района Кловка
-
-
-
1,22
0,23
1,44
1,22
0,23
1,44
-
-
-
1,73
0,32
2,05
1,73
0,32
2,05
-
-
-
6,60
1,08
7,68
6,60
1,08
7,68
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,62
0,26
1,88
1,62
0,26
1,88
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
1,00
0,14
1,15
3,59
0,68
4,27
4,59
0,82
5,41
1,00
0,14
1,14
3,08
0,57
3,65
4,08
0,71
4,79
3,16
0,40
3,56
5,70
0,93
6,64
8,86
1,33
10,20
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
2,94
0,48
3,43
3,31
0,53
3,83
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
2,94
0,48
3,43
3,31
0,53
3,83
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Поповка



























Заднепровский район, всего, в т.ч.:
0,98
0,14
1,12
-
-
-
0,98
0,14
1,12
1,00
0,14
1,14
-
-
-
1,00
0,14
1,14
1,34
0,17
1,50
-
-
-
1,34
0,17
1,50
Район Серебрянка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Подснежники
0,98
0,14
1,12
-
-
-
0,98
0,14
1,12
1,00
0,14
1,14
-
-
-
1,00
0,14
1,14
1,34
0,17
1,50
-
-
-
1,34
0,17
1,50
Район Пасово
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Всего по городу, в т.ч.:
1,98
0,29
2,26
11,20
2,11
13,30
13,18
2,39
15,57
2,01
0,28
2,29
11,18
2,06
13,24
13,18
2,35
15,53
10,57
1,33
11,90
71,94
11,79
83,73
82,51
13,12
95,63
- жилой фонд
1,71
0,23
1,94
8,00
1,70
9,70
9,70
1,93
11,64
1,73
-
1,73
7,98
1,67
9,65
9,71
1,67
11,38
9,11
1,07
10,18
51,39
9,54
60,92
60,50
10,61
71,11
- общественные объекты
0,27
0,05
0,33
3,20
0,40
3,60
3,47
0,46
3,93
0,28
0,28
0,56
3,19
0,39
3,59
3,47
0,68
4,15
1,46
0,25
1,71
20,56
2,25
22,81
22,01
2,51
24,52

Окончание таблицы 1.4

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
за 2025 - 2029 гг.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
7,48
0,84
8,32
45,38
6,68
52,06
52,86
7,52
60,39
Район Одинцово
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пруды
4,14
0,47
4,60
2,61
0,38
2,99
6,75
0,85
7,60
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
4,02
0,59
4,61
4,02
0,59
4,61
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
1,38
0,16
1,54
8,26
1,22
9,48
9,65
1,37
11,02
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Вишенки - Алексино
1,55
0,18
1,73
7,60
1,12
8,72
9,15
1,29
10,45
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
-
-
-
10,77
1,59
12,36
10,77
1,59
12,36
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
0,41
0,05
0,45
12,11
1,78
13,90
12,52
1,83
14,35
Промышленный район, всего, в т.ч.:
4,92
0,56
5,47
29,27
4,31
33,57
34,19
4,86
39,05
Район Тихвинка
4,56
0,51
5,07
2,84
0,42
3,26
7,40
0,93
8,33
Район Киселевка за границей горчерты
0,36
0,04
0,40
26,42
3,89
30,31
26,79
3,93
30,72
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Поповка









Заднепровский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Серебрянка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Подснежники
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пасово
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Всего по городу, в т.ч.:
12,40
1,40
13,80
74,65
10,99
85,63
87,05
12,39
99,43
- жилой фонд
10,69
1,13
11,82
53,32
8,89
62,21
64,01
10,02
74,03
- общественные объекты
1,71
0,27
1,98
21,33
2,10
23,43
23,04
2,37
25,41

Таблица 1.5. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой
энергии в сетевой воде с разделением по видам
теплопотребления в зонах действия существующих
и предлагаемых к строительству теплоисточников
с нарастающим итогом

Наименование теплоисточников, планировочных районов и жилых зон
Приросты объемов потребления тепловой энергии с нарастающим итогом (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
Смоленская ТЭЦ-2, всего, в.т.:
4,69
0,93
5,61
11,52
2,24
13,76
18,36
3,51
21,87
23,85
4,59
28,44
29,33
5,64
34,98
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
6,07
1,17
7,23
12,13
2,30
14,43
17,62
3,37
20,99
23,11
4,43
27,53
Район Одинцово
-
-
-
6,07
1,17
7,23
12,13
2,30
14,43
17,62
3,37
20,99
23,11
4,43
27,53
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
4,69
0,93
5,61
5,45
1,07
6,53
6,23
1,22
7,44
6,23
1,22
7,44
6,23
1,22
7,44
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
0,77
0,15
0,91
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
Район Поповка
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
Новая Западная ТЭЦ
-
-
-
8,00
1,54
9,54
19,12
3,61
22,73
25,32
4,83
30,14
30,82
5,88
36,70
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
8,00
1,54
9,54
19,12
3,61
22,73
25,32
4,83
30,14
30,82
5,88
36,70
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
4,67
0,90
5,56
12,45
2,35
14,79
14,50
2,75
17,25
15,54
2,95
18,49
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,91
0,18
1,09
2,12
0,41
2,53
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
-
-
-
3,34
0,64
3,98
6,67
1,26
7,94
9,91
1,90
11,81
13,16
2,52
15,68
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная № 21 по ул. Городнянского, 1
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Район Серебрянка
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Новые отопительные котельные
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,57
0,11
0,68
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,57
0,11
0,68
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,57
0,11
0,68
ИТГ, всего, в т.ч.:
-
-
-
0,45
0,07
0,52
1,58
0,22
1,81
2,92
0,44
3,36
4,41
0,66
5,08
Ленинский район
-
-
-
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
Промышленный район
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Заднепровский район
-
-
-
0,40
0,06
0,46
1,53
0,22
1,75
2,87
0,44
3,30
4,36
0,66
5,02
Всего по г. Смоленску, в т.ч.:
16,48
3,26
19,74
31,77
6,18
37,94
50,85
9,68
60,53
63,88
12,19
76,07
76,94
14,63
91,57
- централизованные источники
16,48
3,26
19,74
31,32
6,11
37,43
49,27
9,46
58,73
60,96
11,75
72,71
72,52
13,97
86,49
- ИТГ
-
-
-
0,45
0,07
0,52
1,58
0,22
1,81
2,92
0,44
3,36
4,41
0,66
5,08

Окончание таблицы 1.5

Наименование теплоисточников, планировочных районов и жилых зон
Приросты объемов потребления тепловой энергии с нарастающим итогом (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
Смоленская ТЭЦ-2, всего, в.т.
34,82
6,68
41,50
40,31
7,69
48,00
62,83
11,38
74,21
92,10
15,69
107,78
Ленинский район, всего, в т.ч.:
28,60
5,46
34,05
34,08
6,47
40,55
53,66
9,68
63,34
53,66
9,68
63,34
Район Одинцово
28,60
5,46
34,05
34,08
6,47
40,55
51,34
9,30
60,64
51,34
9,30
60,64
Реконструкция района ул. 2-я Киевская






0,71
0,12
0,82
0,71
0,12
0,82
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
1,62
0,26
1,88
1,62
0,26
1,88
Промышленный район, всего, в т.ч.:
6,23
1,22
7,44
6,23
1,22
7,44
9,17
1,70
10,87
38,44
6,01
44,44
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,84
0,42
3,26
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
2,94
0,48
3,43
29,37
4,37
33,74
Реконструкция района Офицерская слобода
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
Район Поповка
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
Новая Западная ТЭЦ
36,53
6,96
43,49
42,22
8,00
50,22
78,29
13,92
92,21
108,78
18,40
127,18
Ленинский район, всего, в т.ч.:
36,53
6,96
43,49
42,22
8,00
50,22
78,29
13,92
92,21
108,78
18,40
127,18
Рябиновая поляна в пределах горчерты
0,90
0,17
1,07
1,78
0,33
2,12
15,15
2,52
17,67
15,15
2,52
17,67
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
15,54
2,95
18,49
15,54
2,95
18,49
15,54
2,95
18,49
15,54
2,95
18,49
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
10,41
1,71
12,11
10,41
1,71
12,11
Реконструкция района Кловка
3,34
0,64
3,98
5,07
0,96
6,03
11,66
2,04
13,70
11,66
2,04
13,70
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7,60
1,12
8,72
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
16,75
3,20
19,94
19,82
3,76
23,59
25,53
4,70
30,23
36,30
6,28
42,58
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12,11
1,78
13,90
Котельная № 21 по ул. Городнянского, 1
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Район Серебрянка
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Новые отопительные котельные
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
13,92
2,30
16,22
28,82
4,49
33,31
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
13,35
2,19
15,54
28,25
4,38
32,63
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,61
0,38
2,99
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
4,32
0,71
5,03
8,34
1,30
9,64
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
9,03
1,48
10,51
9,03
1,48
10,51
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8,26
1,22
9,48
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
Район Анастасино
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
ИТГ, всего, в т.ч.:
6,39
0,95
7,34
8,40
1,23
9,63
18,97
2,56
21,53
31,36
3,96
35,33
Ленинский район
1,05
0,15
1,21
2,06
0,29
2,35
10,93
1,41
12,34
18,41
2,25
20,66
Промышленный район
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
5,28
0,60
5,88
Заднепровский район
5,34
0,80
6,14
6,34
0,94
7,28
7,68
1,11
8,79
7,68
1,11
8,79
Всего по г. Смоленску, в т.ч.:
90,11
17,02
107,13
103,29
19,37
122,66
185,81
32,48
218,29
272,85
44,87
317,72
- централизованные источники
83,72
16,07
99,79
94,90
18,13
113,03
166,84
29,92
196,76
241,49
40,91
282,40
- ИТГ
6,39
0,95
7,34
8,40
1,23
9,63
18,97
2,56
21,53
31,36
3,96
35,33

Снижение тепловой нагрузки жилищно-коммунального сектора
за счет сноса ветхого и аварийного жилья

Кроме планируемого нового строительства, в городе намечается снос ветхого и аварийного жилого фонда во всех районах в объеме 170,0 тыс. м2 общей площади, из них в период 2013 - 2019 гг. - 70,0 тыс. м2, в период 2020 - 2024 гг. - 50,0 тыс. м2, в период 2025 - 2029 гг. - 50,0 тыс. м2.
Снижение тепловой нагрузки в сетевой воде жилищно-коммунального сектора города за счет сноса с разделением по планировочным районам по этапам расчетного периода представлено в таблице 1.6.
Объемы потребления тепловой энергии в г. Смоленске с учетом нового строительства и сносов по этапам Схемы представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.6. Снижение тепловой нагрузки в сетевой воде
жилищно-коммунального сектора города за счет сноса на конец
расчетного этапа

Наименование планировочных районов
Снижение тепловой нагрузки на конец расчетного этапа, Гкал/ч
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
Ленинский район, всего
0,25
0,25
0,76
1,87
2,56
3,29
3,46
5,64
6,93
В том числе:









- в зоне централизованного теплоснабжения (Смоленская ТЭЦ-2)
-
-
0,34
1,32
2,01
2,61
2,66
3,39
4,68
- ИТГ
0,25
0,25
0,42
0,55
0,55
0,68
0,80
2,26
2,26
Промышленный район, всего
-
0,51
0,95
1,25
1,25
1,40
2,49
2,97
3,42
В том числе:









- в зоне централизованного теплоснабжения (Смоленская ТЭЦ-2)
-
0,51
0,95
0,95
0,95
1,11
1,57
2,05
2,19
- ИТГ
-
-
-
0,29
0,29
0,29
0,92
0,92
1,23
Заднепровский район, всего
0,80
1,19
1,19
1,23
1,23
1,39
1,39
3,95
7,49
В том числе:









- в зоне централизованного теплоснабжения (котельный цех ТЭЦ-2)
0,80
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
3,12
3,25
- ИТГ
-
-
-
0,03
0,03
0,20
0,20
0,83
4,24
Всего по городу, в т.ч.:
1,04
1,95
2,91
4,35
5,04
6,07
7,34
12,57
17,84
- в зоне централизованного теплоснабжения, из них
0,80
1,71
2,49
3,47
4,16
4,91
5,42
8,56
10,11
Смоленская ТЭЦ-2
-
0,51
1,30
2,27
2,96
3,71
4,22
5,44
6,86
Котельный цех ТЭЦ-2
0,80
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
3,12
3,25
- ИТГ
0,25
0,25
0,42
0,88
0,88
1,17
1,92
4,01
7,73

Таблица 1.7. Объемы потребления тепловой энергии
в г. Смоленске по этапам Схемы

Наименование теплоисточника
Тепловая нагрузка (пар и сетевая вода) на конец года, Гкал/ч
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
ТЭЦ-2
560,6
566,5
574,5
603,4
609,3
615,4
621,4
627,7
653,9
687,7
Котельный цех ТЭЦ-2
121,2
120,3
119,9
119,9
119,9
119,9
119,9
119,9
117,9
117,7
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
92,3
107,2
107,2
85,9
85,9
85,9
85,9
85,9
85,9
85,9
Новая Западная ТЭЦ
-
-
10,0
23,9
31,7
38,5
45,7
52,7
96,8
133,5
Новые отопительные котельные
-
-
-
-
-
0,7
0,7
0,7
17,0
35,0
ИТГ, всего, в т.ч.:
326,9
326,7
327,2
328,3
328,7
331,1
333,1
334,6
344,4
354,5
- существующие ИТГ
326,9
326,7
326,7
326,5
326,0
326,0
325,7
325,0
322,9
319,2
- новые ИТГ
-
-
0,5
1,8
2,7
5,1
7,3
9,6
21,5
35,3
Всего по городу
1101,0
1120,7
1138,8
1161,4
1175,4
1191,6
1206,7
1221,6
1316,0
1414,3
Из них в зоне централизованного теплоснабжения
774,1
794,0
811,6
833,1
846,8
860,5
873,7
887,0
971,6
1059,8

в) потребление тепловой энергии (мощности) и теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом возможных изменений производственных зон и их перепрофилирования и приросты потребления тепловой энергии (мощности), теплоносителя производственными объектами с разделением по видам теплопотребления и по видам теплоносителя (горячая вода и пар) на каждом этапе.
Тепловые нагрузки промышленных предприятий города с разбивкой по видам теплопотребления и районам города приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8. Тепловые нагрузки промышленных предприятий
с разбивкой по видам теплопотребления и районам города

Планировочный район
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
сетевая вода
пар
отопление + вентиляция
ГВС
всего
отопление + вентиляция
ГВС и технология
всего
Ленинский
15,0
0,8
15,8
0,5
3,1
3,6
Промышленный
92,2
4,6
96,8
2,9
19,3
22,2
Заднепровский
35,9
0,8
36,7
10,4
6,5
16,9
Всего по городу
143,1
6,2
149,3
13,8
28,9
42,7

Количественное развитие промышленных предприятий на рассматриваемую перспективу не планируется.

Раздел 2. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ РАСПОЛАГАЕМОЙ ТЕПЛОВОЙ
МОЩНОСТИ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

а) Радиус эффективного теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение новых или увеличивающих тепловую нагрузку теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе на единицу тепловой мощности, определяемый для зоны действия каждого источника тепловой энергии.
Расчет радиуса эффективного теплоснабжения по каждой системе теплоснабжения г. Смоленска выполнен в соответствии с имеющимися рекомендациями специалистов, приведенными в изданиях по данной тематике и в книге Соколова Е.Я. "Теплофикация и тепловые сети" с использованием электронной модели Схемы теплоснабжения г. Смоленска, выполненной в рамках настоящей работы.
Исходные данные для расчета радиуса эффективного теплоснабжения по каждой системе теплоснабжения г. Смоленска приведены в таблице 2.1, результаты расчета - в таблице 2.2.

Таблица 2.1. Исходные данные для расчета радиуса
эффективного теплоснабжения по каждой системе
теплоснабжения г. Смоленска

Параметр
Ед. изм.
ТЭЦ-2
Котельный цех ТЭЦ-2
Площадь зоны действия источника
км2
30,3
4,8
Количество абонентов в зоне действия источника
-
3536
412
Суммарная фактическая приведенная тепловая нагрузка в сетевой воде всех потребителей
Гкал/ч
534,8
97,4
Расстояние от источника тепла до наиболее удаленного потребителя вдоль главной магистрали
км
11,2
4,7
Расчетная температура в подающем трубопроводе
°C
150
150
Расчетная температура в обратном трубопроводе
°C
70
70
Потери давления в тепловой сети
м вод. ст.
115
33
Среднее число абонентов на единицу площади зоны действия источника
1/км2
117
86
Теплоплотность района
Гкал/ч.км2
17,7
28,6
Удельная стоимость материальной характеристики тепловых сетей
тыс. руб./м2
75
93
Поправочный коэффициент

1,3
1
Эффективный радиус теплоснабжения
км
13,6
10

Таблица 2.2. Результаты расчета радиуса
эффективного теплоснабжения

Теплоисточник
Расстояние от источника тепла до наиболее удаленного потребителя вдоль главной магистрали, км
Эффективный радиус теплоснабжения, км
Отклонение радиуса эффективного теплоснабжения от расстояния до наиболее удаленного потребителя, км
ТЭЦ-2
11,2
13,6
2,4
Котельный цех ТЭЦ-2
4,8
8,9
4,1

Схема радиусов эффективного теплоснабжения наиболее крупных теплоисточников города приведена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1. Схема радиусов эффективного теплоснабжения
теплоисточников г. Смоленска

б) Описание существующих и перспективных зон действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии.
Система централизованного теплоснабжения города сложилась на базе двух теплоисточников: Смоленской ТЭЦ-2 и ее котельного цеха (ранее - ТЭЦ-1).
От Смоленской ТЭЦ-2 и котельного цеха ТЭЦ-2 обеспечивается 90% тепловых нагрузок всей системы централизованного теплоснабжения в городе (без учета ИТГ).
Тепловые сети, обеспечивающие транспортировку теплоты до потребителей, находятся в ведении ООО "Смоленская ТСК" и МУП "Смоленсктеплосеть".
В качестве теплоносителя в системе централизованного теплоснабжения в городе используется, в основном, горячая вода. Пар отпускается на технологические и сантехнические нужды только от ТЭЦ-2 и ее котельного цеха.
Основные сведения о системе теплоснабжения централизованных источников тепла приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3. Основные сведения о системах теплоснабжения
централизованных источников тепла

Наименование источника тепла
Температурный график отпуска тепла
Система теплоснабжения
Подпитка теплосети
утвержденный
фактический
СТЭЦ-2
150/70°C
150/70°C с верхней срезкой 115°C
закрытая, двухтрубная
в обратный коллектор сетевой воды источника
Котельный цех ПП "Смоленская ТЭЦ-2"
150/70°C с верхней срезкой 95 °C
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть" № 21, 55, 66, 72, 73
115/70°C
115/70°C
закрытая, четырехтрубная
в обратный коллектор сетевой воды источника
Остальные котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
95/70°C
95/70°C

Большинство ЦТП и индивидуальных тепловых пунктов в зонах действия ТЭЦ-2 и ее котельного цеха оснащены приборами коммерческого учета. Теплосчетчики установлены на семи котельных МУП "Смоленсктеплосеть" - котельных № 45, 47, 55, 65, 66, 72, 73, причем на двух из них (котельных № 45 и 65) находятся в неисправном состоянии.
К существующим проблемам организации теплоснабжения, приводящим к снижению его качества, относятся:
1) оборудование ряда котельных значительно изношено и морально устарело. Снижение показателей эффективности производства тепловой энергии свидетельствует о необходимости модернизации существующих теплоисточников;
2) значительная часть тепловых сетей города Смоленска отработала свой ресурс. Часть колодцев, камер и опор находится в аварийном состоянии. Высоким износом сетей обусловлены значительные потери тепла и низкая надежность системы теплоснабжения города Смоленска;
3) высокая общая жесткость воды и отсутствие химводоподготовки на 9 котельных сокращает срок службы котельного оборудования и теплосетей. На некоторых котельных отсутствуют установки докотловой обработки воды, что приводит к образованию накипи на внутренних поверхностях нагрева котлов, перерасходу топлива, к частым ремонтам и заменам котлов. Эффективная защита котлов от накипи и коррозии может быть достигнута путем дозировки комплексонов (установки автоматического дозатора комплексонов) или по способу натрий-катионирования (этот метод водоподготовки требует больших капвложений, а также требует постоянного квалифицированного обслуживающего персонала);
4) высокие потери тепловой энергии, связанные с внутренней и внешней коррозией труб;
5) низкая эффективность ресурсопотребления для выработки тепловой энергии;
6) по теплоисточникам города Смоленска наблюдается превышение установленных производственных мощностей над фактически необходимыми (мощность оборудования котельных превышает суммарную тепловую нагрузку потребителей), что приводит к завышению прямых расходов на производство тепловой энергии (заработной платы рабочих, расходов на ремонт, амортизацию, топливо) и, следовательно, росту тарифов;
7) недостаточное оснащение приборами учета и регулирования тепловой энергии и воды как теплоисточников, так и потребительских систем;
8) отставание строительства теплосетей сетей и головных сооружений от строительства жилья;
9) на муниципальных котельных отсутствует резервное и аварийное топливо.
Существующие зоны действия централизованной системы теплоснабжения и источников тепловой энергии приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2. Существующие зоны действия централизованных
систем теплоснабжения и источников тепловой энергии

Заднепровский район обеспечивается теплом от котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2" и 28 муниципальных котельных, Ленинский район - от ТЭЦ-2 и 32 муниципальных котельных, Промышленный - от ТЭЦ-2 и трех муниципальных котельных.
Ведомственные котельные обеспечивают теплом промышленные предприятия.
На перспективу предусматривается:
1) на юго-западе Ленинского района для теплоснабжения районов, удаленных от зоны ТЭЦ-2, строительство Западной ТЭЦ установленной тепловой мощностью 175 Гкал/ч, электрической - 65 МВт.
От новой ТЭЦ предполагается теплоснабжение новых районов с суммарной тепловой нагрузкой 127 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Чернушки - Ясенное в пределах и за границей горчерты;
- Миловидово - Загорье в пределах и за границей горчерты;
- Рябиновая поляна в пределах горчерты;
- Кловка;
- Вишенки - Алексино;
2) от ТЭЦ-2 предполагается теплоснабжение новых районов с суммарной тепловой нагрузкой 107 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Одинцово;
- Киселевка за границей горчерты;
- Поповка;
- Тихвинка;
- ул. 2-я Киевская;
- Солдатская слобода;
- Офицерская слобода;
3) покрытие тепловых потребностей новых районов многоквартирной жилой застройки Пруды, Рябиновая поляна за границей горчерты, Рябиновая поляна-2 в пределах и за границей горчерты и Анастасино предусматривается от индивидуальных отопительных котельных, тепловая нагрузка и требуемая установленная мощность которых представлены в таблице 2.4.
Местоположение и состав оборудования планируемых к строительству котельных должен быть определен на дальнейших стадиях проектирования.
Из-за экономической нецелесообразности централизованного теплоснабжения на территориях с низкой плотностью тепловых нагрузок теплоснабжение индивидуальной жилой застройки в районах Пруды, Рябиновая поляна, Рябиновая поляна-2, Чернушки - Ясенное, Вишенки - Алексино, Миловидово - Загорье, Тихвинка, Киселевка, Подснежники, Пасово и Анастасино предусматривается от собственных индивидуальных теплогенераторов.
Теплоснабжение вновь подключаемых потребителей на территориях существующей застройки предусматривается от существующих теплоисточников.
Поквартирное теплоснабжение новых многоквартирных домов Схемой не предусматривается.
Перспективные зоны действия централизованных систем теплоснабжения и источников тепловой энергии приведены на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3. Перспективные зоны действия централизованных
систем теплоснабжения и источников тепловой энергии

в) Описание существующих и перспективных зон действия индивидуальных источников тепловой энергии.
Практически по всей территории города расположены индивидуальные жилые дома. Такие здания (одно-, двухэтажные, в основном, деревянные), как правило, не присоединены к системе централизованного теплоснабжения. В настоящее время для их теплоснабжения применяются индивидуальные теплогенераторы (ИТГ) - отопительные печи, газовые котлы.
Индивидуальные жилые дома намечаются к строительству в Ленинском районе (жилые районы Пруды, Рябиновая поляна, Рябиновая поляна-2, Чернушки - Ясенное, Вишенки - Алексино и Миловидово - Загорье), Промышленном районе (жилые районы Тихвинка и Киселевка) и Заднепровском районе (жилые районы Анастасино, Подснежники и Пасово).
Подробно размещение новых жилых домов представлено в таблице 1.2.
Новые индивидуальные жилые дома планируется обеспечивать теплом от ИТГ.
Для обеспечения прироста тепловых нагрузок новых многоквартирных домов, возникающего в районах, удаленных от зоны централизованного теплоснабжения, Схемой предусматривается строительство новых отопительных котельных, перечень которых представлен в таблице 2.4.
Размещение новых отопительных котельных представлено на рисунке 2.4.
Тепловые нагрузки в сетевой воде потребителей города, обеспечиваемые от ИТГ, по районам и по этапам Схемы представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.4. Перечень и характеристика новых
отопительных котельных

Номер на рис. 2.4
Наименование котельной
Потребители
Тепловая нагрузка на 2029 г. (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
Установленная тепловая мощность не менее, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
отопление и вентиляция
ГВС
всего

Ленинский район






1
Район Пруды
многоквартирные жилые дома и общественные объекты социально-бытового назначения
2,61
0,38
2,99
3,8
2025 - 2029 гг.
2
Рябиновая поляна за границей горчерты
8,34
1,30
9,64
12,3
2020 - 2024 гг.
3
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
9,03
1,48
10,51
13,5
2020 - 2024 гг.
4
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
8,26
1,22
9,48
12,0
2025 - 2029 гг.

Заднепровский район






5
Район Анастасино
многоквартирные жилые дома и общественные объекты социально-бытового назначения
0,57
0,11
0,68
0,9
2017 г.

Всего по городу пять отопительных котельных

28,8
4,5
33,3
42,4


Рисунок 2.4. Схема размещения существующих и новых
теплоисточников на перспективу

Таблица 2.5. Тепловые нагрузки потребителей в сетевой воде,
обеспечиваемые от ИТГ

Наименование планировочных районов и жилых зон
Тепловая нагрузка потребителей в сетевой воде, обеспечиваемая от ИТГ, Гкал/ч
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
114,50
-
114,50
114,25
-
114,25
114,30
0,01
114,31
114,13
0,01
114,14
114,00
0,01
114,00
- существующие жилые дома
114,50
-
114,50
114,25
-
114,25
114,25
-
114,25
114,08
-
114,08
113,95
-
113,95
- новые жилые дома



-
-
-
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
Промышленный район, всего, в т.ч.:
49,00
-
49,00
49,00
-
49,00
49,00
-
49,00
49,00
-
49,00
48,71
-
48,71
- существующие жилые дома
49,00
-
49,00
49,00
-
49,00
49,00
-
49,00
49,00
-
49,00
48,71
-
48,71
- новые жилые дома



-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
163,40
-
163,40
163,40
-
163,40
163,80
0,06
163,86
164,93
0,22
165,15
166,23
0,44
166,67
- существующие жилые дома
163,40
-
163,40
163,40
-
163,40
163,40
-
163,40
163,40
-
163,40
163,37
-
163,37
- новые жилые дома



-
-
-
0,40
0,06
0,46
1,53
0,22
1,75
2,87
0,44
3,30
Всего по г. Смоленску
326,90
-
326,90
326,65
-
326,65
327,10
0,07
327,17
328,06
0,22
328,28
328,94
0,44
329,38

Окончание таблицы 2.5

Наименование планировочных районов и жилых зон
Тепловая нагрузка потребителей в сетевой воде, обеспечиваемая от ИТГ, Гкал/ч
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
114,00
0,01
114,00
114,87
0,15
115,03
115,75
0,29
116,05
123,17
1,41
124,58
130,65
2,25
132,90
- существующие жилые дома
113,95
-
113,95
113,82
-
113,82
113,70
-
113,70
112,24
-
112,24
112,24
-
112,24
- новые жилые дома
0,05
0,01
0,06
1,05
0,15
1,21
2,06
0,29
2,35
10,93
1,41
12,34
18,41
2,25
20,66
Промышленный район, всего, в т.ч.:
48,71
-
48,71
48,71
-
48,71
48,08
-
48,08
48,44
0,05
48,48
53,05
0,60
53,65
- существующие жилые дома
48,71
-
48,71
48,71
-
48,71
48,08
-
48,08
48,08
-
48,08
47,77
-
47,77
- новые жилые дома
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
5,28
0,60
5,88
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
167,73
0,66
168,38
168,54
0,80
169,34
169,55
0,94
170,48
170,24
1,11
171,35
166,84
1,11
167,94
- существующие жилые дома
163,37
-
163,37
163,20
-
163,20
163,20

163,20
162,57
-
162,57
159,16
-
159,16
- новые жилые дома
4,36
0,66
5,02
5,34
0,80
6,14
6,34
0,94
7,28
7,68
1,11
8,79
7,68
1,11
8,79
Всего по г. Смоленску
330,43
0,66
331,10
332,13
0,95
333,07
333,38
1,23
334,61
341,85
2,56
344,42
350,54
3,96
354,50

г) перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в перспективных зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе.
В таблице 2.6 приведены сводные данные по предлагаемому демонтажу и вводу основного оборудования на теплоисточниках г. Смоленска на рассматриваемую перспективу.
В таблице 2.7 за отчетный 2012 год и на перспективу по этапам Схемы представлены:
- балансы тепловой мощности и тепловых нагрузок в зонах действия источников тепла;
- резервы тепловой мощности источников.
Как видно из таблицы 2.7, в целом по городу при реализации планов по реконструкции и новому строительству централизованных теплоисточников резерв тепловой мощности в городе снизится с 499,6 Гкал/ч в 2012 г. до 409,5 Гкал/ч в 2029 году.

Таблица 2.6. Сводные данные по демонтажу и вводу нового
основного оборудования на централизованных теплоисточниках
г. Смоленска на рассматриваемую перспективу

Наименование котельной
Котельное и электрогенерирующее оборудование, шт. x тип
Установленная мощность на рассматриваемую перспективу
Топливо
Год ввода оборудования в эксплуатацию
Капиталовложения, млн. руб.
демонтируемое
сохраняемое в работе
устанавливаемое
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/ч
основное
резервное
электрогенерирующее
паровые котлы
водогрейные котлы
ТЭЦ-2
-
ст. № 1 ПТ-60-130/13 (ТА-1)
4 x БКЗ-210-140-7
КВГМ-100 ст. № 2 - 4
1 x КВГМ-100
275
874
природный газ
мазут
2015
594
ст. № 2 Т-100/120-130-2 (ТА-2)
ст. № 5 ТГМЕ-464
ст. № 3 Т-110/120-130-4 (ТА-3)

Котельный цех ТЭЦ-2
-

БМ-45,
ТС-20р
2 x ПТВМ-50
Р-6-2,9/0,5
6
182,2
природный газ
мазут
2014
37,9

ТС-35р,
ТП-35ур
Западная ТЭЦ




ПГУ65,
2 x КВГМ-50,
1 x КВГМ-30
65
175
природный газ
-
2014
3000
Котельная № 13
2 x ДКВР-4/13



3 x Е-1-0,9

1,8
природный газ

2015

Котельная № 25
2 x КВТС-1



3 x КВГ-160

0,41
природный газ

2015

Котельная № 30, детский сад № 6
2 x КВТС-1



3 x КВГ-120

0,21
природный газ

2015

Котельная № 31, Дом ребенка
3 x КВТС-1



3 x КВГ-160

0,41
природный газ

2015

Котельная № 36
4 x КСВ-2,9



3 x Vitoplex-100 + КВГ-630

5,04
природный газ

2015

№ 2, Ак. Петрова, 9
6 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 1, Н.-Неман, 6
12 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 4, Ак. Петрова, 2
5 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 5, Нахимова, 5
6 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 15, Кловская, 46
1 x ТВГ-1,5, 3 x КВТС-1, 2 x КВ 2/95






природный газ

2015

№ 18, Гарабурды, 13
9 x КВТС-1, 3 x ТВГ-1,5






природный газ

2015

№ 53, Н.-Неман, 1
4 x КВ-1/95






природный газ

2015

№ 54, З. Космодемьянской, 4
4 x Ква-2,5






природный газ

2015

№ 55, Краснинское ш.
2 x Dynaterm 3200






природный газ

2015

№ 56, Коминтерна
2 x НР-18, 3 x КСВА-1






природный газ

2015

Новые отопительные котельные
-



выбирается на следующих стадиях проектирования
-
42,4


2017 - 2029
211,9

Таблица 2.7. Существующие и перспективные балансы тепловой
мощности и тепловой нагрузки в перспективных зонах действия
централизованных источников тепловой энергии по этапам Схемы

Наименование теплоисточника
Этапы Схемы
2012 г.
2019 г.
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
установленная
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
установленная
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
ТЭЦ-2
275
774,0
25,8
748,2
560,6
187,6
90,1
275,0
874,0
25,1
848,9
627,7
221,2
74,7
Котельный цех ТЭЦ-2

191,3
9,9
181,4
121,2
60,2
27,7
6,0
182,2
4,2
178,0
119,9
58,1
25,4
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"

311,5
1,3
310,2
92,3
251,8
132,9

233,8
1,0
232,7
85,9
146,8
84,2
Новая Западная ТЭЦ

-
-
-
-
-
-
65,0
175,0
1,8
173,2
52,7
120,4
78,1
Новые отопительные котельные








0,90
0,01
0,9
0,72
0,17
-
Всего по городу
275,0
1276,8
37,0
1254,9
774,1
499,6
250,8
346,0
1465,9
32,2
1433,7
887,0
546,7
262,4

Окончание таблицы 2.7

Наименование теплоисточника
Этапы Схемы
2024 г.
2029 г.
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
установленная
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
установленная
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
ТЭЦ-2
275,0
874,0
26,2
847, 8
653,9
193,9
51,4
275,0
874,0
27,5
846,5
687,7
158,8
16,8
Котельный цех ТЭЦ-2
6,0
182,2
4,1
178, 1
117,9
60,2
27,2
6,0
182,2
4,1
178,1
117,7
60,4
27,4
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"

233,8
1,0
232, 7
85,9
146,8
84,2

233,8
1,0
232,7
85,9
146,8
84,2
Новая Западная ТЭЦ
65,0
175,0
3,4
171, 6
96,8
74,8
38,8
65,0
175,0
4,7
170,3
133,5
36,8
6,2
Новые отопительные котельные

25,8
0,3
25,5
17,0
8,5
-

42,4
0,7
41,7
35,0
6,7
-
Всего по городу
346,0
1490,8
35,0
1455,8
971,6
484,2
201,7
346,0
1507,4
38,0
1469,3
1059,8
409,5
134,5

Раздел 3. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

а) Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей.
Проведенный анализ существующего состояния теплоисточников показал, что на ТЭЦ-2 и в котельном цехе ТЭЦ-2 ВПУ отвечает нормативным требованиям. На всех муниципальных котельных ВПУ для подпитки теплосети отсутствует.
На основании информации о перспективной застройке в Схеме определены объемы перспективного потребления тепловой энергии и балансы тепла на теплоисточниках. С учетом этих данных в соответствии с СП 124.13330.2012 "Тепловые сети" рассчитана величина перспективной подпитки тепловых сетей в номинальном и аварийном режимах на теплоисточниках, а также требуемая производительность ВПУ.
Существующая производительность ВПУ, а также результаты расчетов перспективных балансов ее производительности и расхода теплоносителя для подпитки теплосети в номинальном и аварийном режимах на 2029 год для теплоисточников г. Смоленска приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Перспективные балансы производительности ВПУ
и теплоносителя для подпитки тепловой сети в номинальном
и аварийном режимах для теплоисточников

Наименование
Показатели при перспективных тепловых нагрузках
Существующая производительность ВПУ, м3/ч
Резерв/дефицит
расход исходной воды, м3/ч
среднечасовой расход подпиточной воды, м3/ч
нормативная аварийная подпитка химически необработанной и недеаэрированной водой, м3/ч
нормативная производительность ВПУ, м3/ч
ТЭЦ-2
249
199,2
995,9
373,4
232
-141,4
Котельный цех ТЭЦ-2
36,5
28,4
142
53,2
100
46,8
Новая Западная ТЭЦ
50,5
40,4
201,8
75,7
-
-75,7
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
0,54
0,43
2,14
0,80
1
0,2
№ 7, Вяземская, 5
1,01
0,81
4,03
1,51
8
6,5
№ 8, Парковая, 20
0,16
0,13
0,64
0,24
1
0,8
№ 12, Вишенки
0,85
0,68
3,41
1,28
8
6,7
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
0,08
0,06
0,31
0,12
8
7,9
№ 14, Гедеоновка
0,75
0,60
2,99
1,12
8
6,9
№ 16, Кловская, 19
0,29
0,23
1,14
0,43
0
-0,4
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
1,44
1,15
5,74
2,15
-
-2,15
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
1,02
0,82
4,08
1,53
1,5
0,0
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
1,23
0,98
4,91
1,84
2,3
0,5
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
8,77
7,02
35,08
13,16
8
-5,2
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
0,07
0,05
0,26
0,10
0
-0,1
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
0,16
0,13
0,65
0,24
0
-0,2
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
0,05
0,04
0,20
0,07
4
3,9
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
0,03
0,02
0,11
0,04
8
8,0
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
0,07
0,06
0,29
0,11
0
-0,1
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
0,13
0,10
0,52
0,20
6
5,8
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
0,08
0,07
0,33
0,12
0
-0,1
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
0,02
0,02
0,08
0,03
0
0,0
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
0,07
0,05
0,26
0,10
2
1,9
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
0,60
0,48
2,41
0,90
8
7,1
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 40а
0,23
0,18
0,91
0,34
8
7,7
№ 35, Лавочкина, 39
0,77
0,62
3,10
1,16
8
6,8
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
0,74
0,59
2,97
1,11
2,5
1,4
№ 37, Торфопредприятие, 44
1,03
0,82
4,10
1,54
8
6,5
№ 38, М. Краснофлотская, 31а
0,14
0,11
0,57
0,21
6
5,8
№ 39, Строгань, 7
0,61
0,49
2,44
0,91
8
7,1
№ 40, Миловидово
1,07
0,86
4,30
1,61
8
6,4
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
0,25
0,20
1,00
0,37
0
-0,4
№ 42, Лавочкина, 47/1
0,36
0,29
1,46
0,55
1
0,5
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
0,31
0,24
1,22
0,46
1,5
1,0
№ 44, Радищева, 14а
0,17
0,14
0,69
0,26
2,5
2,2
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,34
0,27
1,35
0,51
1
0,5
№ 46, Гнездово
0,05
0,04
0,19
0,07
1
0,9
№ 47, Николаева, 27а, крышная
2,51
2,01
10,03
3,76
0
-3,8
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
0,09
0,07
0,37
0,14
1
0,9
№ 51, Автобаза № 5
1,12
0,90
4,50
1,69
2,8
1,1
№ 52, Революционная, 8
0,11
0,09
0,44
0,17
0,7
0,5
№ 57, Юннатов, 5
0,07
0,05
0,26
0,10
2,9
2,8
№ 59, Гагарина, 26 (I)
0,12
0,10
0,48
0,18
4,5
4,3
№ 60, Гагарина, 26 (II)
0,20
0,16
0,80
0,30
5,3
5,0
№ 61, Гагарина, 26 (III)
0,14
0,11
0,54
0,20
2,9
2,7
№ 63, Гагарина, 76
0,05
0,04
0,20
0,08
2,2
2,1
№ 64, Дохтурова, 29
0,11
0,09
0,44
0,16
4,5
4,3
№ 65, Николаева, 27а, в
0,07
0,06
0,30
0,11
1
0,9
№ 66, Колхозный пер., 48
0,78
0,62
3,11
1,17
1,7
0,5
№ 67, Нахимова, 18
1,16
0,93
4,66
1,75
5,2
3,5
№ 68, Кловка, 27
0,20
0,16
0,78
0,29
3,5
3,2
№ 69, Московский большак, 12
0,01
0,01
0,04
0,01
0
0
Октября, 48 (Хладосервис)
0,13
0,11
0,53
0,20
1
0,8
Станционная, 1, БМК
0,52
0,42
2,10
0,79
1
0,2
Сортировка, БМК
2,49
1,99
9,95
3,73
5,6
1,9
"ОАО ЦИБ 79"
0,50
0,40
2,00
0,75
8
7,3
Новые отопительные котельные
13,22
10,57
52,87
19,82
0
-19,8

Учитывая дефицит мощности ВПУ ТЭЦ-2 на расчетный период, Схема предусматривает ее расширение до 380 м3/ч.
На 9 муниципальных котельных (№ 16, 23, 24, 27, 29, 30, 40, 46, 69), новой Западной ТЭЦ и новых отопительных котельных Схемой рекомендуется строительство ВПУ в составе:
- подогревателей исходной воды;
- Na-катионитовых фильтров;
- подогревателей химочищенной воды;
- деаэратора.
Кроме того, требуется расширение ВПУ подпитки теплосети на котельной № 21 до производительности 13,5 м3/ч;
б) перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения.
В закрытых системах теплоснабжения подпитка теплосети в аварийных режимах работы осуществляется сырой водой, нормативный расход которой представлен в таблице 3.1.

Раздел 4. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ
И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Предложения по строительству источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку города, для которых отсутствует возможность или целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии.
На юго-западе Ленинского района для теплоснабжения районов, удаленных от зоны ТЭЦ-2, предусматривается строительство Западной ТЭЦ установленной тепловой мощностью 175 Гкал/ч, электрической - 65 МВт.
От новой ТЭЦ предполагается теплоснабжение районов с суммарной тепловой нагрузкой 127 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Чернушки - Ясенное в пределах и за границей горчерты;
- Миловидово - Загорье в пределах и за границей горчерты;
- Рябиновая Поляна в пределах горчерты;
- Кловка;
- Вишенки - Алексино.
На новой ТЭЦ предлагается следующий состав основного оборудования:
2 x КВГМ-50, 1 x КВГМ-30 и блок ПГУ 65 МВт.
ПГУ 65 МВт включает в себя:
- газовую турбину типа SGT-800 производства "Siemens DDIT" электрической мощностью 45 МВт;
- паровой котел-утилизатор с охладителем конденсата;
- паровую турбину Т-20-8,0 электрической мощностью 20 МВт;
- паровой котел типа КП-2,5-0,6, который будет обеспечивать пусковые операции блока ПГУ.
Температурный график отпуска тепла от Западной ТЭЦ 150/70°C. Ориентировочные капиталовложения в строительство Западной ТЭЦ около 3 млрд. руб.
Для обеспечения прироста тепловых нагрузок, возникающего в районах, удаленных от зоны централизованного теплоснабжения, Схемой предусматривается строительство пяти новых отопительных котельных суммарной установленной тепловой мощностью 42,4 Гкал/ч, перечень которых представлен в таблице 2.4;
б) предложения по реконструкции источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии.
В связи с ростом тепловых нагрузок в зоне теплоснабжения Смоленской ТЭЦ-2 как за счет нового строительства, так и закрываемых котельных для прохождения аварийного режима Схемой рекомендуется к 2015 году установить один водогрейный котел типа КВГМ-100.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ-2 составит 275 МВт, тепловая - 874 Гкал/ч.
Температурный график отпуска тепла от ТЭЦ-2 сохраняется на существующем уровне 150/70°C со срезкой на 115°C.
Ориентировочные капиталовложения в реконструкцию ТЭЦ-2 составят около 0,6 млрд. рублей;
в) предложения по техническому перевооружению источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения.
Так как в соответствии с действующими нормативными документами на теплоисточниках с тепловой нагрузкой свыше 5 Гкал/ч должна предусматриваться установка электрогенерирующего оборудования, в котельном цехе ТЭЦ-2 Схемой предусматривается установка турбины Р-6-2,9/0,5.
Реализация этого мероприятия позволит:
- использовать безвозвратно теряемую энергию пара при его редуцировании на РОУ для производственных потребителей и собственных нужд (без горячего водоснабжения) на производство электрической энергии;
- снизить постоянные затраты за счет выработки собственной электрической энергии и отказа от покупной с розничного рынка (справочно: в 2011 году для производственных нужд котельного цеха было закуплено на розничном рынке 12370 тыс. кВт.час электрической энергии). Вся максимально-часовая паровая нагрузка в размере 24 Гкал/ч будет отпускаться от турбины, располагаемая мощность которой составляет 44 Гкал/ч;
- так как турбина может быть установлена на существующий фундамент ранее демонтированной турбины, это позволит снизить капиталовложения в реализацию проекта;
- снизить постоянные издержки, в которых покупка электроэнергии составляет 21%, а также продавать излишки вырабатываемой электрической энергии на розничном рынке;
- улучшить технико-экономические показатели котельного цеха за счет выработки электрической энергии на тепловом потреблении. Удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии снизятся до 156 кг/Гкал, на выработку электроэнергии составят 153 г у.т./кВт.ч.
Установленная электрическая мощность котельного цеха ТЭЦ-2 составит 6 МВт, тепловая - 182 Гкал/ч.
Капиталовложения в установку турбины - 37,9 млн. рублей.
Также, учитывая большой износ оборудования и для повышения надежности теплоснабжения потребителей, Схемой предусматривается реконструкция котельных № 13, 25, 30, 31, 36 с заменой существующего основного оборудования на новое энергоэффективное.
Характеристика реконструируемых котельных приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Характеристика реконструируемых котельных

Наименование котельной
Год реализации мероприятия
Установленная тепловая мощность после реконструкции, Гкал/ч
Оборудование после реконструкции, шт. x тип
всего
в том числе в аварийном режиме
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
2013 - 2015
1,80
1,20
3 x Е-1-0,9
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
2013 - 2015
0,41
0,28
3 x КВГ-160
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
2013 - 2015
0,21
0,10
2 x КВГ-120
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
2013 - 2015
0,41
0,28
3 x КВГ-160
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
2013 - 2015
5,04
3,54
3 x Vitoplex-100 + КВГ-630

г) графики совместной работы источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, и котельных, меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае, если продление срока службы технически невозможно или экономически нецелесообразно.
Отпуск тепла от Смоленской ТЭЦ-2 осуществляется по температурному графику 150/70°C со срезкой на 115°C, от котельного цеха - 150/70°C со срезкой на 95°C. Такие же графики отпуска тепла предусматриваются и на перспективу. В межотопительный период зона теплоснабжения котельного цеха переключается на ТЭЦ-2.
От новой Западной ТЭЦ отпуск тепла запланирован по температурному графику 150/70°C.
Температурный график отпуска тепла на нужды отопления от пяти муниципальных котельных № 21, 55, 66, 72, 73 - 115/70°C, от остальных котельных - 95/70°C.
Расширение зоны действия ТЭЦ-2 осуществляется как за счет подключения новых потребителей, так и переключения на нее зон теплоснабжения десяти близлежащих муниципальных котельных с выводом котельных из эксплуатации. Суммарная договорная переключаемая тепловая нагрузка составит 29,8 Гкал/ч, фактическое теплопотребление - 21,2 Гкал/ч.
Характеристика выводимых из эксплуатации котельных приведена в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Предложения по демонтажу основного
оборудования котельных

Наименование котельной
Состав демонтируемых водогрейных котлов, шт. x тип
Выводимая установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Год вывода оборудования из эксплуатации
№ 1, Н.-Неман, 6
12 x КВТС-1
12
2015
№ 2, Ак. Петрова, 9
6 x КВТС-1
6
2015
№ 4, Ак. Петрова, 2
5 x КВТС-1
5
2015
№ 5, Нахимова, 5
6 x КВТС-1
6
2015
№ 15, Кловская, 46
1 x ТВГ-1,5; 3 x КВТС-1; 2 x КВ 2/95
8,5
2015
№ 18, Гарабурды, 13
9 x КВТС-1; 3 x ТВГ-1,5
13,5
2015
№ 53, Н.-Неман, 1
4 x КВ-1/95
4
2015
№ 54, З. Космодемьянской, 4
4 x Ква-2,5
8,64
2015
№ 55, Краснинское ш.
2 x Dynaterm 3200
5,3
2015
№ 56, Коминтерна
2 x НР-18; 3 x КСВА-1
4,18
2015
Всего

73,1


д) меры по переоборудованию котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для каждого этапа.
Так как в соответствии с действующими нормативными документами на теплоисточниках с тепловой нагрузкой свыше 5 Гкал/ч должна предусматриваться установка электрогенерирующего оборудования, в котельном цехе ТЭЦ-2 Схемой предусматривается установка турбины Р-6-2,9/0,5.
Установленная электрическая мощность котельного цеха ТЭЦ-2 составит 6 МВт, тепловая - 182 Гкал/ч;
е) меры по переводу котельных, размещенных в существующих и расширяемых зонах действия источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, в пиковый режим работы, в том числе график перевода.
Перевод существующих котельных в пиковый режим работы с ТЭЦ-2 или Западной ТЭЦ Схемой не предусматривается;
ж) решения о загрузке источников тепловой энергии, распределении (перераспределении) тепловой нагрузки потребителей тепловой энергии в каждой зоне действия системы теплоснабжения между источниками тепловой энергии, поставляющими тепловую энергию в данной системе теплоснабжения, на каждом этапе.
Схема предусматривает максимально возможную загрузку Смоленской ТЭЦ-2.
Распределение тепловой нагрузки между теплоисточниками на каждом этапе Схемы подробно представлено в таблице 2.7, а сводные данные - в разделе 9;
з) оптимальный температурный график отпуска тепловой энергии для каждого источника тепловой энергии или группы источников в системе теплоснабжения, работающей на общую тепловую сеть, устанавливаемый для каждого этапа, и оценка затрат при необходимости его изменения.
В соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" сохраняется качественно-количественное регулирование отпуска теплоты от источников тепловой энергии по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения согласно графику изменения температуры воды в зависимости от температуры наружного воздуха.
Для новой Западной ТЭЦ, учитывая зависимую схему подключения систем отопления и величину тепловой нагрузки, проектирование тепловых сетей и наладка систем отопления предусматриваются на температурный график 150/70°C.
Перспективные проектные температурные графики по теплоисточникам города приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Проектные температурные графики отпуска тепла

Источник тепловой энергии
Температура теплоносителя в подающей тепломагистрали, принятая для проектирования
тепловых сетей, °C
Нормативная разность температур теплоносителя в подающей и обратной тепломагистралях при расчетной температуре наружного воздуха, °C
Смоленская ТЭЦ-2
150/70 со срезкой на 115
45
Котельный цех ПП "Смоленская ТЭЦ-2"
150/70 со срезкой на 95
25
Муниципальные котельные № 21, 55, 66, 72, 73
115/70
45
Остальные муниципальные котельные
95/70
25
Новая Западная ТЭЦ
150/70
80

и) предложения по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с учетом аварийного и перспективного резерва тепловой мощности с предложениями по утверждению срока ввода в эксплуатацию новых мощностей.
В соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" (актуализированная редакция) на теплоисточниках аварийный резерв тепловой мощности должен составлять 85,5% тепловой нагрузки потребителей при выходе из работы котла с наибольшей тепловой мощностью.
Проведенный расчет балансов тепловой энергии по теплоисточникам показал, что на всех теплоисточниках города, кроме Смоленской ТЭЦ-2, тепловой мощности и состава существующего оборудования достаточно для прохождения аварийного режима при перспективных тепловых нагрузках. На Смоленской ТЭЦ-2 при ее перспективных тепловых нагрузках для прохождения аварийного режима рекомендуется установка одного водогрейного котла КВГМ-100.
Перспективная тепловая мощность источников тепловой энергии с указанием резерва тепловой мощности и аварийного резерва представлены в таблице 2.7, а сроков ввода нового основного оборудования - в таблице 2.6.

Раздел 5. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

а) Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с резервом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии (использование существующих резервов).
В г. Смоленске зоны теплоснабжения с дефицитом тепловой мощности при учете фактического теплопотребления отсутствуют;
б) предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для обеспечения приростов тепловой нагрузки в осваиваемых районах города под жилищную, комплексную или производственную застройку.
В таблице 5.1 приведены характеристика и ориентировочные капиталовложения в строительство новых и реконструкцию существующих теплосетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки.

Таблица 5.1. Характеристика новых и реконструируемых
участков тепловых сетей, требуемых для подключения
новых потребителей

Мероприятие
Протяженность, м
Диаметр, мм
Объем капитальных затрат, тыс. руб.
Перекладка 4-х подземных участков водяной тепловой сети, находящихся в подтопляемых зонах
2000
100
101360,6
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к-10а до 3к11 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм
140
800
7000
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к-11 до 3к-12 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм
170
800
8500
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к-13 до 3к-14 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм
250
800
12500
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к1с до 3.8к103 с увеличением диаметра с 300 до 400 мм
900
400
27544,9
Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районах Краснинского шоссе, Миловидово
5700
500
340284,3
Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районе Юг-3
7800
600
465652,2
Всего
16960

962842

При выборе диаметра труб принималось ограничение максимального давления в обратных трубопроводах на уровне не выше 0,6 МПа из условия эксплуатации чугунных отопительных приборов.
При расчетах учитывается, что в зонах теплоснабжения всех теплоисточников выполнены наладка систем отопления, установка регуляторов горячего водоснабжения и корректирующих насосов.
Строительство новых и реконструкция существующих подземных теплопроводов должны осуществляться с использованием стальных труб в изоляции ППУ ТГИ, ППМИ и других современных технологий согласно техническим условиям на применяемые материалы и арматуру, согласованным с энергоснабжающей (теплоснабжающей) организацией в соответствии с действующими НТД до начала проектирования тепловых сетей.
Новые микрорайоны, подключаемые через ЦТП, и потребителей, подключаемых на прямые врезки к тепловым сетям, целесообразно подключать по независимой схеме;
в) предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей в целях обеспечения условий, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения.
В настоящее время существует перемычка между сетями ТЭЦ-2 и ее котельного цеха 2Ду 600 мм, что позволяет резервировать подачу тепла потребителям и переключать зону теплоснабжения котельного цеха в межотопительный период на ТЭЦ-2 для повышения загрузки электрогенерирующего оборудования.
Строительство дополнительных перемычек на рассматриваемую перспективу не планируется;
г) предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных.
Схемой предусматривается расширение зоны теплоснабжения ТЭЦ-2 за счет подключения к ней зон теплоснабжения десяти муниципальных котельных, выводимых из работы:
1) котельной № 2, ул. А. Петрова, 9. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к1 до котельной 2Ду 250 L = 150 м, 2Ду 200 L = 500 м и 2Ду 150 L = 50 м;
2) котельной № 55, ул. Краснинское шоссе, 3. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3к57 до котельной 2Ду 175 L = 150 м и 2Ду 150 L = 350м;
3) котельной № 56, городок Коминтерна. Необходимо строительство участка тепловой сети от ЦТП Багратиона, 9 до котельной 2Ду 125 L = 650 м;
4) котельной № 1, ул. Н.-Неман, 6. Необходимо строительство участка тепловой сети от ЦТП-94 до котельной 2Ду 175 L = 250 м;
5) котельной № 4, ул. А. Петрова, 2. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к2 до котельной 2Ду 125 L = 150 м;
6) котельной № 5, ул. Нахимова, 5. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14кЗ до котельной 2Ду 200 L = 800 м и 2Ду 150 L = 350 м;
7) котельной № 53, ул. Н.-Неман, 1. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3к32 до котельной 2Ду 150 L = 150 м;
8) котельной № 54, ул. З. Космодемьянской, 3. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3к52 до котельной 2Ду 150 L = 350 м;
9) котельной № 15, ул. Кловская, 44 и котельной № 18, ул. Гарабурды, 11. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.15к3 до котельных 2Ду 200 L = 300 м, 2Ду 175 L = 200 м и 2Ду125 L = 250 м.
Суммарная договорная тепловая нагрузка вышеперечисленных котельных составляет 29,8 Гкал/ч, фактическая, приведенная с учетом тепловых потерь, - 21,2 Гкал/ч.
Характеристика тепловых сетей для подключения котельных и ориентировочные капиталовложения в них приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Характеристика тепловых сетей для подключения
котельных и ориентировочные капиталовложения в них

Технические параметры
Цель
Протяженность, м
Капиталовложения, тыс. руб.
Строительство
участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к1 до котельной № 2
переключение квартала застройки в зоне действия котельной № 2, Ак. Петрова, 9 на теплоснабжение от ТЭЦ-2
700
11471,9
Строительство
участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к2 до котельной № 4
переключение квартала застройки в зоне действия котельной № 4, Ак. Петрова, 2 на теплоснабжение от ТЭЦ-2
150
1751,2
Строительство
участка тепловой сети от тепловой камеры 3.15к3 до котельной № 15
переключение квартала застройки в зоне действия котельной № 15 на теплоснабжение от ТЭЦ-2
425
6308,2
Сумма


19531

д) предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности и безопасности теплоснабжения.
Проведенные расчеты перспективной надежности теплоснабжения (см. приложение Д, книга 2) выявили необходимость замены ненадежных участков тепловых сетей.
Характеристика этих участков с расчетом ориентировочных капиталовложений в них приведена в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Характеристика участков тепловых сетей,
реконструкция которых требуется для повышения надежности
системы теплоснабжения, и капиталовложения в них

Мероприятия
Протяженность, м
Объем капитальных затрат, тыс. руб.
Замена ветхих тепловых сетей
47500
631619,8
Модернизация тепловой изоляции надземных трубопроводов
1150
8429,2
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к13а до 3.10 кН
130
4225
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к5а до 310к6а
245
7962,5
Реконструкция тепловой сети от котельной по улице Нахимова, 5 до существующих жилых домов
290
4436,7
Всего

65667

Перспективная схема тепловых сетей на расчетный период приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1. Перспективная схема тепловых сетей
на расчетный период

Раздел 6. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ

Перспективные топливные балансы по теплоисточникам г. Смоленска представлены в таблице 6.1.
Для Смоленской ТЭЦ-2 и котельного цеха ТЭЦ-2 основным топливом является природный газ, резервным - мазут.
На новой Западной ТЭЦ основное топливо - природный газ, в качестве аварийного топлива для газотурбинной установки предусматривается дизельное топливо.
На всех остальных котельных основным топливом является природный газ, резервное топливо не предусматривается.

Таблица 6.1. Перспективные топливные балансы
по теплоисточникам г. Смоленска

Источники
Максимально-часовой расход топлива, т у.т./ч
Вид основного топлива
Годовой расход топлива, тыс. т у.т.
Вид резервного топлива
2019 г.
ТЭЦ-2
167,7
природный газ
533,0
мазут
Котельный цех ТЭЦ-2
19,65
природный газ
59,25
мазут
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
14,48
природный газ
45,81
-
Новая Западная ТЭЦ
18,2
природный газ
64,2
аварийное - дизельное
Новые отопительные котельные
0,11
природный газ
0,39
-
Всего на 2019 г.
220,14

702,65

2024 г.
ТЭЦ-2
161,9
природный газ
554,3
мазут
Котельный цех ТЭЦ-2
19,34
природный газ
58,24
мазут
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
14,48
природный газ
45,81
-
Новая Западная ТЭЦ
25,3
природный газ
101,1
аварийное - дизельное
Новые отопительные котельные
2,64
природный газ
8,98
-
Всего на 2024 г.
223,66

768,43

2029 г.
ТЭЦ-2
157,4
природный газ
582,4
мазут
Котельный цех ТЭЦ-2
19,31
природный газ
58,15
мазут
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
14,48
природный газ
45,81
-
Новая Западная ТЭЦ
31,3
природный газ
127,22
аварийное - дизельное
Новые отопительные котельные
5,42
природный газ
18,17
-
Всего на 2029 г.
227,91

831,75


Раздел 7. ИНВЕСТИЦИИ В СТРОИТЕЛЬСТВО, РЕКОНСТРУКЦИЮ
И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ

а) Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе.
Предложения по величине необходимых инвестиций в новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе планируемого периода представлено в таблице 7.1;
б) предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов на каждом этапе.
Предложения по величине необходимых инвестиций в новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе планируемого периода представлено в таблице 7.1;
в) предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения.
Гидравлические расчеты показали возможность сохранения температурных графиков отпуска тепла от теплоисточников города на существующем уровне.

Таблица 7.1. Объемы инвестиций в строительство,
реконструкцию и техническое перевооружение источников
тепловой энергии и тепловых сетей

Инвестиционные проекты (наименование, описание и ссылка на обоснование)
Объем инвестиций <*>, тыс. руб.
всего
в том числе по годам
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 - 2029 гг.
Повышение эффективности существующих централизованных теплоисточников
Реконструкция ТЭЦ-2 с установкой 1 x КВГМ-100
594000,0


594000,0





Реконструкция котельного цеха ТЭЦ-2 с установкой турбины Р-6-2,9
37900,0
7580,0
30320,0






Итого по реконструкции существующих теплоисточников
631900,0
7580,0
30320,0
594000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Повышение эффективности существующих котельных
Модернизация котельной № 25
13556,1
13556,1







Модернизация котельной № 30, детский сад № 6
6640,4
6640,4







Модернизация котельной № 31, Дом ребенка
10265,8


10265,8





Реконструкция котельной № 13 (Областная больница)
84217,4
84217,4







Реконструкция котельной № 36, "Ситники 4" по ул. Лавочкина, 54б
78655,2
78655,2







Всего по повышению эффективности существующих котельных
193334,9
183069,1
0,0
10265,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Строительство новых теплоисточников
Строительство Западной ТЭЦ установленной тепловой мощностью 175 Гкал/ч, электрической - 65 МВт
3700000,0

250000,0
1000000,0
1250000,0
1200000,0



Строительство новых котельных
211879,8




4336,2


207543,6
Итого по новым теплоисточникам
3911879,8
0,0
250000,0
1000000,0
1250000,0
1204336,2
0,0
0,0
207543,6
Всего по теплоисточникам
4737114,7
190649,1
280320,0
1604265,8
1250000,0
1204336,2
0,0
0,0
207543,6
Обеспечение надежности теплоснабжения
Модернизация тепловой изоляции надземных трубопроводов, 1150 п. м
8429,2




8429,2



Перекладка водяной тепловой сети № 2 от камеры 3к2 3к1с, 200 п. м
17460,2
17460,2







Перекладка тепловых сетей в зоне действия ЦТП 113, 377 п. м
10313,6
10313,6







Перекладка участка водяной тепловой сети № 1 от камеры 3к1 до 3к1с, 200 п. м
13267,7
13267,7







Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к13а до 3.10кН, 130 п. м
11964,8
11964,8







Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к5а до ЗЛОкба, 245 п. м
21536,6
21536,6







Реконструкция тепловой сети к ЦТП 115 и ЦТП 40 от тепловой камеры 3К2, 890 п. м
13423,7
13423,7







Реконструкция тепловой сети к ЦТП 44 и ЦТП 45а от тепловой камеры 3.3К7, 770 п. м
11579,1
11579,1







Реконструкция тепловой сети от 2К25 до здания областной Администрации в городе Смоленске, 230 п. м
3415,3
3415,3







Реконструкция тепловой сети от котельной по улице Нахимова, 5 до существующих жилых домов, 290 п. м
4436,7
4436,7







Реконструкция тепловой сети от ТК 1 до существующего жилого дома № 23 по улице Автозаводской, 630 п. м
9534,0
9534,0







Реконструкция тепловой сети от ЦТП по улице Багратиона, 9 до существующих жилых домов, 720 п. м
10878,0
10878,0







Реконструкция участка ввода тепловой сети на ЦТП 32 от тепловой камеры ТК 4, 1350 п. м
20382,8
20382,8







Реконструкция участка тепловой сети к ЦТП 10 от тепловой камеры ТК 1, 70 п. м
1116,4
1116,4







Реконструкция участка тепловой сети к ЦТП 233 и ЦТП 205 от надземной теплосети, 760 п. м
11466,0
11466,0







Реконструкция участка тепловой сети от 1к 25 до ЦТП 192 к существующим жилым домам по ул. Кутузова, Губенко, 1-му Мичуринскому пер., 1170 п. м
17620,6
17620,6







Реконструкция участка тепловой сети от тепловой камеры 3К14 с применением труб ППУ изоляции и внутриквартальной сети от ЦТП 209, 790 п. м
11881,8
11881,8







Реконструкция участка тепловой сети от ЦТП 37 к существующим жилым домам, 250 п. м
3792,3
3792,3







Реконструкция участка тепловой сети от ЦТП 49 до существующих жилых домов, 170 п. м
2608,3
2608,3







Реконструкция участка тепловой сети от ЦТП 5 до жилых домов № 11а, 15в, 15г по улице Ломоносова, 170 п. м
2550,3
2550,3







Всего по строительству сетей для повышения надежности
207657,4
199228,2
0,0
0,0
0,0
8429,2
0,0
0,0
0,0
Строительство тепловых сетей для переключения котельных на ТЭЦ-2
Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к1 до котельной № 2, 700 п. м
4187,7


4187,7





Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к2 до котельной № 4, 150 п. м
7777,1


7777,1





Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.15к3 до котельной № 15, 425 п. м
4187,7


4187,7





Строительство тепловых сетей для переключения котельных на ТЭЦ-2, 1275 п. м
16152,5
0,0
0,0
16152,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Реконструкция существующих тепловых сетей и строительство новых для подключения новых потребителей
Перекладка 4-х подземных участков водяной тепловой сети, находящихся в подтопляемых зонах, 2000 п. м
101360,6



50680,3
50680,3



Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к1с до 3.8к103 с увеличением диаметра с 300 до 400 мм, 500 п. м
6343,7


6343,7





Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к10а до 3к11 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм, 140 п. м
1937,1


1937,1





Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к11 до 3к13 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм, 370 п. м
10001,3
10001,3







Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к3 до 3к14 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм, 250 п. м
8709,1


8709,1





Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к16 до 3к17 (Ду 700 мм канальной прокладки) по пр. М. Конева в г. Смоленске на ППУ (Ду 800 мм), 179,5 п. м
19981,1



19981,1




Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к1с до 3.8к103 с увеличением диаметра с 300 до 400 мм, 500 п. м
22491,3



22491,3




Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к29 до 3к29а, 179 п. м
26322,5




26322,5



Строительство магистральных сетей теплоснабжения в районе Кловка, 1400 п. м
83578,6





41789,3
41789,3

Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районах Рябиновая поляна, Рябиновая поляна-2, 7800 п. м
465652,2
155217,4
155217,4
155217,4





Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районах Чернушки - Ясенное, Миловидово - Загорье, 5700 п. м
340284,3
170142,2
170142,1






Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к8 до 3кЮа (Ду 700 мм канальной прокладки) по ул. 25 Сентября в г. Смоленске на ГШУ (Ду 800 мм), 280 п. м
42151,8


42151,8





Всего по реконструкции существующих тепловых сетей и строительству новых, 19298,5 п. м
1128813,6
335360,9
325359,5
214359,1
93152,7
77002,8
41789,3
41789,3
0,0
Всего по тепловым сетям
1352623,5
534589,1
325359,5
230511,6
93152,7
85432,0
41789,3
41789,3
0,0
Итого
6089738,2
725238,2
605679,5
1834777,4
1343152,7
1289768,2
41789,3
41789,3
207543,6

--------------------------------
<*> Объемы инвестиций и их ежегодное распределение носят прогнозный характер и подлежат уточнению на последующих стадиях проектирования.

Раздел 8. РЕШЕНИЕ ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ ЕДИНОЙ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩЕЙ
ОРГАНИЗАЦИИ (ОРГАНИЗАЦИЙ)

В соответствии со статьей 2, п. 28 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении":
"Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее - единая теплоснабжающая организация) - теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения, или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.".
Порядок определения единой теплоснабжающей организации:
- статус единой теплоснабжающей организации присваивается органом местного самоуправления или федеральным органом исполнительной власти при утверждении схемы теплоснабжения поселения, городского округа, а в случае смены единой теплоснабжающей организации - при актуализации схемы теплоснабжения;
- в проекте схемы теплоснабжения должны быть определены границы зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций). Границы зоны деятельности единой теплоснабжающей организации определяются границами системы теплоснабжения, в отношении которой присваивается соответствующий статус.
Критерии определения единой теплоснабжающей организации:
1) владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей установленной тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
2) размер собственного капитала;
3) способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием у организации технической возможности и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами, что обосновывается в схеме теплоснабжения.
В системе теплоснабжения г. Смоленска установлены две зоны действия теплоснабжающих организаций, которые в настоящее время обслуживаются следующими теплоснабжающими организациями:
1) ОАО "Квадра";
2) МУП "Смоленсктеплосеть".
Установленная тепловая мощность теплоисточников, а также емкость тепловых сетей в зонах действия теплоснабжающих организаций приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1. Установленная тепловая мощность
теплоисточников, а также емкость тепловых сетей в зонах
действия теплоснабжающих организаций

Теплоснабжающая организация
Количество теплоисточников
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Емкость тепловых сетей, м3
Филиал ОАО "Квадра" - "Западная генерация"
2
965,3
35568
МУП "Смоленсктеплосеть"
63
331,8
6713 (от сетей ОАО "Квадра"); 1834 (от котельных МУП "Смоленсктеплосеть")

В настоящее время филиал ОАО "Квадра" - "Западная генерация" осуществляет подачу тепловой энергии от Смоленской ТЭЦ-2 и котельного цеха Смоленской ТЭЦ-2 в зону теплоснабжения, которая составляет более 90% всей системы централизованного теплоснабжения города Смоленска. Транспорт тепловой энергии от вышеуказанных источников тепла осуществляется по технологически связанным магистральным тепловым сетям филиала ОАО "Квадра" - "Западная генерация" (переданы в аренду ООО "Смоленская ТСК" - 100% ДЗО ОАО "Квадра") и далее по квартальным тепловым сетям МУП "Смоленсктеплосеть" до конечных потребителей.
МУП "Смоленсктеплосеть" осуществляет подачу тепловой энергии от 63 котельных, находящихся в его хозяйственном ведении, и 12-ти котельных, находящихся в собственности различных юридических лиц, в зоны теплоснабжения, которые суммарно составляют менее 10% всей системы централизованного теплоснабжения города Смоленска. Транспорт тепловой энергии от вышеуказанных источников тепла осуществляется по квартальным тепловым сетям МУП "Смоленсктеплосеть" до конечных потребителей.
В соответствии с первым критерием выбора единой теплоснабжающей организации, так как в ведении филиала ОАО "Квадра" - "Западная генерация" находятся наиболее крупные теплоисточники города и тепловые сети, филиал ОАО "Квадра" - "Западная генерация" должен быть определен единой теплоснабжающей организацией в г. Смоленске.
После внесения проекта схемы теплоснабжения на рассмотрение, теплоснабжающие и/или теплосетевые организации должны обратиться с заявкой на признание в качестве ЕТО в одной или нескольких из определенных зон деятельности.

Решение об установлении организации в качестве ЕТО в той или иной зоне деятельности в соответствии с ч. 6 ст. 6 Федерального закона № 190 "О теплоснабжении" принимает орган местного самоуправления городского округа.
Определение статуса ЕТО для проектируемых зон действия планируемых к строительству источников тепловой энергии должно быть выполнено в ходе актуализации схемы теплоснабжения после определения источников инвестиций.
Единая теплоснабжающая организация обязана:
- заключать и надлежаще исполнять договоры теплоснабжения со всеми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии в своей зоне деятельности;
- осуществлять мониторинг реализации схемы теплоснабжения и подавать в орган, утвердивший схему теплоснабжения, отчеты о реализации, включая предложения по актуализации схемы;
- надлежащим образом исполнять обязательства перед иными теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;
- осуществлять контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей деятельности.
Границы зоны деятельности ЕТО в соответствии с п. 19 Правил организации теплоснабжения могут быть изменены в следующих случаях:
- подключения к системе теплоснабжения новых теплопотребляющих установок, источников тепловой энергии или тепловых сетей или их отключения от системы теплоснабжения;
- технологического объединения или разделения систем теплоснабжения.
Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.

Раздел 9. РЕШЕНИЯ О РАСПРЕДЕЛЕНИИ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ МЕЖДУ
ИСТОЧНИКАМИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Для оптимизации режимов работы и повышения надежности системы теплоснабжения г. Смоленска в городе действует перемычка 2Ду 600 между ТЭЦ-2 и ее котельным цехом. Это позволяет резервировать обе зоны теплоснабжения и переключать зону теплоснабжения котельного цеха на ТЭЦ-2 в межотопительный период для обеспечения загрузки электрогенерирующего оборудования.
Схемой рекомендуется закрытие десяти муниципальных котельных с переключением их тепловых нагрузок (фактическое теплопотребление - 21,2 Гкал/ч, договорная максимально-часовая нагрузка 29,8 Гкал/ч) на ТЭЦ-2.
В схеме предлагаются следующие решения по обеспечению тепловых нагрузок:
1) на юго-западе Ленинского района для теплоснабжения районов, удаленных от зоны ТЭЦ-2, предусматривается строительство Западной ТЭЦ установленной тепловой мощностью 175 Гкал/ч, электрической - 65 МВт.
От новой ТЭЦ предполагается теплоснабжение новых районов с суммарной тепловой нагрузкой 127 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Чернушки - Ясенное в пределах и за границей горчерты;
- Миловидово - Загорье в пределах и за границей горчерты;
- Рябиновая поляна в пределах горчерты;
- Кловка;
- Вишенки - Алексино;
2) от ТЭЦ-2 предполагается теплоснабжение новых районов с суммарной тепловой нагрузкой 107 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Одинцово;
- Киселевка за границей горчерты;
- Поповка;
- Тихвинка;
- ул. 2-я Киевская;
- Солдатская слобода;
- Офицерская слобода;
3) обеспечение тепловых нагрузок новых районов многоквартирной жилой застройки Пруды, Рябиновая поляна за границей горчерты, Рябиновая поляна-2 в пределах и за границей горчерты и Анастасино предусматривается от индивидуальных отопительных котельных.
Из-за экономической нецелесообразности централизованного теплоснабжения на территориях с низкой плотностью тепловых нагрузок теплоснабжение индивидуальной жилой застройки в районах Пруды, Рябиновая поляна, Рябиновая поляна-2, Чернушки - Ясенное, Вишенки - Алексино, Миловидово - Загорье, Тихвинка, Киселевка, Подснежники, Пасово и Анастасино предусматривается от собственных индивидуальных теплогенераторов.
Теплоснабжение вновь подключаемых потребителей на территориях существующей застройки предусматривается от существующих теплоисточников.
Поквартирное теплоснабжение новых многоквартирных домов Схемой не предусматривается.
Распределение тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии по этапам Схемы представлено в таблице 9.1.

Таблица 9.1. Распределение тепловой нагрузки между
источниками тепловой энергии по этапам Схемы

Наименование теплоисточника
Тепловая нагрузка (пар + сетевая вода) на конец года, Гкал/ч
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
ТЭЦ-2
560,6
566,5
574,5
603,4
609,3
615,4
621,4
627,7
653,
687,7
Котельный цех ТЭЦ-2
121,2
120,3
119,9
119,9
119,9
119,9
119,9
119,9
117,9
117,7
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
92,3
107,2
107,2
85,9
85,9
85,9
85,9
85,9
85,9
85,9
Новая Западная ТЭЦ
-
-
10,0
23,9
31,7
38,5
45,7
52,7
96,8
133,5
Новые отопительные котельные
-
-
-
-
-
0,7
0,7
0,7
17,0
35,0
ИТГ, всего, в т.ч.:
326,9
326,7
327,2
328,3
328,7
331,1
333,1
334,6
344,4
354,5
- существующие ИТГ
326,9
326,7
326,7
326,5
326,0
326,0
325,7
325,0
322,9
319,2
- новые ИТГ
-
-
0,5
1,8
2,7
5,1
7,3
9,6
21,5
35,3
Всего по городу
1101,0
1120,7
1138,8
1161,4
1175,4
1191,6
1206,7
1221,6
1316,0
1414,3

Раздел 10. РЕШЕНИЯ ПО БЕСХОЗЯЙНЫМ ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ

В соответствии со статьей 15, п. 6 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления поселения или городского округа до признания права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными бесхозяйными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования.".
В г. Смоленске выявлено порядка 3,8 км в однотрубном исчислении бесхозяйных тепловых сетей диаметрами от Ду 30 мм до Ду 150 мм.
Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей по данным МУП "Смоленсктеплосеть" представлен в таблице 10.1.

Таблица 10.1. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей

Наименование участка тепловой сети
Протяженность в однотрубном исчислении, м
Условный диаметр, мм
Ул. Николаева от ТК до д. № 22
90
70
Ул. Октябрьской революции от ТК до д. № 20а
52
70
Ул. Кловская от ТК до д. № 23
149,4
100
149,4
70
Ул. Тухачевского от д. № 2 до д. № 6
60
50
Ул. Соболева от ТК до д. № 111г "Медтехника" (отопление)
26
50
Ул. Соболева от ТК-5 до д. 86а (ГВС, отопление)
500
100
250
80
250
50
От котельной № 16 до д. № 21 по ул. Кловской
250,8
125
125,4
100
125,4
70
От ТК-1 до гаража (юр. адреса нет)
70
100
От ТК-1 до ТК-3
80
70
80
50
Ул. Кловская от ТК-3 до д. № 48
14
80
7
70
7
50
Ул. Кловская от ТК-3 до д. № 50
129
80
64,5
70
64,5
50
Ул. Гарабурды от ТК-7 до домов № 11, 11а (котельная № 18 "Гарабурды")
124
30
Ул. Лавочкина от ТК-7 до д. № 50 (котельная № 36 "Ситники-4")
30
80
От ТК.3К 13 по ул. Крупской
нет данных
От ТК-4 ул. Аптечная, д. № 1 до ТК-7 Тихвинка, д. № 1а
1029
150
От ТК 3К.14 по ул. Рославльской
80
50
От ЦТП-150, ТК-1, ТК-2 к домам ул. Шевченко № 93 - 93б
нет данных
Ул. Попова от ЦТП-122 до д. № 132, 138
нет данных
Ул. Рыленкова ЦТП-112 от ТК-10 до д. № 72, 85
нет данных
От ЦТП-112 до ул. Рыленкова, д. № 87
нет данных
Ул. Рыленкова от ЦТП-140 до д. № 50
нет данных
Ул. Рыленкова от ЦТП-218 до д. № 38а
нет данных
Ул. Рыленкова от д. № 42 до д. № 48
нет данных
Ул. Рыленкова от ТК 3.13К до д. № 49а
нет данных
Итого
3807,4


Бесхозяйные сети передаются в ведение МУП "Смоленсктеплосеть".

Книга 2. Обосновывающие материалы к схеме
теплоснабжения г. Смоленска

1704-ПЗ-ТГ1

Сокращения

ГВС
горячее водоснабжение
ПТЭ
правила технической эксплуатации
ТЭУ
теплоэнергетическая установка
СЦТ
система централизованного теплоснабжения
ОБ
основной бойлер
ПБ
пиковый бойлер
АОУ
автономная обессоливающая установка
ХВО
химическая очистка воды
ВПУ
водоподготовительная установка
НТД
нормативно-техническая документация
БОУ
блочная обессоливающая установка
РОУ
редукционно-охладительная установка
ФСД
фильтр смешивающего действия
ГРС
газораспределительная станция
ГРП
газорегуляторный пункт
ПСУ
паросиловая установка
ПГУ
парогазовая установка
ИТГ
индивидуальные теплогенераторы (электрокотлы, газовые котлы, печи)
ЕТО
единая теплоснабжающая организация

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая работа выполнена по договору № 508/61 от 01.10.2013 между РУП "Белнипиэнергопром" и ОАО "Квадра" на основании технического задания, являющегося неотъемлемой частью договора.
Проектирование систем теплоснабжения городов представляет собой комплексную задачу, от правильного решения которой во многом зависят масштабы необходимых капитальных вложений в эти системы. Прогноз спроса на тепловую энергию основан на прогнозировании развития города, в первую очередь, его градостроительной деятельности, определенной генеральным планом.
Схема теплоснабжения является основным предпроектным документом по развитию теплового хозяйства города. Она разрабатывается на основе анализа фактических тепловых нагрузок потребителей с учетом перспективного развития на 15 лет, структуры топливного баланса региона, оценки состояния существующих источников тепла и тепловых сетей и возможности их дальнейшего использования, рассмотрения вопросов надежности, экономичности.
Обоснование решений при разработке схемы теплоснабжения осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов развития системы теплоснабжения в целом и ее отдельных частей путем оценки их сравнительной эффективности.
При выполнении настоящей работы использованы следующие материалы:
- Положения о территориальном планировании, Проект по внесению изменений в генеральный план города Смоленска 1992 г., утвержденные решением Смоленского городского Совета от 22.12.2009 № 1347;
- Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Смоленск на 2013 - 2015 годы с перспективой до 2020 года;
- проектная и исполнительная документация по источникам тепла, тепловым сетям, насосным станциям, тепловым пунктам;
- эксплуатационная документация (расчетные температурные графики, гидравлические режимы, данные по присоединенным тепловым нагрузкам и их видам и т.п.);
- материалы проведения периодических испытаний тепловых сетей;
- конструктивные данные по видам прокладки и типам применяемых теплоизоляционных конструкций, сроки эксплуатации тепловых сетей;
- материалы по разработке энергетических характеристик систем транспорта тепловой энергии;
- данные технологического и коммерческого учета потребления топлива, отпуска и потребления тепловой энергии, теплоносителя, электроэнергии, измерений по приборам контроля режимов отпуска тепла, топлива;
- документы по хозяйственной и финансовой деятельности (действующие нормы и нормативы, тарифы и их составляющие, лимиты потребления, договоры на поставку топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и на пользование тепловой энергией, водой, данные потребления ТЭР на собственные нужды, потери);
- статистическая отчетность о выработке и отпуске тепловой энергии и использовании ТЭР в натуральном и стоимостном выражении.
В качестве расчетного года Схемы, в соответствии с заданием, принят 2029 г. с выделением первого пятилетнего периода и 2022 года, отчетный год - 2012 г.
Последняя Схема теплоснабжения города Смоленска в полном объеме была разработана РУП "Белнипиэнергопром" в 1990 году.
Настоящая Схема теплоснабжения разработана в соответствии с:
- Федеральным законом Российской Федерации от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении";
- Постановлением Правительства Российской Федерации № 154 от 22.02.2012 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения";
- Методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения, утвержденными Приказом Минэнерго России и Минрегиона России № 565/667 от 29.12.2012.
Основными целями Схемы теплоснабжения являются:
1. Дальнейшее развитие системы теплоснабжения Смоленска с реконструкцией источников энергообеспечения (теплоэлектростанций и котельных) и магистральных сетей.
2. Повышение надежности работы системы теплоснабжения г. Смоленска.
3. Широкое внедрение энергосберегающих технологий с повышением эффективности выработки и транспортировки тепловой энергии.
4. Использование новых отопительных котельных для теплоснабжения новых районов, удаленных от зоны централизованного теплоснабжения, а также индивидуальных теплогенераторов для теплоснабжения одноквартирной и коттеджной застройки.

Глава 1. СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА,
ПЕРЕДАЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Часть 1. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Город Смоленск расположен по обоим берегам верхнего Днепра, который в пределах города пересекает Смоленскую возвышенность, являющуюся западной частью Смоленско-Московской возвышенности. Река, протекая с востока на запад, делит город на 2 части - северную (Заднепровский район) и южную (Ленинский и Промышленный районы).
Рельеф города характеризуется наличием высоких межовражных и межречных увалов и холмов. Перепад высот достигает 90 метров. Площадь города составляет 166,35 кв. км.
Смоленск имеет выгодное географическое положение, так как расположен на путях из Москвы в Беларусь, Прибалтику, страны Центральной и Западной Европы.
Климат Смоленска умеренно-континентальный со сравнительно теплым летом и умеренно холодной зимой. Средняя годовая температура +5,1°C. Наиболее холодный месяц - январь (средняя температура составляет -7,5°C), наиболее теплый месяц - июль (средняя температура составляет +17,4°C). Продолжительность отопительного периода - 209 суток.
Численность населения города Смоленска в 2012 году составила 330 тыс. чел.
Основу экономического потенциала города составляют предприятия таких видов экономической деятельности, как производство пищевых продуктов, производство транспортных средств, обработка древесины и производство изделий из дерева, целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность, производство прочих неметаллических минеральных продуктов, текстильное и швейное производство, производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования, производство и распределение электроэнергии, газа и воды, ювелирное производство.
В административном отношении город делится на 3 района:
в правобережной части:
- Заднепровский (Северный);
- на левом берегу р. Днепр:
- Ленинский (планировочные районы Западный, Южный);
- Промышленный (планировочные районы Центральный, Восточный).
Наиболее крупными планировочными районами являются Северный и Восточный. В этих районах сосредоточена основная капитальная жилая и общественная застройка.
Основные предприятия в экономике города Смоленска:
производство пищевых продуктов, включая напитки и табак, - ОАО "Смолмясо", ОАО "Хлебопек", ОАО "Компания ЮНИМИЛК", ОАО "САОМИ", ЗАО "Объединение "Смоленскрыба", ОАО "Бахус";
производство транспортных средств, машин и оборудования - ОАО "Айсберг", ОАО "Торгмаш", ООО "Аркада-Инжиниринг", ОАО "САЗ", ЗАО "СААЗ АМО ЗиЛ им. Отрохова";
производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования - ОАО "Измеритель", ФГУП СПО "Аналитприбор", ОАО "ОСРАМ";
текстильное и швейное производство - ОАО фирма "Восход", ЗАО "Смоленская чулочная фабрика", ООО Фабрика "Шарм";
издательская и полиграфическая деятельность - ОАО "Смоленский полиграфический комбинат";
производство прочих неметаллических минеральных продуктов - ООО "Гнездово", ООО "Теллура", ООО "Гнездовский завод ЖБИ", ООО "Кирпичный завод", ООО "Смоленский завод ЖБИ-2";
ювелирное производство - ОАО "ПО "Кристалл".
В Смоленске в области теплоснабжения действует 2 организации: МУП "Смоленсктеплосеть", ООО "Смоленская ТСК".
Ситуационная схема города Смоленска с нанесением планировочных районов приведена на рисунке 1.1.
Организационная структура теплоснабжения в г. Смоленске приведена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.1. Схема административного деления, г. Смоленск

Рисунок 1.2. Организационная структура теплоснабжения
в г. Смоленске

а) Зоны действия производственных котельных.
Город Смоленск является крупным потребителем теплоэнергетических ресурсов. Теплоснабжение города осуществляется от ТЭЦ, а также промышленных и отопительных котельных различной мощности.
Поставщиком тепловой энергии населению города является ООО "Смоленская ТСК", которая подает тепловую энергию от Смоленской ТЭЦ-2 и котельной ОАО "Квадра" по магистральным трубопроводам. У ООО "Смоленская ТСК" тепло покупает МУП "Смоленсктеплосеть", эксплуатирующее большую часть разводящих тепловых сетей города, а также ряд муниципальных котельных.
Кроме крупных теплоисточников в городе действуют 63 муниципальных отопительных и 29 ведомственных котельных. От Смоленской ТЭЦ-2 и ее котельного цеха в настоящее время обеспечивается 90% тепловых нагрузок зоны централизованного теплоснабжения города.
Индивидуальные котельные территориально расположены во всех районах города. Наибольшее количество индивидуальных котельных расположено в Центральном и Западном районах.
В качестве топлива в котельных используется природный газ.
Договорная тепловая нагрузка, обеспечиваемая от индивидуальных котельных, составила 136,1 Гкал/ч, фактическое теплопотребление - 73,5 Гкал/ч.
Подробная информация по индивидуальным отопительным и промышленным котельным приведена в приложении А, а свод по районам дан в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Тепловая нагрузка потребителей, обеспечиваемая
от индивидуальных котельных

Наименование района
Количество котельных, шт.
Договорная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Заднепровский
28
57,9
Ленинский
32
58,9
Промышленный
3
6,3
Всего
63
123,1

б) зоны действия индивидуального теплоснабжения.
Индивидуальные жилые дома расположены практически по всей территории города. Такие здания (одно-, двухэтажные, в основном деревянные), как правило, не присоединены к системе централизованного теплоснабжения. В настоящее время для их теплоснабжения применяются индивидуальные теплогенераторы (ИТГ) - отопительные печи, газовые котлы.
В целом по городу от ИТГ обеспечивается тепловая нагрузка в размере 326,9 Гкал/ч, или около 30% от суммарной тепловой нагрузки в городе.
Далее приведен подробный анализ теплоисточников города и их зон теплоснабжения.

ПП "СМОЛЕНСКАЯ ТЭЦ-2"

Смоленская ТЭЦ-2 является производственным подразделением филиала ОАО "Квадра - генерирующая компания" - "Западная генерация".

Часть 2. ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Смоленская ТЭЦ-2 предназначена для электроснабжения и теплоснабжения жилищно-коммунального сектора г. Смоленска и предприятий Промышленного района г. Смоленска.
Установленная мощность Смоленской ТЭЦ-2: электрическая - 275 МВт, тепловая - 774 Гкал/час (с паром - 85 Гкал/час, горячей водой - 689 Гкал/ч).
Местонахождение - п. Маркатушино, г. Смоленск, Смоленская область, РФ, 214036.
а) структура основного оборудования.
ПП "Смоленская ТЭЦ-2" является отопительной ТЭЦ с поперечными связями и одним уровнем давления свежего пара 13,0 МПа (130 кгс/см2) и температурой 545°C. Главный паропровод выполнен по блочной схеме с секционированной (3 секции) переключающей магистралью.
Основное оборудование находится в котлотурбинном цехе:
- три турбоагрегата - ст. № 1 ПТ-60-130/13 (ТА-1), ст. № 2 Т-100/120-130-2 (ТА-2), ст. № 3 Т-110/120-130-4 (ТА-3);
- пять паровых котлов - ст. № 1-4 БКЗ-210-140-7 (ПК 1-4), ст. № 5 ТГМЕ-464 (ПК-5).
В отдельном здании расположена пиковая котельная, в которой находятся три водогрейных котла - КВГМ-100 ст. № 2 - 4 (ВК-2-4). Водогрейные котлы КВГМ-100 работают в период больших тепловых нагрузок или при остановках в зимний период одного из турбоагрегатов или парового котла.
Котлоагрегат типа БКЗ-210-140-7 однобарабанный, вертикальный, водотрубный, П-образной компоновки с естественной циркуляцией и уравновешенной тягой спроектирован для сжигания фрезерного торфа, а после реконструкции предназначен для сжигания природного газа и мазута. Паропроизводительность - 210 т/ч, температура перегретого пара - 550°C, давление - 135 кгс/см2. Котлоагрегат оборудован 3 подовыми газомазутными горелками производительностью 5 т/ч по мазуту и 5400 м3/ч по газу. При сжигании мазута используются механические форсунки.
Котлоагрегат ТГМЕ-464 однобарабанный, вертикальный, водотрубный, П-образной компоновки с естественной циркуляцией, газоплотный, предназначен для работы под наддувом при сжигании природного газа и мазута. Номинальная паропроизводительность - 500 т/ч. Температура перегретого пара - 550°C, давление - 135 кгс/см2.
Паровая турбина типа ПТ-60-130/13 ЛМЗ конденсационная с двумя регулируемыми отборами пара (производственный и теплофикационный), номинальной мощностью 60 МВт, скорость вращения ротора - 3000 об/мин. Генератор ТВФ-63-2. Максимальный расход пара - 387 т/ч при номинальных параметрах свежего пара = 130 кгс/см2, = 545°C, давление в конденсаторе = 0,04 кгс/см2. Производительность теплофикационного отбора - 54 Гкал/ч, производственного отбора - 85 Гкал/ч.
Паровая турбина Т-100/120-130-2 ст. № 2 номинальной электрической мощностью 105 МВт с двумя отопительными теплофикационными отборами, номинальная тепловая производительность турбины составляет 160 Гкал/ч. Генератор ТВФ-120-2. Максимальный расход пара - 465 т/ч при номинальных параметрах пара = 130 кгс/см2 и = 545°C.
Паровая турбина Т-110/120-130-4 ст. № 3 номинальной электрической мощностью 110 МВт с двумя отопительными теплофикационными отборами, номинальная тепловая производительность турбины составляет 175 Гкал/ч. Генератор ТВФ-120-2. Максимальный расход пара - 465 т/ч при номинальных параметрах пара = 130 кгс/см2 и = 545°C.

Таблица 1.2. Характеристика турбинного оборудования ТЭЦ-2

Стационарный номер турбины
Тип, модификация
Год ввода в эксплуатацию
Завод-изготовитель
Мощность, МВт
Параметры свежего пара, т/ч
Расход свежего пара, т/ч
Отбор Т
Отбор П
номинальная
максимальная
давление, кгс/см2
температура, °C
номинальный
максимальный
давление, кгс/см2
производительность
давление, кгс/см2
производительность
ном.
макс.
ном.
макс.
Гкал/ч
т/ч
Гкал/ч
т/ч
Гкал/ч
т/ч
Гкал/ч
т/ч
1
ПТ-60-130/13
1973
ЛМЗ
60
63
130
545
-
387

50
90
55
100

85
120
175
250
2
Т-100/120-130-2
1973
АО ТМЗ
105
120
130
545
465
485


160
265
178
300
-
-
-
-
-
3
Т-110/120-130-4
1982
АО ТМЗ
110
120
130
545
480
500


175
290
184
310
-
-
-
-
-

Каждая турбина имеет семь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды и основного конденсата;
б) параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования и теплофикационной установки.
По состоянию на 2013 год установленная и располагаемая электрическая мощность станции составляет 275 МВт, установленная тепловая мощность - 774 Гкал/ч.
Мощность установленного оборудования представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3. Установленная тепловая мощность
основного оборудования Смоленской ТЭЦ-2

Оборудование
ТА-1
ТА-2
ТА-3

ТЭЦ-2
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Производ. 85
Теплофик. 54
160
175
300
774

в) ограничение тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности.
Установленная и располагаемая электрическая и тепловая мощности приведены в таблицах 1.4 и 1.5 соответственно.

Таблица 1.4. Установленная и располагаемая электрическая
мощность Смоленской ТЭЦ-2

Оборудование
Установленная/располагаемая мощность электрическая, МВт по годам
2008
2009
2010
2011
2012
ТА-1
60/60
60/60
60/60
60/60
60/60
ТА-2
105/105
105/105
105/105
105/105
105/105
ТА-3
110/110
110/110
110/110
110/110
110/110
ТЭЦ-2
275/275
275/275
275/275
275/275
275/275

Таблица 1.5. Установленная и располагаемая тепловая мощность
Смоленской ТЭЦ-2

№ блока
Установленная/располагаемая мощность тепловая, Гкал/ч по годам
2008
2009
2010
2011
2012
ТА-1
139/139
139/139
139/139
139/139
139/139
ТА-2
160/160
160/160
160/160
160/160
160/160
ТА-3
175/175
175/175
175/175
175/175
175/175
ВК-2
100/100
100/100
100/100
100/100
100/100
ВК-3
100/100
100/100
100/100
100/100
100/100
ВК-4
100/100
100/100
100/100
100/100
100/100
ТЭЦ-2
774/774
774/774
774/774
774/774
774/774

Как видно, ограничения тепловой мощности отсутствуют, параметры располагаемой тепловой мощности соответствуют параметрам установленной тепловой мощности;
г) объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто.
Потребность собственных нужд в паре 6 ата обеспечивается от четырех редукционных установок РУ 15/6 ст. № , две из которых подключены к общестанционному коллектору 15 ата, одна - к П-отбору ТА-1, одна - ко 2/3 отбору ТА-2.
Потребность СН в паре 1,2 ата обеспечивается Т-отбором ТА-1. Резервируется этот отбор тремя редукционно-охладительными РОУ-15/1,2 ст. № . Потребность в паре 15 ата обеспечивается П-отбором ТА-1. Резервируется этот отбор быстродействующей РОУ-140/15150 т/ч, а также растопочными РОУ-140/15 ата ст. № 1 и № 2.
Потребность в горячей воде на хозяйственные нужды обеспечивается от тепловых магистральных трубопроводов потребителям.
Нагрузка систем отопления станции составляет 0,6 Гкал/ч. Тепловая мощность нетто - 748 Гкал/ч;
д) срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по продлению ресурса.
В таблице 1.6 приведено основное оборудование электростанции и его техническое состояние.

Таблица 1.6. Основное оборудование Смоленской ТЭЦ-2

№ п/п
Наименование оборудования, тип, завод-изготовитель, ст. N
Год ввода
Наработка, ч на 01.01.2013
Парковый ресурс, ч
Назначенный инд. ресурс, ч
1
Паровой котел БКЗ-210-140-7 ст. № 1 (БКЗ)
01.1973
277267
212000
295931
2
Паровой котел БКЗ-210-140-7 ст. № 2 (БКЗ)
10.1973
274543
212000
298201
3
Паровой котел БКЗ-210-140-7 ст. № 3 (БКЗ)
12.1973
273476
212000
300567
4
Паровой котел БКЗ-210-140-7 ст. № 4 (БКЗ)
09.1975
263645
212000
295123
5
Паровой котел ТГМЕ-464 ст. № 5 (ТКЗ)
09.1982
216778
210000
261792
6
Паровая турбина ПТ-60-130/13 ст. № 1 (ЛМЗ)
01.1973
297415
220000
337587
7
Паровая турбина Т-100/120-130-2 ст. № 2 (ТМЗ)
12.1973
292551
220000
330264
8
Паровая турбина Т-110/120-130-4 ст. № 3 (ТМЗ)
08.1982
224485
220000
259045
9
Водогрейный котел КВГМ-100 ст. № 2 (ДКЗ)
12.1979
7752
16 лет
до 07.06.2014
10
Водогрейный котел КВГМ-100 ст. № 3 (ДКЗ)
12.1980
14970
16 лет
до 10.12.2016
11
Водогрейный котел КВГМ-100 ст. № 4 (ДКЗ)
12.1986
9386
16 лет
до 16.11.2014

В настоящее время основное оборудование выработало парковый ресурс и работает на назначенном по результатам обследования индивидуальном ресурсе. В настоящее время вывод основного оборудования Смоленской ТЭЦ-2 из эксплуатации не планируется.
Для обеспечения надежной работы энергетического оборудования, а также продления срока его эксплуатации на Смоленской ТЭЦ-2 производятся ремонтные работы. Программа ремонтов формируется на основе предварительной диагностики производственных фондов, состояния оборудования, требований нормативной документации, а также на основе многолетнего опыта эксплуатации оборудования.
В период 2010 - 2012 гг. на электростанции произведены:
- работы по текущему и среднему ремонтам на 5 паровых и 3 водогрейных котлах и на 3 паровых турбинах;
- работы по капитальным ремонтам на паровых котлах ПК-1, ПК-2 и ПК-3 и на паровых турбинах ТА-1, ТА-2 и ТА-3.
Возможность дальнейшей эксплуатации оборудования по окончании назначенного ресурса устанавливается исследованием состояния и диагностики металла энергоустановок;
е) схема выдачи тепловой мощности, структура теплофикационных установок (если источник тепловой энергии - источник комбинированной выработки тепловой и электрической энергии).
Выдачу тепловой мощности ПП "Смоленская ТЭЦ-2" осуществляет от теплофикационных отборов паровых турбин и от водогрейных котлов .
Теплофикационная установка (ТФУ) ПТ-60-130/13 состоит из 2-х основных бойлеров типа ПСВ-315-3-23, 1 пикового бойлера типа ПСВ-500-14-23 и 2-х сетевых насосов типа 10НМК-2 производительностью 1000 м3/ч.
Каждая ТФУ турбин ТА-2 и ТА-3 состоит из двух сетевых подогревателей типа ПСГ-2300-2-8. Циркуляция сетевой воды осуществляется шестью сетевыми насосами типа СЭ-2500-180 производительностью 2500 м3/ч и одним типа KRHA-300/660/40A-019 производительностью 1250 м3/ч.
Производственный отбор ТА-1 обеспечивает отпуск тепла в паре на производство.
Отпуск тепла производится по 7 магистральным трубопроводам: 3 прямым (два из которых Ду 800 мм и один Ду 1200 мм) и 3 обратным трубопроводам (Ду 800 мм) сетевой воды и 1 паропроводу (Ду 400 мм). Схема сетевых трубопроводов закрытого типа.
Восполнение потерь теплоносителя в тепловых сетях потребителей в пределах нормативной утечки и сверх нормативной производится насосами подпитки теплосети, аварийная подпитка - через регулятор насосами сырой воды (химически необработанной и недеаэрированной водой).
Расчетная тепловая схема Смоленской ТЭЦ-2 приведена на рисунке 1.3.
Характеристика сетевых насосов Смоленской ТЭЦ-2 приведена в таблице 1.7, технические характеристики подогревателей сетевой воды - в таблице 1.8.

Рисунок 1.3. Принципиальная тепловая схема Смоленской ТЭЦ-2

Таблица 1.7. Насосы теплофикационных установок

Наименование механизма
Типоразмер
Количество
Мощность эл. двигателя, кВт
Насос сетевой
СЭ-2500-180
6
1600
Насос сетевой
KRHA-300/660/40А-019
1
710
Насос сетевой летний
10НМК-2
2
630
Насос конденсатный
КсВ-320-160
6
250
Насос конденсатный
КС-125-140
2
100
Насосы подпитки теплосети ст. № 1, 2
6К-8
2
30
Насос подпитки теплосети ст. № 3
6НДС-60
1
37
Насос сырой воды
6НДН60
3
75

Таблица 1.8. Техническая характеристика сетевых
подогревателей турбин

Наименование параметра
Тип подогревателя
ПСВ-315-3-23
ПСВ-500-14-23
ПСГ-2300-3-8
Количество и длина трубок, мм
1212 x 4545
1930 x 4545
4999 x 6080
Наружный диаметр и толщина стенок трубок, мм
19 x 1
19 x 1
24 x 1
Число ходов по водяной стороне
2
2
2
Расход воды, т/ч
1130
1500
min 3400
max 9000
Рабочее давление в пространстве, МПа (кгс/см2):



паровом
0,4 (4,0)
1,5 (15,0)
0,4 (4,0)
водяном
2,4 (24,0)
2,4 (24,0)
0,9 (9,0)
Температура воды на входе, °C
70
70 <*>
70
Температура воды на выходе, °C
105
115 <*>
105
Тепловая производительность, Гкал/ч
39,5
57,5 <*>
ТА-2 160
ТА-3 175
Расчетное гидравлическое сопротивление водяного пространства, МПа (м вод. ст.)
0,05 (5,0)
0,036 (3,6)
0,022 (2,2)

ж) способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя.
Регулирование отпуска тепловой энергии от ПП "Смоленская ТЭЦ-2" производится по графику, задаваемому диспетчером тепловых сетей ООО "Смоленская теплосетевая компания" в соответствии с утвержденным и согласованным с городской администрацией температурным графиком.
Способ регулирования отпуска тепла осуществляется качественно-количественным способом.
На Смоленской ТЭЦ-2 применяется температурный график отпуска тепла 150/70°C с вынужденной срезкой на 115°C, что определяется пределом регулирования давления пара в теплофикационных отборах турбин.
Температурный график регулирования отпуска тепловой энергии приведен в таблице 1.9.

Таблица 1.9. Температурный график регулирования отпуска
тепловой энергии

Температура наружного воздуха
Т1
ТЗ
Т2
8
70
56
45
7
70
55
44
6
70
54
44
5
70
53
43
4
70
52
43
3
70
51
42
2
72
52
41
1
74
53
42
0
77
54
44
-1
79
56
45
-2
82
58
47
-3
85
60
48
-4
88
62
49
-5
91
63
50
-6
94
64
51
-7
97
66
52
-8
100
67
53
-9
103
69
54
-10
106
71
55
-11
109
73
56
-12
112
74
57
-13
115
76
58
-14
115
76
57
-15
115
76
57
-16
115
75
57
-17
115
75
56
-18
115
75
56
-19
115
74
55
-20
115
74
55
-21
115
73
54
-22
115
73
54
-23
115
73
53
-24
115
72
53
-25
115
72
52
-26
115
72
52

з) среднегодовая загрузка оборудования.
Сопоставление располагаемой тепловой мощности, среднегодовой и максимально-часовой тепловой нагрузки приведено в таблице 1.10.

Таблица 1.10. Сопоставление располагаемой тепловой
мощности, среднегодовой и максимально-часовой
тепловой нагрузки

Располагаемая тепловая мощность, Гкал/ч
Среднегодовая загрузка оборудования, Гкал/ч
Фактическая максимально-часовая загрузка оборудования, Гкал/ч
Коэффициент использования располагаемой мощности
774
206
422
0,545

Как видно из таблицы 1.10, коэффициент использования располагаемой мощности Смоленской ТЭЦ-2 составляет только 54,5%;
и) способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети.
При измерениях в качестве первичных приборов используются:
- Метран-100, погрешность измерений 0,5%;
- Метран-150, погрешность измерений 0,5%;
- МПЭ-МИ, погрешность измерений 1%;
- МЭД, погрешность измерений 1%;
- ДМ, погрешность измерений 1,5%;
- РС-28, погрешность измерений 0,5%;
- МТ 100, погрешность измерений 0,5%;
- ТСП 50, погрешность измерений 0,5%;
- ТСМ 50, погрешность измерений 0,5%;
- ДТС, погрешность измерений 0,5%.
Для коммерческого учета отпущенной тепловой энергии и количества теплоносителя на магистралях сетевой воды используется тепловычислители СПТ-961.
Для коммерческого учета отпущенного пара на производство используются тепловычислитель СПТ-961М.
Для коммерческого учета потребляемого газа применяется счетчик СПГ-761;
к) статистика отказов и восстановления оборудования источников тепловой энергии.
Отказов оборудования ПП "Смоленская ТЭЦ-2" в 2008 - 2012 гг., приводящих к нарушению отпуска тепла в тепловые сети, не зарегистрировано;
л) предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии.
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии отсутствуют.

Часть 3. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ, СООРУЖЕНИЯ НА НИХ И ТЕПЛОВЫЕ ПУНКТЫ

На основании полученных данных о величине договорных тепловых нагрузок города по состоянию на апрель 2012 г., схем и характеристик тепловых сетей теплоснабжающих организаций в рамках настоящей работы разработана электронная модель системы теплоснабжения г. Смоленска с использованием информационно-графической системы "Zulu-Thermo".
Анализ структуры тепловых сетей, а также их гидравлические расчеты выполнены с использованием электронной модели.
а) описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой энергии, от магистральных выводов до центральных тепловых пунктов (если таковые имеются) или до ввода в жилой квартал или промышленный объект.
Тепловая сеть двухтрубная и по присоединению нагрузки горячего водоснабжения - закрытая.
В состав системы теплоснабжения от ТЭЦ-2 входят тепловые сети в эксплуатационной ответственности ПП "Смоленсктеплосеть" (ТС № 3) (в основном, магистральные сети от источника тепла), часть магистральных и разводящие сети до тепловых пунктов, находящиеся на балансе других организаций, а также абонентские сети после тепловых пунктов и системы теплопотребления абонентов.
Отпуск тепла от ТЭЦ-2 в тепловую сеть осуществляется по выводу, оснащенному аттестованными приборами учета отпуска тепла. Максимальный диаметр тепловых сетей - 800 мм.
Общая протяженность тепловых сетей ТС № 3 на балансе ПП "Смоленсктеплосеть" в двухтрубном исчислении на 01.01.2008 составляет 61577 м при их объеме 32094 м3 и материальной характеристике 68309 м2. В ведении других организаций находится 36100 м теплосетей (до ЦТП).
Общая протяженность в однотрубном исчислении водяных тепловых сетей составляет 132307 м со средним диаметром 0,560 м. Общая протяженность в однотрубном исчислении паровых тепловых сетей составляет 13264 м со средним диаметром 0,355 м;
б) электронные и (или) бумажные карты (схемы) тепловых сетей в зонах действия источников тепловой энергии.
Схема тепловых сетей в зоне теплоснабжения Смоленской ТЭЦ-2 приведена в приложении Б;
в) параметры тепловых сетей, включая год начала эксплуатации, тип изоляции, тип компенсирующих устройств, тип прокладки, краткую характеристику грунтов в местах прокладки с выделением наименее надежных участков, определением их материальной характеристики и подключенной тепловой нагрузки.
Рельеф города характеризуется наличием высоких межовражных и межречных увалов и холмов. Перепад высот достигает 90 метров. Площадь города составляет 166,35 кв. км. Средняя глубина прокладки трубопроводов - 2 метра.
Протяженность тепловых сетей ТС № 3 различных диаметров с разбивкой по типам прокладок и срокам ввода в эксплуатацию в соответствии с нормативными документами на проектирование по данным теплосетевой организации и результаты расчета объемов и материальной характеристики приведены в таблице 1.11, характеристика паропроводов - в таблице 1.12.

Таблица 1.11. Протяженность трубопроводов тепловой сети
ТС № 3 по диаметрам, видам прокладки и срокам эксплуатации

Тип прокладки
Срок ввода в эксплуатацию
Диаметр трубопровода (мм)/длина участка (м)
Сумма
50
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
800
900
1000
1200
1400
Прокладка надземная
до 1990 г.
0
0
0
0
0
585
0
383
0
576
0
6945
302
559
7656
0
0
0
0
17005
с 1991 г. по 1998 г.
0
0
0
0
0
140
180
291
386
267
0
441
0
0
2203
0
0
0
0
3908
с 1999 г. по 2003 г.
0
7
0
0
24
0
0
0
0
801
0
0
0
0
387
0
0
0
0
1219
с 2004 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
185
0
0
0
0
192
Сумма
0
7
0
0
24
725
180
674
386
1644
0
7386
302
566
10431
0
0
0
0
22324
Материальная характеристика, м2
0
1
0
0
8
318
98
438
291
1401
0
7829
380
815
17106
0
0
0
0
28684
Прокладка непроходного канала
до 1990 г.
0
0
0
235
590
2082
4534
4389
561
2319
646
3221
8408
3772
2481
0
0
0
0
33238
с 1991 г. по 1998 г.
0
0
0
0
0
221
980
1142
0
0
0
891
39
89
1324
0
0
146
0
4832
с 1999 г. по 2003 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 2004 г.
0
0
0
0
0
0
104
0
0
134
0
155
130
0
340
0
0
0
0
863
Сумма
0
0
0
235
590
2303
5618
5531
561
2453
646
4267
8577
3861
4145
0
0
146
0
38933
Материальная характеристика, м2
0
0
0
63
188
1009
3067
3595
423
2090
620
4523
10807
5560
6798
0
0
356
0
39098
Прокладка по подвалам зданий
до 1990 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1991 г. по 1998 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1999 г. по 2003 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 2004 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сумма
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Материальная характеристика, м2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
В тоннеле, коллекторе, проходном или полупроходном канале
до 1990 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
321
0
0
0
0
321
с 1991 г. по 1998 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1999 г. по 2003 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 2004 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сумма
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
321
0
0
0
0
321
Материальная характеристика, м2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
526
0
0
0
0
526
Прокладка бесканальная
до 1990 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1991 г. по 1998 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1999 г. по 2003 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 2004 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сумма
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Материальная характеристика, м2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сумма по всем теплосетям
0
7
0
235
614
3028
5798
6206
946
4097
646
11653
8879
4427
14897
0
0
146
0
61577
Суммарный объем, м3
0
0
0
6
22
204
611
930
191
1102
218
4834
5255
3425
14968
0
0
328
0
32094
Материальная характеристика, м2
0
1
0
63
195
1326
3165
4034
714
3491
620
12352
11187
6375
24430
0
0
356
0
68309

Таблица 1.12. Характеристика участков паровых тепловых сетей
по зоне котельной и ТЭЦ-2


Участок
Теплоизоляционный материал
Тип прокладки
Наружный диаметр, мм
Длина трубопровода на участке
Толщина теплоизоляционного слоя, м
Внутренние размеры канала
Год ввода в эксплуатацию (перекладки)
Средняя глубина заложения оси труб-да
ширина канала
высота канала

d
b
h
H
Dh, м
L, м
м
м
м
м
1
2
3
4
6
7
8
9
10
11
ТЭЦ-2 - Н01
мин. плита
подз.
0,325
277
0,06
2,1
1,2
1972
2
ТЭЦ-2 - Н02
мин. плита
подз.
0,108
9
0,06
2,1
1,2
1972
2
Н01 - 3.4к15
мин. плита
надз.
0,426
1152
0,06


1972

ЗВТК2 - 3ВТК3
мин. плита
надз.
0,325
1152
0,06


1997

ЗВТК3 - 3.4к37
мин. плита
надз.
0,159
124
0,06


1997

3.4к37 - 3.4к32
мин. плита
подз.
0,53
115,5
0,06
2,1
1,2
1997
2
ЗВН04 - 3.4к23
мин. плита
подз.
0,273
51,5
0,06
2,1
1,2
1997
2
Н05 - 3.5к83
мин. плита
подз.
0,273
1232
0,06
2,1
1,2
1967
2
Н01 - 3к7.02
мин. плита
подз.
0,219
100
0,06
2,1
1,2
1985
2
3к7.02 - 3.6кН1
мин. плита
подз.
0,273
903,3
0,06
2,1
1,2
1994
2
3.6кН1 - 3.6Н4
мин. плита
подз.
0,108
390
0,06
2,1
1,2
1994
2
3.6кН4 - 3.6Н8
мин. плита
подз.
0,273
10
0,06
2,1
1,2
1994
2
Сумма



4078,3






На магистральных тепловых сетях находятся три подкачивающие насосные станции: ПНС № 1 на обратном трубопроводе, ПНС № 2 на подающем трубопроводе и ПНС № 3 с двумя насосами на подающем трубопроводе и двумя насосами на обратном трубопроводе.
Характеристика оборудования приведена в таблице 1.13.

Таблица 1.13. Характеристика оборудования

Оборудование ПНС № 1:
1. Насосы СЭ 1250-70/11 - 4 шт.
Q = 1250 м3/час; Н = 70 м в. ст.; t = 180°C; Рмакс. вс. = 110 м
2. Клапан регулирующий РК-1 Ж 700 - 1 шт.

Оборудование ПНС № 2:
1. Насосы СЭ 1250-70/11 - 6 шт.
Q = 1250 м3/час; Н = 70 м в. ст.; t = 180°C; Рмакс. вс. = 110 м
2. Клапан регулирующий РК-1 Ж 700 - 1 шт.

Оборудование ПНС № 3: ПТ
1. Насосы CNX 400-300-500-50004 - 2 шт.
Q = 2000 м3/час; Н = 66 м в. ст.
Оборудование ПНС № 3: ОТ
1. Насосы CNX 400-300-500-71000 - 2 шт.
Q = 2000 м3/час; Н = 75 м в. ст.

Анализ исходных данных показал:
- в тепловых сетях применяется в основном прокладка в непроходных каналах с изоляцией из минераловаты. Протяженность трубопроводов с таким типом прокладки составляет в двухтрубном исчислении 38933 м и материальная характеристика - 39098 м2;
- следующим по протяженности типом прокладки является надземная прокладка. Протяженность таких трубопроводов в двухтрубном исчислении составляет 22324 м и материальная характеристика - 28684 м2;
- протяженность трубопроводов в полупроходных каналах незначительна - 321 м и материальная характеристика - 526 м2.
Для компенсации температурных деформаций кроме П-образных компенсаторов на сетях установлено 703 сальниковых компенсатора со средним диаметром 550 мм;
г) описание типов и количества секционирующей и регулирующей арматуры на тепловых сетях.
На сетях установлено запорной арматуры в количестве 1905 шт. со средним диаметром 165 мм.
Зона ТЭЦ-2 включает в себя: тепловую сеть № 3 - полностью; тепловую сеть № 2 от 3к16 до 2к19 и от 3к13 до 2к38, 2к34а;
д) описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов.
Тепловые камеры на магистральных и внутриквартальных тепловых сетях выполнены в основном в подземном исполнении и имеют следующие конструктивные особенности:
- основание монолитное железобетонное;
- стены выполнены в железобетонном исполнении из блоков или кирпича. Есть камеры с исполнением стен монолитным железобетоном;
- перекрытие выполнено из сборного железобетона (балки, плиты).
Павильоны на магистральных тепловых сетях выполнены в надземном исполнении из сборного железобетона или из металлоконструкций;
е) описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их обоснованности.
Графики отпуска тепловой энергии от ТЭЦ-2:
- горячая вода - 150/70°C, срезка на 115°C;
- пар - 250°C, 7 - 13 кгс/см2 - по зоне ТЭЦ-2.
В соответствии с ПТЭ ЭТЭ РФ, пункт 6.2.59, отклонения от заданного теплового режима за головными задвижками ТЭЦ-2 при условии работы в расчетных гидравлических и тепловых режимах должны быть не более:
- температура воды, поступающей в тепловую сеть - ;
- по давлению в подающих трубопроводах - ;
- по давлению в обратных трубопроводах - ;
- среднесуточная температура сетевой воды в обратных трубопроводах не может превышать заданную графиком более чем на 5%.
Температура теплоносителя задается по температурному графику в зависимости от температуры наружного воздуха два раза в сутки - по состоянию на 7-00 часов и 19-00 часов.
В период резкого изменения температуры наружного воздуха ( и более) корректировка суточного графика отпуска тепла производится в любое время суток по фактической температуре наружного воздуха и ветровому воздействию;
ж) фактические температурные режимы отпуска тепла в тепловые сети и их соответствие утвержденным графикам регулирования отпуска тепла в тепловые сети
В тепловой сети принят проектный температурный график 150 - 70°C.
Утвержденный эксплуатационный температурный график имеет срезку при температуре 115°C для температуры наружного воздуха минус 13°C.
Анализ фактического температурного и гидравлического режимов на предмет их соответствия расчетным величинам выполнен на основе суточных архивов автоматизированной системы контроля и учета теплоты (АСКУТ) за 2008 - 2011 гг.

Таблица 1.14. Сопоставление фактических и расчетных
температурных режимов

Месяц/год
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
Средняя температура наружного воздуха за месяц, °C
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
т/сеть № 1, 4
т/сеть № 2
т/сеть № 3
т/сеть № 1, 4, 2/3
факт/план
по утвержденному графику
Янв. 08
73,90
54,60
78,60
48,80
78,60
48,80
-4,9
94,41
49,79
Фев. 08
70,70
52,60
73,30
46,70
73,30
46,70
-1,6
81,84
46,16
Мар. 08
68,00
49,50
70,10
45,60
70,10
45,60
0,9
74,52
43,36
Апр. 08
66,00
47,90
67,90
45,50
67,90
45,50
8,9
70,00
45,44
Май 08
0
0
66,60
48,50
66,60
48,50
10,6
70,00
40
Июн. 08
64,20
41,80
67,00
50,40
67,00
50,40
14,7
70,00
40
Июл. 08
66,30
46,10
69,50
52,10
69,50
52,10
17,6
70,00
40
Авг. 08
60,60
39,70
66,60
50,00
66,60
50,00
16,9
70,00
40
Сен. 08
66,40
49,60
67,20
52,10
67,20
52,10
10,8
70,00
40
Окт. 08
66,60
48,10
67,80
46,70
67,80
46,70
8,1
70,00
44,96
Ноя. 08
70,30
48,80
70,30
46,40
70,30
46,40
0,6
75,41
43,70
Дек. 08
75,10
50,30
76,90
48,70
76,90
48,70
-2,8
85,32
47,48
Янв. 09
77,40
51,00
80,22
50,20
80,22
50,20
-5,3
92,55
50,21
Фев. 09
76,00
50,50
77,86
49,27
77,86
49,27
-5,2
92,27
50,10
Мар. 09
70,30
48,60
72,78
47,35
72,78
47,35
-1,2
80,68
45,72
Апр. 09
68
48,00
69,15
46,26
69
46,26
6,4
70
43,94
Май 09
67
51,90
71,79
51,95
72
51,95
12,1
70
40
Июн. 09


69,60
51,35
70
51,35
15,0
70
40
Июл. 09


69,13
51,08
69
51,08
17,3
70
40
Авг. 09
60
48,60
69,15
50,39
69
50,39
14,7
70
40
Сен. 09
68
56,50
71,78
51,25
72
51,25
12,9
70
40
Окт. 09
67
51,80
69,98
45,86
70
45,86
5,3
70
43,28
Ноя. 09
69,10
50,10
70,35
46,94
70,35
46,94
2,9
70,00
41,02
Дек. 09
75,70
51,60
79,08
49,84
79,08
49,84
-5,7
93,69
50,61
Янв. 10
86,39
57,38
90,12
54,50
90,12
54,50
-13,43
115,00
57,88
Фев. 10
80,32
56,14
80,20
50,19
80,20
50,19
-6,60
96,24
51,47
Мар. 10
73,26
51,30
73,57
47,58
73,57
47,58
-2,20
83,58
46,82
Апр. 10
69,02
54,29
69,43
47,16
69,43
47,16
7,65
70
44,66
Май 10
0
0
69,69
49,93
69,69
49,93
15,19
70
40
Июн. 10
0
0
69,61
52,11
69,61
52,11
18,13
70
40
Июл. 10
64,30
52,39
64,91
48,60
68,08
53,47
22,85
70
40
Авг. 10
67,12
47,10
67,01
52,03
67,01
52,03
20,48
70
40
Сен. 10
67,82
52,59
68,75
54,46
68,18
49,66
11,01
70
40
Окт. 10
69,58
54,67
68,08
59,33
69,29
46,31
3,71
70
40,11
Ноя. 10
69,86
54,66
70,09
47,61
70,09
47,61
3,11
70,00
40,80
Дек. 10
83,86
63,25
84,35
52,88
84,35
52,88
-7,89
99,94
52,86
Янв. 11
91,66
50,22
91,66
50,22
91,66
50,22
-5,2


Фев. 11
95
50
95
50
102,28
53,76
-8,8


Мар. 11
79,9
45
79,9
45
79,9
45
-1,3


Апр. 11
70
43
70
43
70
43
5,8


Май 11
70
40
70
40
70
40
13,4


Июн. 11
70
40
70
40
70
40
15,5


Июл. 11
70
40
70
40
70
40
18,9


Авг. 11
70
40
70
40
70
40
17,1


Сен. 11
70
40
70
40
70
40
12


Окт. 11
70
43
70
43
70
43
6,4


Ноя. 11
77,34
44,17
77,34
44,17
77,34
44,17
-0,2


Дек. 11
80,98
46,32
80,98
46,32
80,98
46,32
-1,7


Янв. 12
97,1
97,1
97,1
97,1
97,1
97,1
-6,86


Фев. 12
97,66
97,66
97,66
97,66
97,66
97,66
-7,08


Мар. 12
78,65
78,65
78,65
78,65
78,65
78,65
-0,51


Апр. 12
70
70
70
70
70
70
6,82


Май 12
70
70
70
70
70
70
12,74


Июн. 12
70
70
70
70
70
70
16,33


Июл. 12
70
70
70
70
70
70
18,45


Авг. 12
70
70
70
70
70
70
17,30


Сен. 12
70
70
70
70
70
70
11,71


Окт. 12
70
70
70
70
70
70
6,15


Ноя. 12
73,92
73,92
73,92
73,92
73,92
73,92
1,12


Дек. 12
90,9
90,9
90,9
90,9
90,9
90,9
-3,48



Как видно, в целом температура воды, поступающей в тепловую сеть, соответствует ПТЭ ТЭУ РФ (допустимое отклонение составляет ), хотя имеются отклонения до 7%. Отклонения объясняются как выполнением диспетчерского задания на электрическую нагрузку, так и несоответствием прогноза погодных условий фактическим температурам наружного воздуха.
Давление в подающем трубопроводе по данным фактических показаний составляет в летний период МПа, в отопительный период МПа. Давление в обратном трубопроводе - МПа;
з) гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики.
ТЭЦ-2 обеспечивает общую тепловую нагрузку порядка 583,83 Гкал/ч. ТЭЦ-2 и ее тепловые сети работают по температурному графику 150/70°C со срезкой на 115°C.
С территории Смоленской ТЭЦ-2 выходит теплосеть ТС № 3, разветвленная на три тепломагистрали ТМ № 1, ТМ № 2 и ТМ № 3.
Гидравлические режимы в теплосетях ТЭЦ-2 приведены в таблице 1.15.

Таблица 1.15. Гидравлические режимы в теплосетях ТЭЦ-2

№ ТС
Район теплоснабжения
Ду ТС, мм
Расход сетевой воды в расчет, т/ч
зимний
летний
факт
расчет
факт
расчет
3
ТМ № 1
800
3700
3050
2300
2000
3
ТМ № 2
800
3800
3050
2300
2000
3
ТМ № 3
1200
3100
3050
2300
2000

Для перекачивания воды установлены 9 сетевых насосов - два насоса типа 10НМК-2, один KRHA-300/660/40A-019 и шесть насосов типа СЭ 2500-180.
Подпитка осуществляется в обратный трубопровод сетевой воды с помощью трех подпиточных насосов.
В обратном коллекторе ТЭЦ-2 поддерживается давление, равное 4,5 кгс/см2, в подающем трубопроводе - 14,5 кгс/см2 в зимнем режиме и 12,0 кгс/см2 в летний период.
В зоне теплоснабжения ТМ 3 действуют три подкачивающие насосные станции, характеристика которых даны в таблице 1.16.

Таблица 1.16. Характеристика насосных станций

Наименование насосной станции (ЦТП). Назначение
Марка насоса (место установки)
Параметры работы в период с характерной температурой наружного воздуха
характерная тем-ра наружного воздуха, °C
число насосов, одновременно находящихся в работе, шт.
диаметр рабочего колеса/диаметр колеса после обрезки, мм
нормативный расход теплоносителя через насосную станцию (ЦТП), т/ч
подача насоса, м3/ч
напор насоса, м
КПД насоса
нормируемая
мощность насосной станции (ЦТП), кВт
число часов работы насосов, ч
нормативные технологические затраты эл. энергии насосной станции (ЦТП), кВт.ч
ПНС-1. Подкачивающая
СЭ-1250-70-11 (обр. тр-д)
1,1
3
не менялся
3513
1171
72,8
0,824
900
4700
4229771
ПНС-2. Подкачивающая
СЭ-1250-70-11 (под. тр-д)
1,1
4
4404
1101
75
0,827
1138
4700
5358433
ПНС-3. Подкачивающая
CNX 400-300-500-50004 (под. тр-д)
1,1
2
524/-
4000
2000
66
0,825
894
4700
4056739
CNX 400-300-500-71000 (под. тр-д)
1,1
2
524/-
4000
2000
75
0,825
1028
4700
4588768

Гидравлический расчет тепловых сетей выполнен по характерным магистралям.
Результаты расчета представлены в приложении В.
Проведенный расчет показывает - при существующих тепловых нагрузках гидравлические режимы в теплосетях ТЭЦ-2 удовлетворительные;
и) статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за последние пять лет.
Повреждения участков теплопроводов или оборудования сети, которые приводят к необходимости немедленного их отключения, рассматриваются как отказы. К отказам приводят следующие повреждения элементов тепловых сетей:
- трубопроводов: сквозные коррозионные повреждения труб, разрывы сварных швов;
- задвижек: коррозия корпуса или байпаса задвижки, искривление или падение дисков, неплотность фланцевых соединений, засоры, приводящие к негерметичности отключения участков;
- сальниковых компенсаторов: коррозия стакана, выход из строя грундбуксы.
Все отмеченные выше повреждения возникают в процессе эксплуатации в результате воздействия на элемент ряда неблагоприятных факторов. Причинами некоторых повреждений являются дефекты строительства.
Наиболее частой причиной повреждений теплопроводов является наружная коррозия. Количество повреждений, связанных с разрывом продольных и поперечных сварных швов труб, значительно меньше, чем коррозионных. Основными причинами разрывов сварных швов являются заводские дефекты при изготовлении труб и дефекты сварки труб при строительстве.
Причины повреждения задвижек весьма разнообразны: это и наружная коррозия, и различные неполадки, возникающие в процессе эксплуатации (засоры, заклинивание и падение дисков, расстройства фланцевых соединений).
Все рассмотренные выше причины, вызывающие повреждения элементов сетей, являются следствием воздействия на них различных случайных факторов. При возникновении повреждения участка трубопровода его отключают, ремонтируют и вновь включают в работу. Со временем на нем может появиться новое повреждение, которое тоже будет отремонтировано. Последовательность возникающих повреждений (отказов) на элементах тепловой сети составляет поток случайных событий - поток отказов. Поток отказов характеризуется параметром потока отказов . Параметр потока отказов представляет собой частоту отказов в единицу времени.
За рассматриваемый период отказов тепловых сетей не зафиксировано;
к) статистика восстановлений (аварийно-восстановительных ремонтов) тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей за последние 5 лет.
Все повреждения были устранены в срок, не превышающий 36 часов;
л) описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных (текущих) ремонтов.
На тепловых сетях в зоне теплоснабжения Смоленской ТЭЦ-2 проводятся следующие испытания:
1. Испытания на плотность и прочность проводятся в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Типовой инструкцией по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии и местными инструкциями.
Испытания проводятся 2 раза в год - после окончания отопительного сезона и в летний период после капитальных ремонтов. График согласовывается с мэрией Смоленска.
Испытания проводятся по рабочим программам. Испытательное давление составляет не менее 1,25 максимального рабочего, рассчитанного на предстоящий сезон: для прямых трубопроводов - 20 ата, для обратных - 16 ата.
Длительность испытаний - 5 дней. Испытательное давление создается сетевыми насосами теплоисточников.
2. Испытания на максимальную температуру проводятся в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Типовой инструкцией по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии и местными инструкциями.
Испытания проводятся не реже одного раза в 5 лет. Испытания запланированы на 2013 год. Испытания проводятся в конце отопительного периода с отключением внутренних систем отопления. Максимальная температура соответствует температуре срезки по источнику на предстоящий отопительный период: для сетей - 115°C.
3. Испытания на тепловые потери проводятся в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Типовой инструкцией по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии и местными инструкциями. Испытания проводятся по отдельным магистралям или участкам сетей с характерными условиями эксплуатации. Последние испытания проводились в 2011 году. Данные, полученные в результате испытаний, используются для разработки нормативов тепловых потерь через изоляцию.
4. Испытания на гидравлические потери (пропускную способность) проводятся в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Типовой инструкцией по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии и местными инструкциями по утвержденному графику. Испытаниям подвергаются отдельные магистрали или участки сети с характерными условиями эксплуатации. Последние испытания были проведены в 2011 году. Данные, полученные в результате испытаний, используются для разработки гидравлических режимов и разработки энергетических (режимных) характеристик.
5. Кроме того проводятся:
- периодическое техническое освидетельствование трубопроводов;
- толщинометрия;
- исследование врезок;
- техническое диагностирование трубопроводов, отработавших свой ресурс.
На основании статистики повреждений, гидравлических испытаний и срока службы трубопроводов выбираются участки тепловой сети, требующие замены, после чего принимается решение о включении участка тепловой сети в план капитального ремонта на следующий год;
м) описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери) тепловых сетей.
При выполнении капитальных, текущих и аварийных ремонтов руководствуются следующими нормативно-правовыми актами:
- правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды;
- правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей СО 34.04.181-2003;
- рекомендациями действующих СНиП.
Планирование летних ремонтов осуществляется с учетом результатов испытаний: ежегодных - на гидравлическую плотность, раз в пять лет - на расчетную температуру и гидравлические потери;
н) описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии (мощности), теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя.
Нормируемые часовые среднегодовые тепловые потери через изоляцию трубопроводов тепловых сетей определяются по всем участкам тепловой сети с учетом результатов тепловых испытаний с введением поправочных коэффициентов К на удельные проектные тепловые потери в тепловых сетях (при среднегодовых условиях). При последних испытаниях поправочный коэффициент для прямого надземного трубопровода был определен на уровне 1,2, для обратного - 1,01.
Нормируемые месячные тепловые потери определяются исходя из ожидаемых условий работы тепловой сети путем пересчета нормативных среднегодовых тепловых потерь на их ожидаемые среднемесячные значения отдельно для участков подземной и надземной прокладки. Нормируемые годовые потери планируются суммированием тепловых потерь по всем участкам, определенных с учетом нормируемых месячных часовых потерь через изоляцию и времени работы сетей.
Фактические годовые потери тепловой энергии через изоляцию определяются путем суммирования фактических тепловых потерь по участкам тепловых сетей с учетом пересчета нормативных часовых среднегодовых тепловых потерь на фактические среднемесячные значения отдельно для участков подземной и надземной прокладки применительно к фактическим среднемесячным условиям работы тепловых сетей:
- фактических среднемесячных температур воды в подающей и обратной линиях тепловой сети, определенных по эксплуатационному температурному графику при фактической среднемесячной температуре наружного воздуха;
- среднегодовой температуры воды в подающей и обратной линиях тепловой сети, определенной как среднеарифметическое из фактических среднемесячных температур в соответствующих линиях за весь год работы сети;
- среднемесячной и среднегодовой температуре грунта на глубине заложения теплопроводов;
- фактической среднемесячной и среднегодовой температуре наружного воздуха за год;
о) оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года при отсутствии приборов тепловой энергии.
Удельные часовые среднегодовые тепловые потери по типам прокладки и диаметрам для сетей ТС № 3 ПП "Смоленская ТЭЦ-2", ккал/(м.ч) приведены в таблице 1.17, в таблицах 1.18 и 1.19 - месячные и годовые значения тепловых потерь.

Таблица 1.17. Суммарные тепловые месячные, квартальные
и годовые тепловые потери по типам прокладки
для сетей ТС № 3 ПП "Смоленская ТЭЦ-2"

Месяц
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Нормируемые среднемесячные часовые потери тепла на участках тепловой сети, Гкал/ч
на открытом воздухе
под. тр-д
4,8867
5,6010
4,0958
3,2363
2,8560
2,7485
2,5791
2,6668
2,9251
3,2086
3,9097
4,1685
обр. тр-д
3,7747
4,2567
3,1932
2,5873
1,8124
1,6674
1,4387
1,5571
1,9057
2,5607
3,0189
3,2668
в подвалах зданий
под. тр-д
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
обр. тр-д
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
в тоннеле
под. тр-д
0,0657
0,0792
0,0507
0,0381
0,0381
0,0381
0,0381
0,0381
0,0381
0,0381
0,0475
0,0521
обр. тр-д
0,0778
0,1048
0,0426
0,0292
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0305
0,0318
0,0481
в непроходном канале и бесканальной прокладке
10,2427
11,3786
9,0730
8,1711
7,4492
6,9506
6,6643
6,5396
6,6566
7,1845
8,0826
8,8406
сумма за месяц, Гкал/ч
19,0476
21,4202
16,4554
14,0620
12,1558
11,4047
10,7201
10,8017
11,5255
13,0224
15,0904
16,3760
Число часов работы тепловых сетей, ч
744
672
744
720
644
619
643
643
619
744
720
744
Нормируемые месячные тепловые потери, Гкал
14171,43
14394,39
12242,82
10124,65
7828,33
7059,49
6893,05
6945,50
7134,31
9688,65
10865,10
12183,76
Нормируемые квартальные тепловые потери, Гкал
I квартал
II квартал
III квартал
IV квартал
40808,64
25012,47
20972,86
32737,51
Нормируемые годовые тепловые потери, Гкал
119531,48

Таблица 1.18. Месячные тепловые потери тепла с утечкой
и технологические затраты по тепловым сетям

Месяц
Число часов
Число часов ремонта
Утечки, Гкал
Технологические затраты, Гкал
Сумма тепл. потерь с ПСВ, Гкал
наполнения
испытания
САРЗЫ
сумма
Январь
744

3791,3
0,0
0,0
0,0
0,0
3791,3
Февраль
672

3830,5
0,0
0,0
0,0
0,0
3830,5
Март
744

3284,6
0,0
0,0
0,0
0,0
3284,6
Апрель
720

2791,9
0,0
0,0
0,0
0,0
2791,9
Май
644
100
2909,5
227,1
173,9
0,0
401,0
3310,5
Июнь
619
101
2796,6
229,4
175,6
0,0
405,0
3201,5
Июль
643
101
2905,0
229,4
175,6
0,0
405,0
3310,0
Август
643
101
2905,0
229,4
175,6
0,0
405,0
3310,0
Сентябрь
619
101
2796,6
229,4
175,6
0,0
405,0
3201,5
Октябрь
744

2887,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2887,0
Ноябрь
720

3066,6
0,0
0,0
0,0
0,0
3066,6
Декабрь
744

3334,9
0,0
0,0
0,0
0,0
3334,9
Год
8256
504
37299,5
1144,6
876,3
0,0
2020,8
39320,3

Таблица 1.19. Годовые и месячные значения тепловых потерь
для тепловых сетей

Месяц
Число часов
Тепловые потери через изоляцию, Гкал
Сумма тепл. потерь с ПСВ, Гкал
Сумма тепловых потерь, Гкал
Январь
744
14171,4
3791,3
17962,8
Февраль
672
14394,4
3830,5
18224,9
Март
744
12242,8
3284,6
15527,4
Апрель
720
10124,7
2791,9
12916,6
Май
644
7828,3
3310,5
11138,8
Июнь
619
7059,5
3201,5
10261,0
Июль
643
6893,1
3310,0
10203,0
Август
643
6945,5
3310,0
10255,5
Сентябрь
619
7134,3
3201,5
10335,8
Октябрь
744
9688,6
2887,0
12575,7
Ноябрь
720
10865,1
3066,6
13931,7
Декабрь
744
12183,8
3334,9
15518,6
Год
8256
119531,5
39320,3
158851,8

п) предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловой сети и результаты их исполнения.
В настоящее время по данным теплоснабжающих организаций предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации тепловых сетей отсутствуют;
р) описание типов присоединений теплопотребляющих установок потребителей к тепловым сетям с выделением наиболее распространенных, определяющих выбор и обоснование графика регулирования отпуска тепловой энергии потребителям.
Схема присоединения потребителей тепла:

- зависимая
-
94,6%
- независимая
-
5,4%

ЦТП с зависимой схемой присоединения систем отопления включает в состав своего оборудования группу корректирующих (смесительных) насосов. С помощью корректирующих насосов охлажденная сетевая вода из обратной линии отопительного контура подается на смешение с перегретой водой, поступающей из подающей линии магистральной тепловой сети. После смешения вода с пониженными температурными параметрами подается по тепловым сетям второго контура на отопительные установки абонентов.
ЦТП с независимой схемой присоединения систем отопления включает в состав своего оборудования несколько теплообменников отопления (водо-водяных подогревателей), включенных параллельно друг другу, как по сетевой воде, так и по вторичной отопительной воде, а также группу циркуляционных и подпиточных насосов. Вода из подающей линии магистральной тепловой сети проходит через водо-водяные подогреватели, в которых она нагревает вторичную воду, циркулирующую в тепловых сетях второго контура. Охлажденная сетевая вода возвращается в обратную линию магистральной тепловой сети.
Подготовка воды для горячего водоснабжения потребителей в ЦТП осуществляется по двухступенчатой смешанной схеме. Холодная вода из водопровода поступает в двухступенчатые ВВП ГВС, где нагревается сетевой водой из магистральных тепловых сетей, смешивается с циркуляционной водой и подается потребителям. Циркуляция горячей воды осуществляется принудительным способом, циркуляционными насосами ГВС.
На рисунках 1.4 - 1.5 представлены схемы ЦТП, характерные для системы централизованного теплоснабжения г. Смоленска.

Рисунок 1.4. Схемы ЦТП, работающие по зависимой схеме
и подготовкой воды для горячего водоснабжения
потребителей по двухступенчатой смешанной схеме

Рисунок 1.5. ЦТП с независимой схемой присоединения
систем отопления

с) сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя.
Все ЦТП оборудованы регулирующими клапанами, смесительными насосами для отопления, приборами коммерческого учета. Новые подстанции в жилых домах (ИТП) также автоматизированы и оснащены приборами коммерческого учета;
т) анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и используемых средств автоматизации, телемеханизации и связи.
Диспетчерская служба выполняет следующие функции:
- управление гидравлическими режимами магистральной тепловой сети на выходе из ТЭЦ-2;
- регулирование температуры в подающем трубопроводе тепломагистрали на город на выходе с ТЭЦ-2.
Связь с центральной диспетчерской осуществляется по телефонной связи.
Диспетчерская служба справляется со своей задачей;
у) уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых пунктов, насосных станций.
На ТЭЦ-2 приборы регулирования частоты вращения сетевых насосов не установлены.
К тепловым сетям присоединено:
- абонентских вводов в количестве 3406;
- ЦТП, ТП в количестве 364.
Все ЦТП автоматизированы и оснащены:
- терморегуляторами системы ГВС, которые обеспечивают поддержание температуры горячей воды в заданном диапазоне регулирования;
- регуляторами перепада давления в системе отопления;
- автоматизированной системой телеметрического контроля и управления технологическими процессами, которая обеспечивает создание информационной сети о состоянии технологического объекта, отчет по коммерческим узлам учета энергоресурсов, прогнозирование, обнаружение и оповещение об аварийных ситуациях с выводом всей необходимой информации диспетчеру через программу "Телескоп+".
Также оснащены счетчиками учета тепла и средствами регулирования индивидуальные тепловые пункты потребителей, подключенных помимо ЦТП;
ф) сведения о наличии защиты тепловых сетей от превышения давления.
Защита оборудования ТЭЦ-2 магистральной тепловой сети и потребителей от повышения давления осуществляется сбросными клапанами.
Также для защиты теплопотребляющего оборудования абонентов от недопустимого превышения давления в ЦТП устанавливаются устройства для сброса давления - предохранительные клапаны;
х) перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей и обоснование выбора организации, уполномоченной на их эксплуатацию.
Бесхозяйные сети в зоне действия ТЭЦ-2 не выявлены.

Часть 4. ЗОНЫ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Зона теплоснабжения Смоленской ТЭЦ-2 приведена на рисунке 1.6.
Как видно, система теплоснабжения от Смоленской ТЭЦ-2 обеспечивает теплом около 73% всей тепловой нагрузки в г. Смоленске.

Рисунок 1.6. Зона теплоснабжения Смоленской ТЭЦ-2

Часть 5. ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ,
ГРУПП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха.
Потребителями тепловой энергии зоны теплоснабжения ТЭЦ-2 являются как жилищно-коммунальный сектор (ЖКС), так и промышленные предприятия.
Динамика изменения присоединенных тепловых нагрузок по ТЭЦ-2 приведена в таблице 1.20.

Таблица 1.20. Динамика изменения присоединенных тепловых
нагрузок по ТЭЦ-2

Тип теплоносителя, его параметры <1>
Присоединенная тепловая нагрузка к тепловой сети, Гкал/ч
2008
2009
2010
2012
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
Горячая вода
481,7
33,95
0
515,7
483,3
34
0
517,3
485,7
34,75
0
520,5
501,6
35,05
0
536,7
Пар 7 - 13 кгс/см2
1,9
0
22,1
24
2,7
0
22,1
24,8
2,7
0
19,5
22,2
2,7
0
19,8
22,5

Как видно, в рассматриваемую ретроспективу шло небольшое увеличение присоединенной тепловой нагрузки в сетевой воде на 21 Гкал/ч, в паре нагрузка не изменилась.
Распределение договорных тепловых нагрузок в сетевой воде в зоне теплоснабжения ТЭЦ-2 по элементам территориального деления приведено в таблице 1.21.

Таблица 1.21. Распределение договорных тепловых нагрузок
в сетевой воде в зоне теплоснабжения ТЭЦ-2 по элементам
территориального деления

Расчетный элемент территориального деления
Договорные тепловые нагрузки, Гкал/ч
отопление
среднечасовое ГВС
технология
всего
Ленинский район
200,64
14,02
0
214,66
Промышленный район
300,96
21,03
0
321,99
Сумма
501,6
35,05
0
536,65

б) случаи (условия) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии.
Сведения о применении в многоквартирных домах индивидуальных источников тепловой энергии в зоне теплоснабжения ТЭЦ-2 отсутствуют;
в) значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления за отопительный период и за год в целом.
Отпуск тепла внешним потребителям, суммарный и по месяцам, приведен в таблицах 1.22 - 1.23.

Таблица 1.22. Отпуск тепла внешним потребителям суммарный

Год
2006 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2011 г.
Гкал/час
1855227
1749042
1824514
1832465
1879728

Таблица 1.23. Отпуск тепла внешним потребителям по месяцам
2012 года

Период
Отпуск тепла за месяц 2012 года, Гкал
Среднечасовой отпуск тепла, Гкал/час
горячей водой
паром
горячей водой
паром
Январь
248232
14173
333,6
19,0
Февраль
258972
17530
372,1
25,2
Март
206928
16257
278,1
21,9
Апрель
150229
12937
208,7
18,0
Май
57745
8354
77,6
11,2
Июнь
35182
8471
48,9
11,8
Июль
42876
11155
57,6
15,0
Август
33931
12344
45,6
16,6
Сентябрь
50226
8371
69,8
11,6
Октябрь
120960
13750
162,6
18,5
Ноябрь
186509
15517
259,0
21,6
Декабрь
253674
18424
341,0
24,8
Всего за год
1645464
157283
187,9
17,9

г) значение потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в зонах действия источников тепловой энергии.
Смоленская ТЭЦ-2 отпускает тепловую энергию в виде горячей воды и пара.
В таблице 1.24 приведены достигнутые максимумы тепловой нагрузки (с учетом собственных и хозяйственных нужд).

Таблица 1.24. Достигнутые максимумы тепловой нагрузки
(с учетом собственных и хозяйственных нужд)

Дата максимума тепловой нагрузки
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
Температура наружного воздуха, °C
27 января 2010
480,5
ГВ - 454,7; пар - 25,8
-21,7
20 февраля 2011
470,9
ГВ - 446,8; пар - 24,1
-17,5
4 февраля 2012
476,25
ГВ - 449,8; пар - 25,45
-20,6

Сопоставление договорной и фактической, приведенной к расчетным условиям, тепловой нагрузки приведено в таблице 1.25.

Таблица 1.25. Сопоставление договорной и фактической,
приведенной к расчетным условиям, тепловой нагрузки

Вид нагрузки
Договорная тепловая нагрузка со среднечасовым ГВС, Гкал/ч
Достигнутый максимум, Гкал/ч
Фактическое теплопотребление, приведенное к расчетной температуре наружного воздуха, Гкал/ч
с потерями
без потерь
Сетевая вода
536,7
449,5
534,8
499,8
Пар
22,5
25,45
25,8
22,5

Как видно, фактическое теплопотребление в зоне теплоснабжения ТЭЦ-2 близко к величине договорных тепловых нагрузок;
д) существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение.
Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения г. Смоленска на отопление и горячее водоснабжение, единые для всех потребителей города, представлены в приложении Г.

Часть 6. БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки по каждому источнику тепловой энергии.
Балансы тепловой мощности и тепловых нагрузок в зонах действия источников тепла приведены в таблице 1.26.

Таблица 1.26. Баланс тепловой мощности и тепловых нагрузок
в зонах действия Смоленской ТЭЦ-2

Тепловая мощность, Гкал/ч
Расход тепла на нужды, Гкал/ч (доля от располагаемой мощности)
Тепловая мощность нетто, Гкал/ч
Фактические приведенные тепловые нагрузки потребителей, Гкал/ч
Резерв/дефицит от фактических нагрузок, Гкал/ч
установленная
располагаемая
собственные
т/ч
хозяйственные
т/ч
774
774
25,2
40,6
0,6
29,6
748,2
560,6
187,6

б) резерв и дефицит тепловой мощности нетто по каждому источнику тепловой энергии.
Резерв тепловой мощности в зонах действия источников тепла приведен в пункте а) части 6;
в) гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя и характеризующие существующие возможности (резервы и дефициты по пропускной способности) передачи тепловой энергии от источника к потребителю.
Расчет гидравлических режимов в теплосетях ТЭЦ-2 (приведен в приложении В) показал, что при существующих теплогидравлических режимах располагаемых перепадов даже у самых удаленных потребителей достаточно для обеспечения их качественного теплоснабжения;
г) причины возникновения дефицитов тепловой мощности и последствий влияния дефицитов на качество теплоснабжения.
Дефицит тепла в зоне теплоснабжения Смоленской ТЭЦ-2 отсутствует;
д) резерв тепловой мощности нетто источников тепловой энергии и возможность расширения технологических зон действия источников с резервами тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой мощности.
На теплоисточнике существует резерв тепловой мощности.

Часть 7. БАЛАНС ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

а) утвержденные балансы производительности водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в теплоиспользующих установках потребителей в перспективных зонах действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии.
В г. Смоленске запроектирована и действует закрытая система теплоснабжения, в которой не предусматривается использование сетевой воды потребителями для нужд горячего водоснабжения путем санкционированного отбора из тепловой сети. В системе возможна утечка сетевой воды в тепловых сетях, в системах теплопотребления, через неплотности соединений и уплотнений трубопроводной арматуры, насосов. Потери компенсируются на станции подпиточной водой, которая идет на восполнение утечек теплоносителя. Для подпитки используется вода из р. Днепр, прошедшая систему химводоочистки.
На станции существуют следующие схемы водоподготовки:
1) обессоливание воды для восполнения потерь пара и конденсата: коагуляция с известкованием - осветление в механических фильтрах - катионирование I ступени - анионирование I ступени - декарбонизация - водород-катионирование II ступени - анионирование II ступени. Проектная производительность - 182 м3/час;
2) установка для очистки конденсата, возвращаемого с мазутного хозяйства: охлаждение замазученного конденсата обессоленной водой - последовательная фильтрация через две ступени угольных фильтров - H-Na-катионирование, общее с очисткой производственного конденсата;
3) подпитка теплосети: коагуляция с известкованием - осветление в механических фильтрах - натрий-катионирование. Проектная производительность - 232 м3/час;
4) очистка замазученных и замасленных стоков: флотация - механические фильтры (антрацит) - угольные фильтры (активированный уголь). Проектная производительность - 100 т/ч;
5) установка нейтрализации обмывочных вод котлов и вод после кислотной промывки котлов: нейтрализация и осаждение шлама в двух баках-нейтрализаторах известковым молоком. Подача осветленной воды на повторное использование, а обводненного шлама - на шламоотвал;
6) установка для очистки производственного конденсата: фильтрация охлажденного в главном корпусе конденсата на H-катионитовых фильтрах, затем - на Na-катионитовых фильтрах. Проектная производительность - 70 т/ч.
Общестанционная установка по химической очистке воды (ХВО) готовит умягченную воду для подпитки теплосети. Химводоочистка работает по схеме: коагуляция с известкованием - осветление в механических фильтрах - натрий-катионирование. Проектная производительность - 232 м3/ч.
Фактический расход воды на подпитку 100 - 320 м3/час. В здании ХВО имеются баки-аккумуляторы умягченной воды (два объемом 200 м3 и один - 300 м3), которые позволяют восполнять дефицит в периоды повышенных расходов подпиточной воды.
Источником технического водоснабжения для Смоленской ТЭЦ-2 служит р. Днепр.
Источник питьевого водоснабжения - трубопровод воды питьевого качества СМУП "Горводоканал".
Установка подпитки теплосети обеспечивает ее подпитку в рабочем режиме химически очищенной деаэрированной водой, а в аварийном режиме - сырой водой.
Химочищенная вода для подпитки теплосети направляется в атмосферный деаэратор (до этого производится ее обработка едким натром для защиты тракта от коррозии) и после поступает на всас насосов подпитки теплосети.
По данным эксплуатации Смоленской ТЭЦ-2 качество умягченной воды для подпитки теплосети соответствует нормам ПТЭ.
Анализ расходов химочищенной воды на подпитку теплосети за период 2011 - 2012 гг. показал, что средняя часовая подпитка теплосетей составляла:
- в 2011 г. - 226,5 м3/ч - в отопительный период, 157,3 м3/ч - в летний период;
- в 2012 г. - 230,9 м3/ч - в отопительный период, 152,9 м3/ч - в летний период.
Анализ суточных отчетов за 2012 год показал, что расход подпитки теплосети в течение суток крайне неравномерен. В отдельные часы наблюдается превышение обычного расхода (до 300 м3/ч и выше).
Баланс производительности водоподготовительных установок теплоносителя, установленных на теплоисточниках, и максимально-часовой подпитки тепловых сетей приведен в таблице 1.27.

Таблица 1.27. Баланс производительности водоподготовительных
установок и максимально-часовых технологических потерь
теплоносителя тепловых сетей (в 2012 г.)

Производительность ХВО на подпитку теплосети, м3/ч
Фактическая максимальная подпитка тепловой сети, м3/час
Нормативный расход подпиточной воды, м3/час
Нормативная аварийная подпитка теплосети, м3/ч
Резерв ВПУ/дефицит
232
334
198,5
321,3
33,5

б) утвержденные балансы производительности водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в аварийных режимах систем теплоснабжения.
В соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" (п. 6.17) в закрытых системах теплоснабжения аварийная подпитка в количестве 2% от объема воды в тепловых сетях и присоединенных к ним системах теплопотребления осуществляется химически не обработанной и недеаэрированной водой и не влияет на производительность ВПУ.

Часть 8. ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
И СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТОПЛИВОМ

а) Описание видов и количества используемого основного топлива.
Основной вид топлива для действующего оборудования - природный газ Уренгойского месторождения, калорийность 7980 - 8120 ккал/м3, поступает на станцию по магистральному газопроводу Ду 400 мм. В общем потреблении топлива газ составляет около 99,9%.
Газ от газораспределительной станции (ГРС) давлением 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) поступает на газорегуляторный пункт станции (ГРП), где давление газа снижается до 0,08 Мпа (0,8 кгс/см2), а затем поступает в газопроводы к котлам. Пропускная способность ГРП составляет 125,0 тыс. м3/ч.
Предусмотрено резервирование газопроводов от ГРС к ГРП СГРЭС-1 для возможности подачи газа от нескольких ГРС.
В таблице 1.28 приведены объемы газа, израсходованного в 2008 - 2012 гг.

Таблица 1.28. Количество топлива, израсходованного
на Смоленской ТЭЦ-2

Год
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Природный газ, тыс. м3
622686
577065
545548
529161
525988

Изменение потребления газа зависит от нагрузок Смоленской ТЭЦ-2, задаваемых диспетчерским графиком, наличием/отсутствием ограничений со стороны поставщика природного газа и работоспособностью оборудования станции;
б) описание видов резервного и аварийного топлива и возможности их обеспечения в соответствии с нормативными требованиями.
Резервным топливом является высокосернистый мазут марки М-100, калорийность 9000 - 9500 ккал/кг. Поставки мазута осуществляются железнодорожным транспортом в цистернах от Московских нефтеперегонных заводов (НПЗ). Время нахождения вагонов в пути определяется согласно Правилам перевозки грузов железнодорожным транспортом РФ (ст. 89).
В таблице 1.29 приведены данные об объеме емкостей для хранения жидкого топлива (мазута М-100) на Смоленской ТЭЦ-2.

Таблица 1.29. Данные об объеме емкостей для хранения
жидкого топлива

Характеристика резервуара
Резервуары
I
II
III
IV
V
Диаметр внутр., м
18,98
18,98
18,98
34,20
45,60
Высота строит., м
11,895
11,895
11,895
11,940
17,92
Строит. объем, м3
3344
3344
3344
10963
29250
Высота налива мазута, м
11,0
9,0
10,8
10,9
15,8
Объем заполнения, м3
3110
3110
3054
10008
26434
Мертвый объем, м3
146
543
146
665
1164
Полезный объем, м3
2964
2100
2908
9353
25270
Емкость 1 м3 при температуре 60°C, т
272
272
272
889
1580

Примечания:
- "мертвый объем" определен до уровня верхней образующей всасывающего трубопровода для Р - 1, 3, 4, 5 с учетом срыва циркуляционного насоса при перекачке мазута в резервуар № 2 (расходный). Мертвый объем расходного резервуара Р-2 определен с учетом срыва ОМН в связи с образованием воронки на входе всасывающего трубопровода;
- полезный объем резервуаров рассчитан как разность между объемом заполнения и мертвым объемом;
- вместимость резервуаров рассчитана по полезному объему при средней плотности мазута, принятой 0,965 г/см3.
В таблице 1.30 приведены объемы мазута, израсходованного в 2008 - 2012 гг.

Таблица 1.30. Количество топлива, израсходованного
на Смоленской ТЭЦ-2

Год
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Мазут, тыс. тонн
0,153
0
0,010
3,752
0,093

в) описание особенностей характеристик топлива в зависимости от мест поставки.
Газ на Смоленскую ТЭЦ-2 поступает от ОАО "Газпром" филиал ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" - Смоленское ЛПУМГ от газопровода Смоленск - Брянск.
Характеристика газа в зависимости от района поставки представлена в таблице 1.31.

Таблица 1.31. Характеристика газа, поступающего
на Смоленскую ТЭЦ-2

Источник поступления топлива
Калорийность газа (низшая теплота сгорания), ккал/нм3
2010 г.
2011 г.
2012 г.
ОАО "Газпром" филиал ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" - Смоленское ЛПУМГ
8008
8035
8108

г) анализ поставки топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха.
Сложности с обеспечением теплоисточника топливом в периоды расчетных температур наружного воздуха в городе отсутствуют.

Часть 9. НАДЕЖНОСТЬ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

а) Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче тепловой энергии.
Надежность работы действующих теплосетей для каждой зоны определяется в соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" по трем критериям:
- вероятность безотказной работы (P) - способность системы не допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданиях ниже +12°C, в промышленных зданиях ниже 8°C, более числа раз, установленных нормативами. Нормативная величина для тепловых сетей - 0,9;
- живучесть системы (Ж) - способность системы сохранять свою работоспособность в аварийных условиях, а также при более длительных остановках (более 54 ч);
б) анализ аварийных отключений потребителей.
Ограничений в подаче тепла не отмечено;
в) анализ времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных отключений.
Среднее время, затраченное на восстановление теплоснабжения, не превысило 36 часов;
г) графический материал (карты-схемы тепловых сетей и зон ненормативной надежности и безопасности теплоснабжения).
Подробный расчет надежности системы теплоснабжения города приведен в приложении Д.

Часть 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ
И ТЕПЛОСЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ

Сведения о технико-экономических показателях работы Смоленской ТЭЦ-2 за 2006 - 2011 гг. приведены в таблице 1.32.

Таблица 1.32. Технико-экономические показатели работы
Смоленской ТЭЦ-2

Наименование показателя
Годы
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1. Установленная электрическая мощность, МВт
275
275
275
275
275
275
2. Средняя рабочая электрическая мощность, МВт
183,5
195,9
196,8
173,1
160,5
178,8
3. Установленная тепловая мощность, Гкал
всего
774
774
774
774
774
774
т/а
474
474
474
474
474
474
В том числе:






3.1. Паровых котлов, т/ч
1340
1340
1340
1340
1340
1340
3.2. Водогрейных котлов, Гкал/ч
300
300
300
300
300
300
4. Выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч
1607597
1716102
1724259
1516173
1405714
1413583
5. Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, тыс. кВт.ч
849301
818787
827919
823260
800490
764010
6. Отпуск электроэнергии, тыс. кВт.ч
1453570
1555484
1564123
1363415
1258119
1271253
7. Расход электроэнергии на собственные нужды, тыс. кВт.ч
154027
160618
160136
152758
147595
142330
8. Расход электроэнергии на прочее производственное потребление, тыс. кВт.ч
-
-
-
-
-
-
9. Отпуск тепла потребителям, всего, Гкал
1855227
1749042
1824514
1832465
1879728
1724046
В том числе:






9.1. Отработавшим паром
1740576
1674379
1739336
1725471
1703826
1595722
10. Подпитка
теплосети, т
1744339
1513594
1534325
1670650
1658859
-
котлов, т
7449437
7817248
7881313
7214673
6804040
-
11. Потери тепловой энергии в магистралях тепловых сетей
Н, Гкал
-
-
163116
154550
150602
-
Ф, Гкал
143392
1218196
151452
156523
158380
-
Н, %
-
-
9,66
9,19
9,25
-
Ф, %
7
8
8,99
9,16
9,08
-
12. Расход топлива, т у.т.
Н
679511
704887
713042
661918
634384
612737
Ф
679511
704887
713042
661918
634384
612737
В том числе:
тыс. м3
584051
614507
622686
577065
554548
530260
12.1. Природный газ
т у.т.
668681
703557
712837
661918
634370
607413
%
98,41
99,81
99,97
100
100
99,13
12.2. Мазут топочный
т
8267
947
153
0
10
3752
т у.т.
10830
1330
205
0
14
5324

%
1,59
0,19
0,03
0
0
0,87
12.3. На отпуск электроэнергии, т у.т.
Н
427121
463544
464915
409154
376791
376252
Ф
427121
463544
464915
409154
376791
376252
12.4. На отпуск теплоэнергии, т у.т.
Н
252390
241343
248127
252764
257593
236485
Ф
252390
241343
248127
252764
257593
236485
13. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, т у.т./кВт.ч
Н
293,85
298,0
297,22
300,1
299,49
295,96
Ф
293,85
298,0
297,22
300,1
299,49
295,96
14. Экономия (-), перерасход (+), т у.т.






15. Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал
Н
136,04
137,98
136
137,92
137,03
137,16
Ф
136,04
137,98
136
137,92
137,03
137,16
16. Экономия (-), перерасход (+), т у.т.






17. Удельный расход тепла "брутто" на выработку электроэнергии ккал/кВт.ч
1565
1626
1605
1582
1545
1553
18. Расход электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии, тыс. кВт.ч
Н
82696
86668
86574
79737
74424
72403
Ф
82692
86656
86563
79725
74412
72391
19. Экономия (-), перерасход (+), кВт.ч






20. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии, кВт.ч/тыс. кВт.ч
Н
5,14
5,05
5,02
5,26
5,29
5,12
Ф
5,14
5,05
5,02
5,26
5,29
5,12
21. Расход электроэнергии на собственные нужды на производство теплоэнергии, тыс. кВт.ч
Н
71339
73975
73584
73045
73195
69951
Ф
71335
73962
73573
73033
73183
69939
22. Удельный расход электроэнергии на производство тепла, кВт.ч/Гкал
Н
38,45
42,29
40,33
39,86
38,94
40,57
Ф
38,45
42,29
40,32
39,86
38,93
40,57
23. Экономия (-), перерасход (+), кВт.ч






24. Максимальная электрическая нагрузка, кВт
280000
283000
283000
281000
282000
280000
25. Максимальная тепловая нагрузка, Гкал/ч
490,7
417,1
466,8
478,7
480,5
470,2
26. Число часов в работе, ч/год, в том числе:






26.1. Турбоагрегаты
20691
22612
22745
22508
20615
19610
26.2. Паровые котлы
33346
35946
36898
34017
32299
-
26.3. Водогрейные котлы
551
334
442
1165
2016
1247
27. Число часов использования (среднегодовое) установленной тепловой мощности, ч/год:






27.1. Турбоагрегаты
4084
3882
3814
4031
3990
3778
27.2. Паровые котлы
5610
5825
5888
5408
5102
5196
27.3. Водогрейные котлы
138
103
90
216
404
254
28. Число часов использования (среднегодовое) установленной электрической мощности, ч/год
5846
6240
6270
5513
5112
5140
29. Коэффициент использования установленной электрической мощности, %
0,667
0,712
0,714
0,629
0,584
0,587
30. Коэффициент использования тепловой мощности, %:






30.1. Турбоагрегаты
0,466
0,443
0,434
0,460
0,456
0,431
30.2. Паровые котлы
0,640
0,665
0,670
0,617
0,582
0,593
30.3. Водогрейные котлы
0,015
0,012
0,010
0,025
0,046
0,029
31. Количество пусков, всего,
76
67
56
76
79
48
в том числе:






31.1. Турбоагрегатов
21
15
8
19
14
15
31.2. Паровых котлов
32
33
27
29
27
39
31.3. Водогрейных котлов
23
19
21
28
38
28
32. Продолжительность простоя в капитальных и средних ремонтах, ч:






32.1. Турбоагрегатов
124-59
3181-55
1106-24
0
3177-42
1649-25

высокого
давления


1870
2187-08
1468-36
816-12
32.2. Паровых котлов







среднего
давления
1299-45
4300-10
-
-
-
-
32.3. Водогрейных котлов
-
-
-
-
-
-
33. Теплота сгорания сожженного топлива , в том числе:






33.1.1. Природный газ (ккал/м3)
8014,3
8014,39
8013,44
8029,297
8007,58
8018,5
33.1.2. Мазут, ккал/кг
9170,19
9831,05
9379,08
0
9800
9933
34. Номинальное значение КПД "брутто" группы энергетических котлов, %
94,13
94,11
93,93
93,84
93,67
93,64
35. Себестоимость электроэнергии, руб./кВт.ч, в том числе:
0,499
0,542
0,663
0,741
0,888
0,95
35.1. Топливная составляющая
руб./кВт.ч
0,359
0,417
0,524
0,598
0,745
0,817
%
71,9
77,0
79,0
80,7
83,9
86,0
35.2. Условно-постоянные расходы
руб./кВт.ч
0,140
0,125
0,139
0,143
0,143
0,133
%
28,0
23,0
21,0
19,3
16,1
14,0
36. Себестоимость тепловой энергии, руб./Гкал
220,94
241,70
292,29
334,41
395,24
440,67
36.1. Топливная составляющая
руб./Гкал
165,56
192,02
237,78
274,68
340,79
392,34
%
74,9
79,4
81,4
82,1
86,2
89,0
36.2. Условно-постоянные расходы
руб./Гкал
55,38
49,68
54,51
59,73
54,45
48,33
%
25,1
20,6
18,6
17,9
13,8
11,0
37. Численность промышленно-производственного персонала
279
226
221
261
268
267

Структура фактического расхода условного топлива, приведенная в таблице, показывает, что за анализируемый период на ТЭЦ-2 расход природного газа находился в пределах 98,41% (668681 т у.т., 2006 г.) - 99,13%, (612737 т у.т., 2011 г.)., а расход мазута - в пределах 1,59% (10830 т у.т., 2006 г.) - 0,87% (5324 т у.т., 2011 г.). В 2009 и 2010 гг. расход природного газа составлял 100%.
Согласно структуре нормативного и фактического расхода условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии на СТЭЦ-2, расход топлива в 2006 г. на отпуск электрической энергии составил 62,86% (427121 т у.т.), а тепловой - 37,14% (252390 т у.т.) от общего расхода топлива на электростанции, а в 2011 г., соответственно, 61,41% (376252 т у.т.) и 38,59% (236485 т у.т.).
Динамика удельного нормативного и фактического расхода условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии свидетельствует об изменениях удельных расходов по годам анализируемого периода, соответственно от 293,85 г у.т./кВт.ч в 2006 году до 295,96 г у.т./кВт.ч в 2011 году (утвержденная норма - 308,9 г у.т./кВт.ч), и от 136,04 кг у.т./Гкал в 2006 году до 137,16 кг у.т./Гкал в 2011 году (утвержденная норма - 139 кг у.т./Гкал).
Основными причинами колебания удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по годам и по сравнению с утвержденными нормами являются: регулируемая загрузка электростанции системным оператором, изменение температуры наружного воздуха и колебания рыночных цен на электроэнергию.
Динамика удельного расхода тепла "брутто" на выработку электрической энергии показывает, что удельный расход тепла "брутто" находился на уровне 1565 ккал/кВт.ч в 2006 году, а в последующие годы (2007 и 2008) происходило увеличение на 2,5 - 3,9% (порядка 1605 - 1626 ккал/кВт.ч). В 2009 - 2011 гг. наблюдалось некоторое снижение на 1,4 - 3,7% (1582 - 1545 ккал/кВт.ч).
Основными причинами колебаний удельных расходов тепла "брутто" на выработку электрической энергии по годам анализируемого периода являются: состав работающего оборудования (турбоагрегаты ПТ и Т) и рыночные цены на электроэнергию.
Согласно приведенным данным, удельный нормативный и фактический расход электроэнергии на собственные нужды на выработку электрической энергии изменялся незначительно по годам, в пределах 5,14 кВт.ч/тыс. кВт.ч (82696 тыс. кВт.ч) в 2006 году и 5,12 кВт.ч/тыс. кВт.ч в 2011 году.
Динамика номинального значения КПД "брутто" группы энергетических котлов за период 2006 - 2011 гг. имела тенденцию небольшого устойчивого снижения КПД "брутто" по годам, с 94,13% в 2006 г. до 93,64% в 2011 г., что является закономерным для оборудования с наработкой на 01.01.2011 более 200000 часов и характеризует его как достаточно эффективное с показателями работы на уровне расчетных.
Удельный нормативный и фактический расход электрической энергии на отпуск тепловой энергии в 2006 г. составил 38,45 кВт.ч/Гкал, а в 2011 г. - 38,3 кВт.ч/Гкал. В предыдущие годы этот показатель находился в пределах 38,98 кВт.ч/Гкал (2010 г.), 42,29 кВт.ч/Гкал (2007 г.), что указывает на имеющиеся колебания удельных расходов электроэнергии по годам анализируемого периода до 3 кВт.ч/Гкал и направления возможной экономии электроэнергии при производстве тепла.
Максимальная электрическая нагрузка на СТЭЦ-2 за анализируемый период находилась в пределах 280 - 283 МВт, а минимальная в 2011 г. составила 60 МВт (16 июля), что свидетельствует о большом диапазоне изменения рабочей мощности в течение отчетного года.
Максимальная тепловая нагрузка на СТЭЦ-2 за анализируемый период находилась в пределах 417,1 - 490,7 Гкал/ч, а минимальная в 2011 г. составила 34 Гкал/ч (29 июня), что указывает на большой диапазон изменения тепловой нагрузки в течение года.
Среднегодовое число часов использования установленной мощности основного оборудования на СТЭЦ-2 за анализируемый период находилось в пределах:
1. С коэффициентом использования установленной тепловой мощности :
- турбоагрегатов - от 4084 часов в 2006 г. до 3778 часов с в 2011 г.
2. С коэффициентом использования установленной тепловой мощности :
- паровых котлов - от 5610 часов в 2006 г. до 5196 часов с в 2011 г.
3. С коэффициентом использования установленной тепловой мощности :
- водогрейных котлов - от 138 часов в 2006 г. до 254 часов с в 2011 г.
Приведенные данные среднегодовых чисел часов использования тепловой мощности основного оборудования электростанции показывают его большое недоиспользование, особенно водогрейных котлов, которые используются только в отопительный период непродолжительное время.
Среднегодовое число часов использования установленной электрической мощности находилось в пределах от 5846 ч/год (66,7% от годового фонда времени) в 2006 г. до 5140 ч/год (58,7%) в 2011 г., что указывает на значительное недоиспользование установленной электрической мощности электрогенерирующего оборудования электростанции.
Себестоимость электрической энергии за период 2006 - 2011 гг. имела тенденцию роста от 0,499 руб./кВт.ч в 2006 г. до 0,95 руб./кВт.ч в 2011 г. по причине, главным образом, роста топливной составляющей себестоимости, которая составляла в 2006 г. 0,359 руб./кВт.ч, а в 2011 г. - 0,817 руб./кВт.ч с увеличением в 2,3 раза по отношению к 2006 году.
Себестоимость тепловой энергии за анализируемый период также имела тенденцию роста по годам от 220,94 руб./Гкал в 2006 г. до 440,67 руб./Гкал в 2011 г. по такой же причине, когда топливная составляющая была равна 165,56 руб./Гкал в 2006 г. и 392,34 руб./Гкал - в 2011 г. с увеличением в 2,4 раза по отношению к 2006 году.

В таблице 1.33 приведены данные фактических удельных расходов топлива в 2011 году для конденсационных и теплофикационных блоков. В зимние месяцы оборудование работает более экономично, что объясняется более глубоким вакуумом у конденсационных блоков и экономией на комбинированной выработке у теплофикационных блоков.

Таблица 1.33. Фактические удельные расходы условного топлива
в 2012 году для Смоленской ТЭЦ-2

Период
Удельный расход условного топлива на отпуск э/э, г/кВт.ч
Удельный расход условного топлива на отпуск т/э, Гкал/кг
Январь
255,1
132,9
Февраль
249,2
133,7
Март
257,1
133,8
Апрель
267,4
140,1
Май
339,5
148,9
Июнь
364,1
157,8
Июль
355,2
156,3
Август
366,0
157,5
Сентябрь
355,8
154,3
Октябрь
305,3
134,3
Ноябрь
255,0
132,9
Декабрь
271,2
130,7
2102 год
289,94
136,77

Основные технико-экономические показатели Смоленской ТЭЦ-2 сведены в таблице 1.34.

Таблица 1.34. Показатели экономичности станции
в период 2007 - 2012 гг.

Год
Выработано
э/э, тыс. кВт.ч
Отпущено т/э, Гкал
Расход э/э на собственные нужды
Удельный расход э/э
Фактический уд. расход условного топлива
на выработку э/э, тыс. кВт.ч
на отпуск т/э, тыс. кВт.ч
на выработку единицы
э/э, %
на отпуск единицы т/э, кВт.ч/Гкал
на отпущенную э/э, г у.т./кВт.ч
на отпущенную т/э, кг у.т./Гкал
2012
1384389
1802747
73504
71715
5,31
39,78
289,94
136,77
2011
1413583
1724046
72391
69939
5,12
40,57
295,96
137,16
2010
1405714
1879728
74412
73183
5,29
38,93
299,49
137,02
2009
1516173
1832465
79725
73033
5,26
39,86
300,10
137,92
2008
1724259
1824514
86563
73573
5,02
40,32
297,22
136,00
2007
1716102
1749042
86656
73962
5,05
42,29
298,00
137,98

Часть 11. ЦЕНЫ (ТАРИФЫ) В СФЕРЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

а) Динамика утвержденных тарифов, устанавливаемых органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов) по каждому из регулируемых видов деятельности и по каждой теплосетевой и теплоснабжающей организации с учетом последних 3 лет.

Таблица 1.35. Динамика изменения тарифов на тепловую энергию
за последние 3 года

Наименование
Ед. изм.
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
с 01.01.2012
с 01.07.2012
с 01.09.2012
с 01.01.2013
с 01.07.2013
Тарифы по филиалу ОАО "Квадра" - "Западная генерация"
1. Для потребителей, оплачивающих производство тепловой энергии (получающих тепловую энергию на коллекторах)
- горячая вода
руб./Гкал
x
x
555,89
569,50
633,17
633,17
695,22
- отборный пар
руб./Гкал
x
x
531,53
563,49
588,75
588,75
646,45
- острый и редуцированный пар
руб./Гкал
x
x
730,10
760,41
897,57
897,57
985,53
2. Для потребителей, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии
- горячая вода
руб./Гкал
715,60
820,08
x
x
x
x
x
- отборный пар
руб./Гкал
880,39
1008,93
x
x
x
x
x
- острый и редуцированный пар
руб./Гкал
880,39
1008,93
x
x
x
x
x
Тарифы по ООО "Смоленская ТСК"
1. Для потребителей, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии, получающих тепловую энергию по тепловым сетям ООО "Смоленская ТСК"
- горячая вода
руб./Гкал
x
x
820,08
869,28
913,61
913,61
1023,24
- отборный пар
руб./Гкал
x
x
1008,73
1069,25
1123,78
1123,78
1258,63
- острый и редуцированный пар
руб./Гкал
x
x
1008,93
1069,47
1124,01
1124,01
1258,89
2. Для потребителей, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии, получающих тепловую энергию по тепловым сетям ООО "Смоленская ТСК", присоединенным к тепловым сетям, находящимся в хозяйственном ведении МУП "Смоленсктеплосеть"
- горячая вода
руб./Гкал
x
x
x
x
x
1383,00
1542,05
- острый и редуцированный пар
руб./Гкал
x
x
x
x
x
1382,50
1541,55
- горячая вода для закрытой системы ПЗС
руб./м куб.
x
x
x
x
x
88,73
97,86

б) структура цен (тарифов), установленных на момент разработки схемы теплоснабжения.

Таблица 1.36. Структура затрат на производство теплоэнергии
за 2008 - 2012 гг. (в тыс. руб.)

Статьи затрат
2008 г.
2009 г.
2012 г.
план
факт
план
факт
план
факт
1. Отпуск тепла, Гкал
446332
403803
452998
404651
496014
415954
2. Топливо
128425
116250,7
154722
136020,9
210247
175959,7
3. Энергия со стороны
18711
18463,9
23635
22786,5
25800
30271,2
4. Вода на технологические цели
0
0
0
0
0
0
5. Услуги производ. характера
32955
29931,4
34295
31041,8
36726
36797,4
6. Вспомогательные материалы
17411
16997,8
22810
19653,6
17017
15524,3
7. Фонд оплаты труда
20585
20735,8
24575
26559
30309
30128,5
8. Отчисления на соцстрах
5484
5395,3
6076
6707,5
7880
8074,9
9. Аморт. основных средств
2075
2058,1
2188
2175,5
4385
5562,7
10. Прочие денежные расходы
10538
9342,9
5420
5100,2
6213
6463,4
11. Плата за выбросы и сбросы
175
155,7
230
210,5
200
197,2
12. Плата за землю
2800
2799,2
3175
3197,3
5000
5323,6
13. Страх. от несчастных случаев
41
41,5
49
53,2
61
66,5
14. Итого затрат
239200
222172,3
277175
253506
343838
314369,4
15. Себестоимость 1 Гкал
535,92
550,20
611,87
626,48
693,20
755,78

в) плата за подключение к системе теплоснабжения и поступление денежных средств от осуществления указанной деятельности.
Плата за подключение к системе теплоснабжения, утвержденная для ООО "Смоленская ТСК" на 2013 год: 2451,47 руб./(Гкал/час) (без НДС).
Поступило денежных средств от платы за подключение в 2013 году (по состоянию на 01.10.2013) 17251934,14 руб.;
г) плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для социально значимых категорий потребителей.
Плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности с потребителей тепловой энергии ТЭЦ-2 не осуществляется.

КОТЕЛЬНЫЙ ЦЕХ ПП "СМОЛЕНСКАЯ ТЭЦ-2"

Котельный цех ПП "Смоленская ТЭЦ-2" (ТЭЦ-1) расположен по адресу: 214012, РФ, Смоленская обл., г. Смоленск, ул. Кашена, 10а.
Котельная "Смоленских тепловых сетей", бывшая ТЭЦ-1, введена в эксплуатацию в 1933 году. До начала войны электрическая мощность ТЭЦ составляла 10 МВт. Во время войны ТЭЦ была разрушена. Восстановление ТЭЦ проводилось за счет ремонта части сохранившегося и установки дополнительного оборудования.
Паровые котлы вводились в эксплуатацию в течение 1950 - 1956 гг. после вывода из эксплуатации морально устаревших и физически изношенных, восстановленных после войны котлов.
Котлы были рассчитаны на слоевое сжигание твердого топлива (кускового и фрезерного торфа). В начальный период котлы работали на проектном топливе. В 1962 - 1968 годах они были реконструированы и переведены на сжигание природного газа (основного топлива) и мазута. В 1966 - 1967 годах введено в эксплуатацию два водогрейных котла тепловой производительностью 50 Гкал/ч.
В 1985 - 1989 гг. котельная "Смоленских тепловых сетей" переведена в режим производственно-отопительной и обеспечивает ряд предприятий и часть коммунального хозяйства г. Смоленска теплом и горячей водой.

Часть 2. ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Структура основного оборудования.
Установленное на теплоисточнике основное оборудование приведено в таблице 1.37.

Таблица 1.37. Установленное на теплоисточнике
основное оборудование

Основное оборудование
Тип
Количество
БМ-45
паровой котел
1
ТС-20р
паровой котел
1
ТС-35р
паровой котел
1
ТП-35ур
паровой котел
1
ПТВМ-50-1
водогрейный котел
2

б) параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования и теплофикационной установки.
Теплофикационное оборудование на котельной не установлено;
в) ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности.
Тепловая мощность котельной - 191,3 Гкал/час, располагаемая - 191,3 Гкал/час.
Сопоставление установленной и располагаемой тепловой мощности приведено в таблице 1.38.

Таблица 1.38. Сопоставление установленной и располагаемой
тепловой мощности

Котельный агрегат
Тепловая мощность, Гкал/ч
установленная
располагаемая
отклонение
БМ-45
30,4
30,4
0
ТС-20р
13,5
13,5
0
ТС-35р
23,7
23,7
0
ТП-35ур
23,7
23,7
0
ПТВМ-50-1
50
50
0
ПТВМ-50-1
50
50
0
Сумма
191,3
191,3
0

Располагаемая мощность соответствует установленной;
г) объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто.
Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто приведен в таблице 1.39.

Таблица 1.39. Объем потребления тепловой энергии (мощности)
и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды
и параметры тепловой мощности нетто

Тепловая мощность, Гкал/ч
Расход тепла на собственные нужды
Расход тепла на хозяйственные нужды
Тепловая мощность котельной нетто, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Гкал/ч
т/ч
Гкал/ч
т/ч
191,3
191,3
4,2
6,0
0,3
0,4
180,4

д) срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по продлению ресурса.
В таблице 1.40 приведена характеристика основного оборудования котельной и его техническое состояние.

Таблица 1.40. Характеристика основного оборудования

№ блока
Наименование оборудования
Год ввода
Год продления
Ст. № 1
ПК БМ-45
1961
2016
Ст. № 2
ПК ТС-20р
1956
2015
Ст. № 6
ПК ТС-35р
1953
2017
Ст. № 7
ПК ТП-35ур
1957
2014
Ст. № 8
ВК ПТВМ-50-1
1966
2016
Ст. № 9
ВК ПТВМ-50-1
1967
2014

е) схема выдачи тепловой мощности, структура теплофикационных установок (если источник тепловой энергии - источник комбинированной выработки тепловой.
Теплофикационное оборудование на котельной отсутствует.
Схема выдачи тепловой мощности приведена на рисунке 1.7.
Котельный цех ПП "Смоленская ТЭЦ-2" состоит из двух отделений: паровых и водогрейных котлов. От паровых котлов котельная отпускает пар сторонним потребителям и на нагрев сетевой воды. Водогрейные котлы используются в схеме подогрева сетевой воды.

Рисунок 1.7. Схема выдачи тепловой мощности от паровой
и водогрейной котельных

К основным недостаткам тепловой схемы котельной следует отнести:
- постоянное использование РОУ для обеспечения потребителей паром;
- отсутствие охладителей деаэрированной воды перед подачей ее питательными насосами;
- отсутствие конденсатоотводчиков после пароводяных теплообменников.
Технические характеристики сетевых насосов приведены в таблицах 1.41 - 1.42.

Таблица 1.41. Характеристики насосного оборудования

Выполняемая функция
Марка
Кол-во, шт.
Максимальная производительность, Q м3/ч, одного насоса
Напор Н, м
Сетевые насосы
ЦН-400-105
1
500
92,5
Сетевой насос
NP 200/500
4
520
98
Сетевой насос
Д630/90
1
630
90
Подпиточные насосы
АЦНС38-110
3
38
115

Таблица 1.42. Насосное оборудование подкачивающих насосных
станций № 1 - 3

Станция
Оборудование
Технические характеристики
ПНС № 1
1. Насосы СЭ 1250-70-11 - 4 шт.
Q = 1250 м3/час; Н = 70 м.в.с.; t = 180 °C; Рмакс. вс. = 110 м
2. Клапан регулирующий РК-1 Ж 700 - 1 шт.

ПНС № 2
1. Насосы СЭ 1250-70-11 - 6 шт.
Q = 1250 м3/час; Н = 70 м.в.с.; t = 180 °C; Рмакс. вс. = 110 м;
2. Клапан регулирующий РК-1 Ж 700 - 1 шт.

ПНС № 3; ПТ
1. Насосы CNX 400-300-500-50004 - 2 шт.
Q = 2000 м3/час; Н = 66 м.в.с.

ж) способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя.
Регулирование отпуска тепла потребителям осуществляется качественно-количественным способом по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения. Температура сетевой воды в подающей магистрали устанавливается согласно утвержденному для системы теплоснабжения температурному графику.
Применяется температурный график отпуска тепловой энергии - 150/70°C с вынужденной верхней срезкой по температуре теплоносителя в подающем трубопроводе на 95°C. В летний период температура в подающем трубопроводе составляет 70°C, в обратном - 46°C;
з) среднегодовая загрузка оборудования.
Сопоставление располагаемой тепловой мощности, среднегодовой и максимально-часовой тепловой нагрузки приведено в таблице 1.43.

Таблица 1.43. Сопоставление располагаемой тепловой мощности,
среднегодовой и максимально-часовой тепловой нагрузки

Располагаемая тепловая мощность, Гкал/ч
Среднегодовая загрузка оборудования, Гкал/ч
Фактическая максимально-часовая загрузка оборудования, Гкал/ч
Коэффициент использования располагаемой мощности при фактической нагрузке, %
Договорная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Коэффициент использования располагаемой мощности при договорной нагрузке, %
191,3
41,7
80,7
42,2
-
-

Как видно из таблицы 1.43, коэффициент использования располагаемой мощности составляет 42,2% при учете фактического теплопотребления и 21,8% при учете среднегодовых нагрузок;
и) способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети.
Сведения об установленных системах учета тепловой энергии в сетевой воде приведены в таблице 1.44.

Таблица 1.44. Сведения об установленных системах учета
тепловой энергии в сетевой воде

Наименование магистрали
Диаметр магистрали, Ду, мм
Диапазон расхода теплоносителя, max, м3/ч
Тип измерительного блока
Дата последней и следующей поверок
Количество
Т/С № 1
600
0 - 4000 т/ч
диафрагма ДБС
29.07.11,
29.07.12
2
Т/С № 2
600
0 - 1600 т/ч
диафрагма ДБС
15.08.11,
15.08.12
2
Подпитка т/с
150
0 - 200 т/ч
диафрагма ДКС
15.08.11,
15.08.12
1

к) статистика отказов и восстановления оборудования источников тепловой энергии.
Отказов оборудования в 2008 - 2012 гг., приводящих к нарушению отпуска тепла в тепловые сети, не зарегистрировано;
л) предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии.
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии отсутствуют.

Часть 3. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ, СООРУЖЕНИЯ НА НИХ И ТЕПЛОВЫЕ ПУНКТЫ

На основании полученных данных о величине договорных тепловых нагрузок города по состоянию на апрель 2012 г., схем и характеристик тепловых сетей теплоснабжающих организаций в рамках настоящей работы разработана электронная модель системы теплоснабжения г. Смоленска с использованием информационно-графической системы "Zulu-Thermo".
Анализ структуры тепловых сетей, а также их гидравлические расчеты выполнены с использованием электронной модели:
а) описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой энергии, от магистральных выводов до центральных тепловых пунктов (если таковые имеются) или до ввода в жилой квартал или промышленный объект.
Тепловая сеть двухтрубная и по присоединению нагрузки горячего водоснабжения - закрытая.
В состав системы теплоснабжения от котельной входят тепловые сети в эксплуатационной ответственности ООО "Смоленская ТСК" (ТС № 1, 4) (в основном, магистральные сети от источника тепла), часть магистральных сетей и разводящие сети до тепловых пунктов, находящиеся на балансе других организаций, а также абонентские сети после тепловых пунктов и системы теплопотребления абонентов.
Отпуск тепла от котельной в тепловую сеть осуществляется по выводу, оснащенному аттестованными приборами учета отпуска тепла. Максимальный диаметр тепловых сетей - 700 мм.
Общая протяженность тепловых сетей ТС № 1, 4 на балансе ООО "Смоленская ТСК" в двухтрубном исчислении составляет 4819,0 м при их объеме 2929,0 м3 и материальной характеристике 6063,8 м2. В ведении организаций находится 8898 м теплосетей (до ЦТП).
Структура тепловых сетей котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2" приведена в таблице 1.45.

Таблица 1.45. Структура трубопроводов тепловой сети
ТС № 1, 4 в зоне теплоснабжения котельного цеха
ПП "Смоленская ТЭЦ-2"

Тип прокладки
Срок ввода в эксплуатацию
Диаметр трубопровода (мм) / длина участка (м)
Сумма
50
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
800
900
1000
1200
1400
Прокладка надземная
до 1990 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
150,0
0,0
839,0
0,0
318,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1307,0
с 1991 г. по 1998 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
с 1999 г. по 2003 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
с 2004 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сумма
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
150,0
0,0
839,0
0,0
318,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1307,0
Материальная характеристика, м2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
127,8
0,0
889,3
0,0
457,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1475,1
Прокладка непроходной канал
до 1990 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
393,0
0,0
625,0
0,0
2325,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
3343,0
с 1991 г. по 1998 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
с 1999 г. по 2003 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
с 2004 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сумма
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
393,0
0,0
625,0
0,0
2325,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
3343,0
Материальная характеристика, м2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
334,8
0,0
662,5
0,0
3348,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
4345,3
Прокладка по подвалам зданий
до 1990 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1991 г. по 1998 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1999 г. по 2003 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 2004 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сумма
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Материальная характеристика, м2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
В тоннеле, коллекторе, проходном или полупроходном канале
до 1990 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
50,0
с 1991 г. по 1998 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
с 1999 г. по 2003 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
с 2004 г.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
119,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
119,0
Сумма
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
169,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
169,0
Материальная характеристика, м2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
243,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
243,4
Прокладка бесканальная
до 1990 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1991 г. по 1998 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 1999 г. по 2003 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
с 2004 г.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сумма
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Материальная характеристика, м2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сумма по всем прокладкам
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
543,0
0,0
1464,0
0,0
2812,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
4819,0
Суммарный объем, м3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
146,1
0,0
607,2
0,0
2175,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2929,0
Материальная характеристика, м2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
462,6
0,0
1551,8
0,0
4049,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
6063,8

Анализ исходных данных показал:
- в сетях применяется в основном прокладка в непроходных каналах с изоляцией из минераловаты. Протяженность трубопроводов с таким типом прокладки составляет в двухтрубном исчислении 3343,0 м и материальная характеристика - 4345,3 м2;
- следующим по протяженности типом прокладки является надземная прокладка. Протяженность таких трубопроводов в двухтрубном исчислении составляет 1307,0 м и материальная характеристика - 1475,1 м2;
- протяженность трубопроводов в полупроходных каналах незначительна - 169 м и материальная характеристика - 243,4 м2;
б) электронные и (или) бумажные карты (схемы) тепловых сетей в зонах действия источников тепловой энергии.
В приложении Б представлена схема тепловых сетей в зоне действия котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2";
в) параметры тепловых сетей, включая год начала эксплуатации, тип изоляции, тип компенсирующих устройств, тип прокладки, краткую характеристику грунтов в местах прокладки с выделением наименее надежных участков, определением их материальной характеристики и подключенной тепловой нагрузки.
Основная часть грунтов в зоне теплоснабжения ТЭЦ-2 представлена песками, супесями, суглинками и глинами, которые легко подверженные размыву и переносу или транзиту в паводковый период на нижележащие участки реки.
Основной тип прокладки теплопроводов района - прокладка в непроходных каналах с тепловой изоляцией из минераловатных изделий. Следующим по протяженности трубопроводов типом прокладки является надземная прокладка с тепловой изоляцией из минераловаты. Третьим по протяженности типом является прокладка в полупроходных каналах с тепловой изоляцией из минераловаты.
Средняя глубина заложения осей трубопроводов принята равной 2 м.
Для компенсации температурных деформаций кроме П-образных компенсаторов на сетях установлено 703 сальниковых компенсатора со средним диаметром 550 мм;
г) описание типов и количества секционирующей и регулирующей арматуры на тепловых сетях.
На сетях установлена запорная арматура в количестве 1905 шт. со средним диаметром 165 мм.
Зона котельной: тепловая сеть № 1 - полностью; тепловая сеть № 2 - от котельной до 2к19 и 2к30;
д) описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов.
Тепловые камеры на магистральных и внутриквартальных тепловых сетях выполнены в основном в подземном исполнении и имеют следующие конструктивные особенности:
- основание монолитное железобетонное;
- стены выполнены в железобетонном исполнении из блоков или кирпича, есть камеры с исполнением стен монолитным железобетоном;
- перекрытие выполнено из сборного железобетона (балки, плиты).
Павильоны на магистральных тепловых сетях выполнены в надземном исполнении из сборного железобетона или из металлоконструкций;
е) описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их обоснованности.
Центральное регулирование отпуска тепла на котельной осуществляется по температурному графику качественно-количественного регулирования отпуска тепла 150 - 70°C с нижней срезкой 75°C и вынужденной верхней срезкой по температуре теплоносителя в подающем трубопроводе 95°C.
Выбор графика обусловлен присоединением систем отопления по зависимой схеме с элеваторным смешением и повсеместным применением температурного графика 150/70°C в крупных системах теплоснабжения.
В соответствии с ПТЭ ЭТЭ РФ, пункт 6.2.59, отклонения от заданного теплового режима за головными задвижками СГРЭС-2, при условии работы в расчетных гидравлических и тепловых режимах, должны быть не более:
- температура воды, поступающей в тепловую сеть, - ;
- по давлению в подающих трубопроводах - ;
- по давлению в обратных трубопроводах - ;
- среднесуточная температура сетевой воды в обратных трубопроводах не может превышать заданную графиком более чем на 5%. От павильонов П-5, П-7 (ЦТП-88, 90, 91, 92), подключенных по независимой схеме, температура обратной сетевой воды не может превышать заданную температурным графиком более чем на 5 - 10°C.
Температура теплоносителя задается по температурному графику, в зависимости от температуры наружного воздуха постоянно.
Для технологических нужд потребителей пар отпускается через РОУ с параметрами Р = 30/6 ата, Т = 400/250°C;
ж) фактические температурные режимы отпуска тепла в тепловые сети и их соответствие утвержденным графикам регулирования отпуска тепла в тепловые сети.
В тепловой сети принят проектный температурный график 150 - 70°C.
Утвержденный эксплуатационный температурный график для отопительного периода 2007 - 2008 гг. имеет срезку при температуре 95°C для температуры наружного воздуха - 6°C.
Анализ соответствия фактических и расчетных температурных режимов выполнен на основе суточных архивов автоматизированной системы контроля и учета теплоты (АС КУТ) за 2008 - 2012 гг.
Сопоставление фактических и расчетных температурных режимов приведено в таблице 1.46.

Таблица 1.46. Сопоставление фактических и расчетных
температурных режимов

Месяц/год
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
Средняя температура наружного воздуха за месяц, °C
Температура в подающем труб-де, °C
Температура в обратном труб-де, °C
т/сеть № 1, 4
т/сеть № 2
т/сеть № 3
т/сеть № 1, 4, 2/3
факт/план
по утвержденному графику
Янв. 08
73,90
54,60
78,60
48,80
78,60
48,80
-4,9
94,41
49,79
Фев. 08
70,70
52,60
73,30
46,70
73,30
46,70
-1,6
81,84
46,16
Мар. 08
68,00
49,50
70,10
45,60
70,10
45,60
0,9
74,52
43,36
Апр. 08
66,00
47,90
67,90
45,50
67,90
45,50
8,9
70,00
45,44
Май 08
0
0
66,60
48,50
66,60
48,50
10,6
70,00
40
Июн. 08
64,20
41,80
67,00
50,40
67,00
50,40
14,7
70,00
40
Июл. 08
66,30
46,10
69,50
52,10
69,50
52,10
17,6
70,00
40
Авг. 08
60,60
39,70
66,60
50,00
66,60
50,00
16,9
70,00
40
Сен. 08
66,40
49,60
67,20
52,10
67,20
52,10
10,8
70,00
40
Окт. 08
66,60
48,10
67,80
46,70
67,80
46,70
8,1
70,00
44,96
Ноя. 08
70,30
48,80
70,30
46,40
70,30
46,40
0,6
75,41
43,70
Дек. 08
75,10
50,30
76,90
48,70
76,90
48,70
-2,8
85,32
47,48
Янв. 09
77,40
51,00
80,22
50,20
80,22
50,20
-5,3
92,55
50,21
Фев. 09
76,00
50,50
77,86
49,27
77,86
49,27
-5,2
92,27
50,10
Мар. 09
70,30
48,60
72,78
47,35
72,78
47,35
-1,2
80,68
45,72
Апр. 09
68
48,00
69,15
46,26
69
46,26
6,4
70
43,94
Май 09
67
51,90
71,79
51,95
72
51,95
12,1
70
40
Июн. 09


69,60
51,35
70
51,35
15,0
70
40
Июл. 09


69,13
51,08
69
51,08
17,3
70
40
Авг. 09
60
48,60
69,15
50,39
69
50,39
14,7
70
40
Сен. 09
68
56,50
71,78
51,25
72
51,25
12,9
70
40
Окт. 09
67
51,80
69,98
45,86
70
45,86
5,3
70
43,28
Ноя. 09
69,10
50,10
70,35
46,94
70,35
46,94
2,9
70,00
41,02
Дек. 09
75,70
51,60
79,08
49,84
79,08
49,84
-5,7
93,69
50,61
Янв. 10
86,39
57,38
90,12
54,50
90,12
54,50
-13,43
115,00
57,88
Фев. 10
80,32
56,14
80,20
50,19
80,20
50,19
-6,60
96,24
51,47
Мар. 10
73,26
51,30
73,57
47,58
73,57
47,58
-2,20
83,58
46,82
Апр. 10
69,02
54,29
69,43
47,16
69,43
47,16
7,65
70
44,66
Май 10
0
0
69,69
49,93
69,69
49,93
15,19
70
40
Июн. 10
0
0
69,61
52,11
69,61
52,11
18,13
70
40
Июл. 10
64,30
52,39
64,91
48,60
68,08
53,47
22,85
70
40
Авг. 10
67,12
47,10
67,01
52,03
67,01
52,03
20,48
70
40
Сен. 10
67,82
52,59
68,75
54,46
68,18
49,66
11,01
70
40
Окт. 10
69,58
54,67
68,08
59,33
69,29
46,31
3,71
70
40,11
Ноя. 10
69,86
54,66
70,09
47,61
70,09
47,61
3,11
70,00
40,80
Дек. 10
83,86
63,25
84,35
52,88
84,35
52,88
-7,89
99,94
52,86
Янв. 11
91,66
50,22
91,66
50,22
91,66
50,22
-5,2


Фев. 11
95
50
95
50
102,28
53,76
-8,8


Мар. 11
79,9
45
79,9
45
79,9
45
-1,3


Апр. 11
70
43
70
43
70
43
5,8


Май 11
70
40
70
40
70
40
13,4


Июн. 11
70
40
70
40
70
40
15,5


Июл. 11
70
40
70
40
70
40
18,9


Авг. 11
70
40
70
40
70
40
17,1


Сен. 11
70
40
70
40
70
40
12


Окт. 11
70
43
70
43
70
43
6,4


Ноя. 11
77,34
44,17
77,34
44,17
77,34
44,17
-0,2


Дек. 11
80,98
46,32
80,98
46,32
80,98
46,32
-1,7


Янв. 12
97,1
97,1
97,1
97,1
97,1
97,1
-6,86


Фев. 12
97,66
97,66
97,66
97,66
97,66
97,66
-7,08


Мар. 12
78,65
78,65
78,65
78,65
78,65
78,65
-0,51


Апр. 12
70
70
70
70
70
70
6,82


Май 12
70
70
70
70
70
70
12,74


Июн. 12
70
70
70
70
70
70
16,33


Июл. 12
70
70
70
70
70
70
18,45


Авг. 12
70
70
70
70
70
70
17,30


Сен. 12
70
70
70
70
70
70
11,71


Окт. 12
70
70
70
70
70
70
6,15


Ноя. 12
73,92
73,92
73,92
73,92
73,92
73,92
1,12


Дек. 12
90,9
90,9
90,9
90,9
90,9
90,9
-3,48



з) гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики.
Гидравлический расчет выполнен по характерным магистралям при договорных нагрузках потребителей тепловой энергии.

Результаты расчета представлены в приложении В.2.
Проведенный расчет показывает, что существующей пропускной способности тепловых сетей достаточно для обеспечения качественного теплоснабжения существующих потребителей;
и) статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за последние пять лет.
Отказы тепловых сетей в зоне теплоснабжения котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2" не зафиксированы;
к) статистика восстановлений (аварийно-восстановительных ремонтов) тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей за последние 5 лет.
Все повреждения были устранены в срок, не превышающий 36 часов;
л) описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных (текущих) ремонтов.
На тепловых сетях в зоне теплоснабжения котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2" проводятся следующие испытания:
1. Испытания на плотность и прочность 2 раза в год - после окончания отопительного сезона и в летний период после капитальных ремонтов. График согласовывается с мэрией Смоленска.
Испытания проводятся по рабочим программам. Испытательное давление составляет не менее 1,25 максимального рабочего, рассчитанного на предстоящий сезон: для прямых трубопроводов - 16, для обратных - 12 ата.
2. Испытания на максимальную температуру не реже одного раза в 5 лет. Проведение испытаний запланировано на 2013 г. Максимальная температура соответствует температуре срезки по источнику на предстоящий отопительный период - 95°C.
3. Испытания на тепловые потери. Последние испытания проводились в 2011 году. Данные, полученные в результате испытаний, используются для разработки нормативов тепловых потерь через изоляцию.
4. Испытания на гидравлические потери (пропускную способность). Последние испытания проводились в 2011 году.
5. Кроме того проводятся:
- периодическое техническое освидетельствование трубопроводов;
- толщинометрия;
- исследование врезок;
- техническое диагностирование трубопроводов, отработавших свой ресурс.
На основании статистики повреждений, гидравлических испытаний и срока службы трубопроводов выбираются участки тепловой сети, требующие замены, после чего принимается решение о включении участка тепловой сети в план капитального ремонта на следующий год;
м) описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери) тепловых сетей.
При выполнении капитальных, текущих и аварийных ремонтов руководствуются следующими нормативно-правовыми актами:
- правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды;
- правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей СО 34.04.181-2003;
- рекомендациями действующих СНиП.
Планирование летних ремонтов осуществляется с учетом результатов испытаний: ежегодных на гидравлическую плотность, раз в пять лет на расчетную температуру и гидравлические потери;
н) описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии (мощности), теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя.
Нормируемые часовые среднегодовые тепловые потери через изоляцию трубопроводов тепловых сетей определяются по всем участкам тепловой сети с учетом результатов тепловых испытаний с введением поправочных коэффициентов К на удельные проектные тепловые потери в тепловых сетях (при среднегодовых условиях). При последних испытаниях поправочный коэффициент для прямого надземного трубопровода был определен на уровне 1,52 - 1,62, для обратного - 1,18 - 1,22.
Нормируемые месячные тепловые потери определяются исходя из ожидаемых условий работы тепловой сети путем пересчета нормативных среднегодовых тепловых потерь на их ожидаемые среднемесячные значения отдельно для участков подземной и надземной прокладки. Нормируемые годовые потери планируются суммированием тепловых потерь по всем участкам, определенным с учетом нормируемых месячных часовых потерь через изоляцию и времени работы сетей.
Фактические годовые потери тепловой энергии через изоляцию определяются путем суммирования фактических тепловых потерь по участкам тепловых сетей с учетом пересчета нормативных часовых среднегодовых тепловых потерь на фактические среднемесячные значения отдельно для участков подземной и надземной прокладки применительно к фактическим среднемесячным условиям работы тепловых сетей:
- фактических среднемесячных температур воды в подающей и обратной линиях тепловой сети, определенных по эксплуатационному температурному графику при фактической среднемесячной температуре наружного воздуха;
- среднегодовой температуры воды в подающей и обратной линиях тепловой сети, определенной как среднеарифметическое из фактических среднемесячных температур в соответствующих линиях за весь год работы сети;
- среднемесячной и среднегодовой температуре грунта на глубине заложения теплопроводов;
- фактической среднемесячной и среднегодовой температуре наружного воздуха за год;
о) оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года при отсутствии приборов тепловой энергии.

Таблица 1.47. Суммарные месячные, квартальные и годовые
тепловые потери по типам прокладки

Месяц
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Нормируемые среднемесячные часовые потери тепла на участках тепловой сети, Гкал/ч
на открытом воздухе
под. тр-д
0,3416
0,3658
0,2863
0,2262
0,1996
0,1921
0,1803
0,1864
0,2044
0,2243
0,2733
0,2914
обр. тр-д
0,2502
0,2652
0,2116
0,1677
0,1201
0,1105
0,0954
0,1032
0,1263
0,1652
0,2001
0,2165
в подвалах зданий
под. тр-д
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
обр. тр-д
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
в тоннеле
под. тр-д
0,0225
0,0240
0,0174
0,0131
0,0131
0,0131
0,0131
0,0131
0,0131
0,0131
0,0163
0,0179
обр. тр-д
0,0254
0,0248
0,0139
0,0075
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0075
0,0104
0,0157
в непроходном канале и бесканальной прокладке
1,0919
1,1224
0,9672
0,8641
0,7941
0,7409
0,7104
0,6971
0,7096
0,7577
0,8616
0,9424
сумма за месяц, Гкал/ч
1,7315
1,8021
1,4964
1,2785
1,1269
1,0566
0,9991
0,9998
1,0534
1,1676
1,3616
1,4838
Число часов работы тепловых сетей, ч
744
672
744
720
644
619
643
643
619
744
720
744
Нормируемые месячные тепловые потери, Гкал
1288,22
1211,04
1113,30
920,55
725,72
654,04
642,41
642,86
652,06
868,73
980,33
1103,96
Нормируемые квартальные тепловые потери, Гкал
I квартал
II квартал
III квартал
IV квартал
3612,57
2300,31
1937,34
2953,02
Нормируемые годовые тепловые потери, Гкал
10803,24

Месячные потери тепла с утечкой и технологические затраты по тепловым сетям приведены в таблице 1.48.

Таблица 1.48. Месячные потери тепла с утечкой
и технологические затраты по тепловым сетям

Месяц
Число часов
Число часов ремонта
Утечки, Гкал
Технологические затраты, Гкал
Сумма тепл. потерь с ПСВ, Гкал
наполнения
испытания
САРЗЫ
сумма
Январь
744

357,1
0,0
0,0
0,0
0,0
357,1
Февраль
672

332,6
0,0
0,0
0,0
0,0
332,6
Март
744

311,5
0,0
0,0
0,0
0,0
311,5
Апрель
720

265,7
0,0
0,0
0,0
0,0
265,7
Май
644
100
272,0
20,5
15,7
0,0
36,2
308,2
Июнь
619
101
261,4
20,7
15,9
0,0
36,6
298,0
Июль
643
101
271,6
20,7
15,9
0,0
36,6
308,2
Август
643
101
271,6
20,7
15,9
0,0
36,6
308,2
Сентябрь
619
101
261,4
20,7
15,9
0,0
36,6
298,0
Октябрь
744

274,6
0,0
0,0
0,0
0,0
274,6
Ноябрь
720

291,4
0,0
0,0
0,0
0,0
291,4
Декабрь
744

316,0
0,0
0,0
0,0
0,0
316,0
Годовые значения
8256

3486,8
103,4
79,3
0,0
182,7
3669,4

Годовые и месячные значения тепловых потерь для тепловых сетей приведены в таблице 1.49.

Таблица 1.49. Годовые и месячные значения тепловых потерь
для тепловых сетей

Месяц
Число часов
Тепловые потери через изоляцию, Гкал
Сумма тепл. потерь с ПСВ, Гкал
Сумма тепловых потерь, Гкал
Январь
744
1288,2
357,1
1645,3
Февраль
672
1211,0
332,6
1543,7
Март
744
1113,3
311,5
1424,8
Апрель
720
920,6
265,7
1186,3
Май
644
725,7
308,2
1033,9
Июнь
619
654,0
298,0
952,1
Июль
643
642,4
308,2
950,6
Август
643
642,9
308,2
951,0
Сентябрь
619
652,1
298,0
950,1
Октябрь
744
868,7
274,6
1143,3
Ноябрь
720
980,3
291,4
1271,7
Декабрь
744
1104,0
316,0
1420,0
Годовые значения
8256
10803,2
3669,4
14472,7

п) предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловой сети и результаты их исполнения.
В настоящее время по данным теплоснабжающих организаций предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации тепловых сетей отсутствуют;
р) описание типов присоединений теплопотребляющих установок потребителей к тепловым сетям с выделением наиболее распространенных, определяющих выбор и обоснование графика регулирования отпуска тепловой энергии потребителям.
Схема присоединения потребителей тепла:

- зависимая
-
94,6%
- независимая
-
5,4%

К тепловым сетям района на 01.01.2008 присоединено 145 абонентских ввода, из которых 23 имеют приборы учета потребления тепла.
Все системы горячего водоснабжения подключены по закрытой двухступенчатой смешанной схеме;
с) сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя.
Все ЦТП и индивидуальные тепловые пункты в зонах теплоснабжения котельных оснащены приборами коммерческого учета;
т) анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и используемых средств автоматизации, телемеханизации и связи.
Диспетчерская служба выполняет следующие функции:
- управление гидравлическими режимами магистральных тепловых сетей на выходе из котельной;
- регулирование температуры в подающем трубопроводе тепломагистрали на город на выходе с котельной.
Диспетчерская служба удовлетворительно справляется со своей задачей;
у) уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых пунктов, насосных станций.
Все ЦТП оборудованы:
- терморегуляторами системы ГВС, которые обеспечивают поддержание температуры горячей воды в заданном диапазоне регулирования;
- регуляторами перепада давления в системе отопления;
- автоматизированной системой телеметрического контроля и управления технологическими процессами, которая обеспечивает создание информационной сети о состоянии технологического объекта, отчет по коммерческим узлам учета энергоресурсов, прогнозирование, обнаружение и оповещение об аварийных ситуациях с выводом всей необходимой информации диспетчеру через программу "Телескоп+";
ф) сведения о наличии защиты тепловых сетей от превышения давления.
Защита оборудования котельной, магистральной тепловой сети и потребителей от повышения давления осуществляется предохранительными клапанами.
Для защиты потребительского оборудования абонентов от недопустимого превышения давления во всех ЦТП на обратных трубопроводах систем отопления и ГВС устанавливаются устройства для сброса давления - предохранительные клапаны;
х) перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей и обоснование выбора организации, уполномоченной на их эксплуатацию.
В зоне действия котельной бесхозяйных сетей не выявлено.

Часть 4. ЗОНЫ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Зона теплоснабжения котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2" приведена на рисунке 1.8.
Как видно, система теплоснабжения котельного цеха Смоленской ТЭЦ-2 обеспечивает теплом около 16% всей тепловой нагрузки в г. Смоленске.

Рисунок 1.8. Зона теплоснабжения котельного цеха
ПП "Смоленская ТЭЦ-2"

Часть 5. ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ,
ГРУПП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха.
Присоединенная тепловая нагрузка котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2" приведена в таблице 1.50.

Таблица 1.50. Присоединенная тепловая нагрузка
к тепловой сети

Тип теплоносителя, его параметры <1>
Присоединенная тепловая нагрузка к тепловой сети, Гкал/ч
2008
2009
2010
2011
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
отоп.-вент.
ГВС
технология
сумма
Сетевая вода
138,9
6,5
0
145,4
130,5
5,8
0
136,3
130,9
5,9
0
136,8
131,5
5,9
0
137,4
2,5 - 7 кгс/см2
24,2
1,15
9,8
35,15
23
1
9,8
33,8
23
1
9,8
33,8
24,3
1,1
9,8
35,2

Потребителями тепловой энергии котельной являются как жилищно-коммунальный сектор (ЖКС), так и промышленные предприятия.
Распределение договорных тепловых нагрузок по элементам территориального деления - микрорайонам г. Смоленска с разбивкой по видам теплопотребления представлено в таблице 1.51.

Таблица 1.51. Договорная тепловая нагрузка котельной
по элементам территориального деления

Наименование (номер) микрорайона (поселка)
Договорная тепловая нагрузка, Гкал/ч
отопление
технология
среднечасовое ГВС
суммарная нагрузка
Заднепровский
131,5
0
5,9
137,4

б) случаи (условия) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии.
Применение индивидуального теплоснабжения в зоне котельной ПП "Смоленская ТЭЦ-2" не выявлено;
в) значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления за отопительный период и за год в целом.
В таблице 1.52 представлены значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления г. Смоленска за отопительный период и за год в целом, рассчитанные на основании договорных нагрузок.

Таблица 1.52. Расчетные значения потребления тепловой
энергии в зоне действия котельного цеха ТЭЦ-2
по месяцам 2012 г.

Период
Отпуск тепла за месяц 2012 г., Гкал
Среднечасовой отпуск тепла, Гкал/ч
горячей водой
паром
горячей водой
паром
Январь
43386
12662
58,3
17,0
Февраль
45078
12302
64,8
17,7
Март
35029
11262
47,1
15,1
Апрель
24714
8070
34,3
11,2
Май
0
5359
0,0
7,2
Июнь
0
5251
0,0
7,3
Июль
0
5053
0,0
6,8
Август
0
5241
0,0
7,0
Сентябрь
6570
5670
9,1
7,9
Октябрь
23792
12087
32,0
16,2
Ноябрь
33982
9584
47,2
13,3
Декабрь
46551
13461
62,6
18,1
2012 год
259910
106002
29,6
12,1

г) значение потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в зонах действия источников тепловой энергии.
Суммарная тепловая нагрузка потребителей зоны теплоснабжения котельного цеха по заключенным договорам (по состоянию на 01.04.2012) составила 173,4 Гкал/ч в сетевой воде и 35,2 Гкал/ч - в паре.
В таблице 1.53 приведены достигнутые максимумы тепловой нагрузки (с учетом собственных и хозяйственных нужд).

Таблица 1.53. Достигнутые максимумы тепловой нагрузки
(с учетом собственных и хозяйственных нужд)

Дата максимума тепловой нагрузки
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
Температура наружного воздуха, °C
27 января 2010
108,2
ГВ - 83,8; пар - 24,4
-21,7
20 февраля 2011
102,4
ГВ - 80,5; пар - 21,9
-17,5
4 февраля 2012
103,5
ГВ - 81,4; пар - 22,1
-20,6

Сопоставление договорной и фактической, приведенной к расчетным условиям, тепловой нагрузки приведено в таблице 1.54.

Таблица 1.54. Сопоставление договорной и фактической,
приведенной к расчетным условиям, тепловой нагрузки

Теплоноситель
Договорная тепловая нагрузка со среднечасовым ГВС, Гкал/ч
Достигнутый максимум, Гкал/ч
Фактическое теплопотребление, приведенное к расчетной температуре наружного воздуха (с потерями), Гкал/ч
Соотношение фактического теплопотребления (без учета тепловых потерь) и договорных тепловых нагрузок, %
Сетевая вода
137,4
81,4
97,4
71
Пар
35,2
22,1
23,8
68

д) существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение.
Нормы потребления тепловой энергии являются едиными для всего города и приведены в приложении Г.

Часть 6. БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки по каждому источнику тепловой энергии.
Баланс тепловой мощности котельных приведен в таблице 1.55.

Таблица 1.55. Баланс тепловой мощности котельного цеха

Тепловая мощность, Гкал/ч
Расход тепла на собственные нужды
Расход тепла на хозяйственные нужды
Тепловая мощность котельной нетто, Гкал/ч
Фактические приведенные тепловые нагрузки потребителей, Гкал/ч
Резерв/дефицит от фактических нагрузок, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Гкал/ч
т/ч
Гкал/ч
т/ч
191,3
191,3
9,6
13,7
0,3
0,4
181,4
121,2
60,2

б) резерв и дефицит тепловой мощности нетто по каждому источнику тепловой энергии.
Резерв тепловой мощности в зоне действия источника тепла приведен в таблице 1.55;
в) гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя и характеризующие существующие возможности (резервы и дефициты по пропускной способности) передачи тепловой энергии от источника к потребителю.
Приведены в п. з) части 3;
г) причины возникновения дефицитов тепловой мощности и последствий влияния дефицитов на качество теплоснабжения.
Дефицит тепловой мощности отсутствует;
д) резерв тепловой мощности нетто источников тепловой энергии и возможность расширения технологических зон действия источников с резервами тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой мощности.
При необходимости часть тепловой нагрузки с паровой котельной может быть передана на водогрейную котельную.

Часть 7. БАЛАНС ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

а) утвержденные балансы производительности водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в теплоиспользующих установках потребителей в перспективных зонах действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии.
ХВО работает по схеме: механическая фильтрация в мехфильтрах, Н-катионирование с "голодной" регенерацией фильтров, 2-х ступенчатое Na-катионирование - для паровой котельной, механические и ионитовые фильтры работают по параллельной схеме.
ХВО для подпитки теплосети работает по схеме: механическая фильтрация в мехфильтрах, Н-катионирование с "голодной" регенерацией, одноступенчатое Na-катионирование.
Расчетная производительность водоподготовительной установки для подпитки тепловой сети на котельной - 60 т/ч.
Баланс производительности водоподготовительных установок теплоносителя, установленных на теплоисточниках, и максимально-часовой подпитки тепловых сетей приведен в таблице 1.56.

Таблица 1.56. Баланс производительности водоподготовительных
установок и максимально-часовых технологических потерь
теплоносителя тепловых сетей

Производительность ХВО на подпитку теплосети, м3/ч
Фактическая максимальная подпитка тепловой сети, м3/час
Нормативный расход подпиточной воды, м3/час
Нормативная аварийная подпитка теплосети, м3/ч
Резерв ВПУ/дефицит
100
41,8
28,5
98,31
71,5

б) утвержденные балансы производительности водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в аварийных режимах систем теплоснабжения.
В соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" (п. 6.17) в закрытых системах теплоснабжения аварийная подпитка в количестве 2% от объема воды в тепловых сетях и присоединенных к ним систем теплопотребления осуществляется химически не обработанной и недеаэрированной водой и не влияет на производительность ВПУ.

Часть 8. ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
И СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТОПЛИВОМ

а) Описание видов и количества используемого основного топлива.

Таблица 1.57. Описание видов и количества топлива

Вид топлива
Количество использованного топлива за 2012 год, т у.т.
основное
резервное
аварийное
основное
резервное
аварийное
Газ природный
мазут топочный
-
61809,9
13,8
-

Как видно, доля природного газа составляет около 100% в топливном балансе котельной;
б) описание видов резервного в соответствии с нормативными требованиями.
Резервное топливо - мазут;
в) описание особенностей характеристик топлива в зависимости от мест поставки
ООО "Смоленск Облгаз".
Характеристика природного газа:
низшая теплота сгорания - 8159 ккал (август 2013 года).
Характеристика мазута:
плотность мазута - емкость № 1 - 0,9734 т/м3;
емкость № 2 - 0,9629 т/м3;
емкость № 3 - 0,9609 т/м3;
емкость № 4 - 0,932 т/м3 (данные за август 2013 года);
низшая теплота сгорания - 9682 ккал;
г) анализ поставки топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха.
Сложности с обеспечением теплоисточника топливом в периоды расчетных температур наружного воздуха в городе отсутствуют.

Часть 9. НАДЕЖНОСТЬ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

а) Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче тепловой энергии.
Надежность работы действующих теплосетей для каждой зоны определяется в соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" по трем критериям:
- вероятность безотказной работы (P) - способность системы не допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях, жилых и общественных зданиях ниже +12°C, в промышленных зданиях - ниже 8°C, более числа раз, установленных нормативами. Нормативная величина для тепловых сетей - 0,9;
- живучесть системы (Ж) - способность системы сохранять свою работоспособность в аварийных условиях, а также более длительных остановках (более 54 ч);
б) анализ аварийных отключений потребителей.
Ограничений в подаче тепла не отмечено;
в) анализ времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных отключений.
Среднее время, затраченное на восстановление теплоснабжения, не превысило 36 часов;
г) графический материал (карты-схемы тепловых сетей и зон ненормативной надежности и безопасности теплоснабжения).
Подробный расчет надежности системы теплоснабжения города приведен в приложении Д.

Часть 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ
И ТЕПЛОСЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ

Сведения о технико-экономических показателях работы котельной приведены в таблице 1.58.

Таблица 1.58. Сведения о технико-экономических показателях
работы котельной

Наименование показателя
Годы
2006 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011
(I п/г)
1. Установленная тепловая мощность, Гкал
259
259
259
259
259
259
В том числе:






1.1. Паровых котлов, т/ч
235
235
235
235
235
235
1.2. Водогрейных котлов, Гкал/ч
100
100
100
100
100
100
2. Отпуск тепла потребителям, всего, Гкал
549378
454633
403803
404651
415954
245298
3. Суммарный расход сырой воды на собственные нужды, т
744412
559231
935242
971125
1034500
609571
4. Расход химочищенной воды, т
312832
267329
236484
237745
243176
126091
5. Расход воды на другие производственные нужды, т
34260
30649
449178
469959
451230

6. Расход подпиточной воды теплосети, т
265819
129850
167734
193437
283188
172362
7. Расход воды на восполнение потерь в тепловой схеме, т
47531
39212
234605
234605
243176

8. Расход топлива, т у.т.
Н
90758
75191
67192,9
67343,5
69243,2
40834,3
Ф
90758
75191
67192,9
67477,2
69245,4
40834,3
В том числе:
тыс. м3
75129
65751
58688
58372
60431
40834,3
8.1. Природный газ
т у.т.
85974
75191
67152,1
66865,9
69238,2
35651
%
94,7
100
99,9
99,01
99,99
100
8.2. Мазут топочный
т
3904
0
30
449
5
0
т у.т.
4783
0
40,8
611,3
7
0
%
5,3
0
0,1
0,9
0,01
0
9. Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал
Н
165,20
165,39
166,40
166,42
166,47
166,47
Ф
165,20
165,39
166,40
166,75
166,47
166,47
10. Экономия (-), перерасход (+), т у.т.
0
0
0
133,7
2,2
0
11. Расход электроэнергии на собственные нужды, на отпуск теплоэнергии, тыс. кВт.ч
14931
12627
11016,69
11047,7
11674,82
6649,494
12. Удельный расход электроэнергии на отпуск тепла, кВт.ч/Гкал
27,18
27,77
27,28
27,30
28,07
27,11
13. Максимальная тепловая нагрузка, Гкал/ч
153,0
135,6
100,2
102,54
108,2
102,4
14. Минимальная тепловая нагрузка, Гкал/ч
9
7,4
6,8
7,2
6,7

15. Число часов в работе, ч/год, в том числе






15.1. Паровые котлы
21917
19150
14520
14393
13730

15.2. Водогрейные котлы
8271
6514
8247
7436
7583

16. Количество пусков паровых котлов
59
43
25
27
26

17. Коэффициент использования тепловой мощности котлов, (пар. кот. / водогр. кот.) %
27,7/23,4
24,8/16,6
16,6/23,1
16,1/24,3
14,1/29,1

18. Теплота сгорания сожженного топлива, , в том числе






18.1. Природный газ (ккал/м3)
8010
8005
8010
8018,6
8020
8018
18.2. Мазут, ккал/кг
9530
9530
9530
9530
9792

19. Себестоимость тепловой энергии, руб./Гкал, в том числе:
356,98
438,18
550,20
626,48
755,78
785,87
19.1. Топливная составляющая, %
54,0
3,4
52,3
53,7
57,2
62,07
19.2. Условно-постоянные расходы, %
46
46,6
47,6
46,3
42,8
37,93

21. Численность промышленно-производственного персонала (ср. списочная) <*>
252
228
217
238
237
235
Примечание - <*> В 2007 г. - 24 чел АУП переведены в ИД

Основные технико-экономические показатели котельного цеха ПП "Смоленская ТЭЦ-2" сведены в таблице 1.59.

Таблица 1.59. Показатели экономичности котельной в 2012 г.

Год
Отпущено т/э, Гкал
Расход э/э на собственные нужды
Удельный расход э/э
Фактический удельный расход условного топлива
на выработку э/э, тыс. кВт.ч
на отпуск т/э, тыс. кВт.ч
на выработку единицы э/э, %
на отпуск единицы т/э, кВт.ч/Гкал
на отпущенную э/э, г у.т./кВт.ч
на отпущенную т/э, кг у.т./Гкал
2012
365912

9371

168,96

61823,7
2011
392556

20789

167,36

65699,7
2010
415954

21212

166,47

69243,2
2009
404651

20990

166,75

67343,5
2008
403803

11017

166,4

67192,9
2007
454633

12631

165,4

75191

Часть 11. ЦЕНЫ (ТАРИФЫ) В СФЕРЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

а) Динамика утвержденных тарифов, устанавливаемых органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов) по каждому из регулируемых видов деятельности и по каждой теплосетевой и теплоснабжающей организации с учетом последних 3 лет.
Динамика утвержденных тарифов приведена в таблице 1.35;
б) структура цен (тарифов), установленных на момент разработки схемы теплоснабжения.

Таблица 1.60. Структура затрат на производство теплоэнергии
за 2008 - 2010 гг. (в тыс. руб.)

Статьи затрат
2008 г.
2009 г.
2010 г.
план
факт
план
факт
план
факт
1. Отпуск тепла, Гкал
446332
403803
452998
404651
496014
415954
2. Топливо
128425
116250,7
154722
136020,9
210247
175959,7
3. Энергия со стороны
18711
18463,9
23635
22786,5
25800
30271,2
4. Вода на технологические цели
0
0
0
0
0
0
5. Услуги производ. характера
32955
29931,4
34295
31041,8
36726
36797,4
6. Вспомогательные материалы
17411
16997,8
22810
19653,6
17017
15524,3
7. Фонд оплаты труда
20585
20735,8
24575
26559
30309
30128,5
8. Отчисления на соцстрах
5484
5395,3
6076
6707,5
7880
8074,9
9. Аморт. основных средств
2075
2058,1
2188
2175,5
4385
5562,7
10. Прочие денежные расходы
10538
9342,9
5420
5100,2
6213
6463,4
11. Плата за выбросы и сбросы
175
155,7
230
210,5
200
197,2
12. Плата за землю
2800
2799,2
3175
3197,3
5000
5323,6
13. Страх. от несч. случаев
41
41,5
49
53,2
61
66,5
14. Итого затрат
239200
222172,3
277175
253506
343838
314369,4
15. Себестоимость 1 Гкал
535,92
550,20
611,87
626,48
693,20
755,78

в) плата за подключение к системе теплоснабжения и поступление денежных средств от осуществления указанной деятельности.
Плата за подключение к системе теплоснабжения, утвержденная для ООО "Смоленская ТСК" на 2013 год: 2451,47 руб./(Гкал/час) (без НДС).
Поступило денежных средств от платы за подключение в 2013 году (по состоянию на 01.10.2013) - 17251934,14 руб.;
г) плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для социально значимых категорий потребителей.
Плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности с потребителей тепловой энергии котельного цеха ПП "Смоленской ТЭЦ-2" не осуществляется.

МУНИЦИПАЛЬНЫЕ КОТЕЛЬНЫЕ

Часть 2. ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

В городе действует 63 муниципальные котельные, которые находятся в ведении МУП "Смоленсктеплосеть":
а) структура основного оборудования.
Установленное на теплоисточниках основное оборудование приведено в таблице 1.61.

Таблица 1.61. Характеристика муниципальных котельных

Наименование и адрес котельной
Тип и марка котлов, шт. x тип
Установленная мощность, Гкал/ч
Располагаемая
мощность, Гкал/ч
№ 1, Н.-Неман, 6
12 x КВТС-1
12,0
9,6
№ 2, Ак. Петрова, 9
6 x КВТС-1
6,0
4,8
№ 4, Ак. Петрова, 2
5 x КВТС-1
5,0
4,0
№ 5, Нахимова, 5
6 x КВТС-1
6,0
4,8
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
4 x КВТС-1
4,0
3,2
№ 7, Вяземская, 5
6 x КВТС-1, 2 x КСВ-1,86
9,7
8,0
№ 8, Парковая, 20
2 x КВТС-1, 2 x КВТС-0,5
3,0
2,4
№ 12, Вишенки
4 x КВТС-1, 4 x КВГ-2.32-95Н
12,0
11,2
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
2 x ДКВР-4/13
5,6
5,6
№ 14, Гедеоновка
3 x ДКВР-2,5/13
6,6
6,6
№ 15, Кловская, 46
1 x ТВГ-1,5, 3 x КВТС-1, 2 x Кву 2/95
8,5
7,78
№ 16, Кловская, 19
4 x КВТС-1
4,0
3,2
№ 18, Гарабурды, 13
9 x КВТС-1, 3 x ТВГ-1,5
13,5
11,33
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
8 x КВТС-1
8,0
6,4
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
8 x КВТС-1
8,0
6,4
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
2 x ТВГ-8М, 1 x КВГ-6,5
23,5
23,5
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
1 x КВТС-1; 1 x КВТС-0,5
1,5
1,3
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
4 x КВТС-1
4,0
3,2
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
2 x КВТС-1
2,0
1,6
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
2 x Е 1-0,9 Г-3
1,3
1,0
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
1 x КВТС-1, 1 x КВТС-0,5
1,5
1,3
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
4 x КВТС-1
4,0
3,2
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
2 x КВТС-1
2,0
1,6
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
2 x КВТС-1
2,0
1,6
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
3 x КВТС-1
3,0
2,4
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
2 x КВ-ГМ-2,32-115М
4,0
4,0
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
4 x КВТС-1
4,0
3,2
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
6 x КВТС-1
6,0
4,8
№ 35, Лавочкина, 39
6 x КВ-ГМ-1,16
6,0
6,0
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
4 x КСВ-2,9Г
10,0
10,0
№ 37, Торфопредприятие, 44
3 x КВТС-1
3,0
2,4
№ 38, М. Краснофлотская, 33
6 x ВТС-1
6,0
4,8
№ 39, Строгань, 7
6 x КВТС-1
6,0
4,8
№ 40, Миловидово
5 x КВТС-1
5,0
4,0
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
5 x КВТС-1
5,0
3,4
№ 42, Лавочкина, 47/1
4 x КВТС-1
4,0
3,2
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
4 x Братск-1
4,0
3,44
№ 44, Радищева, 14а
3 x КВТС-1
3,0
2,4
№ 45, Николаева, 21б, крышная
4 x КВМ-125ГН
0,43
0,43
№ 46, Гнездово
2 x ДКВР-20/13-115ГМ
22,8
22,8
№ 47, Николаева, 27а, крышная
7 x КВМ-125ГН
0,8
0,75
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
2 x ДКВР-10/13, 1 x КВ-Г-3,48-95Н
19,0
19,0
№ 51, Автобаза № 5
2 x ДКВР-2,5/13
2,88
2,88
№ 52, Революционная, 8
2 x КВ-ГМ-0,87
1,5
1,29
№ 53, Н.-Неман, 1
4 x КВ-1/95
4,0
4,0
№ 54, З. Космодемьянской, 4
4 x Ква-2,5
8,64
8,64
№ 55, Краснинское ш., 3б
2 x Dynaterm 3200
5,3
5,3
№ 56, Коминтерна
2 x НР-18, 3 x КСВа-1
4,18
4,18
№ 57, Юннатов, 5
2 x PREXTERM-350
0,6
0,6
№ 59, Гагарина, 26 (1)
1 x PREXTERM-470, 1 x PREXTERM-400
0,75
0,75
№ 60, Гагарина, 26 (П)
3 x PREXTERM-470
1,21
1,21
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
3 x PREXTERM-350
0,9
0,9
№ 63, Гагарина, 76
2 x PREXTERM-250
0,23
0,23
№ 64, Дохтурова, 29
2 x PREXTERM-550
0,95
0,95
№ 65, Николаева, 27а, в
5 x КВМ-125ГН
0,535
0,535
№ 66, Колхозный пер., 48
2 x КВ-3,0
5,16
5,16
№ 67, Нахимова, 18
4 x КВГ-2,32-95Н
8,0
8,0
№ 68, Кловка, 27
2 x КВГ-1,1-115
1,9
1,9
№ 69, Московский большак, 12
2 x ИШМА-50
0,08
0,08
Октября, 46 (Хладосервис)
2 x КВГМ-1,0-115Н
1,72
1,72
№ 72, Станционная, 1, БМК
2 x КВГМ-1,5-115
2,58
2,58
№ 73, Сортировка, БМК
3 x Wolf Dynaterm 5000
15,0
15,0
"ОАО ЦИБ 79"
3 x ДКВР-4/13
10,2
10,2

б) параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования и теплофикационной установки.
Теплофикационная мощность на котельных не установлена;
в) ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности.
Сопоставление установленной и располагаемой мощности приведено в таблице 1.62. Как видно из таблицы, в целом по котельным располагаемая мощность ниже установленной на 30,5 Гкал/ч, или на 8,9%, и наблюдается, в основном, на котельных с котлами типа КВТС.

Таблица 1.62. Сопоставление установленной
и располагаемой мощности

Наименование и адрес котельной
Установленная мощность, Гкал/ч
Располагаемая мощность, Гкал/ч
Отклонение
№ 1, Н.-Неман, 6
12
9,6
2,4
№ 2, Ак. Петрова, 9
6
4,8
1,2
№ 4, Ак. Петрова, 2
5
4
1
№ 5, Нахимова, 5
6,0
4,8
1,2
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
4
3,2
0,8
№ 7, Вяземская, 5
9,7
8
1,7
№ 8, Парковая, 20
3
2,4
0,6
№ 12, Вишенки
12
11,2
0,8
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
5,6
5,6
0
№ 14, Гедеоновка
6,6
6,6
0
№ 15, Кловская, 46
8,5
7,78
0,72
№ 16, Кловская, 19
4
3,2
0,8
№ 18, Гарабурды, 13
13,5
11,33
2,17
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
8
6,4
1,6
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
8
6,4
1,6
№ 21, Ситники 3 М. Городнянского, 1
23,5
23,5
0
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
1,5
1,3
0,2
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
4
3,2
0,8
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
2
1,6
0,4
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
1,3
1
0,3
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
1,5
1,3
0,2
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
4
3,2
0,8
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
2
1,6
0,4
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
2
1,6
0,4
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
3
2,4
0,6
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
4
4
0
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
4
3,2
0,8
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
6
4,8
1,2
№ 35, Лавочкина, 39
6
6
0
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
10
10
0
№ 37, Торфопредприятие, 44
3
2,4
0,6
№ 38, М. Краснофлотская, 33
6
4,8
1,2
№ 39, Строгань, 7
6
4,8
1,2
№ 40, Миловидово
5
4
1
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
5
3,4
1,6
№ 42, Лавочкина, 47/1
4
3,2
0,8
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
4
3,44
0,56
№ 44, Радищева, 14а
3
2,4
0,6
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,43
0,43
0
№ 46, Гнездово
22,8
22,8
0
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,8
0,75
0,05
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
19
19
0
№ 51, Автобаза № 5
2,88
2,88
0
№ 52, Революционная, 8
1,5
1,29
0,21
№ 53, Н.-Неман, 1
4
4
0
№ 54, З. Космодемьянской, 4
8,64
8,64
0
№ 55, Краснинское ш., 3б
5,3
5,3
0
№ 56, Коминтерна
4,18
4,18
0
№ 57, Юннатов, 5
0,6
0,6
0
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,75
0,75
0
№ 60, Гагарина, 26 (П)
1,21
1,21
0
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,9
0,9
0
№ 63, Гагарина, 76
0,23
0,23
0
№ 64, Дохтурова, 29
0,95
0,95
0
№ 65, Николаева, 27а, в
0,535
0,535
0
№ 66, Колхозный пер., 48
5,16
5,16
0
№ 67, Нахимова, 18
8
8
0
№ 68, Кловка, 27
1,9
1,9
0
№ 69, Московский большак, 12
0,08
0,08
0
Октября, 46 (Хладосервис)
1,72
1,72
0
№ 72, Станционная, 1, БМК
2,58
2,58
0
№ 73, Сортировка, БМК
15
15
0
"ОАО ЦИБ 79"
10,2
10,2
0
Всего
342,0
311,5
30,5

г) объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто.
Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто приведены в таблице 1.63.

Таблица 1.63. Объем потребления тепловой энергии (мощности)
и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды
и параметры тепловой мощности нетто

Наименование и адрес котельной
Располагаемая мощность, Гкал/ч
Собственные и хозяйственные нужды, Гкал/ч
Тепловая мощность нетто, Гкал/ч
№ 1, Н.-Неман, 6
9,6
0,05
9,55
№ 2, Ак. Петрова, 9
4,8
0,03
4,77
№ 4, Ак. Петрова, 2
4,0
0,02
3,98
№ 5, Нахимова, 5
4,8
0,02
4,78
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
3,2
0,02
3,18
№ 7, Вяземская, 5
8,0
0,03
7,97
№ 8, Парковая, 20
2,4
0,004
2,4
№ 12, Вишенки
11,2
0,02
11,18
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
5,6
0,02
5,58
№ 14, Гедеоновка
6,6
0,02
6,58
№ 15, Кловская, 46
7,78
0,02
7,76
№ 16, Кловская, 19
3,2
0,01
3,19
№ 18, Гарабурды, 13
11,33
0,04
11,29
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
6,4
0,03
6,37
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
6,4
0,04
6,36
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
23,5
0,1
23,4
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
1,3
0,002
1,3
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
3,2
0,005
3,19
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
1,6
0,007
1,59
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
1,0
0,006
0,99
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
1,3
0,003
1,3
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
3,2
0,004
3,2
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
1,6
0,002
1,6
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
1,6
0,0009
1,6
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
2,4
0,002
2,4
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
4,0
0,02
3,98
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
3,2
0,01
3,19
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
4,8
0,02
4,78
№ 35, Лавочкина, 39
6,0
0,02
5,98
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
10,0
0,03
9,97
№ 37, Торфопредприятие, 44
2,4
0,01
2,39
№ 38, М. Краснофлотская, 33
4,8
0,02
4,78
№ 39, Строгань, 7
4,8
0,03
4,77
№ 40, Миловидово
4,0
0,01
3,99
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
3,4
0,01
3,39
№ 42, Лавочкина, 47/1
3,2
0,008
3,19
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
3,44
0,006
3,43
№ 44, Радищева, 14а
2,4
0,01
2,39
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,43
0,001
0,43
№ 46, Гнездово
22,8
0,08
22,72
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,75
0,002
0,75
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
19,0
0,03
18,97
№ 51, Автобаза № 5
2,88
0,004
2,87
№ 52, Революционная, 8
1,29
0,002
1,29
№ 53, Н.-Неман, 1
4,0
0,02
3,98
№ 54, З. Космодемьянской, 4
8,64
0,03
8,61
№ 55, Краснинское ш., 3б
5,3
0,01
5,29
№ 56, Коминтерна
4,18
0,01
4,17
№ 57, Юннатов, 5
0,6
0,0009
0,6
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,75
0,0015
0,75
№ 60, Гагарина, 26 (П)
1,21
0,0025
1,21
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,9
0,0018
0,9
№ 63, Гагарина, 76
0,23
0,0006
0,23
№ 64, Дохтурова, 29
0,95
0,0015
0,94
№ 65, Николаева, 27а, в
0,535
0,001
0,53
№ 66, Колхозный пер., 48
5,16
0,02
5,14
№ 67, Нахимова, 18
8,0
0,04
7,96
№ 68, Кловка, 27
1,9
0,002
1,9
№ 69, Московский большак, 12
0,08
0,0001
0,08
Октября, 46 (Хладосервис)
1,72
0,003
1,72
№ 72, Станционная, 1, БМК
2,58
0,03
2,55
№ 73, Сортировка, БМК
15,0
0,26
14,74
"ОАО ЦИБ 79"
10,2
0,03
10,17
Всего
311,5
1,3
310,2

д) срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по продлению ресурса.
В таблице 1.64 приведена краткая характеристика основного оборудования котельных.

Таблица 1.64. Краткая характеристика основного
оборудования котельных

Наименование и адрес котельной
Год ввода в эксплуатацию
Нормативный срок службы (в соответствии с паспортом), лет
Остаточный ресурс оборудования, лет
Средний кпд котлов, %
№ 1, Н.-Неман, 6
1998 - 2008
15
0 - 10
80,3
№ 2, Ак. Петрова, 9
2003 - 2009
15
5 - 11
81,3
№ 4, Ак. Петрова, 2
1995 - 1997
15
0
79,9
№ 5, Нахимова, 5
2001 - 2003
15
3 - 5
79,0
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
2003
15
5 - 9
78,4
№ 7, Вяземская, 5
1993 - 2004
15
0 - 6
74,8
№ 8, Парковая, 20
2002 - 2004
15
4 - 6
82,5
№ 12, Вишенки
2002 - 2007
15
4 - 10
89,5
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
1971
20
0
90,8
№ 14, Гедеоновка
1970 - 1974
20
0
87,9
№ 15, Кловская, 46
1995 - 2003
14 - 15
0 - 5
84,1
№ 16, Кловская, 19
1994 - 1995
15
0
80,3
№ 18, Гарабурды, 13
1990 - 2004
14 - 15
0 - 6
81,5
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
1994 - 2004
14
0 - 6
81,7
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
1993 - 2004
15
0 - 6
80,5
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
1984 - 1989
14 - 15
0
90,1
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
1993, 2004
15
0 - 6
70,1
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
1990 - 1994
15
0
82,2
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
1993, 2003
15
0 - 5
70,9
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
1994
15
0
86,7
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
1993, 2002
15
0 - 4
62,9
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
1995, 2003
15
0 - 5
76,7
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
1993
15
0
76,1
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
1993
15
0
62,8
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
1993
15
0
79,1
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
2006
15
8
85,7
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
1990, 1992
15
0
77,7
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
1995 - 2005
15
0 - 7
80,6
№ 35, Лавочкина, 39
2007
15
9
94,2
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
1998
15
1
87,6
№ 37, Торфопредприятие, 44
1998 - 2005
15
1 - 7
73,9
№ 38, М. Краснофлотская, 33
2003
15
5
75,4
№ 39, Строгань, 7
1992 - 2005
15
0 - 7
78,1
№ 40, Миловидово
2003 - 2012
15
5 - 14
78,9
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
2002 - 2009
15
4 - 11
80,2
№ 42, Лавочкина, 47/1
1998 - 2003
15
1 - 5
80,9
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
1989
20
0
82,2
№ 44, Радищева, 14а
1997, 2009
15
0 - 11
74,7
№ 45, Николаева, 21б, крышная
2001
15
3
87,3
№ 46, Гнездово
1978
20
0
92,0
№ 47, Николаева, 27а, крышная
2001
15
3
84,5
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
1968, 2009
20, 15
0 - 11
91,1
№ 51, Автобаза № 5
1975
20
0
91,4
№ 52, Революционная, 8
2002, 2009
15
4 - 11
92,3
№ 53, Н.-Неман, 1
2002, 2003
10
0 - 1
86,4
№ 54, З. Космодемьянской, 4
2005
10
2
92,8
№ 55, Краснинское ш., 36
2012
25
24
86,4
№ 56, Коминтерна
1999 - 2001
15
1 - 3
87,9
№ 57, Юннатов, 5
1998
20
5
90,1
№ 59, Гагарина, 26 (1)
1997, 2003
20
4 - 10
90,8
№ 60, Гагарина, 26 (П)
1998
20
5
90,8
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
1999
20
6
91,0
№ 63, Гагарина, 76
1997
20
4
89,6
№ 64, Дохтурова, 29
1999
20
6
89,8
№ 65, Николаева, 27а, в
2002
15
4
84,8
№ 66, Колхозный пер., 48
2007
10
4
92,7
№ 67, Нахимова, 18
2004
15
6
91,8
№ 68, Кловка, 27
н/д
15
-
92,5
№ 69, Московский большак, 12
н/д
15
-
86,0
Октября, 46 (Хладосервис)
н/д
15
-
89,6
Станционная, 1, БМК
2010
15
12
92,7
Сортировка, БМК
2011
25
23
93,6
"ОАО ЦИБ 79"
1980
20
0
89,9

Высокий уровень износа и низкий коэффициент полезного действия котлов (ниже 80% почти в каждой четвертой котельной МУП "Смоленсктеплосеть") обуславливают высокий уровень ресурсопотребления, а также рост затрат на эксплуатацию и ремонт оборудования. Оборудование 15 котельных исчерпало свой нормативный срок службы.
В настоящее время требуется модернизация ряда котельных с заменой котлов на новые с КПД не менее 90%, оборудование их установками докотловой обработки воды, установка приборов учета тепловой энергии и полной автоматизации процесса горения;
е) схема выдачи тепловой мощности, структура теплофикационных установок (если источник тепловой энергии - источник комбинированной выработки тепловой и электрической энергии).
Анализ затрат электрической энергии на отпуск тепловой энергии за период с 2007 по 2012 год показывает их увеличение: по ООО "Смоленская ТСК" с 38,5 до 42,6 кВт.ч/Гкал, по МУП "Смоленсктеплосеть" с 24,7 до 29,6 кВт.ч/Гкал. Снижение показателей эффективности производства и передачи тепловой энергии свидетельствует о необходимости модернизации существующих систем теплоснабжения города Смоленска;
ж) способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя.
Температурный график отпуска тепла на нужды отопления от котельных № 21, 55, 66, 72, 73 - 115/70°C, от остальных котельных - 95/70°C;
з) среднегодовая загрузка оборудования.
Сопоставление тепловой мощности нетто, фактической за 2012 год среднегодовой загрузки оборудования и договорной максимально-часовой тепловой нагрузки со среднечасовым ГВС приведено в таблице 1.65.

Таблица 1.65. Сопоставление располагаемой тепловой мощности,
среднегодовой загрузки оборудования и договорной
максимально-часовой тепловой нагрузки

Наименование и адрес котельной
Тепловая мощность нетто, Гкал/ч
Фактическая за 2012 г. среднегодовая загрузка оборудования, Гкал/ч
Договорная тепловая нагрузка,
Гкал/ч
№ 1, Н.-Неман, 6
9,55
1,99
5,21
№ 2, Ак. Петрова, 9
4,77
1,20
2,79
№ 4, Ак. Петрова, 2
3,98
0,72
1,89
№ 5, Нахимова, 5
4,78
0,82
2,67
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
3,18
0,72
1,54
№ 7, Вяземская, 5
7,97
1,36
3,24
№ 8, Парковая, 20
2,4
0,21
0,56
№ 12, Вишенки
11,18
1,15
2,95
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
5,58
0,29
0,20
№ 14, Гедеоновка
6,58
1,03
2,22
№ 15, Кловская, 46
7,76
0,88
1,92
№ 16, Кловская, 19
3,19
0,41
1,57
№ 18, Гарабурды, 13
11,29
2,10
5,47
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
6,37
1,37
2,96
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
6,36
1,64
3,64
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
23,4
4,23
10,57
№ 23, СШ № 19 Лукина, 19
1,3
0,09
0,29
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
3,19
0,22
0,78
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
1,59
0,09
0,13
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
0,99
0,08
0,07
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
1,3
0,10
0,24
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
3,2
0,18
0,48
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
1,6
0,11
0,39
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
1,6
0,03
0,06
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
2,4
0,09
0,16
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
3,98
0,82
1,86
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
3,19
0,35
0,92
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
4,78
1,06
2,60
№ 35, Лавочкина, 39
5,98
1,00
2,29
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
9,97
1,39
3,19
№ 37, Торфопредприятие, 44
2,39
0,21
0,67
№ 38, М. Краснофлотская, 33
4,78
0,82
2,63
№ 39, Строгань, 7
4,77
1,43
3,60
№ 40, Миловидово
3,99
0,39
0,95
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
3,39
0,49
1,41
№ 42, Лавочкина, 47/1
3,19
0,41
1,01
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
3,43
0,24
0,67
№ 44, Радищева, 14а
2,39
0,47
1,29
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,43
0,06
0,31
№ 46, Гнездово
22,72
3,38
7,69
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,75
0,12
0,59
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
18,97
1,52
4,26
№ 51, Автобаза № 5
2,87
0,16
0,53
№ 52, Революционная, 8
1,29
0,08
0,22
№ 53, Н.-Неман, 1
3,98
0,82
1,90
№ 54, З. Космодемьянской, 4
8,61
1,16
3,00
№ 55, Краснинское ш., 3б
5,29
0,49
2,92
№ 56, Коминтерна
4,17
0,62
2,05
№ 57, Юннатов, 5
0,6
0,09
0,26
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,75
0,16
0,44
№ 60, Гагарина, 26 (П)
1,21
0,26
0,72
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,9
0,18
0,50
№ 63, Гагарина, 76
0,23
0,07
0,18
№ 64, Дохтурова, 29
0,94
0,14
0,39
№ 65, Николаева, 27а, в
0,53
0,10
0,58
№ 66, Колхозный пер., 48
5,14
1,03
2,67
№ 67, Нахимова, 18
7,96
1,57
3,62
№ 68, Кловка, 27
1,9
0,26
0,69
№ 69, Московский большак, 12
0,08
0,01
0,04
Октября, 46 (Хладосервис)
1,72
0,19
0,49
№ 72, Станционная, 1, БМК
2,55
0,72
2,00
№ 73, Сортировка, БМК
14,74
3,32
9,16
"ОАО ЦИБ 79"
10,17
0,71
2,80
Всего
310,2

123,1

и) способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети.
Учет тепловой энергии, отпускаемой потребителям, осуществляется с помощью узла учета тепловой энергии, состоящего из комплекса приборов и устройств, обеспечивающих учет тепловой энергии, контроль и регистрацию параметров теплоносителя. Конструктивно он представляет собой набор модулей, которые врезаются в трубопроводы.
Теплосчетчики имеются на семи котельных:
- № 45, Николаева, 21б - UFEC 005-1 (неисправен);
- № 47, Николаева, 27а - ТС-06;
- № 55, Краснинское шоссе, 3б - ТЭМ 104;
- № 65, Николаева, 27а, в - ТЭМ-05м (неисправен);
- № 66, Колхозный пер., 48 - ТЭМ 104;
- № 72, Станционная, 1 - СТ 10;
- № 73, Сортировка, БМК - ТеРосс.
На остальных котельных приборы учета тепловой энергии отсутствуют;
к) статистика отказов и восстановления оборудования источников тепловой энергии.
Отказов оборудования в 2007 - 2012 гг., приводящих к нарушению отпуска тепла в тепловые сети, не зарегистрировано;
л) предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии.
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии отсутствуют.

Часть 3. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ, СООРУЖЕНИЯ НА НИХ И ТЕПЛОВЫЕ ПУНКТЫ

а) описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой энергии, от магистральных выводов до центральных тепловых пунктов (если таковые имеются) или до ввода в жилой квартал или промышленный объект.
Системы теплоснабжения от муниципальных котельных четырехтрубные: два трубопровода на отопление и два трубопровода на горячее водоснабжение.
В таблице 1.66 представлена структура тепловых сетей котельных МУП "Смоленстеплосеть".

Таблица 1.66. Структура тепловых сетей котельных
МУП "Смоленсктеплосеть"

Наименование и адрес котельной
Тип прокладки
Год ввода в эксплуатацию
Протяженность в однотрубном исчислении, м
Ду, мм
до 50
50
70
80
100
125
150
200
250
300
350
№ 1, Н.-Неман, 6
надземная
1968
604

50
50
100
101
101

202



подземная
1968
824
33
115
33
181
58
188
100
116



1990
792

188

188
10
10
376
20



1999
587

50
129
10
131
58
209




2002
852

175

213
114

350




2004
1116
85
170
247
163
281

170




2011
96



24
12
12

48



Итого


4871
118
748
459
879
707
369
1205
386
0
0

№ 2, Ак. Петрова, 9
подземная
1968
1972

238
31
778
361
368

196



1988
520

288


232






2011
500


51
301
148






Итого


2992

526
82
1079
741
368
0
196
0
0
0
№ 4, Ак. Петрова, 2
надземная
1969
112
8










подземная
1961
600
112

90
39
129


258



1969
784
84
120

274







1993
348
390

128
46







1994
1108
174
277
188
54
560






Итого


2952
29
397
406
413
689
0
0
258
0
0
0
№ 5, Нахимова, 5
подземная
1968
2252
789

48
646
302
1106

150



Итого


2252

0
48
646
302
1106
0
150
0
0

№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
подземная
1975
592
0
5
5
143
153
286





1993
1044

332
172
73
280
9
18




Итого


1636
160
337
177
216
433
295
18
0
0
0
0
№ 7, Вяземская, 5
надземная
1995
772
160




772





1979
28




28






1995
772



772







1979
28

28









подземная
1968
1754

248
221
312
496
246
39
192



1979
1228
79
130
177

272

342
228



1991
776
17
17
211
177

162
192




1992
400
29
29
58


284





Итого


5758
125
452
667
1261
796
1464
573
420
0
0

№ 8, Парковая, 20
надземная
1982
60
15
15


30






подземная
1982
496
256
30


210






Итого


556
271
45
0
0
240
0
0
0
0
0

№ 12, Вишенки
надземная
1992
80



20

20


40


подземная
1989
528

132
10
122
264






1992
1870

208
162
282
137
250
93
172
566


2003
788
51
237
182

106

212




Итого


3266
51
577
354
424
507
270
305
172
606
0
0
№ 14, Гедеоновка
надземная
1988
5374
782,5
1780,5
208
581
820
570
360
272



подземная
1988
879
20
429
80
168
182






Итого


6253
802,5
2209,5
288
749
1002
570
360
272
0
0

№ 15, Кловская, 46
надземная
1979
252

63


63

126




2012
320


160


160





подземная
1976
346

44,5
86,5

89

42
84



1979
164
29

12

41

82




2012
108


27

81






1994
180


45

45
90





Итого


1370
29
107,5
330,5
0
319
250
250
84
0
0
0
№ 16, Кловская, 19
надземная
1994
408


204

204






подземная
1984
808

152

202

41
395
18



1986
576

187

187

202





1987
434

434









1991
1233,6
44
183

352,4
403,4

250,8




1994
44


22
22







1999
328


82
82
164






2012
876

183
116
161
268
76

72



Итого


4707,6
44
1139
424
1006,4
1039,4
319
645,8
90
0
0
0
№ 18, Гарабурды, 13
подземная
1972
1086

254,5
32
215,5
168
134
94
90
98


1993
72

5
13
5
23
26





1994
344


86

86

172




2002
784

196
196

392






2008
1362

236
32
391
472
77

154



2011
2572

68
42
169
519
153
561
1060



2012
92

23

23
46






Итого


6312
0
782,5
401
803,5
1706
390
827
1304
98
0
0
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
надземная
1976
1646

206

276
349
133
134
510
38


1976
1182

132
86
168
332
144
148
172



2012
38





38





подземная
1976
1310

153
212
156
263
172

354



1981
116
29
29


58






2012
256


64
46
110
36





Итого


4548
29
520
362
646
1112
523
282
1036
38
0
0
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
надземная
1976
315







315



2012
179







179



1976
241,5




84

157,5




2012
241,5



241,5







1976
148






148




1978
44





44





1988
100





100





1976
172


74

98






1988
124

50

74







1978
69





69





подземная
1976
256
31

64
44
18
99





1978
404


202


202





1985
318
57,5
79,5
115

66






1988
324
19
62
151
56

36





1987
512


128
128
256






2012
336



84
84

168




Итого


3784
107,5
191,5
734
627,5
606
550
473,5
494
0
0
0
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
надземная
1987
1112



18
314
141
119
520



2000
140


35
35
70






1988
1000




250
496

254



2001
80

20

20
40






2012
756




189
69

498



подземная
1987
164



12
65

24
53
10


1988
2034,4
30
198
548
106
762

318
72,4



1990
40

10

30







1992
420

105
315








2000
820


205
205
410






2001
1138

390
127
80
160
381





2012
1686

161,5
20
220,5
534
146
118
486



Итого


9390,4
30
884,5
1250
726,5
2794
1233
579
1883,4
10
0
0
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
подземная
1973
202




202






Итого


202
0
0
0
0
202
0
0
0
0
0
0
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
надземная
1968
954


74

880






1999
102



102







подземная
1968
260



94
166






1999
354



354







2000
269

58

211







Итого


1939
0
58
74
761
1046
0
0
0
0
0

№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
надземная
1964
90
90










подземная
1964
1445
313
374
758








Итого


1535
403
374
758
0
0
0
0
0
0
0

№ 28, Дубровенская шк.-интернат
надземная
1979
292
146


146







подземная
1979
568
160
102
102

204






Итого


860
306
102
102
146
204
0
0
0
0
0

№ 29, СШ № 5, Красный Бор
подземная
1972
240





240





Итого


240
0
0
0
0
0
240
0
0
0
0

№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
подземная
1994
692
467
105
120








Итого


692
467
105
120
0
0
0
0
0
0
0

№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
подземная
1994
555,5
298,5
177

30
50






Итого


555,5
298,5
177
0
30
50
0
0
0
0
0

№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
надземная
1982
1416



37
82
354
779
164



1989
816
45
294

159

318





1994
310,8

77,7
233,1








подземная
1994
274

106
106

62






2011
220

55
42

123






2012
196

49
147








Итого


3232,8
45
581,7
528,1
196
267
672
779
164
0
0
0
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
надземная
1986
1558




140

1070
348



подземная
1986
3814
534
420
598
86
1200

730
246



Итого


5372
534
420
598
86
1340
0
1800
594
0
0

№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
надземная
1979
635

196
344
25

25

25
20


1996
360
90
90


180






2008
320



60
20
80

120
40


подземная
1979
744

108

205

115

316



1984
680

50
120
50
120

340




1996
1036

259

301

476





1997
580

155

385

40





2002
488
78
122
156
44

88





Итого


4843
168
980
620
1070
320
824
340
461
60
0

№ 35, Лавочкина, 39
надземная
1998
169,4
153,4



8
8





подземная
1998
2368,5
120,5
830,5
19
365,5
752
215
66




Итого


2537,9
273,9
830,5
19
365,5
760
223
66
0
0
0

№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
надземная
1968
408




204

204




1993
704


102

176

278
148



подземная
1968
726
45
227
42
382


10



20
1993
1779

95
63
419
376
148
362
20
296


1998
116



58




58


2003
172

172









2008
312


78

78

156




2012
160


40

40

80




Итого


4377
45
494
325
859
874
148
1090
168
354
0
20
№ 37, Торфопредприятие, 44
надземная
1999
684




684






подземная
1999
2636
550
790
526

770






Итого


3320
550
790
526
0
1454
0
0
0
0
0
0
№ 38, М. Краснофлотская, 33
надземная
1983
618

618









подземная
1987
772

90


446

236




1989
130




130






1990
472

64

36
120


252



1993
32

32









1997
934

26

348
340
82

138



Итого


2958
0
830
0
384
1036
82
236
390
0
0
0
№ 39, Строгань, 7
подземная
2000
392


196
98
98






1987
372


279
93







1997
1184

592
296
296







Итого


1948
0
592
771
487
98
0
0
0
0
0
0
№ 40, Миловидово
надземная
1987
7652
228
2498
256
588
1526
236
1624
696



подземная
1987
2930
350
2452

128







Итого


10582
578
4950
256
716
1526
236
1624
696
0
0
0
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
надземная
1987
791

136
190
120
115

230




подземная
1987
1020



225
225
200
370




1992
60






60




1998
310

102

102

106





Итого


2181
0
238
190
447
340
306
660
0
0
0
0
№ 42, Лавочкина, 47/1
надземная
2001
696
174
174
348








подземная
1963
510

160
70
280







1999
72
18
18


36






2001
436

436









Итого


1714
192
788
418
280
36
0
0
0
0
0
0
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
подземная
1989
878

174

376

328





2000
700

366
28
278

28





Итого


1578
0
540
28
654
0
356
0
0
0
0
0
№ 44, Радищева, 14а
надземная
1970
1556
132
132
264
40
257
297
434




1993
27




27






подземная
1970
558
180
189


139,5
49,5





1993
578

420


158






2001
498

388


110






2012
680



170
170
340





Итого


3897
312
1129
264
210
861,5
686,5
434
0
0
0
0
№ 46, Гнездово
надземная
1981
4094



262
180


722
1090
1840

1993
424


68

150



206


2000
462

462









подземная
1981
3650
192
446
540
102
1000
316
146
140

768

2000
1152
155
787
210








1993
150








150


2012
242


242








Итого


10174
347
1695
1060
364
1330
316
146
862
1446
2608
0
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
надземная
2000
4327,2
172
520,5

1193,5
1695

93
653,2



2001
1380,6
100
555,6

286
439






подземная
2000
527
174
126

140
87






2001
850,4

460
68
120
202,4






2000
510
367
131

12







2001
249,5
87,5


111
51






Итого


7844,7
900,5
1793,1
68
1862,5
2474,4
0
93
653,2
0
0
0
№ 51, Автобаза № 5
надземная
1975
236






236




подземная
1975
683

116


102
255

210



1999
184
184










1975
210
105


105







Итого


1313
289
116
0
105
102
255
236
210
0
0
0
№ 52, Революционная, 8
надземная
2002
48


24


24





Итого


48
0
0
24
0
0
24
0
0
0
0
0
№ 53, Н.-Неман, 1
подземная
2002
1840
28
100
180
556
750

226




Итого


1840
28
100
180
556
750
0
226
0
0
0
0
№ 54, З. Космодемьянской, 4
надземная
1981
996

179

817







подземная
1979
612



73
80
343

116



1984
864
30
130
22
246
74
34
200
128



2002
852

230


268
38
240

76


Итого


3324
30
539
22
1136
422
415
440
244
76
0
0
№ 55, Краснинское ш., 3б
подземная
1998
224






198
26



2012
12





12





2002
46




46






1998
112





99
13




2012
6




6






2002
23



23







1998
112



99
13






2012
6


6








2002
23

23









Итого


564
0
23
6
122
65
111
211
26
0
0
0
№ 56, Коминтерна
надземная
1999
200

100
100








подземная
1999
1564

398
60
218


888




2002
1646

558
642
114
80
252





1999
468

186

39
243






1999
468

186

282







2002
90

90









Итого


4436
0
1518
802
653
323
252
888
0
0
0
0
№ 66, Колхозный пер., 48
надземная
2002
1188

30


206

246
706



2000
422




370

52




2002
1414
30
132
396

503


353



2000
422



26
370

26




подземная
2000
50




50






2002
466
26
72,5
216,5

151






2000
50




50






Итого


4012
56
234,5
612,5
26
1700
0
324
1059
0
0
0
№ 67, Нахимова, 18
надземная
2005
36



9


9

18


подземная
1968
134







134



2005
134







134



2006
809



809







2011
226




226






2005
158





158





2006
110

55

55







2011
1035

517,5
517,5








1966
804



190
380
234





1968
316




316






1975
202



202







2000
194



52
142






1966
829

274
190
67
102
196





1968
334

176
158








1975
122

96

26







2000
235
33
136
66








Итого


5678
33
1254,5
931,5
1410
1166
588
9
268
18
0
0
№ 68, Кловка, 27
подземная

156
39
39

78







Итого


156
39
39
0
78
0
0
0
0
0
0
0
№ 69, Московский большак, 12
надземная
2009
42


42








Итого


42
0
0
42
0
0
0
0
0
0
0
0
Октября, 46 (Хладосервис)
подземная
1982
822

411

411







Итого


822
0
411
0
411
0
0
0
0
0
0
0
№ 72, Станционная, 1, БМК
надземная
2010
1904


212
82
282
880
448




2012
84



84







2010
997

333

83
442
139





подземная
2010
606

588


18






Итого


3591
0
921
212
249
742
1019
448
0
0
0
0
№ 73, Сортировка, БМК
подземная
2011
2648







640
880
1128

Итого


2648
0
0
0
0
0
0
0
640
880
1128
0
"ОАО ЦИБ 79"
надземная

868

520


174

174




подземная

3488
822
486
170
267,5
710
332,5
535
165



Итого


4356
822
1006
170
267,5
884
332,5
709
165
0
0
0
Всего


166060,9
9272,9
32545,8
15709,6
23408,4
33366,3
14793
16277,3
13345,6
3586
3736
20

б) электронные и (или) бумажные карты (схемы) тепловых сетей в зонах действия источников тепловой энергии.
Схема размещения муниципальных котельных представлена на рисунке 1.9;
в) параметры тепловых сетей, включая год начала эксплуатации, тип изоляции, тип компенсирующих устройств, тип прокладки, краткую характеристику грунтов в местах прокладки с выделением наименее надежных участков, определением их материальной характеристики и подключенной тепловой нагрузки.
Основная часть грунтов в зоне теплоснабжения котельной представлена песками, супесями, суглинками и глинами, которые легко подвержены размыву и переносу или транзиту в паводковый период на нижележащие участки реки.
В тепловых сетях котельных используются трубопроводы различных диаметров: от Ду 32 мм до Ду 350 мм.
Срок службы тепловых сетей зон действия котельных колеблется в достаточно широком диапазоне (от 50 лет до 1 года).
В качестве тепловой изоляции трубопроводов используется минеральная вата. В ряде случаев при перекладке трубопроводов тепловых сетей в последние годы использовалась изоляция ППУ.
В качестве компенсирующих устройств применяются осевые, сальниковые и П-образные компенсаторы;
г) описание типов и количества секционирующей и регулирующей арматуры на тепловых сетях.
По данным МУП "Смоленсктеплосеть" за предприятием числится регулирующая арматура в количестве 255 шт., в том числе 252 регулятора температуры и 3 регулятора давления, секционирующая арматура в количестве 14 шт.
Типы регулирующей арматуры:
- вентиль запорный;
- затвор обратный, поворотный центрический;
- регуляторы температуры (3-х и 2-ходовые);
д) описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов.
По данным МУП "Смоленсктеплосеть" тепловые камеры делятся на два типа:
- сборные из железобетонных конструкций;
- кирпичные.
Перекрытие камер выполнено из железобетонных плит. Крышки люков чугунные или железобетонные в зависимости от расположения камеры (железобетонные люки - газоны, чугунные люки - проезжая часть, тротуары);
е) описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их обоснованности.
Центральное регулирование отпуска тепла на котельных осуществляется по температурному графику качественно-количественного регулирования отпуска тепла на котельных № 21, 55, 66, 72, 73 - 115/70°C, от остальных котельных - 95/70°C.
В соответствии с ПТЭ ЭТЭ РФ, пункт 6.2.59, отклонения от заданного теплового режима за головными задвижками котельной № 1 при условии работы в расчетных гидравлических и тепловых режимах должны быть не более:
- температура воды, поступающей в тепловую сеть, - ;
- по давлению в подающих трубопроводах - ;
- по давлению в обратных трубопроводах - ;
- среднесуточная температура сетевой воды в обратных трубопроводах не может превышать заданную графиком более чем на 5%.
Температура теплоносителя в системы отопления задается по температурному графику в зависимости от температуры наружного воздуха;
ж) фактические температурные режимы отпуска тепла в тепловые сети и их соответствие утвержденным графикам регулирования отпуска тепла в тепловые сети.
Фактические режимы в тепловых сетях соответствуют утвержденным температурным графикам;
з) гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики.
Учитывая то, что муниципальные котельные осуществляют теплоснабжение только близлежащих потребителей, гидравлические расчеты не выполнялись;
и) статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за последние пять лет.
Данные по отказам на тепловых сетях муниципальных котельных с 01.01.2013 по 21.08.2013 представлены в таблице 1.67.

Таблица 1.67. Данные по отказам на тепловых сетях котельных
МУП "Смоленсктеплосеть"

Номер, адрес ЦТП (котельной)
Отключено
Включено
Суммарное количество часов отключения
Причина отключения
дата
время
дата
время
Технологические нарушения в тепловых сетях котельных
Кот-67, Нахимова, 18
12.04.2013
08.30
12.04.2013
16.00
07.50
порыв т/сети
Кот-67, Нахимова, 18
19.03.2013
11.00
19.03.2013
15.45
04.75
порыв т/сети
Технологические нарушения тепловых сетей отдельных зданий
1-й Краснофлотский пер., 17 (кот. НГЧ, б-ца РЖД)
15.02.2013
10.45
15.02.2013
22.30
11.75
порыв т/сети
2-я Киевская, 1/29, 3, 5, 7, 9, 11, 12, 13, 15, 20 (3к-16)
12.02.2013
08.40
12.02.2013
12.55
04.25
порыв т/сети
2-я Краснинская, 7, 7/1 (ЦТП-109)
25.02.2013
14.15
25.02.2013
19.45
05.50
порыв т/сети
25 Сентября, 44, 46, 48 (ЦТП-54)
26.02.2013
11.40
26.02.2013
19.00
07.33
порыв т/сети
Автозаводская, 23, 23а (д/с "Одуванчик") (ЦТП-221)
21.02.2013
10.05
21.02.2013
16.00
05.92
порыв т/сети
Автозаводская, 27а (ЦТП-221)
01.02.2013
09.40
01.02.2013
13.45
04.08
порыв т/сети
Б. Советская, 18/18 (ЦТП-53)
11.04.2013
03.20
11.04.2013
17.40
14.33
порыв т/сети
Багратиона, 23, 25 (кот. 4)
25.01.2013
11.30
25.01.2013
17.50
06.33
порыв т/сети
Войкова, 1 (2к-87)
16.01.2013
18.30
17.01.2013
01.20
06.83
порыв т/сети
Воровского, 23, 24 (ЦТП-67)
18.02.2013
16.00
18.02.2013
22.30
06.50
порыв т/сети
Губенко, 14, Чехова, 1, 2, 2а (ЦТП-192)
01.02.2013
13.00
01.02.2013
19.05
06.08
порыв т/сети
Губенко, 7, 9, 18, 20, 22, Лукина, 4, 6, 8, 8а, 10, 10а, 12, 12а, 12б, Чехова, 5, 1-й пер. Мичурина, 4а, 4б (ЦТП-192)
11.02.2013
14.00
11.02.2013
19.00
05.00
порыв т/сети
Дзержинского, 5, 7, 8, 9, 10, 12 (ЦТП-83)
26.02.2013
08.30
26.02.2013
17.00
08.50
порыв т/сети
Докучаева, 8, 10, Ленина, 23/8 (ЦТП-28)
14.01.2013
09.00
14.01.2013
17.30
08.50
порыв т/сети
К. Маркса, 8, 10, 12, 14, Октябрьской рев., 6, 8 (2к-27)
18.02.2013
14.00
18.02.2013
20.50
06.83
порыв ввода
Ковтюха, 6 (3.10к-70)
09.01.2013
14.20
09.01.2013
23.00
08.67
порыв т/сети
Колх. пл., 4, баня (2к-3)
21.01.2013
22.40
22.01.2013
08.40
10.00
порыв т/сети
Коммунистическая, 4 (2к-51)
13.01.2013
19.20
14.01.2013
14.30
19.17
порыв т/сети
Королевка, 11 (ЦТП-190)
19.02.2013
11.00
19.02.2013
15.45
04.75
порыв т/сети
Крупской, 53, 55, 57, 59, 61 (ЦТП-209)
01.04.2013
08.50
01.04.2013
15.25
06.58
порыв т/сети
Крупской, 53, 55, 57, 59, 61 (ЦТП-209)
06.03.2013
10.50
06.03.2013
18.30
7.67
порыв т/сети
Кутузова 10, 10а, 12, Лукина, 2 (ЦТП-192)
15.02.2013
09.30
15.02.2013
13.20
03.83
порыв т/сети
Кутузова, 10, 10а, 12, Лукина, 2 (ЦТП-192)
18.02.2013
10.50
18.02.2013
17.00
06.17
порыв т/сети
М. Расковой, 11, 11а, 11б (кот. 18)
16.04.2013
16.20
17.04.2013
18.05
25.75
порыв т/сети
Миловидово (клуб) (кот. 40)
26.03.2013
10.00
26.03.2013
14.00
04.00
порыв т/сети
Нарвская, 13, 15, 17, 19 (кот. "Айсберг")
27.02.2013
10.30
27.02.2013
16.00
5.50
порыв т/сети
Николаева, 7, 9, 9а, 11, 13 (ЦТП-109)
25.02.2013
14.15
25.02.2013
19.45
05.50
порыв т/сети
Октябрьской рев., 16 (прачечная дет. б-цы) 2к-71
29.01.2013
22.50
31.01.2013
17.00
42.17
порыв т/сети
Октябрьской рев., 26 (ЦТП-109)
07.02.2013
10.15
07.02.2013
15.30
05.25
порыв т/сети
Октябрьской рев., 24, 26, 28, 30, 32, 34, 36 (ЦТП-109)
25.02.2013
14.15
25.02.2013
19.45
05.50
порыв т/сети
П. Алексеева, 11 (к. 1, 2, 3, 4) (ЦТП-44)
26.03.2013
09.50
26.03.2013
16.40
06.83
порыв т/сети
П. Алексеева, 11 (ЦТП-44)
28.03.2013
10.00
28.03.2013
15.45
05.75
порыв т/сети
Попова, 36, 38, 38а (ЦТП-40)
02.03.2013
07.45
02.03.2013
16.30
08.75
порыв т/сети
Соколовского, 1 (ЦТП-54)
26.02.2013
11.40
26.02.2013
19.00
07.33
порыв т/сети
Студенческая, 4 (2к-87)
18.01.2013
09.00
18.01.2013
16.30
07.50
порыв т/сети
Твардовского, 2, 4 (ЦТП-21)
05.03.2013
09.10
05.03.2013
13.15
04.08
порыв т/сети
Фрунзе, 35, 37 (ЦТП-11)
01.04.2013
10.00
01.04.2013
17.00
07.00
порыв т/сети
Фрунзе, 40 (морг, хлораторная, прачечная, инфекционные отделения детское и взрослое) (ЦТП-95)
17.04.2013
14.35
17.04.2013
18.45
04.17
порыв т/сети
Чапаева, 11а (ЦТП-182)
30.01.2013
15.00
30.01.2013
20.00
05.00
порыв т/сети
Чехова, 1, 2, 2а, Губенко, 14 (ЦТП-192)
08.02.2013
09.00
11.02.2013
19.00
82.00
порыв т/сети
Чкалова, 1, 3, 5, 4а, Фрунзе, 62, 66 (ЦТП-195)
01.02.2013
10.50
01.02.2013
17.00
06.17
порыв т/сети
Юрьева, 7 (ЦТП-196)
29.01.2013
09.45
29.01.2013
15.35
05.83
порыв т/сети
Юрьева, 9 (ЦТП-197)
29.01.2013
09.45
29.01.2013
15.35
05.83
порыв т/сети
Пер. Юннатов, 4, 6, 8, Воробьева, 6/7, 8/8, 10, 12, 12а, Черняховского, 3, 7, 9а, Матросова, 5, 6 (ЦТП-69)
31.01.2013
10.00
31.01.2013
15.40
05.67
порыв т/сети
Пр. Гагарина, 48, 48а (ЦТП-230)
29.01.2013
10.35
29.01.2013
18.45
08.17
порыв т/сети
Пр. Строителей, 10, Рыленкова, 13 (ЦТП-38)
12.03.2013
08.35
12.03.2013
16.05
07.50
порыв т/сети
Технологические нарушения тепловых сетей ЦТП
ЦТП-1, Румянцева, 7
16.04.2013
10.10
16.04.2013
16.30
06.33
порыв т/сети
ЦТП-9, пр. Гагарина, 68
12.02.2013
08.40
12.02.2013
12.55
04.25
порыв т/сети
ЦТП-17, К. Маркса, 12а
18.02.2013
14.00
18.02.2013
20.50
06.83
порыв ввода
ЦТП-32, пр. Гагарина, 58
12.02.2013
08.40
12.02.2013
12.55
04.25
порыв т/сети
ЦТП-77, Н.-Неман, 9
15.04.2013
12.20
16.04.2013
03.15
14.92
порыв т/сети
ЦТП-127, пр. Гагарина, 39
12.02.2013
08.40
12.02.2013
12.55
04.25
порыв т/сети
ЦТП-173, Октябрьской рев., 4
18.02.2013
14.00
18.02.2013
20.50
06.83
порыв ввода
ЦТП-181, Центральная, 14
20.02.2013
10.00
20.02.2013
15.35
05.58
порыв т/сети
ЦТП-181, Центральная, 14
29.01.2013
08.05
29.01.2013
19.25
11.33
порыв т/сети
ЦТП-183, Социалистическая, 6
13.02.2013
09.40
13.02.2013
14.10
04.50
порыв т/сети
ЦТП-193, Фрунзе, 42
10.04.2013
11.45
10.04.2013
19.00
07.25
порыв т/сети
ЦТП-216, Беляева, 45
03.04.2013
09.30
03.04.2013
14.30
05.00
порыв т/сети
ЦТП-246, Свердлова, 2
16.01.2013
11.35
16.01.2013
16.30
4.92
порыв т/сети

к) статистика восстановлений (аварийно-восстановительных ремонтов) тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей за последние 5 лет.
Практически все повреждения были устранены в срок, не превышающий 10 часов. Среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей, составило от 4 до 8 часов;
л) описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных (текущих) ремонтов.
После окончания отопительного сезона и после окончания летних ремонтов проводятся гидравлические испытания тепловых сетей в целях проверки плотности и прочности трубопроводов и установленной запорной и регулирующей арматуры. Установлены следующие параметры испытаний: давление - 0,8 МПа, продолжительность испытаний - 15 минут.
Одни раз в пять лет проводятся испытания на расчетную температуру 95°C и на гидравлические потери.
На основании результатов испытаний, осмотров и обследования оборудования тепловых сетей проводятся анализ его технического состояния и формирование перспективного графика ремонта оборудования тепловых сетей на 5 лет (с ежегодной корректировкой).
На основании перспективного графика ремонтов разрабатывается перспективный план подготовки к ремонту на 5 лет.
Формирование годового графика ремонтов и годового плана подготовки к ремонту производится в соответствии с перспективным графиком ремонта и перспективным планом подготовки к ремонту с учетом корректировки по результатам испытаний, осмотров и обследований.
Годовой график ремонтов согласовывается до 1 апреля текущего года с Администрацией города. С выходом Правил вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденных Постановлением Правительства РФ № 889 от 06.09.2012, сводный план ремонта разрабатывается органом местного самоуправления на основании рассмотрения заявок от ресурсоснабжающих организаций;
м) описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери) тепловых сетей.
При выполнении капитальных, текущих и аварийных ремонтов руководствуются следующими нормативно-правовыми актами:
- действующим регламентом реализации ремонтных и инвестиционных программ;
- регламентом по планированию ремонтного фонда;
- регламентом по контролю использования собственных средств при проведении ремонтных работ;
- правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды;
- правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей СО 34.04.181-2003;
- рекомендациями действующих СНиП.
Планирование летних ремонтов осуществляется с учетом результатов испытаний: ежегодных на гидравлическую плотность, раз в пять лет на расчетную температуру и гидравлические потери;
н) описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии (мощности), теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя.
В нормативы при транспортировке тепловой энергии входят потери теплоносителя с утечкой, нормативные значения годовых тепловых потерь с утечкой теплоносителя, затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском после плановых ремонтов, нормативные технологические затраты на заполнение, годовые тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов отопления и горячего водоснабжения;
о) оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года при отсутствии приборов тепловой энергии.
Фактические тепловые потери за 2012 год приведены в таблице 1.68, а в таблице 1.69 - тепловые потери за последние три года.

Таблица 1.68. Анализ тепловых потерь за 2012 год в зонах
теплоснабжения муниципальных котельных

Наименование котельной
Годовой отпуск тепла от котельных, Гкал/год
Годовые потери тепловой энергии в сетях, Гкал
Реализация тепловой энергии потребителям, Гкал
Доля тепловых потерь в годовом отпуске тепла, %
№ 1, Н.-Неман, 6
16319,3
1487,1
14832,2
9,1
№ 2, Ак. Петрова, 9
9918,1
809,0
9109,1
8,2
№ 4, Ак. Петрова, 2
5864,4
1163,8
4700,6
19,8
№ 5, Нахимова, 5
6697,8
495,1
6202,7
7,4
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
5892,4
499,4
5393,0
8,5
№ 7, Вяземская, 5
11194,1
1487,1
9707,0
13,3
№ 8, Парковая, 20
1758,2
88,0
1670,2
5,0
№ 12, Вишенки
9399,7
841,4
8558,3
9,0
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
2415,2
36,1
2379,0
1,5
№ 14, Гедеоновка
8417,3
1452,9
6964,5
17,3
№ 15, Кловская, 46
7209,6
499,4
6710,2
6,9
№ 16, Кловская, 19
3351,1
884,6
2466,5
26,4
№ 18, Гарабурды, 13
17239,5
2052,3
15187,2
11,9
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
11303,8
1328,9
9974,9
11,8
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
13499,9
1093,7
12406,2
8,1
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
34794,4
2802,3
31992,2
8,1
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
728,9
65,2
663,8
8,9
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
1814,4
295,9
1518,5
16,3
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
774,0
0,0
774,0
0,0
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
655,7
2,3
653,4
0,4
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
808,7
98,2
710,5
12,1
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
1488,9
292,5
1196,4
19,6
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
903,7
95,2
808,5
10,5
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
226,7
22,9
203,8
10,1
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
728,5
61,8
666,7
8,5
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
6710,4
958,6
5751,8
14,3
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
2852,5
1042,4
1810,1
36,5
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
8661,0
1328,0
7333,0
15,3
№ 35, Лавочкина, 39
8175,6
791,0
7384,6
9,7
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
11449,7
1701,7
9748,0
14,9
№ 37, Торфопредприятие, 44
1693,3
478,9
1214,4
28,3
№ 38, М. Краснофлотская, 33
6698,0
553,3
6144,7
8,3
№ 39, Строгань, 7
11766,7
554,1
11212,6
4,7
№ 40, Миловидово
3220,4
1265,6
1954,8
39,3
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
4028,1
460,1
3568,1
11,4
№ 42, Лавочкина, 47/1
3378,9
349,7
3029,2
10,4
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
1948,8
325,8
1623,0
16,7
№ 44, Радищева, 14а
3861,9
801,3
3060,6
20,7
№ 45, Николаева, 21б, крышная
517,2
0,0
517,2
0,0
№ 46, Гнездово
27770,2
3224,7
24545,5
11,6
№ 47, Николаева, 27а, крышная
1001,6
21,4
980,2
2,1
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
12506,9
1675,2
10831,7
13,4
№ 51, Автобаза № 5
1272,7
292,5
980,3
23,0
№ 52, Революционная, 8
672,7
8,3
664,4
1,2
№ 53, Н.-Неман, 1
6778,1
558,4
6219,7
8,2
№ 54, З. Космодемьянской, 4
9545,2
891,9
8653,3
9,3
№ 55, Краснинское ш., 3б
4062,4
454,9
3607,5
11,2
№ 56, Коминтерна
5046,6
822,6
4224,0
16,3
№ 57, Юннатов, 5
721,7
0,0
721,7
0,0
№ 59, Гагарина, 26 (1)
1301,5
0,0
1301,5
0,0
№ 60, Гагарина, 26 (П)
2187,4
0,0
2187,4
0,0
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
1480,8
42,8
1438,1
2,9
№ 63, Гагарина, 76
551,8
0,0
551,8
0,0
№ 64, Дохтурова, 29
1188,3
16,2
1172,1
1,4
№ 65, Николаева, 27а, в
810,4
12,0
798,5
1,5
№ 66, Колхозный пер., 48
8639,0
1098,0
7541,0
12,7
№ 67, Нахимова, 18
12874,2
1395,6
11478,7
10,8
№ 68, Кловка, 27
2137,4
0,0
2137,4
0,0
№ 69, Московский большак, 12
101,4
23,68
77,7
23,4
Октябрь, 46 (Хладосервис)
1577,0
459,1
1117,9
29,1
№ 72, Станционная, 1, БМК
5877,3
932,1
4945,3
15,9
№ 73, Сортировка, БМК
27266,6
1537,5
25729,2
5,6
"ОАО ЦИБ 79"
5835,8
1502,5
4333,3
25,7
Всего
389574,3
43534,7
346039,7


Таблица 1.69. Анализ тепловых потерь за последние три года
в зонах теплоснабжения муниципальных котельных

Наименование котельной
2010 год
2011 год
2012 год
потери т/э в сетях, Гкал/год
% от отпуска т/э
потери т/э в сетях, Гкал/год
% от отпуска т/э
потери т/э в сетях, Гкал/год
% от отпуска т/э
№ 1, Н.-Неман, 6
1241,1
6,9
1194,5
7,3
1487,1
9,1
№ 2, Ак. Петрова, 9
601,1
6,3
678,7
7,6
809,0
8,2
№ 4, Ак. Петрова, 2
851,7
12,6
925,6
15,8
1163,8
19,9
№ 5, Нахимова, 5
769,0
11,3
532,8
8,5
495,1
7,4
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
342,1
5,9
392,8
6,9
499,4
8,5
№ 7, Вяземская, 5
1057,6
8,9
1206,5
10,9
1487,1
13,3
№ 8, Парковая, 20
219,3
11,5
114,0
6,9
88,1
5,0
№ 10, Баня № 4
2554,5
63,7
706,6
51,6


№ 12, Вишенки
542,3
5,5
978,3
10,7
841,5
9,0
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
133,9
7,1
84,9
4,4
36,1
1,5
№ 14, Гедеоновка
1470,9
16,7
1557,3
19,4
1452,9
17,3
№ 15, Кловская, 46
326,9
4,4
367,8
5,3
499,4
6,9
№ 16, Кловская, 19
480,0
13,6
784,5
23,4
884,6
26,4
№ 18, Гарабурды, 13
1361,7
7,5
2026,1
11,6
2052,3
11,9
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
1259,2
10,9
1031,5
9,6
1328,9
11,8
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
1653,8
12,3
1002,6
7,9
1093,7
8,1
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
2682,5
7,3
2980,0
8,7
2802,3
8,1
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
146,7
18,6
56,0
8,6
65,2
8,9
№ 24, СШ № 10, Гастелло
341,1
16,5
363,8
18,7
295,9
16,3
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
319,9
32,1
50,3
6,5
0,0
0,0
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
4,3
0,7
3,0
0,5
2,3
0,4
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
249,1
25,2
203,7
25,8
98,2
12,1
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
145,6
9,5
180,9
12,7
292,5
19,6
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
214,4
23,8
55,0
6,7
95,2
10,5
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
91,5
31,8
74,4
29,0
22,9
10,1
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
79,3
10,0
44,0
5,9
61,8
8,5
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
1073,3
14,3
811,1
11,9
958,6
14,3
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
1194,3
35,8
1044,5
34,7
1042,4
36,5
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
973,3
9,7
1283,4
14,0
1328,0
15,3
№ 35, Лавочкина, 39
360,1
4,1
399,8
5,0
791,0
9,7
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
1314,3
11,7
1321,4
12,9
1701,7
14,9
№ 37, Торфопредприятие, 44
352,9
18,5
507,8
26,8
478,9
28,3
№ 38, М. Краснофлотская, 33
226,7
3,5
288,9
4,7
553,3
8,3
№ 39, Строгань, 7
500,0
4,5
416,8
3,8
554,1
4,7
№ 40, Миловидово
1125,5
32,5
1375,4
38,8
1265,6
39,3
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
349,5
8,1
488,8
11,7
460,1
11,4
№ 42, Лавочкина, 47/1
277,5
7,6
303,9
8,7
349,8
10,4
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
299,0
14,8
296,9
15,0
325,8
16,7
№ 44, Радищева, 14а
757,2
17,4
824,6
19,3
801,3
20,8
№ 45, Николаева, 21б, крышная
9,4
0,9
0,0
0,0
0,0
0,0
№ 46, Гнездово
2183,2
7,7
2651,8
9,8
3224,7
11,6
№ 47, Николаева, 27а, крышная
8,0
0,5
0,0
0,0
21,4
2,1
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
835,4
6,6
1385,4
11,2
1675,2
13,4
№ 51, Автобаза № 5
340,2
22,1
336,9
22,6
292,5
23,0
№ 52, Революционная, 8
14,7
1,9
19,6
3,3
8,3
1,2
№ 53, Н.-Неман, 1
467,4
6,3
400,8
5,9
558,4
8,2
№ 54, Космодемьянской, 4
752,6
7,3
623,7
6,6
891,9
9,3
№ 55, Краснинское ш., 3б
2088,9
27,9
242,9
5,2
454,9
11,2
№ 56, Коминтерна
1309,1
20,6
928,6
17,0
822,6
16,3
№ 57, Юннатов, 5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
№ 60, Гагарина, 26 (П)
180,8
7,7
0,0
0,0
0,0
0,0
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
8,0
0,5
0,0
0,0
42,8
2,9
№ 63, Гагарина, 76
2,4
0,4
0,0
0,0
0,0
0,0
№ 64, Дохтурова, 29
31,3
2,7
50,0
4,5
16,3
1,4
№ 65, Николаева, 27а, в
0,0
0,0
0,0
0,0
12,0
1,5
№ 66, Колхозный пер., 48
595,6
6,6
621,7
7,3
1098,0
12,7
№ 67, Нахимова, 18
1007,1
7,8
1336,4
10,5
1395,6
10,8
№ 68, Кловка, 27
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
№ 69, Московский большак, 12
7,1
8,5
17,0
19,4
23,7
23,4
Октября, 46 (Хладосервис)
674,8
35,0
555,8
33,6
459,1
29,1
№ 72, Станционная, 1, БМК
1745,7
29,3
551,6
9,9
932,1
15,9
№ 73, Сортировка, БМК
-
-
-
-
1537,5
5,6
"ОАО ЦИБ 79"
306,0
10,1
1197,5
19,2
1502,5
25,8

Ориентируясь на целевые индикаторы и показатели реализации государственной программы РФ "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года", допустимым показателем потерь является величина в размере 13,8% (на 2012 год), в перспективе (к 2020 году) - 10,7%. Нормируемая на сегодняшний день величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях от большинства котельных соизмерима с указанными допустимыми величинами. Но на некоторых котельных допустимый показатель потерь превышает норму, что в очередной раз свидетельствует о необходимости реконструкции тепловых сетей с использованием современных эффективных теплоизоляционных материалов;
п) предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловой сети и результаты их исполнения.
В настоящее время по данным теплоснабжающих организаций предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации тепловых сетей отсутствуют;
р) описание типов присоединений теплопотребляющих установок потребителей к тепловым сетям с выделением наиболее распространенных, определяющих выбор и обоснование графика регулирования отпуска тепловой энергии потребителям.
Система горячего водоснабжения закрытая, отопления - зависимая с элеваторным смешением. Подогреватели горячего водоснабжения установлены в основном на котельных;
с) сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя.
Несмотря на стабильный рост обеспеченности жилищного фонда города Смоленска приборами учета тепловой энергии (74% за 2010 - 2012 гг.), значительная часть многоквартирных домов коллективными приборами учета тепловой энергии не оборудована.
В 2009 году лишь 16,7% тепловой энергии отпускалось населению с использованием приборов учета. Учитывая сохранение низкой доли домов, оборудованных приборами учета тепловой энергии, доля тепловой энергии, отпускаемой населению с использованием данных приборного учета, остается невысокой.
Динамика установки приборов учета приведена в таблице 1.67, планы на рассматриваемую перспективу - в таблице 1.70.

Таблица 1.70. Динамика установки приборов учета

Показатель
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Количество многоквартирных домов, оборудованных централизованным теплоснабжением (ед.), - всего,
в том числе:
1840
1844
1846
- оборудованных коллективными приборами учета
146
204
254

Количество бюджетных учреждений определялось на основании данных Программы энергосбережения города Смоленска с учетом прогнозного темпа роста количества бюджетных учреждений, равного темпу роста жилищного фонда города Смоленска.

Таблица 1.71. Планы по установке приборов учета

№ п/п
Показатели
I этап
II этап
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020

1.2
Тепловая энергия









- количество многоквартирных домов, ед.
1849
1852
1853
2987
3176
3363
3552
3739

- количество отдельно стоящих зданий бюджетных учреждений всех уровней, ед.
117
121
126
134
142
150
158
166

- количество многоквартирных домов, на которых установлены коллективные приборы учета, ед.
1849
1852
1853
2987
3176
3363
3552
3739

- количество отдельно стоящих зданий бюджетных учреждений всех уровней, на которых установлены приборы учета, ед.
117
121
126
134
142
150
158
166

т) анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и используемых средств автоматизации, телемеханизации и связи.
На предприятии организована круглосуточная диспетчерская служба, которая координирует работу котельных и тепловых сетей. Средства телемеханики на предприятии не установлены. Координация осуществляется по телефонной связи. Диспетчерская служба и система автоматики отпуска тепла справляются с поставленными задачами;
у) уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых пунктов, насосных станций.
За МУП "Смоленсктеплосеть" числится 235 ЦТП, из них 143 ЦТП оборудованы автоматическими станциями управления и регулирования с датчиками давления;
ф) сведения о наличии защиты тепловых сетей от превышения давления.
На котельных осуществляется защита оборудования и потребителей от превышения (падения) давления: по 2 предохранительных клапана на котлах и предохранительный клапан на трубопроводе обратной сетевой воды.
Для защиты теплопотребляющего оборудования абонентов от недопустимого превышения давления во всех ЦТП на обратных трубопроводах отопления и циркуляционных трубопроводах ГВС установлены устройства для сброса давления - предохранительные клапаны;
х) перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей и обоснование выбора организации, уполномоченной на их эксплуатацию.
Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей по данным МУП "Смоленсктеплосеть" представлен в таблице 1.72.

Таблица 1.72. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей

Наименование участка тепловой сети
Протяженность в однотрубном исчислении, м
Условный диаметр, мм
Ул. Николаева от ТК до д. № 22
90
70
Ул. Октябрьской революции от ТК до д. № 20а
52
70
Ул. Кловская от ТК до д. № 23
149,4
100
149,4
70
Ул. Тухачевского от д. № 2 до д. № 6
60
50
Ул. Соболева от ТК до д. № 111г "Медтехника" (отопление)
26
50
Ул. Соболева от ТК-5 до д. 86а (ГВС, отопление)
500
100
250
80
250
50
От котельной № 16 до д. № 21 по ул. Кловской
250,8
125
125,4
100
125,4
70
От ТК-1 до гаража (юр. адреса нет)
70
100
От ТК-1 до ТК-3
80
70
80
50
Ул. Кловская от ТК-3 до д. № 48
14
80
7
70
7
50
Ул. Кловская от ТК-3 до д. № 50
129
80
64,5
70
64,5
50
Ул. Гарабурды от ТК-7 до домов № 11, 11а (котельная № 18 "Гарабурды")
124
30
Ул. Лавочкина от ТК-7 до д. № 50 (котельная № 36 "Ситники-4")
30
80
От ТК.3К13 по ул. Крупской
нет данных
От ТК-4, ул. Аптечная, д. № 1 до ТК-7, Тихвинка, д. № 1а
1029
150
От ТК 3К.14 по ул. Рославльской
80
50
От ЦТП-150, ТК-1, ТК-2 к домам ул. Шевченко № 93 - 93б
нет данных
Ул. Попова от ЦТП-122 до д. № 132, 138
нет данных
Ул. Рыленкова, ЦТП-112 от ТК-10 до д. № 72, 85
нет данных
От ЦТП-112 до ул. Рыленкова, д. № 87
нет данных
Ул. Рыленкова от ЦТП-140 до д. № 50
нет данных
Ул. Рыленкова от ЦТП-218 до д. № 38а
нет данных
Ул. Рыленкова от д. № 42 до д. № 48
нет данных
Ул. Рыленкова от ТК 3.13К до д. № 49а
нет данных
Итого
3807,4


Бесхозяйные сети передаются в ведение МУП "Смоленсктеплосеть".

Часть 4. ЗОНЫ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Зоны действия муниципальных котельных представлены на рисунке 1.9.

Рисунок 1.9. Зоны действия муниципальных котельных

Часть 5. ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ,
ГРУПП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха.
Потребителями тепловой энергии муниципальных котельных являются как жилищно-коммунальный сектор (ЖКС), так и промышленные предприятия, расположенные в непосредственной близости от них.
Договорные тепловые нагрузки котельных представлены в таблице 1.73.

Таблица 1.73. Договорные тепловые нагрузки
муниципальных котельных

Наименование и адрес котельной
Договорная тепловая нагрузка, Гкал/ч
№ 1, Н.-Неман, 6
5,21
№ 2, Ак. Петрова, 9
2,79
№ 4, Ак. Петрова, 2
1,89
№ 5, Нахимова, 5
2,67
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
1,54
№ 7, Вяземская, 5
3,24
№ 8, Парковая, 20
0,56
№ 12, Вишенки
2,95
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
0,20
№ 14, Гедеоновка
2,22
№ 15, Кловская, 46
1,92
№ 16, Кловская, 19
1,57
№ 18, Гарабурды, 13
5,47
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
2,96
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
3,64
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
10,57
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
0,29
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
0,78
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
0,13
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
0,07
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
0,24
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
0,48
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
0,39
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
0,06
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
0,16
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
1,86
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
0,92
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
2,60
№ 35, Лавочкина, 39
2,29
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
3,19
№ 37, Торфопредприятие, 44
0,67
№ 38, М. Краснофлотская, 33
2,63
№ 39, Строгань, 7
3,60
№ 40, Миловидово
0,95
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
1,41
№ 42, Лавочкина, 47/1
1,01
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
0,67
№ 44, Радищева, 14а
1,29
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,31
№ 46, Гнездово
7,69
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,59
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
4,26
№ 51, Автобаза № 5
0,53
№ 52, Революционная, 8
0,22
№ 53, Н.-Неман, 1
1,90
№ 54, З. Космодемьянской, 4
3,00
№ 55, Краснинское ш., 3б
2,92
№ 56, Коминтерна
2,05
№ 57, Юннатов, 5
0,26
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,44
№ 60, Гагарина, 26 (П)
0,72
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,50
№ 63, Гагарина, 76
0,18
№ 64, Дохтурова, 29
0,39
№ 65, Николаева, 27а, в
0,58
№ 66, Колхозный пер., 48
2,67
№ 67, Нахимова, 18
3,62
№ 68, Кловка, 27
0,69
№ 69, Московский большак, 12
0,04
Октября, 46 (Хладосервис)
0,49
№ 72, Станционная, 1, БМК
2,00
№ 73, Сортировка, БМК
9,16
"ОАО ЦИБ 79"
2,80
Всего
123,1

б) случаи (условия) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии.
Поквартирное отопление в многоквартирных домах в зонах теплоснабжения котельных не применяется;
в) значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления за отопительный период и за год в целом.
Баланс тепловой энергии в разрезе котельных, обслуживаемых МУП "Смоленсктеплосеть", по состоянию на 2012 год представлен в таблице 1.74.

Таблица 1.74. Баланс тепловой энергии в разрезе котельных,
обслуживаемых МУП "Смоленсктеплосеть"

Адрес котельной
Годовая выработка тепла, Гкал
Годовой расход тепловой энергии на собственные нужды, Гкал
Годовые потери тепловой энергии в сетях, Гкал
Годовой отпуск тепловой энергии потребителям, Гкал
№ 1, Н.-Неман, 6
16686,0
366,7
1487,1
14832,2
№ 2, Ак. Петрова, 9
10120,7
202,6
809,0
9109,1
№ 4, Ак. Петрова, 2
6006,3
141,8
1163,8
4700,6
№ 5, Нахимова, 5
6848,7
150,9
495,1
6202,7
№ 2, Ак. Петрова, 9
10120,7
202,6
809,0
9109,1
№ 4, Ак. Петрова, 2
6006,3
141,8
1163,8
4700,6
№ 5, Нахимова, 5
6848,7
150,9
495,1
6202,7
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
6017,7
125,3
499,4
5393,0
№ 7, Вяземская, 5
11446,1
252,0
1487,1
9707,0
№ 8, Парковая, 20
1798,3
40,1
88,0
1670,2
№ 12, Вишенки
9622,4
222,7
841,4
8558,3
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
2435,9
20,7
36,1
2379,0
№ 14, Гедеоновка
8610,3
193,0
1452,9
6964,5
№ 15, Кловская, 46
7353,6
144,0
499,4
6710,2
№ 16, Кловская, 19
3435,7
84,6
884,6
2466,5
№ 18, Гарабурды, 13
17633,4
393,9
2052,3
15187,2
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
11548,4
244,6
1328,9
9974,9
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
13787,1
287,2
1093,7
12406,2
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
35563,6
769,2
2802,3
31992,2
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
744,7
15,8
65,2
663,8
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
1860,5
46,1
295,9
1518,5
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
792,5
18,5
0,0
774,0
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
664,6
8,8
2,3
653,4
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
818,1
9,4
98,2
710,5
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
1500,0
11,1
292,5
1196,4
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
921,3
17,6
95,2
808,5
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
231,7
5,0
22,9
203,8
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
746,8
18,3
61,8
666,7
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
6860,6
150,3
958,6
5751,8
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
2926,6
74,1
1042,4
1810,1
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
8865,8
204,8
1328,0
7333,0
№ 35, Лавочкина, 39
8358,6
183,0
791,0
7384,6
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
11686,8
237,1
1701,7
9748,0
№ 37, Торфопредприятие, 44
1739,0
45,7
478,9
1214,4
№ 38, М. Краснофлотская, 33
6854,0
156,0
553,3
6144,7
№ 39, Строгань, 7
12019,3
252,5
554,1
11212,6
№ 40, Миловидово
3303,9
83,5
1265,6
1954,8
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
4126,3
98,1
460,1
3568,1
№ 42, Лавочкина, 47/1
3458,8
79,9
349,7
3029,2
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
1996,0
47,2
325,8
1623,0
№ 44, Радищева, 14а
3961,1
99,2
801,3
3060,6
№ 45, Николаева, 21б, крышная
525,8
8,7
0,0
517,2
№ 46, Гнездово
28372,4
602,2
3224,7
24545,5
№ 47, Николаева, 27а, крышная
1014,9
13,3
21,4
980,2
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
12799,4
292,5
1675,2
10831,7
№ 51, Автобаза № 5
1308,9
36,2
292,5
980,3
№ 52, Революционная, 8
678,7
5,9
8,3
664,4
№ 53, Н.-Неман, 1
6925,4
147,4
558,4
6219,7
№ 54, З. Космодемьянской, 4
9749,8
204,6
891,9
8653,3
№ 55, Краснинское ш., 3б
4154,2
91,7
454,9
3607,5
№ 56, Коминтерна
5174,7
128,1
822,6
4224,0
№ 57, Юннатов, 5
729,1
7,4
0,0
721,7
№ 59, Гагарина, 26 (1)
1314,3
12,8
0,0
1301,5
№ 60, Гагарина, 26 (П)
2208,0
20,6
0,0
2187,4
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
1494,9
14,0
42,8
1438,1
№ 63, Гагарина, 76
557,2
5,4
0,0
551,8
№ 64, Дохтурова, 29
1199,2
10,9
16,2
1172,1
№ 65, Николаева, 27а, в
823,4
12,9
12,0
798,5
№ 66, Колхозный пер., 48
8639,0
0,0
1098,0
7541,0
№ 67, Нахимова, 18
13152,8
278,6
1395,6
11478,7
№ 68, Кловка, 27
2158,6
21,3
0,0
2137,4
№ 69, Московский большак, 12
103,80
2,38
23,68
77,7
Октября, 46 (Хладосервис)
1613,5
36,5
459,1
1117,9
№ 72, Станционная, 1, БМК
6017,1
139,8
932,1
4945,3
№ 73, Сортировка, БМК
27880,5
613,8
1537,5
25729,2
"ОАО ЦИБ 79"
5972,8
137,0
1502,5
4333,3
Итого
397919,5
8345,2
43534,7
346039,7

Анализ баланса тепловой энергии показывает, что по теплоисточникам в целом доля расхода тепловой энергии на собственные нужды (2% от выработки) и потерь в сетях (11% от отпуска в сеть) соответствует среднеотраслевым значениям;
г) значение потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в зонах действия источников тепловой энергии.
Фактическое максимальное теплопотребление, приведенное к расчетным условиям для системы отопления, приведено в таблице 1.75.

Таблица 1.75. Сопоставление договорных нагрузок
и фактического максимального теплопотребления, приведенного
к расчетным условиям для системы отопления

Наименование и адрес котельной
Договорная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Фактическая максимально-часовая тепловая нагрузка, приведенная к расчетным условиям, без учета тепловых потерь, Гкал/ч
Отклонение
№ 1, Н.-Неман, 6
5,21
3,59
69%
№ 2, Ак. Петрова, 9
2,79
2,21
79%
№ 4, Ак. Петрова, 2
1,89
1,14
60%
№ 5, Нахимова, 5
2,67
1,50
56%
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
1,54
1,31
85%
№ 7, Вяземская, 5
3,24
2,35
73%
№ 8, Парковая, 20
0,56
0,40
72%
№ 12, Вишенки
2,95
2,07
70%
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
0,20
0,20
100%
№ 14, Гедеоновка
2,22
1,69
76%
№ 15, Кловская, 46
1,92
1,63
85%
№ 16, Кловская, 19
1,57
0,60
38%
№ 18, Гарабурды, 13
5,47
3,68
67%
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
2,96
2,42
82%
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
3,64
3,01
83%
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
10,57
7,75
73%
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
0,29
0,16
55%
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
0,78
0,37
47%
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
0,13
0,13
100%
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
0,07
0,07
100%
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
0,24
0,17
72%
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
0,48
0,29
60%
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
0,39
0,20
50%
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
0,06
0,05
82%
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
0,16
0,16
101%
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
1,86
1,39
75%
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
0,92
0,44
48%
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
2,60
1,78
68%
№ 35, Лавочкина, 39
2,29
1,79
78%
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
3,19
2,36
74%
№ 37, Торфопредприятие, 44
0,67
0,29
44%
№ 38, М. Краснофлотская, 33
2,63
1,49
57%
№ 39, Строгань, 7
3,60
2,72
75%
№ 40, Миловидово
0,95
0,47
50%
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
1,41
0,86
61%
№ 42, Лавочкина, 47/1
1,01
0,73
73%
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
0,67
0,39
59%
№ 44, Радищева, 14а
1,29
0,74
57%
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,31
0,13
40%
№ 46, Гнездово
7,69
5,95
77%
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,59
0,24
40%
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
4,26
2,62
62%
№ 51, Автобаза № 5
0,53
0,24
45%
№ 52, Революционная, 8
0,22
0,16
73%
№ 53, Н.-Неман, 1
1,90
1,51
79%
№ 54, З. Космодемьянской, 4
3,00
2,10
70%
№ 55, Краснинское ш., 3б
2,92
0,87
30%
№ 56, Коминтерна
2,05
1,02
50%
№ 57, Юннатов, 5
0,26
0,17
67%
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,44
0,32
72%
№ 60, Гагарина, 26 (П)
0,72
0,53
74%
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,50
0,35
70%
№ 63, Гагарина, 76
0,18
0,13
74%
№ 64, Дохтурова, 29
0,39
0,28
73%
№ 65, Николаева, 27а, в
0,58
0,19
33%
№ 66, Колхозный пер., 48
2,67
1,83
68%
№ 67, Нахимова, 18
3,62
2,78
77%
№ 68, Кловка, 27
0,69
0,52
75%
№ 69, Московский большак, 12
0,04
0,02
52%
Октября, 46 (Хладосервис)
0,49
0,27
55%
№ 72, Станционная, 1, БМК
2,00
1,20
60%
№ 73, Сортировка, БМК
9,16
6,23
68%
"ОАО ЦИБ 79"
2,80
1,05
37%
Сумма
123,1
83,3
68%

Как видно, за рассмотренный период расчетная температура наружного воздуха не достигалась, а фактические тепловые нагрузки при их приведении к расчетной температуре наружного воздуха минус 25°C составляют 68% от договорной величины;
д) существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение.
Нормы потребления тепловой энергии являются едиными для всего города и приведены в приложении Г.

Часть 6. БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки по каждому источнику тепловой энергии, а в случае нескольких выводов тепловой мощности от одного источника тепловой мощности - по каждому из выводов.
Баланс тепловой мощности муниципальных котельных приведен в таблице 1.76.

Таблица 1.76. Баланс тепловой мощности котельных за 2012 год

Наименование и адрес котельной
Установленная мощность, Гкал/ч
Располагаемая мощность, Гкал/ч
Собственные и хозяйственные нужды, Гкал/ч
Тепловая мощность нетто, Гкал/ч
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
Резерв тепловой мощности, Гкал/ч
договорная
фактическая, приведенная с учетом потерь
от договорных нагрузок
от фактических тепловых нагрузок
№ 1, Н.-Неман, 6
12,00
9,60
0,05
9,55
5,21
3,92
4,3
5,6
№ 2, Ак. Петрова, 9
6,00
4,80
0,03
4,77
2,79
2,39
2,0
2,4
№ 4, Ак. Петрова, 2
5,00
4,00
0,02
3,98
1,89
1,36
2,1
2,6
№ 5, Нахимова, 5
6,00
4,80
0,02
4,78
2,67
1,61
2,1
3,2
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
4,00
3,20
0,02
3,18
1,54
1,42
1,6
1,8
№ 7, Вяземская, 5
9,70
8,00
0,03
7,97
3,24
2,66
4,7
5,3
№ 8, Парковая, 20
3,00
2,40
0,004
2,4
0,56
0,42
1,8
2,0
№ 12, Вишенки
12,00
11,20
0,02
11,18
2,95
2,26
8,2
8,9
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
5,60
5,60
0,02
5,58
0,20
0,20
5,4
5,4
№ 14, Гедеоновка
6,60
6,60
0,02
6,58
2,22
1,98
4,4
4,6
№ 15, Кловская, 46
8,50
7,78
0,02
7,76
1,92
1,74
5,8
6,0
№ 16, Кловская, 19
4,00
3,20
0,01
3,19
1,57
0,76
1,6
2,4
№ 18, Гарабурды, 13
13,50
11,33
0,04
11,29
5,47
4,12
5,8
7,2
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
8,00
6,40
0,03
6,37
2,96
2,70
3,4
3,7
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
8,00
6,40
0,04
6,36
3,64
3,25
2,7
3,1
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
23,50
23,50
0,1
23,4
10,57
8,37
12,8
15,0
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
1,50
1,30
0,002
1,3
0,29
0,18
1,0
1,1
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
4,00
3,20
0,005
3,19
0,78
0,43
2,4
2,8
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
2,00
1,60
0,007
1,59
0,13
0,13
1,5
1,5
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
1,30
1,00
0,006
0,99
0,07
0,07
0,9
0,9
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
1,50
1,30
0,003
1,3
0,24
0,19
1,1
1,1
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
4,00
3,20
0,004
3,2
0,48
0,35
2,7
2,9
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
2,00
1,60
0,002
1,6
0,39
0,22
1,2
1,4
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
2,00
1,60
0,0009
1,6
0,06
0,05
1,5
1,5
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
3,00
2,40
0,002
2,4
0,16
0,18
2,2
2,2
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
4,00
4,00
0,02
3,98
1,86
1,59
2,1
2,4
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
4,00
3,20
0,01
3,19
0,92
0,60
2,3
2,6
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
6,00
4,80
0,02
4,78
2,60
2,05
2,2
2,7
№ 35, Лавочкина, 39
6,00
6,00
0,02
5,98
2,29
1,96
3,7
4,0
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
10,00
10,00
0,03
9,97
3,19
2,71
6,8
7,3
№ 37, Торфопредприятие, 44
3,00
2,40
0,01
2,39
0,67
0,38
1,7
2,0
№ 38, М. Краснофлотская, 33
6,00
4,80
0,02
4,78
2,63
1,61
2,2
3,2
№ 39, Строгань, 7
6,00
4,80
0,03
4,77
3,60
2,84
1,2
1,9
№ 40, Миловидово
5,00
4,00
0,01
3,99
0,95
0,66
3,0
3,3
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
5,00
3,40
0,01
3,39
1,41
0,96
2,0
2,4
№ 42, Лавочкина, 47/1
4,00
3,20
0,008
3,19
1,01
0,81
2,2
2,4
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
4,00
3,44
0,006
3,43
0,67
0,46
2,8
3,0
№ 44, Радищева, 14а
3,00
2,40
0,01
2,39
1,29
0,90
1,1
1,5
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,43
0,43
0,001
0,43
0,31
0,13
0,1
0,3
№ 46, Гнездово
22,80
22,80
0,08
22,72
7,69
6,64
15,0
16,1
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,80
0,75
0,002
0,75
0,59
0,24
0,2
0,5
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
19,00
19,00
0,03
18,97
4,26
2,98
14,7
16,0
№ 51, Автобаза № 5
2,88
2,88
0,004
2,87
0,53
0,29
2,3
2,6
№ 52, Революционная, 8
1,50
1,29
0,002
1,29
0,22
0,16
1,1
1,1
№ 53, Н.-Неман, 1
4,00
4,00
0,02
3,98
1,90
1,63
2,1
2,3
№ 54, З. Космодемьянской, 4
8,64
8,64
0,03
8,61
3,00
2,29
5,6
6,3
№ 55, Краснинское ш., 3б
5,30
5,30
0,01
5,29
2,92
0,97
2,4
4,3
№ 56, Коминтерна
4,18
4,18
0,01
4,17
2,05
1,19
2,1
3,0
№ 57, Юннатов, 5
0,60
0,60
0,0009
0,6
0,26
0,17
0,3
0,4
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,75
0,75
0,0015
0,75
0,44
0,32
0,3
0,4
№ 60, Гагарина, 26 (П)
1,21
1,21
0,0025
1,21
0,72
0,53
0,5
0,7
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,90
0,90
0,0018
0,9
0,50
0,36
0,4
0,5
№ 63, Гагарина, 76
0,23
0,23
0,0006
0,23
0,18
0,13
0,1
0,1
№ 64, Дохтурова, 29
0,95
0,95
0,0015
0,94
0,39
0,29
0,6
0,7
№ 65, Николаева, 27а, в
0,54
0,54
0,001
0,53
0,58
0,20
0,0
0,3
№ 66, Колхозный пер., 48
5,16
5,16
0,02
5,14
2,67
2,06
2,5
3,1
№ 67, Нахимова, 18
8,00
8,00
0,04
7,96
3,62
3,08
4,3
4,9
№ 68, Кловка, 27
1,90
1,90
0,002
1,9
0,69
0,52
1,2
1,4
№ 69, Московский большак, 12
0,08
0,08
0,0001
0,08
0,04
0,02
0,0
0,1
Октября, 46 (Хладосервис)
1,72
1,72
0,003
1,72
0,49
0,35
1,2
1,4
№ 72, Станционная, 1, БМК
2,58
2,58
0,03
2,55
2,00
1,39
0,6
1,2
№ 73, Сортировка, БМК
15,00
15,00
0,26
14,74
9,16
6,58
5,6
8,2
"ОАО ЦИБ 79"
10,20
10,20
0,03
10,17
2,80
1,32
7,4
8,8
Всего
342,05
311,54
1,3
310,2
123,1
92,3
187,1
217,9

б) резерв и дефицит тепловой мощности нетто по каждому источнику тепловой энергии и выводам тепловой мощности от источников тепловой энергии.
По котельным города Смоленска наблюдается превышение установленных производственных мощностей над фактически необходимыми (мощность оборудования котельных превышает суммарную тепловую нагрузку потребителей), что приводит к завышению прямых расходов на производство тепловой энергии (заработной платы рабочих, расходов на ремонт, амортизацию, топливо) и, следовательно, росту тарифов.
В целом резерв тепловой мощности в зоне действия муниципальных котельных при учете договорных нагрузок составляет 187 Гкал/ч, при учете фактических приведенных (с учетом тепловых потерь) - 218 Гкал/ч;
в) гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя и характеризующие существующие возможности (резервы и дефициты по пропускной способности) передачи тепловой энергии от источника к потребителю.
Гидравлический расчет тепловых сетей муниципальных котельных показал, что при существующих теплогидравлических режимах располагаемых перепадов даже у самых удаленных потребителей достаточно для обеспечения их качественного теплоснабжения;
г) причины возникновения дефицита тепловой мощности и последствий влияния дефицитов на качество теплоснабжения.
Дефицит тепла в зонах действия муниципальных котельных отсутствует;
д) резерв тепловой мощности нетто источников тепловой энергии и возможность расширения технологических зон действия источников с резервами тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой мощности.
Резерв тепловой мощности представлен в таблице 1.76. Перераспределения зон действия между муниципальными котельными не планируется.

Часть 7. БАЛАНС ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

а) Утвержденные балансы производительности водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в теплоиспользующих установках потребителей в перспективных зонах действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть.
Балансы водоподготовительных установок котельных МУП "Смоленсктеплосеть" представлены в таблице 1.77.

Таблица 1.77. Балансы водоподготовительных установок
котельных МУП "Смоленсктеплосеть"

Наименование и адрес котельной
Производительность ВПУ, т/ч
Средневзвешенный срок службы, лет
Располагаемая
производительность ВПУ, т/ч
Потери располагаемой производительности, %
Собственные нужды, т/ч
Количество баков аккумуляторов теплоносителя, ед.
Емкость баков аккумуляторов, тыс. м3
Всего подпитка тепловой сети, т/ч
№ 1, Н.-Неман, 6
3,3
3
3,3
0
0,014
0
0
0,135
№ 2, Ак. Петрова, 9
1
8
1
0
0
0
0
0,076
№ 4, Ак. Петрова, 2
8
24
8
0
0
0
0
0,0479
№ 5. Нахимова, 5
1
9
1
0
0
0
0
0,036
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
1
8
1
0
0
0
0
0,025
№ 7, Вяземская, 5
8
21
8
0
0
0
0
0,043
№ 8, Парковая, 20
1
8
1
0
0
0
0
0,0035
№ 12, Вишенки
8
10
8
0
0
0
0
0,763
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
8
24
8
0
0,004
0
0
-
№ 14, Гедеоновка
8
22
8
0
0
0
0
0,0722
№ 15, Кловская, 46
8
29
8
0
0
0
0
0,026
№ 16, Кловская, 19
ВПУ отсутствует
№ 18, Гарабурды, 13
20
30
20
0
0
0
0
0,097
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
1,5
0,6
1,5
0
0
0
0
0,05
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
2,3
9
2,3
0
0,004
0
0
0,077
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
8
28
8
0
0
0
0
0,184
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
ВПУ отсутствует
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
ВПУ отсутствует
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
4
18
4
0
0
0
0
-
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
8
18
8
0
0
0
0
-
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
ВПУ отсутствует
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
6
22
6
0
0
0
0
0,009
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
ВПУ отсутствует
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
ВПУ отсутствует
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
2
18
2
0
0
0
0
0,001
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
8
10
8
0
0
0
0
0,052
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
8
17
8
0
0
0
0
0,103
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
8
15
8
0
0
0
0
0,035
№ 35, Лавочкина, 39
2,5
5
2,5
0
0,003
0
0
0,038
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
8
14
8
0
0
0
0
0,078
№ 37, Торфопредприятие, 44
6
16
6
0
0
0
0
0,006
№ 38, М. Краснофлотская, 33
8
24
8
0
0
0
0
0,045
№ 39, Строгань, 7
8
24
8
0
0
0
0
0,017
№ 40, Миловидово
ВПУ отсутствует
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
1
8
1
0
0
0
0
0,004
№ 42, Лавочкина, 47/1
1,5
1
1,5
0
0
0
0
0,009
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
2,5
8
2,5
0
0
0
0
0,007
№ 44, Радищева, 14а
1
8
1
0
0
0
0
0,027
№ 45, Николаева, 21б, крышная
1
11
1
0
0
0
0
0,001
№ 46, Гнездово
ВПУ отсутствует
№ 47, Николаева, 27а, крышная
1
11
1
0
0
0
0
0,001
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
2,8
7
2,8
0
0,004
0
0
0,054
№ 51, Автобаза № 5
0,7
5
0,7
0
0,002
0
0
0,015
№ 52, Революционная, 8
1
10
1
0
0
0
0
0,0087
№ 53, Н.-Неман, 1
2,5
11
2,5
0
0
0
0
0,009
№ 54, З. Космодемьянской, 4
4
7
4
0
0,002
0
0
0,034
№ 55, Краснинское ш., 3б
1,5
14
0
0
0
0
0
0,058
№ 56, Коминтерна
6
11
6
0
0
0
0
0,013
№ 57, Юннатов, 5
2,9
12
2,9
0
0
0
0
0,008
№ 59, Гагарина, 26 (1)
4,5
12
4,5
0
0
0
0
0,028
№ 60, Гагарина, 26 (П)
5,3
12
5,3
0
0,001
0
0
0,039
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
2,9
12
2,9
0
0,001
0
0
0,025
№ 63, Гагарина, 76
2,2
1
2,2
0
0
0
0
0,008
№ 64, Дохтурова, 29
4,5
10
4,5
0
0,001
0
0
0,025
№ 65, Николаева, 27а, в
1
8
1
0
0
0
0
0,001
№ 66, Колхозный пер., 48
1,7
5
1,7
0
0
0
0
0,121
№ 67, Нахимова, 18
5,2
8
5,2
0
0,006
0
0
0,069
№ 68, Кловка, 27
3,5
7
3,5
0
0
0
0
0,005
№ 69, Московский большак, 12
ВПУ отсутствует
Октября, 46 (Хладосервис)
1
4
1
0
0,001
0
0
0,008
№ 72, Станционная, 1, БМК
1
2
1
0
0,004
0
0
0,051
№ 73, Сортировка, БМК
5,6
1
5,6
0
0,009
0
0
0,028
"ОАО ЦИБ 79"
8
30
8
0
0
0
0
0,239

На девяти котельных отсутствуют установки обработки воды для подпитки тепловой сети, что приводит к образованию накипи на внутренних поверхностях нагрева котлов, перерасходу топлива, к частым ремонтам и заменам котлов. Эффективная защита котлов от накипи и коррозии может быть достигнута путем дозировки комплексонов (установки автоматического дозатора комплексонов) или по способу натрий-катионирования (этот метод водоподготовки требует больших капвложений, а также требует постоянного квалифицированного обслуживающего персонала).
В связи с высокой общей жесткостью воды, идущей на приготовление горячей воды, и отсутствием химводоподготовки срок службы водяных подогревателей со стороны нагреваемой среды значительно ниже нормативного;
б) утвержденные балансы производительности водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в аварийных режимах систем теплоснабжения.
В соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" (п. 6.17) в закрытых системах теплоснабжения аварийная подпитка в количестве 2% от объема воды в тепловых сетях и присоединенных к ним систем теплопотребления осуществляется химически не обработанной и недеаэрированной водой и не влияет на производительность ВПУ.

Часть 8. ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
И СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТОПЛИВОМ

а) Описание видов и количества используемого основного топлива для каждого источника тепловой энергии.
В качестве топлива на муниципальных котельных используется природный газ.
Количество использованного за 2012 г. на котельных топлива приведено в таблице 1.78.

Таблица 1.78. Описание видов и количества топлива

Наименование и адрес котельной
Удельный
расход топлива на выработку тепловой
энергии кг у.т./Гкал
Годовая выработка тепла, Гкал
Годовой расход топлива, т у.т.
№ 1, Н.-Неман, 6
176,1
16686,0
2937,6
№ 2, Ак. Петрова, 9
160,1
10120,7
1620,8
№ 4, Ак. Петрова, 2
221,9
6006,3
1332,7
№ 5, Нахимова, 5
178,5
6848,7
1222,6
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
175,9
6017,7
1058,4
№ 7, Вяземская, 5
172,5
11446,1
1975,0
№ 8, Парковая, 20
172,0
1798,3
309,3
№ 12, Вишенки
161,2
9622,4
1551,6
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
158,1
2435,9
385,1
№ 14, Гедеоновка
170,3
8610,3
1465,9
№ 15, Кловская, 46
158,1
7353,6
1162,8
№ 16, Кловская, 19
170,7
3435,7
586,5
№ 18, Гарабурды, 13
189,5
17633,4
3341,2
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
169,3
11548,4
1955,7
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
173,6
13787,1
2393,0
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
164,3
35563,6
5843,9
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
223,1
744,7
166,2
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
198,9
1860,5
370,1
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
256,5
792,5
203,2
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
183,8
664,6
122,1
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
271,1
818,1
221,7
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
206,2
1500,0
309,3
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
183,8
921,3
169,4
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
452,0
231,7
104,7
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
157,5
746,8
117,6
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
165,8
6860,6
1137,8
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
194,4
2926,6
569,1
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
192,4
8865,8
1706,1
№ 35, Лавочкина, 39
152,6
8358,6
1275,5
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
184,9
11686,8
2160,8
№ 37, Торфопредприятие, 44
175,6
1739,0
305,3
№ 38, М. Краснофлотская, 33
120,0
6854,0
822,3
№ 39, Строгань, 7
166,7
12019,3
2003,4
№ 40, Миловидово
172,9
3303,9
571,2
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
168,4
4126,3
694,9
№ 42, Лавочкина, 47/1
170,4
3458,8
589,5
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
196,3
1996,0
391,7
№ 44, Радищева, 14а
197,5
3961,1
782,1
№ 45, Николаева, 21б, крышная
286,7
525,8
150,7
№ 46, Гнездово
156,3
28372,4
4433,7
№ 47, Николаева, 27а, крышная
252,9
1014,9
256,7
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
167,0
12799,4
2137,6
№ 51, Автобаза № 5
238,9
1308,9
312,7
№ 52, Революционная, 8
211,5
678,7
143,6
№ 53, Н.-Неман, 1
154,4
6925,4
1069,4
№ 54, З. Космодемьянской, 4
145,8
9749,8
1421,9
№ 55, Краснинское ш., 3б
194,8
4154,2
809,3
№ 56, Коминтерна
153,3
5174,7
793,2
№ 57, Юннатов, 5
187,1
729,1
136,4
№ 59, Гагарина, 26 (1)
166,6
1314,3
218,9
№ 60, Гагарина, 26 (П)
133,5
2208,0
294,8
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
168,7
1494,9
252,2
№ 63, Гагарина, 76
155,2
557,2
86,5
№ 64, Дохтурова, 29
141,5
1199,2
169,6
№ 65, Николаева, 27а, в
219,7
823,4
180,9
№ 66, Колхозный пер., 48
148,4
8639,0
1281,8
№ 67, Нахимова, 18
149,5
13152,8
1965,7
№ 68, Кловка, 27
142,3
2158,6
307,3
№ 69, Московский большак, 12
239,7
103,80
24,9
Октября, 46 (Хладосервис)
233,8
1613,5
377,2
№ 72, Станционная, 1, БМК
140,3
6017,1
844,1
№ 73, Сортировка, БМК
179,9
27880,5
5017,0
"ОАО ЦИБ 79"
266,5
5972,8
1591,5
Всего

397919,5
68213,6

б) описание видов резервного и аварийного топлива и возможности их обеспечения в соответствии с нормативными требованиями.
Резервное и аварийное топливо на котельных отсутствует
в) описание особенностей характеристик топлива в зависимости от мест поставки.
ООО "Смоленск Облгаз".
Характеристика природного газа:
низшая теплота сгорания - 8159 ккал (август 2013 года);
г) анализ поставки топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха.
Сложности с обеспечением теплоисточника топливом в периоды расчетных температур наружного воздуха в городе отсутствуют.

Часть 9. НАДЕЖНОСТЬ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

а) Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче тепловой энергии.
Надежность работы действующих теплосетей для каждой зоны определяется в соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" по трем критериям:
- вероятность безотказной работы (P) - способность системы не допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях, жилых и общественных зданиях ниже +12°C, в промышленных зданиях - ниже 8°C, более числа раз, установленных нормативами. Нормативная величина для тепловых сетей - 0,9;
- живучесть системы (Ж) - способность системы сохранять свою работоспособность в аварийных условиях, а также более длительных остановках (более 54 ч);
б) анализ аварийных отключений потребителей.
Ограничений в подаче тепла не отмечено;
в) анализ времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных отключений
Среднее время, затраченное на восстановление теплоснабжения, не превысило 36 часов;
г) графический материал (карты-схемы тепловых сетей и зон ненормативной надежности и безопасности теплоснабжения).
Подробный расчет надежности системы теплоснабжения города приведен в приложении Д.

Часть 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ
И ТЕПЛОСЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ

Технико-экономические показатели муниципальных котельных за 2012 год приведены в таблице 1.79.

Таблица 1.79. Технико-экономические показатели работы
муниципальных котельных за 2012 год

Наименование котельной
Выработка тепла, Гкал
Расход тепловой энергии на собственные нужды, Гкал
Потери тепловой энергии в сетях, Гкал
Отпуск тепловой энергии потребителям, Гкал
Уд. расход топлива на выработку тепл. эн., кг у.т./Гкал
Расход топлива, т у.т.
№ 1, Н.-Неман, 6
16686,0
366,7
1487,1
14832,2
176,1
2937,6
№ 2, Ак. Петрова, 9
10120,7
202,6
809,0
9109,1
160,1
1620,8
№ 4, Ак. Петрова, 2
6006,3
141,8
1163,8
4700,6
221,9
1332,7
№ 5, Нахимова, 5
6848,7
150,9
495,1
6202,7
178,5
1222,6
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
6017,7
125,3
499,4
5393,0
175,9
1058,4
№ 7, Вяземская, 5
11446,1
252,0
1487,1
9707,0
172,5
1975,0
№ 8, Парковая, 20
1798,3
40,1
88,0
1670,2
172,0
309,3
№ 12, Вишенки
9622,4
222,7
841,4
8558,3
161,2
1551,6
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
2435,9
20,7
36,1
2379,0
158,1
385,1
№ 14, Гедеоновка
8610,3
193,0
1452,9
6964,5
170,3
1465,9
№ 15, Кловская, 46
7353,6
144,0
499,4
6710,2
158,1
1162,8
№ 16, Кловская, 19
3435,7
84,6
884,6
2466,5
170,7
586,5
№ 18, Гарабурды, 13
17633,4
393,9
2052,3
15187,2
189,5
3341,2
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
11548,4
244,6
1328,9
9974,9
169,3
1955,7
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
13787,1
287,2
1093,7
12406,2
173,6
2393,0
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
35563,6
769,2
2802,3
31992,2
164,3
5843,9
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
744,7
15,8
65,2
663,8
223,1
166,2
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
1860,5
46,1
295,9
1518,5
198,9
370,1
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
792,5
18,5
0,0
774,0
256,5
203,2
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
664,6
8,8
2,3
653,4
183,8
122,1
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
818,1
9,4
98,2
710,5
271,1
221,7
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
1500,0
11,1
292,5
1196,4
206,2
309,3
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
921,3
17,6
95,2
808,5
183,8
169,4
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
231,7
5,0
22,9
203,8
452,0
104,7
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
746,8
18,3
61,8
666,7
157,5
117,6
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
6860,6
150,3
958,6
5751,8
165,8
1137,8
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
2926,6
74,1
1042,4
1810,1
194,4
569,1
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
8865,8
204,8
1328,0
7333,0
192,4
1706,1
№ 35, Лавочкина, 39
8358,6
183,0
791,0
7384,6
152,6
1275,5
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
11686,8
237,1
1701,7
9748,0
184,9
2160,8
№ 37, Торфопредприятие,
44
1739,0
45,7
478,9
1214,4
175,6
305,3
№ 38, М. Краснофлотская, 33
6854,0
156,0
553,3
6144,7
120,0
822,3
№ 39, Строгань, 7
12019,3
252,5
554,1
11212,6
166,7
2003,4
№ 40, Миловидово
3303,9
83,5
1265,6
1954,8
172,9
571,2
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
4126,3
98,1
460,1
3568,1
168,4
694,9
№ 42, Лавочкина, 47/1
3458,8
79,9
349,7
3029,2
170,4
589,5
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
1996,0
47,2
325,8
1623,0
196,3
391,7
№ 44, Радищева, 14а
3961,1
99,2
801,3
3060,6
197,5
782,1
№ 45, Николаева, 21б, крышная
525,8
8,7
0,0
517,2
286,7
150,7
№ 46, Гнездово
28372,4
602,2
3224,7
24545,5
156,3
4433,7
№ 47, Николаева, 27а, крышная
1014,9
13,3
21,4
980,2
252,9
256,7
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
12799,4
292,5
1675,2
10831,7
167,0
2137,6
№ 51, Автобаза № 5
1308,9
36,2
292,5
980,3
238,9
312,7
№ 52, Революционная, 8
678,7
5,9
8,3
664,4
211,5
143,6
№ 53, Н.-Неман, 1
6925,4
147,4
558,4
6219,7
154,4
1069,4
№ 54, З. Космодемьянской, 4
9749,8
204,6
891,9
8653,3
145,8
1421,9
№ 55, Краснинское ш., 3б
4154,2
91,7
454,9
3607,5
194,8
809,3
№ 56, Коминтерна
5174,7
128,1
822,6
4224,0
153,3
793,2
№ 57, Юннатов, 5
729,1
7,4
0,0
721,7
187,1
136,4
№ 59, Гагарина, 26 (1)
1314,3
12,8
0,0
1301,5
166,6
218,9
№ 60, Гагарина, 26 (П)
2208,0
20,6
0,0
2187,4
133,5
294,8
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
1494,9
14,0
42,8
1438,1
168,7
252,2
№ 63, Гагарина, 76
557,2
5,4
0,0
551,8
155,2
86,5
№ 64, Дохтурова, 29
1199,2
10,9
16,2
1172,1
141,5
169,6
№ 65, Николаева, 27а, в
823,4
12,9
12,0
798,5
219,7
180,9
№ 66, Колхозный пер., 48
8639,0
0,0
1098,0
7541,0
148,4
1281,8
№ 67, Нахимова, 18
13152,8
278,6
1395,6
11478,7
149,5
1965,7
№ 68, Кловка, 27
2158,6
21,3
0,0
2137,4
142,3
307,3
№ 69, Московский большак, 12
103,80
2,38
23,68
77,7
239,7
24,9
Октября, 46 (Хладосервис)
1613,5
36,5
459,1
1117,9
233,8
377,2
№ 72, Станционная, 1, БМК
6017,1
139,8
932,1
4945,3
140,3
844,1
№ 73, Сортировка, БМК
27880,5
613,8
1537,5
25729,2
179,9
5017,0
"ОАО ЦИБ 79"
5972,8
137,0
1502,5
4333,3
266,5
1591,5
Всего
397919,5
8345,2
43534,7
346039,7

68213,6

Часть 11. ЦЕНЫ (ТАРИФЫ) В СФЕРЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

а) Динамика утвержденных тарифов, устанавливаемых органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов) по каждому из регулируемых видов деятельности и по каждой теплосетевой и теплоснабжающей организации с учетом последних 3 лет.

Таблица 1.80. Сведения по тарифам на тепловую энергию
за последние три года от муниципальных котельных

Наименование
Ед. изм.
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
с 01.01.2012
с 01.07.2012
с 01.09.2012
с 01.01.2013
с 01.07.2013
Тарифы по МУП "Смоленсктеплосеть"
1. Для потребителей, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии, получающих тепловую энергию от котельных, находящихся в хозяйственном ведении МУП "Смоленсктеплосеть"
- горячая вода
руб./Гкал
x
x
x
x
x
1759,66
1880,76
- острый и редуцированный пар
руб./Гкал
x
x
x
x
x
1759,16
1880,26
- горячая вода для закрытой системы ГВС
руб./м куб.
x
x
x
x
x
108,99
116,08
2. Для потребителей, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии, получающих тепловую энергию по тепловым сетям, находящимся в хозяйственном ведении МУП "Смоленсктеплосеть"
- горячая вода
руб./Гкал
1082,21
1241,42
1241,42
1315,94
1383,00
x
x
- горячая вода для закрытой системы ГВС
руб./м куб.
69,23
79,64
79,64
84,37
88,73
x
x
3. Услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям, находящимся в хозяйственном ведении МУП "Смоленсктеплосеть"
руб./Гкал
x
x
x
x
x
368,36
412,16

б) структура цен (тарифов), установленных на момент разработки схемы теплоснабжения.
Структура тарифа МУП "Смоленсктеплосеть" за 2011 год (производство и передача тепловой энергии) представлена в таблице 1.81.

Таблица 1.81. Структура тарифа МУП "Смоленсктеплосеть"
за 2011 год

№ п/п
Наименование
Утверждено на 2011 год
1.
Покупка тепловой энергии, Гкал
1644616
1.1.
Выработка тепловой энергии, Гкал
417120
2.
Поступление в сеть ЭСО, Гкал
408190
3.
Нормативные потери, Гкал
233715
4.
Полезный отпуск, Гкал
1819091
5.
Топливо, руб.
213937990
6.
Вода на технол. цели, руб.
4539563
7.
Электроэнергия, руб.
94432439
8.
ФОТ основных рабочих, руб.
133410672
9.
Страховые взносы, руб.
45626450
10.
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, руб.
123761251

В том числе:


амортизация, руб.
27999941

ремонтный фонд, руб.
84209000

др. расходы на содер. оборуд., руб.
11552310
11.
Оплата ОАО "Облгаз" за обслуживание, руб.
1529457
12.
Цеховые расходы, руб.
157214313

В том числе:


ФОТ цехового персонала, руб.
96542880

численность, чел.
472

сред. зар. плата в месяц, руб.
17045

страховые взносы, руб.
33017665

прочие, руб.
27653768
13.
Общехозяйственные расходы, руб.
77268832

В том числе:


ФОТ общехозяйст. персонала, руб.
33204780

численность, чел.
133

сред. зар. плата в месяц, руб.
20805

страховые взносы, руб.
11356035

прочие, руб.
21371685

расходы на страхование, руб.
415124

налог на имущество, руб.
10921209
14.
Платежи за ПДВ, руб.
56817
15.
Налог на землю, руб.
1524241
16.
Оплата первых двух дней по листу нетрудоспособности, руб.
698807
17.
Проценты за пользование кредитом, руб.
29532000
18.
Недополученный по независящим причинам доход (банкроты), руб.
0
19.
Прочие расходы, руб.
0
20.
Итого производственные расходы, руб.
883532831
21.
Прибыль, руб.
16886665
22.
Рентабельность, %
1,9%
23.
Стоимость покупки тепловой энергии, руб.
1357827708
24.
Необходимая валовая выручка, руб.
2258247204
25.
Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал (без НДС)
1241,42

В структуре необходимой валовой выручки МУП "Смоленсктеплосеть" наибольший удельный вес (60%) занимают затраты на покупку тепловой энергии у ООО "Смоленская ТСК". Прибыль от производства и передачи тепловой энергии составила 1,9%, что ниже среднего показателя для данной отрасли и может негативно отразиться на инвестиционной привлекательности эксплуатируемой инфраструктуры.
Общая структура цен (тарифов) МУП "Смоленсктеплосеть" на 2012 - 2013 годы приведена в таблице 1.82.

Таблица 1.82. Общая структура цен (тарифов)
МУП "Смоленсктеплосеть" на 2012 - 2013 годы

N
п/п
Наименование показателя
Ед. изм.
Тарифный план на 2012 год
Тарифный план на 2013 год
1
Выработка
Гкал
418984
433684
2
Собственные нужды
Гкал
8921
9296,05

Собственные нужды
%
2,13
2,14
3
Отпуск
Гкал
410063
424387,95
4
Потери
Гкал
43835
43138,95

Потери
%
10,46
9,95
5
Хозяйственные нужды
Гкал


6
Реализация
Гкал
366228
381249

РАСХОДЫ

7
Топливо
руб.
228918932
267715946

Газ
тыс. м3
62486
64583
8
ЭЭ на технологич. нужды
руб.
103090188
109489807

ЭЭ на технологич. нужды
кВт.ч
22523753
20261350
9
Водопотребление
руб.
5121409
4907707

Собств. нужды + потери в т/с
м3
152124
133650
10
Водоотведение
руб.
426814
368205

Собственные нужды
м3
66754
61109
11
Фонд оплаты труда рабочих
руб.
136822378
145514173
12
Отчисления на соц. нужды
руб.
44065696
43945280
13
Амортизация
руб.
36954185
47810413
14
Прочие расходы
руб.
1706246871
483467118
15
Капитальный и текущий ремонт
руб.
85053839
88432800

В т.ч. зданий и сооружений
руб.



В т.ч. оборудования котельной
руб.



В т.ч. оборудования теп. сетей
руб.


16
Всего расходов
руб.
2346700313
1191651449
17
Себестоимость
руб./Гкал
1290,98
689,125
18
Прибыль
руб.
16934318
17840386
19
Необходимая валовая выручка
руб.
2363634631
1209491835
20
НВВ на 1 Гкал
руб./Гкал
1300,29
699,44
21
Рентабельность
%
0,72
1,5

в) плата за подключение к системе теплоснабжения и поступление денежных средств от осуществления указанной деятельности.
Плата (тариф) за подключение в 2012 - 2013 гг. не взималась;
г) плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для социально значимых категорий потребителей.
Плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности с потребителей тепловой энергии не взимается.

Часть 12. ОПИСАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТЕХНИЧЕСКИХ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА

90% тепловых нагрузок централизованной системы теплоснабжения города обеспечивается от Смоленской ТЭЦ-2 и ее котельного цеха, из них от ТЭЦ-2 - 75%. В межотопительный период зона теплоснабжения котельного цеха переключается на ТЭЦ-2.
Благодаря развитию энергосберегающих технологий, внедрению в производство предизолированных труб, сроки безаварийной эксплуатации сетей теплоснабжения составляют не менее 30 лет. При этом отпадает необходимость в затратах на устройство каналов и проведение профилактических ремонтных работ.
Для повышения надежности теплоснабжения города МУП "Смоленсктеплосеть", эксплуатирующему сетевую инфраструктуру, необходимо модернизировать сети теплоснабжения, что позволит увеличить сроки их безаварийной эксплуатации, снизить потери тепловой энергии и материальные затраты на проведение профилактических работ.
Соотношение фактического теплопотребления в городе в сетевой воде, приведенного к расчетным условиям, и договорных тепловых нагрузок при среднечасовой нагрузке горячего водоснабжения приведено в таблице 1.83.

Таблица 1.83. Соотношение фактического теплопотребления
в сетевой воде в 2012 году и договорных тепловых нагрузок
г. Смоленска

Наименование теплоисточника
Договорная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Фактическая тепловая нагрузка, приведенная к расчетным условиям, с учетом тепловых потерь, Гкал/ч
Отношение факта к договорным нагрузкам, %
Смоленская ТЭЦ-2
559,2
534,8
96%
Котельный цех ТЭЦ-2
172,6
97,4
56%
№ 1, Н.-Неман, 6
5,21
3,92
75%
№ 2, Ак. Петрова, 9
2,79
2,39
86%
№ 4, Ак. Петрова, 2
1,89
1,36
72%
№ 5, Нахимова, 5
2,67
1,61
60%
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
1,54
1,42
92%
№ 7, Вяземская, 5
3,24
2,66
82%
№ 8, Парковая, 20
0,56
0,42
76%
№ 12, Вишенки
2,95
2,26
77%
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
0,20
0,20
101%
№ 14, Гедеоновка
2,22
1,98
89%
№ 15, Кловская, 46
1,92
1,74
91%
№ 16, Кловская, 19
1,57
0,76
48%
№ 18, Гарабурды, 13
5,47
4,12
75%
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
2,96
2,70
91%
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
3,64
3,25
89%
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
10,57
8,37
79%
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
0,29
0,18
60%
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
0,78
0,43
55%
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
0,13
0,13
100%
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
0,07
0,07
100%
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
0,24
0,19
80%
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
0,48
0,35
72%
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
0,39
0,22
56%
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
0,06
0,05
91%
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
0,16
0,18
110%
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
1,86
1,59
86%
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
0,92
0,60
65%
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 2
2,60
2,05
79%
№ 35, Лавочкина, 39
2,29
1,96
86%
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
3,19
2,71
85%
№ 37, Торфопредприятие, 44
0,67
0,38
56%
№ 38, М. Краснофлотская, 33
2,63
1,61
61%
№ 39, Строгань, 7
3,60
2,84
79%
№ 40, Миловидово
0,95
0,66
69%
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
1,41
0,96
68%
№ 42, Лавочкина, 47/1
1,01
0,81
80%
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
0,67
0,46
68%
№ 44, Радищева, 14а
1,29
0,90
69%
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,31
0,13
40%
№ 46, Гнездово
7,69
6,64
86%
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,59
0,24
41%
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
4,26
2,98
70%
№ 51, Автобаза № 5
0,53
0,29
55%
№ 52, Революционная, 8
0,22
0,16
74%
№ 53, Н.-Неман, 1
1,90
1,63
86%
№ 54, З. Космодемьянской, 4
3,00
2,29
76%
№ 55, Краснинское ш., 3б
2,92
0,97
33%
№ 56, Коминтерна
2,05
1,19
58%
№ 57, Юннатов, 5
0,26
0,17
67%
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,44
0,32
72%
№ 60, Гагарина, 26 (П)
0,72
0,53
74%
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,50
0,36
72%
№ 63, Гагарина, 76
0,18
0,13
74%
№ 64, Дохтурова, 29
0,39
0,29
74%
№ 65, Николаева, 27а, в
0,58
0,20
34%
№ 66, Колхозный пер., 48
2,67
2,06
77%
№ 67, Нахимова, 18
3,62
3,08
85%
№ 68, Кловка, 27
0,69
0,52
75%
№ 69, Московский большак, 12
0,04
0,02
65%
Октября, 46 (Хладосервис)
0,49
0,35
71%
№ 72, Станционная, 1, БМК
2,00
1,39
69%
№ 73, Сортировка, БМК
9,16
6,58
72%
"ОАО ЦИБ 79"
2,80
1,32
47%
Всего
854,8
724,5
85%

Как видно, в целом по городу фактическое теплопотребление в городе меньше договорных тепловых нагрузок на 15%.
Анализ баланса тепловой энергии показывает, что по теплоисточникам в целом доля расхода тепловой энергии на собственные нужды (2% от выработки) и потерь в сетях (10% от отпуска в сеть) соответствует среднеотраслевым значениям.
Высокий уровень износа, низкий коэффициент полезного действия котлов (ниже 80% почти в каждой четвертой котельной МУП "Смоленсктеплосеть") обуславливают высокий уровень ресурсопотребления, а также рост затрат на эксплуатацию и ремонт оборудования. В настоящее время требуются модернизация ряда котельных с заменой котлов на новые с КПД не менее 90%, оборудование 9 котельных установками химобработки воды для подпитки теплосети, установка приборов учета тепловой энергии и полной автоматизации процесса горения.
а) Описание существующих проблем организации качественного теплоснабжения (перечень причин, приводящих к снижению качества теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих установок потребителей).
По итогам проведенного анализа системы теплоснабжения города Смоленска были выявлены следующие основные технические и технологические проблемы в системах теплоснабжения:
1) оборудование ряда котельных значительно изношено и морально устарело. Снижение показателей эффективности производства тепловой энергии свидетельствует о необходимости модернизации существующих теплоисточников;
2) значительная часть тепловых сетей города Смоленска отработала свой ресурс. Часть колодцев, камер и опор находится в аварийном состоянии. Высоким износом сетей обусловлены значительные потери тепла и низкая надежность системы теплоснабжения города Смоленска;
3) высокая общая жесткость воды и отсутствие химводоподготовки на 9 котельных сокращает срок службы котельного оборудования и теплосетей. На некоторых котельных отсутствуют установки докотловой обработки воды, что приводит к образованию накипи на внутренних поверхностях нагрева котлов, перерасходу топлива, к частым ремонтам и заменам котлов. Эффективная защита котлов от накипи и коррозии может быть достигнута путем дозировки комплексонов (установки автоматического дозатора комплексонов) или по способу натрий-катионирования (этот метод водоподготовки требует больших капвложений, а также требует постоянного квалифицированного обслуживающего персонала);
4) высокие потери тепловой энергии, связанные с внутренней и внешней коррозией труб;
5) низкая эффективность ресурсопотребления для выработки тепловой энергии;
6) по котельным города Смоленска наблюдается превышение установленных производственных мощностей над фактически необходимыми (мощность оборудования котельных превышает суммарную тепловую нагрузку потребителей), что приводит к завышению прямых расходов на производство тепловой энергии (заработной платы рабочих, расходов на ремонт, амортизацию, топливо) и, следовательно, росту тарифов;
б) описание существующих проблем организации надежного и безопасного теплоснабжения поселения (перечень причин, приводящих к снижению надежного теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих установок потребителей).
Недостаточное оснащение приборами учета и регулирования тепловой энергии и воды как теплоисточников, так и потребительских систем;
в) описание существующих проблем развития систем теплоснабжения.
Отставание строительства теплосетей сетей и головных сооружений от строительства жилья;
г) описание существующих проблем надежного и эффективного снабжения топливом действующих систем теплоснабжения.
Отсутствие резервного и аварийного топлива на муниципальных котельных;
д) анализ предписаний надзорных органов об устранении нарушений, влияющих на безопасность и надежность систем теплоснабжения
Предписания надзорных органов отсутствуют.

Глава 2. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
НА ЦЕЛИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

а) Данные базового уровня потребления тепла на цели теплоснабжения.
Расчет тепловых нагрузок города Смоленска выполнен в соответствии со следующими нормативными документами:
- Методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения, утвержденными Приказом Минэнерго России и Минрегиона России № 565/667 от 29.12.2012 и регламентирующими, что в качестве базового уровня теплопотребления на цели теплоснабжения должны быть приняты нагрузки, определенные на стадии существующего положения;
- СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" актуализированная редакция, СП 124.13330.2012, регламентирующим, что расчет оборудования и диаметров тепловых сетей осуществляется с учетом среднечасовой нагрузки горячего водоснабжения.
С учетом вышесказанного, в качестве базового уровня теплопотребления приняты фактические, приведенные к расчетным условиям для систем отопления (минус 25°C), тепловые нагрузки системы централизованного теплоснабжения со среднечасовой нагрузкой горячего водоснабжения, приведенные в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Базовые тепловые нагрузки г. Смоленска

Теплоисточник
Фактические тепловые нагрузки с учетом тепловых потерь, Гкал/ч
в сетевой воде
в паре
отопление + вентиляция
среднечасовое
ГВС
всего
отопление + вентиляция
среднечасовое
ГВС
технология
всего
ТЭЦ-2
481,1
53,7
534,8
3,4
0,0
22,4
25,8
Котельный цех ТЭЦ-2
90,4
7,0
97,4
17,0
0,7
6,1
23,8
№ 1, Н.-Неман, 6
3,53
0,39
3,92
-
-
-
-
№ 2, Ак. Петрова, 9
2,15
0,24
2,39
-
-
-
-
№ 4, Ак. Петрова, 2
1,23
0,14
1,36
-
-
-
-
№ 5, Нахимова, 5
1,45
0,16
1,61
-
-
-
-
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
1,28
0,14
1,42
-
-
-
-
№ 7, Вяземская, 5
2,40
0,27
2,66
-
-
-
-
№ 8, Парковая, 20
0,38
0,04
0,42
-
-
-
-
№ 12, Вишенки
2,03
0,23
2,26
-
-
-
-
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
0,18
0,02
0,20
-
-
-
-
№ 14, Гедеоновка
1,78
0,20
1,98
-
-
-
-
№ 15, Кловская, 46
1,56
0,17
1,74
-
-
-
-
№ 16, Кловская, 19
0,68
0,08
0,76
-
-
-
-
№ 18, Гарабурды, 13
3,71
0,41
4,12
-
-
-
-
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
2,43
0,27
2,70
-
-
-
-
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
2,92
0,32
3,25
-
-
-
-
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
7,54
0,84
8,37
-
-
-
-
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
0,16
0,02
0,18
-
-
-
-
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
0,39
0,04
0,43
-
-
-
-
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
0,12
0,01
0,13
-
-
-
-
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
0,06
0,01
0,07
-
-
-
-
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
0,17
0,02
0,19
-
-
-
-
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
0,31
0,03
0,35
-
-
-
-
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
0,19
0,02
0,22
-
-
-
-
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
0,05
0,01
0,05
-
-
-
-
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
0,16
0,02
0,18
-
-
-
-
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
1,43
0,16
1,59
-
-
-
-
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
0,54
0,06
0,60
-
-
-
-
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 40а
1,84
0,20
2,05
-
-
-
-
№ 35, Лавочкина, 39
1,77
0,20
1,96
-
-
-
-
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
2,44
0,27
2,71
-
-
-
-
№ 37, Торфопредприятие,
44
0,34
0,04
0,38
-
-
-
-
№ 38, М. Краснофлотская,
31а
1,45
0,16
1,61
-
-
-
-
№ 39, Строгань, 7
2,56
0,28
2,84
-
-
-
-
№ 40, Миловидово
0,59
0,07
0,66
-
-
-
-
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
0,87
0,10
0,96
-
-
-
-
№ 42, Лавочкина, 47/1
0,73
0,08
0,81
-
-
-
-
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
0,41
0,05
0,46
-
-
-
-
№ 44, Радищева, 14а
0,81
0,09
0,90
-
-
-
-
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,11
0,01
0,13
-
-
-
-
№ 46, Гнездово
5,97
0,66
6,64
-
-
-
-
№ 47, Николаева, 27а, крышная
0,22
0,02
0,24
-
-
-
-
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
2,68
0,30
2,98
-
-
-
-
№ 51, Автобаза № 5
0,26
0,03
0,29
-
-
-
-
№ 52, Революционная, 8
0,15
0,02
0,16
-
-
-
-
№ 53, Н.-Неман, 1
1,47
0,16
1,63
-
-
-
-
№ 54, З. Космодемьянской, 4
2,06
0,23
2,29
-
-
-
-
№ 55, Краснинское ш.
0,87
0,10
0,97
-
-
-
-
№ 56, Коминтерна
1,07
0,12
1,19
-
-
-
-
№ 57, Юннатов, 5
0,16
0,02
0,17
-
-
-
-
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,28
0,03
0,32
-
-
-
-
№ 60, Гагарина, 26 (П)
0,48
0,05
0,53
-
-
-
-
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,32
0,04
0,36
-
-
-
-
№ 63, Гагарина, 76
0,12
0,01
0,13
-
-
-
-
№ 64, Дохтурова, 29
0,26
0,03
0,29
-
-
-
-
№ 65, Николаева, 27а (В)
0,18
0,02
0,20
-
-
-
-
№ 66, Колхозный пер., 48
1,85
0,21
2,06
-
-
-
-
№ 67, Нахимова, 18
2,77
0,31
3,08
-
-
-
-
№ 68, Кловка, 27
0,47
0,05
0,52
-
-
-
-
№ 69, Московский большак, 12
0,02
0,00
0,02
-
-
-
-
Октября, 48 (Хладосервис)
0,31
0,03
0,35
-
-
-
-
Станционная, 1, БМК
1,25
0,14
1,39
-
-
-
-
Сортировка, БМК
5,93
0,66
6,58
-
-
-
-
"ОАО ЦИБ 79"
1,19
0,13
1,32
-
-
-
-
Всего по централизованным источникам
654,6
69,9
724,5
20,4
0,7
28,5
49,6
ИТГ
326,9
-
326,9
-
-
-
-
Всего по городу
981,5
69,9
1051,4
20,4
0,7
28,5
49,6

б) прогнозы приростов на каждом этапе площади строительных фондов, сгруппированные по расчетным элементам территориального деления и по зонам действия источников тепловой энергии с разделением объектов строительства на многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания и производственные здания промышленных предприятий.
Существующий жилой фонд в г. Смоленске по состоянию на 01.01.2013 составил 8001,5 тыс. м2 при численности населения порядка 330,4 тыс. чел.
В качестве исходных данных при определении приростов строительных фондов использованы следующие материалы:
- на период до 2020 года - Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Смоленск на 2013 - 2015 годы с перспективой до 2020 года. Проект;
- на период до 2029 года - Положения о территориальном планировании, Проект по внесению изменений в генеральный план города Смоленска 1992 г., утвержденные решением Смоленского городского Совета от 22.12.2009 № 1347.
Новое жилищное строительство в городе предполагается:
- в южной части Ленинского и Промышленного районов в виде новых жилых районов комплексной застройки;
- в существующей части города в виде точечной застройки на свободных территориях;
- на реконструируемых территориях существующей части города после сноса ветхого жилья.
Увеличение площади зданий бюджетных учреждений всех уровней планируется с учетом темпов роста жилищного фонда города.
Сводные данные по изменению численности населения, объемам нового жилищного и общественного строительства и сносу ветхого жилья в г. Смоленске приведены в таблице 2.2, прогнозы приростов общей площади многоквартирных и жилых домов по планировочным районам города и этапам расчетного периода - в таблице 2.3.
Размещение новой жилой застройки в городе представлено на рисунке 2.1.
Одним из основных факторов развития жилищного строительства в городе Смоленске на перспективу является улучшение жилищных условий жителей города с обновлением жилищного фонда в результате вывода из эксплуатации ветхого и аварийного жилья.
Планируемые объемы сноса ветхого и аварийного жилого фонда с разбивкой по районам города представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.2. Сводные данные по изменению численности
населения, объемам нового жилищного и общественного
строительства и сноса ветхого жилья в период 2013 - 2029 гг.
по этапам расчетного периода

Наименование показателей
Периоды
существующее состояние на 01.01.2013
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 - 2024 гг.
2025 - 2029 гг.
Численность населения к концу периода, тыс. чел.
330,4
332,12
333,81
335,49
337,18
338,86
340,55
342,23
350,68
359,13
Жилой фонд к концу периода, тыс. м2 общей площади
8001,5
8290,4
8555,6
8886,7
9124,6
9362,5
9600,4
9838,3
11349,1
12940
Обеспеченность жил. фондом к концу периода, м2/чел.
24,2
25,0
25,6
26,5
27,1
27,6
28,2
28,7
32,4
36,0
Объем нового жилищного строительства, тыс. м2, всего,
в том числе:
-
298,9
275,2
341,1
247,9
247,9
247,9
247,9
1560,8
1640,9
- многоквартирные дома;

298,9
269,0
325,6
227,9
225,5
218,3
217,9
1402,7
1455,4
- индивидуальные жилые дома

-
6,2
15,5
20,0
22,4
29,6
30,0
158,1
185,5
Среднегодовой объем жилищного строительства, тыс. м2/год
-
298,9
275,2
341,1
247,9
247,9
247,9
247,9
312,16
328,18
Снос ветхого жилья, тыс. м2
-
10
10
10
10
10
10
10
50,0
50,0
Площадь зданий бюджетных учреждений всех уровней, тыс. м2
471,1
487,1
503,7
524,5
537
549,5
562
574,5
637,0
699,5

Таблица 2.3. Размещение объемов новой жилой застройки
по планировочным районам города и по этапам
расчетного периода

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы нового жилищного строительства, тыс. м2
всего за период 2013 - 2029 гг.
в том числе по годам:
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
275,3
3675,2
3950,5
0
0
0
0,7
255,1
255,8
0
311,6
311,6
0
227,9
227,9
0
214,3
214,3
Юг-3, всего, в т.ч.:
158,0
1844,3
2002,3
0
0
0
0
110
110
0
110
110
0
107
107
0
107,0
107,0
Район Одинцово
0
984,4
984,4


0

110
110

110
110

107
107

107,0
107,0
Район Пруды
62
50,9
112,8


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна в пределах горчерты
36
295,4
331,8


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна за границей горчерты
0
162,6
162,6


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
19
176,1
195,1


0


0


0


0


0
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
41
161,1
201,8


0


0


0


0


0
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
0
13,8
13,8


0


0


0


0


0
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
10,7
747,9
758,6
0
0
0
0,7
84,6
85,3
0
141,1
141,1
0
57,7
57,7
0,0
44,1
44,1
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
0,7
286,1
286,8


0
0,7
84,6
85,3

141,1
141,1

40
40

20,4
20,4
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
10,0
202,9
212,9


0


0


0


0


0
Реконструкция района Кловка
0,0
227,4
227,4


0

0
0

0
0

17,7
17,7

23,7
23,7
Реконструкция района Солдатская слобода
0,0
31,5
31,5


0


0


0


0


0
Миловидово, всего, в т.ч.:
106,6
1083,0
1189,6
0
0
0
0
60,5
60,5
0
60,5
60,5
0
63,2
63,2
0,0
63,2
63,2
Район Вишенки - Алексино
23,2
148,2
171,4


0


0


0


0


0
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
77,3
698,6
775,9


0

60,5
60,5

60,5
60,5

63,2
63,2

63,2
63,2
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
6,1
236,2
242,3


0


0


0


0


0
Промышленный район, всего, в т.ч.:
79,0
740,9
819,9
0
85
85
0
13,9
13,9
0
14
14
0
0
0
0
0
0
Район Тихвинка
68,2
55,4
123,6


0


0


0


0


0
Район Киселевка за границей горчерты
10,8
572,6
583,4


0


0


0


0


0
Реконструкция района Офицерская слобода
0,0
27,9
27,9


0

13,9
13,9

14
14


0


0
Район Поповка
0,0
85,0
85,0

85
85












Заднепровский район, всего, в т.ч.
113,0
225,1
338,1
0
213,9
213,9
5,5
0
5,5
15,5
0
15,5
20
0
20
22,4
11,2
33,6
Район Серебрянка
0,0
213,9
213,9

213,9
213,9


0


0


0


0
Район Анастасино
4,0
11,2
15,2


0


0


0
4

4

11,2
11,2
Район Подснежники
92,0
0,0
92,0


0


0
10

10
10

10
22,4

22,4
Район Пасово
3,0
0,0
17,0


0
5,5

5,5
5,5

5,5
6

6


0
Всего по г. Смоленску
467,3
4641,1
5108,4
0
298,9
298,9
6,2
269
275,2
15,5
325,6
341,1
20
227,9
247,9
22,4
225,5
247,9

Окончание таблицы 2.3

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы нового жилищного строительства, тыс. м2
в том числе по годам:
2018
2019
2020 - 2024
2025 - 2029
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
15
218,3
233,3
15
217,9
232,9
132,7
1345,28
1477,98
111,9
884,8
996,7
Юг-3, всего, в т.ч.:
0
124,6
124,6
0
124,2
124,2
75,4
871,08
946,48
82,6
290,4
373
Район Одинцово

107
107

107
107

336,4
336,4


0
Район Пруды


0


0


0
61,9
50,9
112,8
Рябиновая поляна в пределах горчерты

17,6
17,59

17,2
17,2
36,4
260,6
297,0


0
Рябиновая поляна за границей горчерты


0


0

84,2
84,2

78,4
78,4
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты


0


0
19
176,1
195,1


0
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты


0


0
20

20
20,7
161,1
181,8
Реконструкция района ул. 2-я Киевская


0


0

13,8
13,8


0
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
0
23,7
23,7
0
33,7
33,7
10
363
373
0
0
0
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты


0


0


0


0
Чернушки - Ясенное за границей горчерты


0


0
10
202,9
212,9


0
Реконструкция района Кловка

23,7
23,7

33,7
33,7

128,6
128,6


0
Реконструкция района Солдатская слобода


0


0

31,5
31,5


0
Миловидово, всего, в т.ч.:
15
70
85
15
60
75
47,3
111,2
158,5
29,3
594,4
623,7
Район Вишенки - Алексино


0


0


0
23,2
148,2
171,4
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
15
70,0
85
15
60,0
75
47,3
111,2
158,5

210,0
210
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты


0


0


0,0
6,1
236,2
242,3
Промышленный район, всего, в т.ч.:
0
0
0
0
0
0
5,4
57,4
62,8
73,6
570,6
644,2
Район Тихвинка


0


0


0
68,2
55,4
123,6
Район Киселевка за границей горчерты


0


0
5,4
57,4
62,8
5,4
515,2
520,6
Реконструкция района Офицерская слобода


0


0


0


0
Район Поповка












Заднепровский район, всего, в т.ч.:
14,6
0
14,6
15
0
15
20
0
20
0
0
0
Район Серебрянка


0


0


0


0
Район Анастасино


0


0


0


0
Район Подснежники
14,6

14,6
15

15
20

20


0
Район Пасово


0


0


0


0
Всего по г. Смоленску
29,6
218,3
247,9
30
217,9
247,9
158,1
1402,7
1560,8
185,5
1455,4
1640,9

Рисунок 2.1. Размещение новой жилой застройки
в городе Смоленске

Таблица 2.4. Планируемые объемы сноса ветхого и аварийного
жилого фонда с разбивкой по планировочным районам города
и по этапам расчетного периода

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы сноса ветхого и аварийного жилого фонда, тыс. м2
всего за период 2013 - 2029 гг.
в том числе по годам:
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
21,4
46,2
67,6
1,6
0
1,6
0
0
0
1,8
3,5
5,3
0
7,9
7,9
Существующий жилой фонд
3,3
46,2
49,5






1,8
3,5
5,3

7,9
7,9
Юг-3, всего, в т.ч.:
13,0
-
13,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
0,5
-
0,5


-


-


-


-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
12,4
-
12,4


-


-


-


-
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
2,0
-
2,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
2,0
-
2,0


-


-


-


-
Миловидово, всего, в т.ч.:
3,1
-
3,1
1,6
-
1,6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
3,1
-
3,1
1,6

1,6


-


-


-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
6,8
35,7
42,5
0,1
8,4
8,4
-
10,0
10,0
4,8
-
4,8
-
1,8
1,8
Существующий жилой фонд
1,5
17,4
18,9








-

1,8
1,8
Район Тихвинка
0,4
-
0,4


-


-


-


-
Реконструкция района Офицерская слобода
4,9
18,3
23,2
0,1
8,4
8,4

10,0
10,0
4,8

4,8


-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
11,3
48,7
59,9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,2
-
0,2
Существующий жилой фонд
11,3
48,7
59,9








-
0,2

0,2
Всего по г. Смоленску
39,4
130,6
170,0
1,6
8,4
10,0
-
10,0
10,0
6,5
3,5
10,0
0,2
9,8
10,0

Окончание таблицы 2.4

Наименование планировочных районов и жилых зон
Объемы сноса ветхого и аварийного жилого фонда, тыс. м2
в том числе по годам:
2017
2018
2019
2020 - 2024
2025 - 2029
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
жилые дома
многоквартирные дома
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
0
10,0
10,0
0,8
8,21
9,0
0,8
0,6
1,3
16,5
2,1
18,6
0
13,9
13,9
Существующий жилой фонд

10,0
10,0
0,8
8,2
9,0
0,8
0,6
1,3

2,1
2,1

13,9
13,9
Юг-3, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
13,0
-
13,0
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты


-


-


-
0,5

0,5


-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская


-


-


-
12,4

12,4


-
Краснинское шоссе, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,0
-
2,0
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода


-


-


-
2,0

2,0


-
Миловидово, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,6
-
1,6
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты

-
-


-


-
1,6

1,6


-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
0,8
7,9
8,7
0,7
4,7
5,4
0,4
3,0
3,4
Существующий жилой фонд


-


-
0,8
7,9
8,7
0,7
4,7
5,4

3,0
3,0
Район Тихвинка


-


-


-


-
0,4

0,4
Реконструкция района Офицерская слобода


-


-


-


-


-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
1,0
-
1,0
-
-
-
2,3
23,7
26,0
7,7
25,0
32,7
Существующий жилой фонд


-
1,0

1,0


-
2,3
23,7
26,0
7,7
25,0
32,7
Всего по г. Смоленску
-
10,0
10,0
1,8
8,2
10,0
1,5
8,5
10,0
19,6
30,4
50,0
8,1
41,9
50,0

в) прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, согласованных с требованиями к энергетической эффективности объектов теплопотребления, устанавливаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Прогноз перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение по расчетным этапам Схемы выполнен с учетом требований к энергетической эффективности объектов теплопотребления, устанавливаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Для расчета перспективных тепловых нагрузок жилищно-коммунального сектора в соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети", актуализированная редакция (СП 124.13330.2012) приняты следующие удельные расходы тепловой энергии:
1) нормативный расход тепловой энергии на отопление многоквартирных и индивидуальных жилых домов в соответствии с приложением Г СНиП 41-02-2003 (СП 124.13330.2012), представленный в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Удельный расход тепловой энергии на отопление
многоквартирных и индивидуальных жилых домов для города
Смоленска при расчетной температуре наружного воздуха -25°C

Этажность жилых зданий
Удельные показатели максимальной тепловой нагрузки, ккал/(ч.м2) для зданий строительством
после 2010 г.
после 2015 г.
1 - 3-этажные одноквартирные отдельно стоящие
62,8
57,6
2 - 3-этажные одноквартирные блокированные
49,9
47,3
4 - 6-этажные
42,1
38,7
7 - 10-этажные
37,0
34,4
11 - 14-этажные
35,3
31,8
Более 15 этажей
32,7
31,0

В связи с отсутствием подробной информации по объемам строительства и местам размещения новых общественных зданий в г. Смоленске тепловая нагрузка на отопление новых объектов социально-бытового назначения в районах перспективной жилой застройки принималась в размере:
- 25% от нагрузки на отопление многоквартирных домов;
- 10% от нагрузки на отопление индивидуальных жилых домов;
2) удельный расход тепловой энергии на вентиляцию общественных зданий определен с коэффициентом 0,6 от удельного расхода тепла на их отопление;
3) норма расхода горячей воды на одного человека в жилых зданиях принята по приложению Г СНиП 41-02-2003 (СП 124.13330.2012) в размере , в общественных зданиях - в среднем , что в сумме составит .
Удельный расход тепловой энергии на горячее водоснабжение на одного человека в жилых зданиях в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 23 мая 2006 г. № 306 "Об утверждении Правил установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг" (с изменениями от 6 мая 2011 г., 28 марта 2012 г.) по формуле



где: - суточный расход воды на нужды горячего водоснабжения, ;
- объемный вес воды, кгс/м3, равный 985,73 кг/м3 при температуре = 55°C;
C - теплоемкость воды, , равная ;
- температура горячей воды в местах водоразбора, °C (55°C);
- средняя температура холодной воды в сети водопровода в отопительный период, °C (5°C);
- коэффициент, учитывающий тепловые потери трубопроводами систем горячего водоснабжения и затраты тепловой энергии на отопление ванных комнат (для изолированных трубопроводов - 0,02).
В результате удельный расход тепловой энергии на нужды горячего водоснабжения на одного человека в жилых и общественных зданиях составит ;
г) прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии для обеспечения технологических процессов.
Увеличение расхода тепла на технологические нужды в г. Смоленске в перспективе не прогнозируется;
д) прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном элементе территориального деления и в зоне действия каждого из существующих или предлагаемых для строительства источников тепловой энергии на каждом этапе.
Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде новыми многоквартирными и индивидуальными жилыми домами с учетом общественных зданий по элементам территориального деления по этапам расчетного периода приведены в таблице 2.6.
Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде с разделением по видам теплопотребления в зонах действия существующих и предлагаемых к строительству теплоисточников с нарастающим итогом представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.6. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой
энергии в сетевой воде новыми многоквартирными
и индивидуальными жилыми домами с учетом общественных зданий
по элементам территориального деления по этапам
расчетного периода

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
всего за 2013 - 2029 гг.
за 2013 г.
за 2014 г.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл.+
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
18,41
2,25
20,66
190,68
32,46
223,15
209,09
34,72
243,80
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,05
0,01
0,06
14,07
2,71
16,77
14,12
2,71
16,83
Район Одинцово
-
-
-
51,34
9,30
60,64
51,34
9,30
60,64
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,07
1,17
7,23
6,07
1,17
7,23
Район Пруды
4,14
0,47
4,60
2,61
0,38
2,99
6,75
0,85
7,60
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна в пределах горчерты
2,43
0,31
2,74
15,15
2,52
17,67
17,58
2,83
20,41
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
8,34
1,30
9,64
8,34
1,30
9,64
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
1,27
0,16
1,43
9,03
1,48
10,51
10,30
1,64
11,94
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
2,72
0,32
3,04
8,26
1,22
9,48
10,98
1,54
12,52
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
0,71
0,12
0,82
0,71
0,12
0,82
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
0,05
0,01
0,06
15,54
2,95
18,49
15,59
2,96
18,55
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,05
0,01
0,06
4,67
0,90
5,56
4,72
0,91
5,62
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
0,67
0,08
0,75
10,41
1,71
12,11
11,08
1,79
12,86
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
11,66
2,04
13,70
11,66
2,04
13,70
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
1,62
0,26
1,88
1,62
0,26
1,88
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Вишенки - Алексино
1,55
0,18
1,73
7,60
1,12
8,72
9,15
1,29
10,45
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
5,17
0,68
5,85
36,30
6,28
42,58
41,46
6,97
48,43
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3,34
0,64
3,98
3,34
0,64
3,98
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
0,41
0,05
0,45
12,11
1,78
13,90
12,52
1,83
14,35
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
5,28
0,60
5,88
38,44
6,01
44,44
43,72
6,61
50,32
-
-
-
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
-
-
-
0,77
0,15
0,91
0,77
0,15
0,91
Район Тихвинка
4,56
0,51
5,07
2,84
0,42
3,26
7,40
0,93
8,33
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
0,72
0,09
0,81
29,37
4,37
33,74
30,09
4,46
34,55
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,77
0,15
0,91
0,77
0,15
0,91
Район Поповка
-
-
-
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
-
-
-
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61









Заднепровский район, всего, в т.ч.:
7,68
1,11
8,79
12,37
2,44
14,81
20,05
3,55
23,59
-
-
-
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
0,40
0,06
0,46
-
-
-
0,40
0,06
0,46
Район Серебрянка
-
-
-
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
-
-
-
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
0,27
0,04
0,31
0,57
0,11
0,68
0,84
0,15
0,99
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Подснежники
6,21
0,88
7,09
-
-
-
6,21
0,88
7,09
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пасово
1,20
0,18
1,38
-
-
-
1,20
0,18
1,38
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,40
0,06
0,46
-
-
-
0,40
0,06
0,46
Всего по городу, в т.ч.:
31,36
3,96
35,33
241,49
40,91
282,40
272,85
44,87
317,72
-
-
-
16,48
3,26
19,74
16,48
3,26
19,74
0,45
0,07
0,52
14,83
2,85
17,69
15,29
2,92
18,21
- жилой фонд
27,04
2,97
30,01
172,49
33,09
205,58
199,53
36,06
235,59
-
-
-
11,77
2,63
14,41
11,77
2,63
14,41
0,39
0,05
0,44
10,60
2,31
12,90
10,98
2,36
13,35
- общественные объекты
4,33
0,99
5,31
69,00
7,82
76,82
73,32
8,81
82,13
-
-
-
4,71
0,62
5,33
4,71
0,62
5,33
0,06
0,01
0,07
4,24
0,55
4,78
4,30
0,56
4,86

Продолжение таблицы 2.6

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
за 2015 г.
за 2016 г.
за 2017 г.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
17,18
3,20
20,38
17,18
3,20
20,38
-
-
-
11,69
2,29
13,98
11,69
2,29
13,98
-
-
-
10,99
2,11
13,10
10,99
2,11
13,10
Район Одинцово
-
-
-
6,07
1,13
7,20
6,07
1,13
7,20
-
-
-
5,49
1,08
6,56
5,49
1,08
6,56
-
-
-
5,49
1,05
6,54
5,49
1,05
6,54
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
7,78
1,45
9,23
7,78
1,45
9,23
-
-
-
2,05
0,40
2,45
2,05
0,40
2,45
-
-
-
1,05
0,20
1,25
1,05
0,20
1,25
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,91
0,18
1,09
0,91
0,18
1,09
-
-
-
1,22
0,23
1,45
1,22
0,23
1,45
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
-
-
-
3,34
0,62
3,96
3,34
0,62
3,96
-
-
-
3,24
0,64
3,88
3,24
0,64
3,88
-
-
-
3,24
0,62
3,86
3,24
0,62
3,86
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
0,77
0,14
0,92
0,77
0,14
0,92
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
0,77
0,14
0,92
0,77
0,14
0,92
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Поповка



























Заднепровский район, всего, в т.ч.:
1,13
0,16
1,29
-
-
-
1,13
0,16
1,29
1,34
0,22
1,55
-
-
-
1,34
0,22
1,55
1,50
0,22
1,72
0,57
0,11
0,68
2,07
0,33
2,40
Район Серебрянка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,27
0,04
0,31
-
-
-
0,27
0,04
0,31
-
-
-
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
Район Подснежники
0,73
0,10
0,83
-
-
-
0,73
0,10
0,83
0,67
0,11
0,78
-
-
-
0,67
0,11
0,78
1,50
0,22
1,72
-
-
-
1,50
0,22
1,72
Район Пасово
0,40
0,06
0,46
-
-
-
0,40
0,06
0,46
0,40
0,07
0,47
-
-
-
0,40
0,07
0,47
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Всего по городу, в т.ч.:
1,13
0,16
1,29
17,95
3,34
21,30
19,08
3,50
22,59
1,34
0,22
1,55
11,69
2,29
13,98
13,03
2,51
15,53
1,50
0,22
1,72
11,56
2,22
13,78
13,06
2,44
15,50
- жилой фонд
0,97
0,13
1,10
12,82
2,70
15,53
13,80
2,83
16,63
1,15
0,18
1,33
8,35
1,85
10,20
9,50
2,03
11,53
1,29
0,18
1,47
8,26
1,80
10,06
9,55
1,97
11,52
- общественные объекты
0,16
0,03
0,19
5,13
0,64
5,77
5,29
0,67
5,96
0,18
0,04
0,23
3,34
0,44
3,78
3,52
0,48
4,00
0,21
0,04
0,25
3,30
0,42
3,73
3,51
0,47
3,98

Продолжение таблицы 2.6

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
за 2018 г.
за 2019 г.
за 2020 - 2024 гг.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
отопл. + вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
1,00
0,14
1,15
11,20
2,11
13,30
12,20
2,25
14,45
1,00
0,14
1,14
11,18
2,06
13,24
12,18
2,20
14,38
8,87
1,12
9,98
69,00
11,31
80,31
77,87
12,42
90,29
Район Одинцово
-
-
-
5,49
1,03
6,52
5,49
1,03
6,52
-
-
-
5,49
1,01
6,50
5,49
1,01
6,50
-
-
-
17,25
2,83
20,08
17,25
2,83
20,08
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
0,90
0,17
1,07
0,90
0,17
1,07
-
-
-
0,88
0,16
1,04
0,88
0,16
1,04
2,43
0,31
2,74
13,37
2,19
15,56
15,80
2,50
18,29
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4,32
0,71
5,03
4,32
0,71
5,03
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,27
0,16
1,43
9,03
1,48
10,51
10,30
1,64
11,94
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,34
0,17
1,50
-
-
-
1,34
0,17
1,50
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,71
0,12
0,82
0,71
0,12
0,82
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,67
0,08
0,75
10,41
1,71
12,11
11,08
1,79
12,86
Реконструкция района Кловка
-
-
-
1,22
0,23
1,44
1,22
0,23
1,44
-
-
-
1,73
0,32
2,05
1,73
0,32
2,05
-
-
-
6,60
1,08
7,68
6,60
1,08
7,68
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,62
0,26
1,88
1,62
0,26
1,88
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
1,00
0,14
1,15
3,59
0,68
4,27
4,59
0,82
5,41
1,00
0,14
1,14
3,08
0,57
3,65
4,08
0,71
4,79
3,16
0,40
3,56
5,70
0,93
6,64
8,86
1,33
10,20
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
2,94
0,48
3,43
3,31
0,53
3,83
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
2,94
0,48
3,43
3,31
0,53
3,83
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Поповка



























Заднепровский район, всего, в т.ч.:
0,98
0,14
1,12
-
-
-
0,98
0,14
1,12
1,00
0,14
1,14
-
-
-
1,00
0,14
1,14
1,34
0,17
1,50
-
-
-
1,34
0,17
1,50
Район Серебрянка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Подснежники
0,98
0,14
1,12
-
-
-
0,98
0,14
1,12
1,00
0,14
1,14
-
-
-
1,00
0,14
1,14
1,34
0,17
1,50
-
-
-
1,34
0,17
1,50
Район Пасово
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Всего по городу, в т.ч.:
1,98
0,29
2,26
11,20
2,11
13,30
13,18
2,39
15,57
2,01
0,28
2,29
11,18
2,06
13,24
13,18
2,35
15,53
10,57
1,33
11,90
71,94
11,79
83,73
82,51
13,12
95,63
- жилой фонд
1,71
0,23
1,94
8,00
1,70
9,70
9,70
1,93
11,64
1,73
-
1,73
7,98
1,67
9,65
9,71
1,67
11,38
9,11
1,07
10,18
51,39
9,54
60,92
60,50
10,61
71,11
- общественные объекты
0,27
0,05
0,33
3,20
0,40
3,60
3,47
0,46
3,93
0,28
0,28
0,56
3,19
0,39
3,59
3,47
0,68
4,15
1,46
0,25
1,71
20,56
2,25
22,81
22,01
2,51
24,52

Окончание таблицы 2.6

Наименование планировочных районов и жилых зон
Прирост объемов потребления тепловой энергии в сетевой воде (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
за 2025 - 2029 гг.
жилые дома
многоквартирные дома
итого
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
отопл. +
вент.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
7,48
0,84
8,32
45,38
6,68
52,06
52,86
7,52
60,39
Район Одинцово
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пруды
4,14
0,47
4,60
2,61
0,38
2,99
6,75
0,85
7,60
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
4,02
0,59
4,61
4,02
0,59
4,61
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
1,38
0,16
1,54
8,26
1,22
9,48
9,65
1,37
11,02
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Вишенки - Алексино
1,55
0,18
1,73
7,60
1,12
8,72
9,15
1,29
10,45
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
-
-
-
10,77
1,59
12,36
10,77
1,59
12,36
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
0,41
0,05
0,45
12,11
1,78
13,90
12,52
1,83
14,35
Промышленный район, всего, в т.ч.:
4,92
0,56
5,47
29,27
4,31
33,57
34,19
4,86
39,05
Район Тихвинка
4,56
0,51
5,07
2,84
0,42
3,26
7,40
0,93
8,33
Район Киселевка за границей горчерты
0,36
0,04
0,40
26,42
3,89
30,31
26,79
3,93
30,72
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Поповка









Заднепровский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Серебрянка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Подснежники
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пасово
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Всего по городу, в т.ч.:
12,40
1,40
13,80
74,65
10,99
85,63
87,05
12,39
99,43
- жилой фонд
10,69
1,13
11,82
53,32
8,89
62,21
64,01
10,02
74,03
- общественные объекты
1,71
0,27
1,98
21,33
2,10
23,43
23,04
2,37
25,41

Таблица 2.7. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой
энергии в сетевой воде с разделением по видам
теплопотребления в зонах действия существующих
и предлагаемых к строительству теплоисточников
с нарастающим итогом

Наименование теплоисточников, планировочных районов и жилых зон
Приросты объемов потребления тепловой энергии с нарастающим итогом (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
Смоленская ТЭЦ-2, всего, в т.ч.:
4,69
0,93
5,61
11,52
2,24
13,76
18,36
3,51
21,87
23,85
4,59
28,44
29,33
5,64
34,98
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
6,07
1,17
7,23
12,13
2,30
14,43
17,62
3,37
20,99
23,11
4,43
27,53
Район Одинцово
-
-
-
6,07
1,17
7,23
12,13
2,30
14,43
17,62
3,37
20,99
23,11
4,43
27,53
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
4,69
0,93
5,61
5,45
1,07
6,53
6,23
1,22
7,44
6,23
1,22
7,44
6,23
1,22
7,44
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
0,77
0,15
0,91
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
Район Поповка
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
Новая Западная ТЭЦ
-
-
-
8,00
1,54
9,54
19,12
3,61
22,73
25,32
4,83
30,14
30,82
5,88
36,70
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
8,00
1,54
9,54
19,12
3,61
22,73
25,32
4,83
30,14
30,82
5,88
36,70
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
4,67
0,90
5,56
12,45
2,35
14,79
14,50
2,75
17,25
15,54
2,95
18,49
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Кловка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,91
0,18
1,09
2,12
0,41
2,53
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
-
-
-
3,34
0,64
3,98
6,67
1,26
7,94
9,91
1,90
11,81
13,16
2,52
15,68
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная № 21 по ул. Городнянского, 1
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Район Серебрянка
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Новые отопительные котельные
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,57
0,11
0,68
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,57
0,11
0,68
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,57
0,11
0,68
ИТГ, всего, в т.ч.:
-
-
-
0,45
0,07
0,52
1,58
0,22
1,81
2,92
0,44
3,36
4,41
0,66
5,08
Ленинский район
-
-
-
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
Промышленный район
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Заднепровский район
-
-
-
0,40
0,06
0,46
1,53
0,22
1,75
2,87
0,44
3,30
4,36
0,66
5,02
Всего по г. Смоленску, в т.ч.:
16,48
3,26
19,74
31,77
6,18
37,94
50,85
9,68
60,53
63,88
12,19
76,07
76,94
14,63
91,57
- централизованные источники
16,48
3,26
19,74
31,32
6,11
37,43
49,27
9,46
58,73
60,96
11,75
72,71
72,52
13,97
86,49
- ИТГ
-
-
-
0,45
0,07
0,52
1,58
0,22
1,81
2,92
0,44
3,36
4,41
0,66
5,08

Окончание таблицы 2.7

Наименование теплоисточников, планировочных районов и жилых зон
Приросты объемов потребления тепловой энергии с нарастающим итогом (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
отопл. + вентил.
ГВС
всего
Смоленская ТЭЦ-2, всего, в т.ч.:
34,82
6,68
41,50
40,31
7,69
48,00
62,83
11,38
74,21
92,10
15,69
107,78
Ленинский район, всего, в т.ч.:
28,60
5,46
34,05
34,08
6,47
40,55
53,66
9,68
63,34
53,66
9,68
63,34
Район Одинцово
28,60
5,46
34,05
34,08
6,47
40,55
51,34
9,30
60,64
51,34
9,30
60,64
Реконструкция района ул. 2-я Киевская
-
-
-
-
-
-
0,71
0,12
0,82
0,71
0,12
0,82
Реконструкция района Солдатская слобода
-
-
-
-
-
-
1,62
0,26
1,88
1,62
0,26
1,88
Промышленный район, всего, в т.ч.:
6,23
1,22
7,44
6,23
1,22
7,44
9,17
1,70
10,87
38,44
6,01
44,44
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,84
0,42
3,26
Район Киселевка за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
2,94
0,48
3,43
29,37
4,37
33,74
Реконструкция района Офицерская слобода
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
1,54
0,29
1,83
Район Поповка
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
4,69
0,93
5,61
Новая Западная ТЭЦ
36,53
6,96
43,49
42,22
8,00
50,22
78,29
13,92
92,21
108,78
18,40
127,18
Ленинский район, всего, в т.ч.:
36,53
6,96
43,49
42,22
8,00
50,22
78,29
13,92
92,21
108,78
18,40
127,18
Рябиновая поляна в пределах горчерты
0,90
0,17
1,07
1,78
0,33
2,12
15,15
2,52
17,67
15,15
2,52
17,67
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
15,54
2,95
18,49
15,54
2,95
18,49
15,54
2,95
18,49
15,54
2,95
18,49
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
10,41
1,71
12,11
10,41
1,71
12,11
Реконструкция района Кловка
3,34
0,64
3,98
5,07
0,96
6,03
11,66
2,04
13,70
11,66
2,04
13,70
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7,60
1,12
8,72
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
16,75
3,20
19,94
19,82
3,76
23,59
25,53
4,70
30,23
36,30
6,28
42,58
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12,11
1,78
13,90
Котельная № 21 по ул. Городнянского, 1
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Район Серебрянка
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
11,80
2,33
14,13
Новые отопительные котельные
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
13,92
2,30
16,22
28,82
4,49
33,31
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
13,35
2,19
15,54
28,25
4,38
32,63
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,61
0,38
2,99
Рябиновая поляна за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
4,32
0,71
5,03
8,34
1,30
9,64
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
9,03
1,48
10,51
9,03
1,48
10,51
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8,26
1,22
9,48
Заднепровский район, всего в т.ч.:
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
Район Анастасино
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
0,57
0,11
0,68
ИТГ, всего, в т.ч.:
6,39
0,95
7,34
8,40
1,23
9,63
18,97
2,56
21,53
31,36
3,96
35,33
Ленинский район
1,05
0,15
1,21
2,06
0,29
2,35
10,93
1,41
12,34
18,41
2,25
20,66
Промышленный район
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
5,28
0,60
5,88
Заднепровский район
5,34
0,80
6,14
6,34
0,94
7,28
7,68
1,11
8,79
7,68
1,11
8,79
Всего по г. Смоленску, в т.ч.:
90,11
17,02
107,13
103,29
19,37
122,66
185,81
32,48
218,29
272,85
44,87
317,72
- централизованные источники
83,72
16,07
99,79
94,90
18,13
113,03
166,84
29,92
196,76
241,49
40,91
282,40
- ИТГ
6,39
0,95
7,34
8,40
1,23
9,63
18,97
2,56
21,53
31,36
3,96
35,33

Снижение тепловой нагрузки жилищно-коммунального сектора
за счет сноса ветхого и аварийного жилья

Кроме планируемого нового строительства в городе намечается снос ветхого и аварийного жилого фонда во всех районах в объеме 170,0 тыс. м2 общей площади, из них в период 2013 - 2019 гг. - 70,0 тыс. м2, в период 2020 - 2024 гг. - 50,0 тыс. м2, в период 2025 - 2029 гг. - 50,0 тыс. м2.
Снижение тепловой нагрузки в сетевой воде жилищно-коммунального сектора города за счет сноса с разделением по планировочным районам по этапам расчетного периода представлено в таблице 2.8.

Таблица 2.8. Снижение тепловой нагрузки в сетевой воде
жилищно-коммунального сектора города за счет сноса

на конец расчетного этапа
Наименование планировочных
районов
Снижение тепловой нагрузки на конец расчетного этапа, Гкал/ч
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
Ленинский район, всего
0,25
0,25
0,76
1,87
2,56
3,29
3,46
5,64
6,93
В том числе:









- в зоне централизованного теплоснабжения (Смоленская ТЭЦ-2)
-
-
0,34
1,32
2,01
2,61
2,66
3,39
4,68
- ИТГ
0,25
0,25
0,42
0,55
0,55
0,68
0,80
2,26
2,26
Промышленный район, всего
-
0,51
0,95
1,25
1,25
1,40
2,49
2,97
3,42
В том числе:









- в зоне централизованного теплоснабжения (Смоленская ТЭЦ-2)
-
0,51
0,95
0,95
0,95
1,11
1,57
2,05
2,19
- ИТГ
-
-
-
0,29
0,29
0,29
0,92
0,92
1,23
Заднепровский район, всего
0,80
1,19
1,19
1,23
1,23
1,39
1,39
3,95
7,49
В том числе:









- в зоне централизованного теплоснабжения (котельный цех ТЭЦ-2)
0,80
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
3,12
3,25
- ИТГ
-
-
-
0,03
0,03
0,20
0,20
0,83
4,24
Всего по городу, в т.ч.:
1,04
1,95
2,91
4,35
5,04
6,07
7,34
12,57
17,84
- в зоне централизованного теплоснабжения, из них:
0,80
1,71
2,49
3,47
4,16
4,91
5,42
8,56
10,11
Смоленская ТЭЦ-2
-
0,51
1,30
2,27
2,96
3,71
4,22
5,44
6,86
Котельный цех ТЭЦ-2
0,80
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
1,19
3,12
3,25
- ИТГ
0,25
0,25
0,42
0,88
0,88
1,17
1,92
4,01
7,73

е) прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах территориального деления и в зонах действия индивидуального теплоснабжения на каждом этапе.
Индивидуальные жилые дома намечаются к строительству в Ленинском районе (жилые районы Пруды, Рябиновая поляна, Рябиновая поляна-2, Чернушки - Ясенное, Вишенки - Алексино и Миловидово - Загорье), Промышленном районе (жилые районы Тихвинка и Киселевка) и Заднепровском районе (жилые районы Анастасино, Подснежники и Пасово). Подробно размещение новых жилых домов представлено в таблице 2.3.
Новые индивидуальные жилые дома планируется обеспечивать теплом от ИТГ (газовые котлы, печи).
Распределение приростов тепловых нагрузок в сетевой воде, обеспечиваемых в перспективе от ИТГ, по планировочным и жилым районам города и этапам расчетного периода представлено в таблице 2.9.

Таблица 2.9. Приросты тепловых нагрузок в сетевой воде новых
жилых домов, обеспечиваемых от ИТГ

Наименование планировочных районов и жилых зон
Тепловая нагрузка на конец года новых жилых домов, обеспечиваемая от ИТГ, Гкал/ч
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
-
-
-
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
-
-
-
0,40
0,06
0,46
1,53
0,22
1,75
2,87
0,44
3,30
4,36
0,66
5,02
Район Анастасино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,27
0,04
0,31
0,27
0,04
0,31
Район Подснежники
-
-
-
-
-
-
0,73
0,10
0,83
1,40
0,21
1,61
2,89
0,43
3,33
Район Пасово
-
-
-
0,40
0,06
0,46
0,80
0,11
0,92
1,20
0,18
1,38
1,20
0,18
1,38
Всего по г. Смоленску
-
-
-
0,45
0,07
0,52
1,58
0,22
1,81
2,92
0,44
3,36
4,41
0,66
5,08

Окончание таблицы 2.9

Наименование планировочных районов и жилых зон
Тепловая нагрузка на конец года новых жилых домов, обеспечиваемая от ИТГ, Гкал/ч
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
отопл. +
вентил.
ГВС
всего
Ленинский район, всего, в т.ч.:
1,05
0,15
1,21
2,06
0,29
2,35
10,93
1,41
12,34
18,41
2,25
20,66
Район Пруды
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4,14
0,47
4,60
Рябиновая поляна в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
2,43
0,31
2,74
2,43
0,31
2,74
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
-
-
-
-
-
-
1,27
0,16
1,43
1,27
0,16
1,43
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
1,34
0,17
1,50
2,72
0,32
3,04
Чернушки - Ясенное в пределах горчерты
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
0,05
0,01
0,06
Чернушки - Ясенное за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
0,67
0,08
0,75
0,67
0,08
0,75
Район Вишенки - Алексино
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,55
0,18
1,73
Район Миловидово - Загорье в пределах горчерты
1,00
0,14
1,15
2,01
0,29
2,29
5,17
0,68
5,85
5,17
0,68
5,85
Район Миловидово - Загорье за границей горчерты
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,41
0,05
0,45
Промышленный район, всего, в т.ч.:
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
5,28
0,60
5,88
Район Тихвинка
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4,56
0,51
5,07
Реконструкция района Офицерская слобода
-
-
-
-
-
-
0,36
0,05
0,41
0,72
0,09
0,81
Заднепровский район, всего, в т.ч.:
5,34
0,80
6,14
6,34
0,94
7,28
7,68
1,11
8,79
7,68
1,11
8,79
Район Анастасино
0,27
0,04
0,31
0,27
0,04
0,31
0,27
0,04
0,31
0,27
0,04
0,31
Район Подснежники
3,87
0,57
4,44
4,87
0,71
5,59
6,21
0,88
7,09
6,21
0,88
7,09
Район Пасово
1,20
0,18
1,38
1,20
0,18
1,38
1,20
0,18
1,38
1,20
0,18
1,38
Всего по г. Смоленску
6,39
0,95
7,34
8,40
1,23
9,63
18,97
2,56
21,53
31,36
3,96
35,33

Глава 3. ЭЛЕКТРОННАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПОСЕЛЕНИЯ

В рамках схемы теплоснабжения г. Смоленска была разработана электронная модель схемы теплоснабжения города с использованием ГИС "Zulu-Thermo".
В качестве исходных данных для ее разработки использовались:
- проектная и исполнительная документация по источникам тепла, тепловым сетям, насосным станциям, тепловым пунктам;
- эксплуатационная документация (расчетные температурные графики, гидравлические режимы, данные по присоединенным тепловым нагрузкам и их видам и т.п.);
- показания приборов учета тепла и теплоносителя на теплоисточниках и у потребителей;
- материалы проведения периодических испытаний тепловых сетей;
- конструктивные данные по видам прокладки и типам применяемых теплоизоляционных конструкций, сроки эксплуатации тепловых сетей;
- материалы по разработке энергетических характеристик систем транспорта тепловой энергии.
Электронная модель схемы теплоснабжения г. Смоленска разработана с использованием программы ГИС "Zulu-Thermo".
В электронной модели выполнено:
а) графическое представление объектов системы теплоснабжения с привязкой к топографической основе города и с полным топологическим описанием связности объектов;
б) паспортизация объектов системы теплоснабжения;
в) паспортизация и описание расчетных единиц территориального деления, включая административные.
С использованием разработанной электронной модели схемы теплоснабжения г. Смоленска выполнены:
а) гидравлический расчет тепловых сетей различной степени закольцованности, в том числе гидравлический расчет при совместной работе нескольких источников тепловой энергии на единую тепловую сеть;
б) моделирование всех видов переключений, осуществляемых в тепловых сетях, в том числе переключений тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии;
в) расчет балансов тепловой энергии по источникам тепловой энергии и по территориальному признаку;
г) расчет потерь тепловой энергии через изоляцию и с утечками теплоносителя;
д) групповые изменения характеристик объектов (участков тепловых сетей, потребителей) по заданным критериям с целью моделирования различных перспективных вариантов схем теплоснабжения;
е) сравнительные пьезометрические графики для разработки и анализа сценариев перспективного развития тепловых сетей.
Электронная модель была откалибрована по фактическим режимам работы системы теплоснабжения г. Смоленска.

Глава 4. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ

а) Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии.
Тепловая энергия в паре отпускается от двух теплоисточников города - Смоленской ТЭЦ-2 и котельного цеха ТЭЦ-2. Тепловые нагрузки г. Смоленска в паре на рассматриваемую перспективу сохраняются на существующем уровне и представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Тепловые нагрузки г. Смоленска в паре по зонам
теплоснабжения источников тепловой энергии

Теплоисточник
Тепловые нагрузки на 2012 - 2029 гг., Гкал/ч
отопление + вентиляция
среднечасовое ГВС
технология
всего
ТЭЦ-2
3,4
-
22,4
25,8
Котельный цех ТЭЦ-2
17
0,7
6,1
23,8
Всего
20,4
0,7
28,5
49,6

Существующие и перспективные тепловые нагрузки г. Смоленска в сетевой воде, распределенные по зонам теплоснабжения существующих теплоисточников, представлены в таблице 4.2.
Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки (пар и сетевая вода) в каждой из выделенных зон действия существующих теплоисточников с определением резервов (дефицитов) представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.2. Существующие и перспективные тепловые нагрузки
города Смоленска в сетевой воде по зонам теплоснабжения
источников тепловой энергии

Наименование теплоисточника
Тепловая нагрузка в сетевой воде с учетом тепловых потерь на конец года, Гкал/ч
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
ТЭЦ-2
534,8
540,7
548,7
556,4
562,2
568,4
574,4
580,7
606,9
640,6
Котельный цех ТЭЦ-2
97,4
96,5
96,1
96,1
96,1
96,1
96,1
96,1
94,1
93,9
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
92,3
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
Новая Западная ТЭЦ
-
-
10,0
23,9
31,7
38,5
45,7
52,7
96,8
133,5
Новые отопительные котельные
-
-
-
-
-
0,7
0,7
0,7
17,0
35,0
ИТГ, всего, в т.ч.:
326,9
326,7
327,2
328,3
329,4
331,1
333,1
334,6
344,4
354,5
- существующие ИТГ
326,9
326,7
326,7
326,5
326,0
326,0
325,7
325,0
322,9
319,2
- новые ИТГ
-
-
0,5
1,8
3,4
5,1
7,3
9,6
21,5
35,3
Всего по городу
1051,4
1071,1
1089,2
1111,8
1126,5
1142,0
1157,1
1172,0
1266,4
1364,7
Из них в зоне централизованного теплоснабжения
724,5
744,4
762,0
783,5
797,2
810,9
824,1
837,4
922,0
1010,2

Таблица 4.3. Балансы тепловой энергии (мощности)
и перспективной тепловой нагрузки (пар и сетевая вода)
в каждой из выделенных зон действия существующих
теплоисточников с определением резервов (дефицитов)
их тепловой мощности

Наименование
теплоисточника
Существующая тепловая мощность нетто, Гкал/ч
Тепловая нагрузка (пар и сетевая вода) на конец года, Гкал/ч

Резерв (+), дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал/ч
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
ТЭЦ-2
748,2
560,6
566,5
574,5
582,2
588,0
594,2
600,2
606,5
632,7
666,4
187,6
181,7
173,7
166,0
160,2
154,0
148,0
141,7
115,5
81,8
Котельный цех ТЭЦ-2
181,4
121,2
120,3
119,9
119,9
119,9
119,9
119,9
119,9
117,9
117,7
60,2
61,1
61,5
61,5
61,5
61,5
61,5
61,5
63,5
63,7
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
310,2
92,3
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
107,2
217,9
203,1
203,1
203,1
203,1
203,1
203,1
203,1
203,1
203,1
- в т.ч. котельная № 21
23,4
8,4
23,2
23,2
23,2
23,2
23,2
23,2
23,2
23,2
23,2
15,0
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
Новая Западная ТЭЦ
-
-
-
10,0
23,9
31,7
38,5
45,7
52,7
96,8
133,5
-
-
-10,0
-23,9
-31,7
-38,5
-45,7
-52,7
-96,8
-133,5
Новые отопительные котельные
-
-
-
-
-
-
0,7
0,7
0,7
17,0
35,0
-
-
-
-
-
-0,7
-0,7
-0,7
-17,0
-35,0
ИТГ, всего, в т.ч.:
-
326,9
326,7
327,2
328,3
328,7
331,1
333,1
334,6
344,4
354,5
-
-
-0,5
-1,8
-2,7
-5,1
-7,3
-9,6
-21,5
-35,3
- существующие ИТГ

326,9
326,7
326,7
326,5
326,0
326,0
325,7
325,0
322,9
319,2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- новые ИТГ
-
-
-
0,5
1,8
2,7
5,1
7,3
9,6
21,5
35,3
-
-
-0,5
-1,8
-2,7
-5,1
-7,3
-9,6
-21,5
-35,3
Всего по городу
1239,8
1101,0
1120,7
1138,8
1161,4
1175,4
1191,6
1206,7
1221,6
1316,0
1414,3
465,7
445,8
427,7
404,9
390,4
374,3
358,8
343,2
246,7
144,7

б) балансы тепловой мощности источника тепловой энергии и присоединенной тепловой нагрузки в каждой зоне действия источника тепловой энергии по каждому из магистральных выводов тепловой мощности источника тепловой энергии.
Приведено в таблице 4.3;
в) гидравлический расчет передачи теплоносителя для каждого магистрального вывода с целью определения возможности (невозможности) обеспечения тепловой энергией существующих и перспективных потребителей, присоединенных к тепловой сети от каждого магистрального вывода.
Расчеты выполнены для определения возможности подключения новых тепловых потребителей к ближайшим тепловым сетям с использованием разработанной в рамках настоящей работы электронной модели схемы теплоснабжения г. Смоленска, откалиброванной под фактические гидравлические режимы;
г) выводы о резервах (дефицитах) существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки потребителей.
Проведенные расчеты показали, что тепловой мощности и пропускной способности тепловых сетей Смоленской ТЭЦ-2 достаточно для подключения новых потребителей, возникающих в ее зоне теплоснабжения.
Подключение новых потребителей к тепловым сетям котельного цеха ТЭЦ-2 не планируется.
Подключение новых потребителей к котельным МУП "Смоленсктеплосеть" не планируется, кроме котельной № 21 по ул. Городнянского, 1. Тепловой мощности котельной № 21 достаточно для подключения новых потребителей с тепловой нагрузкой в размере 14,1 Гкал/ч без учета тепловых потерь (район Серебрянка).

Глава 5. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК И МАКСИМАЛЬНОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ
ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ТЕПЛОПОТРЕБЛЯЮЩИМИ УСТАНОВКАМИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ,
В ТОМ ЧИСЛЕ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ

Проведенный анализ существующего состояния теплоисточников показал, что на ТЭЦ-2 в котельном цехе ТЭЦ-2 ВПУ отвечает всем нормативным требованиям. На 9 муниципальных котельных ВПУ для подпитки теплосети отсутствует.
На основании информации о перспективной застройке в Схеме определены объемы перспективного потребления тепловой энергии и балансы тепла на теплоисточниках. С учетом этих данных в соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" рассчитана величина перспективной подпитки тепловых сетей в номинальном и аварийном режимах на теплоисточниках, а также требуемая производительность ВПУ.
Существующая производительность ВПУ, а также результаты расчетов перспективных балансов ее производительности и расхода теплоносителя для подпитки теплосети в номинальном и аварийном режимах на 2029 год для теплоисточников г. Смоленска приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Перспективные балансы производительности ВПУ
и теплоносителя для подпитки тепловой сети в номинальном
и аварийном режимах для теплоисточников

Наименование
Показатели при перспективных тепловых нагрузках
Существующая производительность ВПУ, м3/ч
Резерв/дефицит
расход исходной воды, м3/ч
среднечасовой расход подпиточной воды, м3/ч
нормативная аварийная подпитка химически не обработанной и недеаэрированной водой, м3/ч
нормативная производительность ВПУ, м3/ч
ТЭЦ-2
249
199,2
995,9
373,4
232
-141,4
Котельный цех ТЭЦ-2
36,5
28,4
142
53,2
100
46,8
Новая Западная ТЭЦ
50,5
40,4
201,8
75,7
-
-75,7
№ 6, 2-й Краснофл. пер., 38
0,54
0,43
2,14
0,80
1
0,2
№ 7, Вяземская, 5
1,01
0,81
4,03
1,51
8
6,5
№ 8, Парковая, 20
0,16
0,13
0,64
0,24
1
0,8
№ 12, Вишенки
0,85
0,68
3,41
1,28
8
6,7
№ 13, Обл. больн., Гагарина, 27
0,08
0,06
0,31
0,12
8
7,9
№ 14, Гедеоновка
0,75
0,60
2,99
1,12
8
6,9
№ 16, Кловская, 19
0,29
0,23
1,14
0,43
0
-0,4
№ 19, Ситники 1, М. Еременко, 22
1,44
1,15
5,74
2,15
-
-2,15
№ 20, Ситники 2, М. Еременко, 44
1,02
0,82
4,08
1,53
1,5
0,0
№ 21, Ситники 3, М. Городнянского, 1
1,23
0,98
4,91
1,84
2,3
0,5
№ 23, СШ № 19, Лукина, 19
8,77
7,02
35,08
13,16
8
-5,2
№ 24, СШ № 10, Гастелло, 10
0,07
0,05
0,26
0,10
0
-0,1
№ 25, Баня № 5, 3-я Северная
0,16
0,13
0,65
0,24
0
-0,2
№ 26, 1-я Гор. больница, Фрунзе, 40
0,05
0,04
0,20
0,07
4
3,9
№ 27, Сан. лесн. школа, Красный Бор
0,03
0,02
0,11
0,04
8
8,0
№ 28, Дубровенская шк.-интернат
0,07
0,06
0,29
0,11
0
-0,1
№ 29, СШ № 5, Красный Бор
0,13
0,10
0,52
0,20
6
5,8
№ 30, Д/сад № 6, Красный Бор
0,08
0,07
0,33
0,12
0
-0,1
№ 31, Дом ребенка, Красный Бор
0,02
0,02
0,08
0,03
0
0,0
№ 32, ЖБИ, Соболева, 116
0,07
0,05
0,26
0,10
2
1,9
№ 33, СШ № 18, Рабочая, 4, п. Гнездово
0,60
0,48
2,41
0,90
8
7,1
№ 34, 2-й Краснофлотский пер., 40а
0,23
0,18
0,91
0,34
8
7,7
№ 35, Лавочкина, 39
0,77
0,62
3,10
1,16
8
6,8
№ 36, Ситники 4, Лавочкина, 54б
0,74
0,59
2,97
1,11
2,5
1,4
№ 37, Торфопредприятие, 44
1,03
0,82
4,10
1,54
8
6,5
№ 38, М. Краснофлотская, 31а
0,14
0,11
0,57
0,21
6
5,8
№ 39, Строгань, 7
0,61
0,49
2,44
0,91
8
7,1
№ 40, Миловидово
1,07
0,86
4,30
1,61
8
6,4
№ 41, 4-й Краснофлотский пер., 4а
0,25
0,20
1,00
0,37
0
-0,4
№ 42, Лавочкина, 47/1
0,36
0,29
1,46
0,55
1
0,5
№ 43, Ракитная, ул. Энергетиков, 1
0,31
0,24
1,22
0,46
1,5
1,0
№ 44, Радищева, 14а
0,17
0,14
0,69
0,26
2,5
2,2
№ 45, Николаева, 21б, крышная
0,34
0,27
1,35
0,51
1
0,5
№ 46, Гнездово
0,05
0,04
0,19
0,07
1
0,9
№ 47, Николаева, 27а, крышная
2,51
2,01
10,03
3,76
0
-3,8
№ 50, Смолмебель, Соболева, 113
0,09
0,07
0,37
0,14
1
0,9
№ 51, Автобаза № 5
1,12
0,90
4,50
1,69
2,8
1,1
№ 52, Революционная, 8
0,11
0,09
0,44
0,17
0,7
0,5
№ 57, Юннатов, 5
0,07
0,05
0,26
0,10
2,9
2,8
№ 59, Гагарина, 26 (1)
0,12
0,10
0,48
0,18
4,5
4,3
№ 60, Гагарина, 26 (П)
0,20
0,16
0,80
0,30
5,3
5,0
№ 61, Гагарина, 26 (Ш)
0,14
0,11
0,54
0,20
2,9
2,7
№ 63, Гагарина, 76
0,05
0,04
0,20
0,08
2,2
2,1
№ 64, Дохтурова, 29
0,11
0,09
0,44
0,16
4,5
4,3
№ 65, Николаева, 27а (В)
0,07
0,06
0,30
0,11
1
0,9
№ 66, Колхозный пер., 48
0,78
0,62
3,11
1,17
1,7
0,5
№ 67, Нахимова, 18
1,16
0,93
4,66
1,75
5,2
3,5
№ 68, Кловка, 27
0,20
0,16
0,78
0,29
3,5
3,2
№ 69, Московский большак, 12
0,01
0,01
0,04
0,01
0
0
Октября, 48 (Хладосервис)
0,13
0,11
0,53
0,20
1
0,8
Станционная, 1, БМК
0,52
0,42
2,10
0,79
1
0,2
Сортировка, БМК
2,49
1,99
9,95
3,73
5,6
1,9
"ОАО ЦИБ 79"
0,50
0,40
2,00
0,75
8
7,3
Новые отопительные котельные
13,22
10,57
52,87
19,82
0
-19,8

Учитывая дефицит мощности ВПУ ТЭЦ-2 на расчетный период, Схема предусматривает ее расширение до 380 м3/ч.
На 9 муниципальных котельных (№ 16, 23, 24, 27, 29, 30, 40, 46, 69), новой Западной ТЭЦ и новых отопительных котельных Схемой рекомендуется строительство ВПУ в составе:
- подогревателей исходной воды;
- Na-катионитовых фильтров;
- подогревателей химочищенной воды;
- деаэратора.
Кроме того, требуется расширение ВПУ подпитки теплосети на котельной № 21 до производительности 13,5 м3/ч.

Глава 6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ
И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

а) Определение условий организации централизованного теплоснабжения, индивидуального теплоснабжения, а также поквартирного отопления.
Главным условием при организации централизованного теплоснабжения являются расположение источника теплоснабжения в центре тепловых нагрузок с оптимальным радиусом передачи тепла, наличие на источнике современного основного оборудования, а также тепловых сетей от него.
Зона теплоснабжения ТЭЦ-2 расширяется:
- за счет подключения новых многоквартирных домов и общественных объектов, строящихся в пределах радиуса их эффективного теплоснабжения;
- за счет подключения зон теплоснабжения 10 закрываемых муниципальных котельных.
В схеме предлагаются следующие решения по обеспечению тепловых нагрузок:
1) на юго-западе Ленинского района для теплоснабжения районов, удаленных от зоны ТЭЦ-2, предусматривается строительство Западной ТЭЦ установленной тепловой мощностью 175 Гкал/ч, электрической - 65 МВт.
От новой ТЭЦ предполагается теплоснабжение новых районов с суммарной тепловой нагрузкой 127 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Чернушки - Ясенное в пределах и за границей горчерты;
- Миловидово - Загорье в пределах и за границей горчерты;
- Рябиновая поляна в пределах горчерты;
- Кловка;
- Вишенки - Алексино;
2) от ТЭЦ-2 предполагается теплоснабжение новых районов с суммарной тепловой нагрузкой 107 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Одинцово;
- Киселевка за границей горчерты;
- Поповка;
- Тихвинка;
- ул. 2-ая Киевская;
- Солдатская слобода;
- Офицерская слобода;
3) покрытие тепловых потребностей новых районов многоквартирной жилой застройки Пруды, Рябиновая поляна за границей горчерты, Рябиновая поляна-2 в пределах и за границей горчерты и Анастасино предусматривается от индивидуальных отопительных котельных, тепловая нагрузка и требуемая установленная мощность которых представлены в таблице 6.12.
Местоположение и состав оборудования планируемых к строительству котельных должны быть определены на дальнейших стадиях проектирования.
Из-за экономической нецелесообразности централизованного теплоснабжения на территориях с низкой плотностью тепловых нагрузок теплоснабжение индивидуальной жилой застройки в районах Пруды, Рябиновая поляна, Рябиновая поляна-2, Чернушки - Ясенное, Вишенки - Алексино, Миловидово - Загорье, Тихвинка, Киселевка, Подснежники, Пасово и Анастасино предусматривается от собственных индивидуальных теплогенераторов.
Теплоснабжение вновь подключаемых потребителей на территориях существующей застройки предусматривается от существующих теплоисточников.
Поквартирное теплоснабжение новых многоквартирных домов Схемой не предусматривается;
б) обоснование предлагаемых для строительства источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения перспективных тепловых нагрузок.
На юго-западе Ленинского района для теплоснабжения районов, удаленных от зоны ТЭЦ-2, предусматривается строительство новой Западной ТЭЦ установленной тепловой мощностью 175 Гкал/ч, электрической - 65 МВт.
От новой ТЭЦ предполагается теплоснабжение районов с суммарной тепловой нагрузкой 107,8 Гкал/ч (без учета тепловых потерь):
- Чернушки - Ясенное в пределах и за границей горчерты;
- Миловидово - Загорье в пределах и за границей горчерты;
- Рябиновая поляна в пределах горчерты;
- Кловка;
- Вишенки - Алексино.
На новой ТЭЦ предлагается следующий состав основного оборудования:
2 x КВГМ-50, 1 x КВГМ-30 и блок ПГУ 65 МВт.
ПГУ 65 МВт включает в себя:
- газовую турбину типа SGT-800 производства "Siemens DDIT" электрической мощностью 45 МВт;
- паровой котел-утилизатор с охладителем конденсата;
- паровую турбину Т-20-8,0 электрической мощностью 20 МВт;
- паровой котел типа КП-2,5-0,6, который будет обеспечивать пусковые операции блока ПГУ.
На Западной ТЭЦ в качестве основного топлива предусматривается природный газ, аварийного - дизельное.
Основные технические характеристики ПГУ-65 приведены в таблицах 6.1 - 6.4.

Таблица 6.1. Основные характеристики газовой турбины

Параметры
Единица измерения
Расчетные показатели
Тип

SGT-800
Номинальная мощность на клеммах электрогенератора
МВт
45
Изготовитель

"Siemens DDIT"
КПД на клеммах генератора в простом цикле
%
37
Степень сжатия

20
Расход воздуха
кг/с
121,2
Расход природного газа
нм3/ч

Давление природного газа
МПа
2,7...3,0
Температура газов на выходе, °C
°C
538
Массовый расход выхлопных газов, кг/с
кг/с
130
Частота вращения
об/мин
6600
Уровень звука в одном метре от укрытия ГТУ не превышает
дБА
85
Масса ГТУ
т
90

Таблица 6.2. Основные характеристики парового
котла-утилизатора

Параметры
Единица измерения
Расчетные показатели
Контур высокого давления


- производительность по пару
т/ч
59,8
- давление пара на выходе
МПа (абс.)
8,0
- температура пара на выходе
°C
490
Контур низкого давления


- производительность по пару
т/ч
14,5
- давление пара на выходе
МПа
0,7
- температура пара на выходе
°C
221
Температура питательной воды для обоих контуров
°C
133
Теплопроизводительность охладителя конденсата
Гкал/ч
7,9
Расход газов через котел
кг/с
130
Температура газов:


- на входе в котел
°C
538
- на выходе из котла
°C
104
Масса котла
т
2525

Таблица 6.3. Основные характеристики паровой турбины

Параметры
Единица измерения
Расчетные показатели
Тип

Т-20-8,0
Изготовитель

ОАО "ЛМЗ"
Номинальная мощность генератора
МВт
20
Расход пара:


- высокого давления
т/ч
59,8
- низкого давления
т/ч
14,5
Давление пара перед регулирующим клапаном:


- высокого давления
МПа
8,0
- низкого давления
МПа
0,7
Температура пара перед регулирующим клапаном:


- высокого давления
°C
490
- низкого давления
°C
221
Расход охлаждающей воды при температуре 20°C
м3/ч
4270
Расход пара в конденсатор при конденсационном режиме
т/ч
70

Турбина имеет один теплофикационный отбор.

Таблица 6.4. Основные характеристики парового котла

Параметры
Единица измерения
Расчетные показатели
Тип

КП-2,5-0,6
Изготовитель

ОАО "ГСКБ"
Паропроизводительность
т/ч
2,5
Давление пара (макс.)
МПа
0,6
Температура пара (макс.)
°C
164
Температура питательной воды
°C
100
Расход природного газа, нм3/ч
нм3/ч
192
Давление природного газа, МПа
МПа
0,04
КПД, не менее, газ
%
91
Уровень шума
дБ
80
Масса котла
т
5,23

Установленная электрическая мощность ТЭЦ составит 65 МВт, тепловая - 175 Гкал/ч.
Температурный график отпуска тепла от Западной ТЭЦ - 150/70°C. Ориентировочные капиталовложения в строительство Западной ТЭЦ - около 3 млрд. рублей.
Баланс тепла и пара Западной ТЭЦ приведен в таблице 6.5, расчет ее технико-экономических показателей при нагрузках 2029 года - в таблице 6.6.

Таблица 6.5. Баланс тепла и пара Западной ТЭЦ

Источник
Режимы
Потребитель
Режимы
максимально зимний
аварийный
наибол. холодн. месяц
среднезимний
среднелетний
максимально зимний
аварийный
наибол. холодн. месяц
среднезимний
среднелетний






Тепловые нагрузки











1. Сетевая вода, Гкал/ч
133,5
115,1
87,9
73,8
21






в том числе:











отопление и вентиляция
108,8
90
65
51
0






ГВС
18,4
18
18
18
18,4






потери в тепловых сетях
6,4
6
5
5
3






2. Отопление площадки, Гкал/ч
0,6
0,51
0,36
0,28

Пар 0,12 МПа, т/ч
Турбина 1 x Т-20-8.0
71
71
71
71
33
подогреватель сетевой воды
66,7
66,7
66,7
66,7
30,1






подогрев сырой воды для подпитки КУ и теплосети
1,53
1,5
1,5
1,5
0,7






подогреватели и деаэраторы подпитки теплосети
3,1
3,1
3,1
3,1
2,3
Итого
71,3
71,3
71,3
71,3
33,1
итого
71,3
71,3
71,3
71,3
33,1
Пар 0,7 МПа, т/ч
Котел-утилизатор (контур низкого давления)
14,5
14,5
14,5
14,5
7,0
турбина 1 x Т-20-8.0
13,9
13,9
13,9
13,9
6,7






деаэратор
0,6
0,6
0,6
0,6
0,3
Итого
14,5
14,5
14,5
14,5
7,0
итого
14,5
14,5
14,5
14,5
7,0
Пар 8,0 МПа, т/ч
Котел-утилизатор (контур высокого давления)
59,8
59,8
59,8
59,8
28,8
турбина 1 x Т-20-8.0
59,8
59,8
59,8
59,8
28,8
Итого
59,8
59,8
59,8
59,8
28,8
итого
59,8
59,8
59,8
59,8
28,8
Баланс тепла, Гкал/ч
Тепло, вносимое с подпиткой
2,6
2,6
2,6
2,6
1,7
сетевая вода
134
115
88
74
21
Подогреватель сетевой воды
35,0
35,0
35,0
35,0
15,79
отопление площадок
0,60
0,5
0,4
0,3
0,0
Охладитель конденсата
7,9
7,9
7,9
7,9
3,7






2 x КВГМ-50 + КВГМ-30
89
70
43
29







Итого
134
116
88
74
21
итого
134
116
88
74
21
Электрическая мощность, МВт
1 x ГТ-45
47
47
45
45
22,0






1 x Т-20-8.0
16
16
16
16
7,6






Итого
63
63
61
61
29,6







Таблица 6.6. Технико-экономические показатели работы
Западной ТЭЦ

Показатель
Единица измерения
Величина
отоп. период
неот. период
год
1. Оборудование




Водогрейные котлы
шт. x тип
2 x КВГМ-50


1 x КВГМ-30
Газовые турбины
шт. x тип
1 x ГТ типа SGT-800
Котлы-утилизаторы
шт. x тип
1 x КУ (59,8 + 14,5 т/ч)
Паровые турбины
шт. x тип
1 x Т-20-8.0
2. Установленная электрическая мощность
МВт

65

3. Установленная тепловая мощность
Гкал/ч

175

4. Максимально-часовые тепловые нагрузки в сетевой воде - всего
Гкал/ч
133,5
21,2

5. Продолжительность периода
ч
5016
3384
8400
6. Годовой отпуск тепла потребителям, всего
тыс. Гкал
370,3
71,6
441,9
7. Годовой отпусктепла с учетом СН
тыс. Гкал
373,2
72,0
445,2
В том числе:




7.1. Из отбора турбины
тыс. Гкал
184,0
54,68
238,7
7.2. От сетевого подогревателя КУ
тыс. Гкал
37,7
17,29
55,0
7.3. От водогрейных котлов
тыс. Гкал
151,5

151,5
8. Суммарная выработка электроэнергии ПГУ-65
млн. кВт.ч
295,4
98,9
394,4
В том числе:




- газовой турбиной
млн. кВт.ч
217,9
73,5
291,5
- паровой турбиной
млн. кВт.ч
77,5
25,4
102,9
9. Число часов использования максимума ПГУ-65 при работе по тепловому графику
ч


6067
10. Средняя мощность ГТ в течение периода
%
100
0,49

11. Суммарный годовой расход топлива на ПГУ-65
тыс. т у.т.
73,8
29,5
103,4
В том числе:




- на отпуск электроэнергии
тыс. т у.т.


56,16
- на отпуск тепла (от ПГУ)
тыс. т у.т.


47,2
12. Удельный расход условного топлива по ПГУ-65




- на выработку электроэнергии
г/кВт.ч


142,4
- на выработку тепла
кг/Гкал


162,5
13. Годовой расход э/э на собственные нужды ПГУ на выработку э/э
млн. кВт.ч


10,79
14. Годовой расход э/э на собственные нужды на отпуск тепла
млн. кВт.ч


20,33
15. Суммарный годовой расход э/э на собственные нужды
млн. кВт.ч


31,1
16. Годовой отпуск э/э
млн. кВт.ч


363,3
17. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии
г/кВт.ч


154,6
18. Удельный расход условного топлива на отпуск тепла от водогрейных котлов
кг/Гкал


157,5
19. Годовой расход топлива на отпуск тепла от водогрейных котлов
тыс. т у.т.


23,9
20. Суммарный расход топлива на отпуск тепла
тыс. т у.т.


71,1
21. Удельный расход условного топлива на отпуск тепла от ТЭЦ
кг/Гкал


160,8
22. Суммарный расход топлива
тыс. т у.т.


127,2
В том числе:




- ПГУ
тыс. т у.т.


103,4
- водогрейные котлы
тыс. т у.т.


23,9
23. Годовой расход топлива по видам




- газ
тыс. т у.т.


124,8
- мазут
тыс. т у.т.


2,4

в) обоснование предлагаемых для реконструкции действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения перспективных тепловых нагрузок.
Смоленская ТЭЦ-2 существует с 1972 г. В настоящее время большинство производственных мощностей сильно изношены и не соответствуют современным требованиям, предъявляемым к оборудованию по производительности, экологичности и ресурсосбережению (на сегодняшний день на выработку 1 кВт.ч тратится в среднем 299,49 г у.т.). В связи с этим встает вопрос обновления генерирующих мощностей ТЭЦ.
Схемой предлагается выполнить:
- замену выработавшей свой ресурс турбины ПТ-60-130-13 ст. № 1 на ПТ-80/100-130;
- замену двух котлов БКЗ-210-140 на один Е-500-140;
- дополнительно установку одного блока ПГУ-130 МВт тепловой мощностью 82 Гкал/ч в составе:
- две газовые турбины ГТ-45 электрической мощностью 45 МВт;
- два котла-утилизатора;
- одна паровая турбина Т-40-7,5 номинальной электрической мощностью 405 МВт.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ-2 составит 425 МВт, тепловая - 901 Гкал/ч.
Температурный график отпуска тепла от ТЭЦ-2 сохраняется на существующем уровне 150/70°C со срезкой на 115°C.
Ориентировочные капиталовложения в реконструкцию ТЭЦ-2 составят около 4,8 млрд. рублей.
Баланс тепла и пара ТЭЦ-2 после ее реконструкции приведен в таблице 6.7, расчет ее технико-экономических показателей при нагрузках 2029 года - в таблице 6.8.

Таблица 6.7. Баланс тепла и пара ТЭЦ-2

Источник
Режимы
Потребитель
Режимы
максимально зимний
аварийный
средний
наиболее х. м.
среднезимний
среднелетний
максимально зимний
аварийный
средний
наиболее х. м.
среднезимний
среднелетний






Тепловые нагрузки











1. Пар, т/ч, всего
43
43
43
36
24







1. Пар, Гкал/ч, всего
25,8
25,3
24,4
21,6
14






в том числе:











технология
22,4
22,4
22,4
20,0
14






ОВ
3,4
2,9
2,0
1,6







2. Сетевая вода, Гкал/ч, всего
661,9
572,0
424,1
349,2
102,2






в том числе:











отопление и вентиляция
547,9
458
325
255







горячее водоснабжение
72
72
72
72
78,6






потери
42
42
28
23
23,6






3. Отопление площадки ТЭЦ
5
3,4
2,8
2,3

Пар 0,12 МПа, т/ч
1 x ПТ-80/100-130
134,6
163,5
178,8
182,7
55,6
подогрев сырой воды
17,2
15,8
16,5
15,1
7,6
1 x Т-100/120-130-2
308

181
175
-
подогреватели и деаэраторы подпитки котлов
21,0
16,6
18,3
13,8
4,9
1 x Т-110/120-130-4
337
337
337
192
-
подогреватели подпитки теплосети
25,8
25,8
25,8
25,8
19,3
РОУ 1,3/0,12





деаэраторы подпитки теплосети
3,5
3,5
3,5
3,5
2,6






бойлера турбины 1 x ПТ-80/100-130
67,2
102
115
125
21,1






бойлера турбины T-100/120-130-2
307,7
0,0
184,6
175,0







бойлера турбины T-110/120-130-4
336,5
336,5
336,5
192,3

Итого
778,8
500,0
696,2
357,7
55,6
итого
778,8
500,0
700,0
357,7
55,6
Пар 0,6 МПа, т/ч
РОУ 1,3/0,6
18,0
16,0
16,0
15,0
8,0
деаэраторы оч. 14,0 МПа
18,0
16,0
16,0
15,0
8,0
Пар 1,3 МПа, т/ч
1 x ПТ-80/100-130
171,9
146,6
128,1
102,4
36,2
производство:
43,0
43,0
43,0
36,0
24,0
РОУ 14/1,3





мазутное хозяйство
46,0
46,0
29,0
23,3
5,0






калориферы
66,7
43,2
41,8
29,8







РОУ 1,3/0,6
16,2
14,4
14,4
13,5
7,2






РОУ 1,3/0,12





Итого
171,9
146,6
128,1
102,4
36,2
итого
171,9
146,6
128,1
102,4
36,2
Пар 14,0 МПа, т/ч
Паровые котлы 2 x БКЗ-210-140-7
390,0
405,0
175,0
0,0
180,0
1ТП/-80/100-130
460,0
440,0
460,0
450,0
180,0
1 x ТГМЕН-464
500,0
500,0
500,0
445,0

1Т-100/120-130-2
465,0

250,0
240,0

1 x Е-500-140
500,0

500,0
500,0

1Т-110/120-130-4
465,0
465,0
465,0
255,0

Итого
1390,0
905,0
1175,0
945,0
180,0
итого
1390,0
905,0
1175,0
945,0
180,0
Баланс тепла, Гкал/ч
Тепло, вносимое с подпиткой
14,0
14,0
14,0
14,0
9,2
сетевая вода
661,9
572
424
349
102
Бойлера турбин 1 x ПТ-80/100-130
35
53
60
64,7
11,0
отопление площадки ТЭЦ
5,0
3,4
2,8
2,3
0,0
Бойлера турбины Т-100/120-130-2
160

96,0
91







Бойлера турбины Т-110/120-130-4
175
175
175,0
100,3







Бойлер турбины Т-40-7,5
72
72
72
72
72,0






Сетевой подогреватель КУ
10
10
10
10
10,0






Водогрейные котлы (3 x КВГМ-100)
200,9
251,4
0
0







Итого
666,9
575,4
427
351,3
102,2

666,9
575,4
427
351,3
102,2
Электрическая мощность, МВт
1 x ПТ-80/100-130/13
77
81
83
80
32





1 x Т-100/120-130-2
105

50
46






1 x Т-110/120-130-4
110
110
110
51






Блок ПГУ-115 (намечаемый)
124,50
124,5
124,5
124,5
118,5





В том числе:










2 x ГТ-45
96,0
96,0
96,0
96,0
90,0





1 x Т-40-7,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5





Итого
417
316
368
302
151






Таблица 6.8. Технико-экономические показатели работы
Смоленской ТЭЦ-2

Показатели
Единица измерения
Величина
Состав оборудования:


паровые турбины
шт. x тип
1 x ПТ-80/100-130

1 x Т-100/120-130-2

1 x Т-110/120-130-4
паровые котлы
шт. x тип
2 x БКЗ-210-140-7

1 x ТГМЕН-464

1 x Е-500-140
блок ПГУ в составе


газовые турбины
шт. x тип
2 x ГТ-45 (SGT 800)
котлы утилизаторы
шт. x тип
2 x КУ
паровые турбины

1 x Т-40-7,5
водогрейные котлы
шт. x тип
3 x КВГМ-180
Установленная электрическая мощность
МВт
425
Установленная тепловая мощность
Гкал/ч
901
Максимально-часовые тепловые нагрузки - всего
Гкал/ч
687,7
В том числе:


- в паре
т/ч
43
- в сетевой воде
Гкал/ч
661,9
Годовой отпуск тепла, всего
тыс. Гкал
2247,3
В том числе:


- в паре
тыс. Гкал
157,0
- в сетевой воде
тыс. Гкал
2090,3
Годовая выработка э/э ТЭЦ-2
млн. кВт.ч
1871,2
В т.ч. ПГУ
млн. кВт.ч
981,8
Годовой расход э/э на собственные нужды
млн. кВт.ч
126,1
Годовой отпуск э/э от ТЭЦ-2
млн. кВт.ч
1745,0
В т.ч. от ПГУ
млн. кВт.ч
937,0
Суммарный расход топлива по ТЭЦ
тыс. т у.т.
679,7
В том числе:


- ПГУ
тыс. т у.т.
258,4
- паровые котлы
тыс. т у.т.
407,3
- водогрейные котлы
тыс. т у.т.
14,0
В том числе:


на отпуск электроэнергии
тыс. т у.т.
294,2
на отпуск теплоэнергии
тыс. т у.т.
385,4
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии
г/кВт.ч
168,6
Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии
кг/Гкал
171,5
Годовой расход топлива по видам:


- газ
тыс. т у.т.
637,6
- мазут
тыс. т у.т.
42,1

г) обоснование предлагаемых для реконструкции котельных для выработки электроэнергии в комбинированном цикле на базе существующих и перспективных тепловых нагрузок.
Так как в соответствии с действующими нормативными документами на теплоисточниках с тепловой нагрузкой свыше 5 Гкал/ч должна предусматриваться установка электрогенерирующего оборудования, в котельном цехе ТЭЦ-2 Схемой предусматривается установка турбины Р-6-2,9/0,5.
Реализация этого мероприятия позволит:
- использовать безвозвратно теряемую энергию пара при его редуцировании на РОУ для производственных потребителей и собственных нужд (без горячего водоснабжения) на производство электрической энергии;
- снизить постоянные затраты за счет выработки собственной электрической энергии и отказа от покупной с розничного рынка (справочно: в 2011 году для производственных нужд котельного цеха было закуплено на розничном рынке 12370 тыс. кВт.ч электрической энергии). Вся максимально-часовая паровая нагрузка в размере 24 Гкал/ч будет отпускаться от турбины, располагаемая мощность которой составляет 44 Гкал/ч;
- так как турбина может быть установлена на существующий фундамент ранее демонтированной турбины, снизить капиталовложения в реализацию проекта;
- снизить постоянные издержки, в которых покупка электроэнергии составляет 21%, а также продавать излишки вырабатываемой электрической энергии на розничном рынке;
- улучшить технико-экономические показатели котельного цеха за счет выработки электрической энергии на тепловом потреблении. Удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии снизятся до 143 кг/Гкал, на выработку электроэнергии составят 170 г у.т./кВт.
Установленная электрическая мощность котельного цеха ТЭЦ-2 составит 6 МВт, тепловая - 182,2 Гкал/ч.
Капиталовложения в установку турбины - 37,9 млн. рублей.
Баланс тепла и пара котельного цеха ТЭЦ-2 после его реконструкции приведен в таблице 6.9, расчет его технико-экономических показателей при нагрузках 2029 года - в таблице 6.10.

Таблица 6.9. Баланс тепла и пара котельного цеха ТЭЦ-2

Источник
Режимы
Потребитель
Режимы
максимально зимний
аварийный
средний
наиболее х. м.
среднезимний
среднелетний
максимально зимний
аварийный
средний наиболее х. м.
среднезимний
среднелетний






Тепловые нагрузки











1. Пар, т/ч
41,0
36,7
29,6
25,9
13,7






2. Сетевая вода - всего, Гкал/ч
93,9
81,2
60,6
48,4
0,0






в том числе:











отопление и вентиляция
80,3
67,7
48,8
38,2







горячее водоснабжение
7,0
7,0
7,0
7,0







потери в тепловых сетях
6,6
6,6
4,9
3,2







3. Отопление площадки, Гкал/ч
0,3
0,3
0,2
0,1
0
Пар 0,6 МПа, т/ч

Р-6-2,9/0,5
78,6
78,6
78,6
78,6
15,2
производство
41,0
36,7
29,6
25,9
13,7
РОУ 14/1,2

25,3



подпитка цикла
8,3
5,9
4,7
4,3
1,5






подпитка теплосети
5,6
5,6
5,6
5,6







мазутное хозяйство
4,9
4,4
3,4
3,1







подогреватель сетевой воды
18,7
51,2
35,2
39,7

Итого
78,6
103,9
78,6
78,6
15,2
итого
78,6
103,9
78,6
78,6
15,2
Пар 3,0 МПа, т/ч

1 x БМ-45
40,0
40,0
40,0
40,0

Р-6-2,9/0,5
78,6
78,6
78,6
78,6
15,2
1 x ТС-20р
16,0
16,0
16,0
16,0
15,2
РОУ 14/1,2

22,0



1 x ТС-35р
22,6
25,0
22,6
22,6







1 x ТП-35ур

19,6









Итого
78,6
100,6
78,6
78,6
15,2
итого
78,6
100,6
78,6
78,6
15,2
Баланс тепла, Гкал/ч
Тепло, вносимое с подпиткой
2,8
2,8
2,8
2,8
0,0
отпуск тепла потребителю
93,9
81,2
60,6
48,4
0,0
Подогреватель сетевой воды
10,5
28,7
19,7
22,2
0,0
отопление площадки
0,3
0,3
0,2
0,1
0,0
Водогрейные котлы: 2 x ПТВМ-50
80,9
50,0
38,3
23,5







Итого
94,2
81,5
60,8
48,6
0,0
итого
94,2
81,5
60,8
48,6
0,0
Электрическая мощность, МВт
Р-6-2,9/0,5
6,0
6,0
6,0
6,0
1,3






Итого
6,0
6,0
6,0
6,0
1,3







Таблица 6.10. Технико-экономические показатели работы
котельного цеха

Наименование показателей
Единица измерения
Величина
отоп. сезон
неот. сезон
год
1. Оборудование:


паровые котлы
шт. x тип
1 x БМ-45
шт. x тип
1 x ТС-20р
шт. x тип
1 x ТС-35р
шт. x тип
1 x ТП-35ур
водогрейные котлы
шт. x тип
2 x КВГМ-50
паровые турбины
шт. x тип
Р-6-2,9/0,5
2. Установленная электрическая мощность
МВт
6
3. Установленная тепловая мощность
Гкал/ч
182,2
4. Максимально-часовые тепловые нагрузки в сетевой воде, всего
в том числе:
Гкал/ч
117,7
7,9





4.1. Пар
т/ч
41,0
13,7

4.2. Сетевая вода, всего
Гкал/ч
93,9


5. Продолжительность периода
часов
5016
3384
8400
6. Годовой отпуск тепла, всего в том числе:
тыс. Гкал
318,1
26,9
345,0



6.1. Пар
тыс. Гкал
75,2
26,9
102,1
6.2. Сетевая вода, всего
тыс. Гкал
242,8

242,8
7. Годовая отпуск тепла с учетом СН
в том числе:
тыс. Гкал
320,7
27,1
347,8
7.1. Из отбора турбины
тыс. Гкал
214,5
27,1
241,5
7.2. От водогрейных котлов
тыс. Гкал
106,3
0,0
106,3
8. Годовая выработка электроэнергии
млн. кВт.ч
30,1
3,9
34,0
9. Число часов использования установленной электрической мощности
ч


5672
10. Годовой расход э/э на собственные нужды на выработку э/э
млн. кВт.ч


0,68
11. Годовой расход э/э на собственные нужды на отпуск тепла
млн. кВт.ч


5,52
12. Суммарный годовой расход э/э на собственные нужды
млн. кВт.ч

6,20
13. Годовой отпуск электроэнергии
млн. кВт.ч


27,8
14. Годовая выработка тепловой энергии паровыми котлами
тыс. Гкал
252,0
33,0
285,0
15. Годовой расход топлива паровыми котлами
тыс. т у.т.


41,4
16. Годовой расход топлива водогрейными котлами
тыс. т у.т.


16,7
17. Суммарный годовой расход топлива по котельному цеху
тыс. т у.т.


58,15
18. Годовой расход топлива, относимый к отпуску э/э
тыс. т у.т.


4,26
19. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии
г/кВт.ч


153,1
20. Годовой расход топлива паровыми котлами, относимый к отпуску теплоэнергии
тыс. т у.т.


37,15
21. Суммарный расход топлива на отпуск теплоэнергии
тыс. т у.т.


53,89
22. Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии
кг/Гкал


156,2
23. Годовой расход топлива по видам:




- газ
тыс. т у.т.


52,3
- мазут
тыс. т у.т.


5,8

д) обоснование предлагаемых для реконструкции котельных с увеличением зоны их действия путем включения в нее зон действия существующих источников тепловой энергии и для повышения надежности их работы.
В г. Смоленске сложилась и действует эффективная система централизованного теплоснабжения на базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии.
Увеличение зоны действия отопительных котельных Схемой не предусматривается.
Учитывая большой износ оборудования и для повышения надежности теплоснабжения потребителей, Схемой предусматривается реконструкция котельных № 13, 25, 30, 31, 36.
Капиталовложения в строительство и реконструкцию источников тепловой энергии определены укрупненно на основании объектов-аналогов и должны быть уточнены на последующих стадиях проектирования;
е) обоснование предлагаемых для перевода в пиковый режим работы котельных по отношению к источникам тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.
Существующие котельные в пиковый режим не переводятся. Строительство пиковых источников тепла не требуется;
ж) обоснование предложений по расширению зон действия действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.
Расширение зоны действия ТЭЦ-2 осуществляется как за счет подключения новых потребителей тепла, так и за счет переключения зон теплоснабжения близлежащих котельных:
1) котельная № 2, ул. А. Петрова, 9;
2) котельная № 55, ул. Краснинское шоссе, 3;
3) котельная № 56, городок Коминтерна;
4) котельная № 1, ул. Н.-Неман, 6;
5) котельная № 4, ул. А. Петрова, 2;
6) котельная № 5, ул. Нахимова, 5;
7) котельная № 18, ул. Гарабурды, 13;
8) котельная № 53, ул. Н.-Неман, 1;
9) котельная № 54, ул. З. Космодемьянской, 3;
10) котельная № 15, ул. Кловская, 44.
Суммарная переключаемая договорная тепловая нагрузка котельных - 29,8 Гкал/ч, фактическая приведенная - 21,2 Гкал/ч.
В итоге на расчетный период прирост тепловой нагрузки в сетевой воде в зоне ТЭЦ-2 составит 129 Гкал/ч, в том числе за счет подключения новых потребителей 107,8 Гкал/ч, за счет подключения зон теплоснабжения закрываемых коммунальных котельных - 21,2 Гкал/ч. Прироста паровой нагрузки на рассматриваемую перспективу не ожидается;
з) обоснование предлагаемых для вывода в резерв и (или) вывода из эксплуатации котельных при передаче тепловых нагрузок на другие источники тепловой энергии.
Схемой предусмотрен вывод из эксплуатации 10 муниципальных котельных с суммарной установленной тепловой мощностью 73,1 Гкал/ч с передачей их тепловых нагрузок в размере 21,2 Гкал/ч на ТЭЦ-2 (таблица 6.11).

Таблица 6.11. Характеристика выводимых из работы котельных

Наименование котельной
Тип и марка котлов
Год ввода в эксплуатацию
Вид топлива
КПД оборудования, %
Установленная мощность, Гкал/ч
Максимально-часовая тепловая нагрузка, Гкал/ч
договорная
фактическая приведенная (с учетом тепловых потерь)
№ 2, Ак. Петрова, 9
6 x КВТС-1
2003 - 2009
газ
81,3
6,0
2,79
2,39
№ 1, Н.-Неман, 6
12 x КВТС-1
1998 - 2008
газ
80,3
12,0
5,21
3,92
№ 4, Ак. Петрова, 2
5 x КВТС-1
1995 - 1997
газ
79,9
5,0
1,89
1,36
№ 5, Нахимова, 5
6 x КВТС-1
2001 - 2003
газ
79,0
6,0
2,67
1,61
№ 15, Кловская, 46
1 x ТВГ-1,5,
3 x КВТС-1,
2 x КВу 2/95
1995 - 2003
газ
84,1
8,5
1,92
1,74
№ 18, Гарабурды, 13
9 x КВТС-1,
3 x ТВГ-1,5
1990 - 2004
газ
81,5
13,5
5,47
4,12
№ 53, Н.-Неман, 1
4 x КВ-1/95
2002, 2003
газ
86,4
4,0
1,9
1,63
№ 54, З. Космодемьянской, 4
4 x Ква-2,5
2005
газ
92,8
8,64
3,0
2,29
№ 55, Краснинское ш.
2 x Dynaterm 3200
2012
газ
86,4
5,3
2,92
0,97
№ 56, Коминтерна
2 x НР-18,
3 x КСВА-1
1999 - 2001
газ
87,9
4,18
2,05
1,19
Всего




73,1
29,82
21,22

и) обоснование организации индивидуального теплоснабжения в зонах застройки города малоэтажными жилыми зданиями.
Новые индивидуальные жилые дома в соответствии с информацией о перспективной застройке будут размещаться вне радиусов действия существующих теплоисточников, поэтому для их теплоснабжения Схемой предлагается использовать индивидуальные теплогенераторы, работающие на газообразном топливе, или электрокотлы.
Распределение приростов тепловых нагрузок, обеспечиваемых от ИТГ, по районам города и по этапам Схемы представлено в таблице 2.9.
Для обеспечения прироста тепловых нагрузок, возникающего в районах, удаленных от зоны централизованного теплоснабжения, Схемой предусматривается строительство новых отопительных котельных, перечень которых представлен в таблице 6.12.
Размещение новых отопительных котельных представлено на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1. Схема размещения централизованных
теплоисточников, существующих и новых отопительных
котельных в г. Смоленске

Таблица 6.12. Перечень и характеристика новых
отопительных котельных

Номер на рис. 6.1
Наименование котельной
Потребители
Тепловая нагрузка на 2029 г. (без учета тепловых потерь), Гкал/ч
Установленная тепловая мощность не менее, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
отопление и вентиляция
ГВС
всего

Ленинский район






1
Район Пруды
многоквартирные жилые дома и общественные объекты социально-бытового назначения
2,61
0,38
2,99
3,8
2025 - 2029 гг.
2
Рябиновая поляна за границей горчерты
8,34
1,30
9,64
12,3
2020 - 2024 гг.
3
Рябиновая поляна-2 в пределах горчерты
9,03
1,48
10,51
13,5
2020 - 2024 гг.
4
Рябиновая поляна-2 за границей горчерты
8,26
1,22
9,48
12,0
2025 - 2029 гг.

Заднепровский район






5
Район Анастасино
многоквартирные жилые дома и общественные объекты социально-бытового назначения
0,57
0,11
0,68
0,9
2017 г.

Всего по городу пять отопительных котельных

28,8
4,5
33,3
42,4


к) обоснование организации теплоснабжения в производственных зонах на территории города.
Производственные объекты расположены, в основном, в Северном и Промышленном районах города. По предоставленным исходным данным количественное развитие существующих промышленных предприятий в промышленных районах в рассматриваемой перспективе сохранится на существующем уровне;
л) обоснование перспективных балансов тепловой мощности источников тепловой энергии и теплоносителя и присоединенной тепловой нагрузки в каждой из систем теплоснабжения города и ежегодное распределение объемов тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии.
Обеспечение перспективной тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии представлено в таблице 6.13.

Таблица 6.13. Обеспечение перспективной тепловой нагрузки
в зонах действия источников тепловой энергии

Наименование теплоисточника
Тепловая нагрузка (пар + вода) на конец года, Гкал/ч
2012 г.
2019 г.
2024 г.
2029 г.
ТЭЦ-2
560,6
6274,7
653,9
687,7
Котельный цех ТЭЦ-2
121,2
119,9
117,9
117,7
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
92,3
85,9
85,9
85,9
Новая Западная ТЭЦ
-
52,7
96,8
133,5
Новые отопительные котельные
-
0,7
17,0
35,0
ИТГ, всего, в т.ч.:
326,9
334,6
344,4
354,5
- существующие ИТГ
326,9
325,0
322,9
319,2
- новые ИТГ
-
9,6
21,5
35,3
Всего по городу
1101,0
1221,6
1316,0
1414,3

Схема размещения централизованных теплоисточников и новых отопительных котельных в г. Смоленске приведена на рисунке 6.1, перспективные зоны теплоснабжения централизованных теплоисточников - на рисунке 6.2.
Сводные данные по предлагаемому составу основного оборудования реконструируемых и демонтируемых централизованных и муниципальных теплоисточников г. Смоленска на рассматриваемую перспективу, а также требуемые капиталовложения приведены в таблице 6.14.
Подробные балансы тепловой мощности и фактической приведенной тепловой нагрузки в паре и сетевой воде в зонах действия централизованных источников тепловой энергии с ежегодным распределением тепловой нагрузки представлены в таблице 6.15.

Рисунок 6.2. Перспективные зоны теплоснабжения
теплоисточников г. Смоленска

Таблица 6.14. Сводные данные по предлагаемому составу
основного оборудования централизованных и муниципальных
теплоисточников г. Смоленска на рассматриваемую перспективу,
а также требуемые капиталовложения

Наименование котельной
Котельное и электрогенерирующее оборудование, шт. x тип
Установленная мощность на рассматриваемую перспективу
Топливо
Год ввода оборудования в эксплуатацию
Капиталовложения, млн. руб.
демонтируемое
сохраняемое в работе
устанавливаемое
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/ч
основное
резервное
электрогенерирующее
паровые котлы
водогрейные котлы
ТЭЦ-2
ст. № 1 ПТ-60-130/13 (ТА-1),
2 x БКЗ-210-140-7

2 x БКЗ-210-140-7
КВГМ-100 ст. № 2 + 4
ПГУ-130,
Е-500-140,
ПТ-80/100-130
425
901
природный газ
мазут
2017 - 2019
4813
ст. № 2 Т-100/120-130-2 (ТА-2)
ст. № 5 ТГМЕ-464
ст. № 3 Т-110/120-130-4 (ТА-3)

Котельный цех ТЭЦ-2


БМ-45,
ТС-20р
2 * ПТВМ-50
Р-6-2,9/0,5
6
182,2
природный газ
мазут
2014
37,9

ТС-35р,
ТП-35ур
Западная ТЭЦ




ПГУ 65,
2 x КВГМ-50,
1 x КВГМ-30
65
175
природный газ

2014
3000
Котельная № 13
2 x ДКВР-4/13



3 x Е-1-0,9

1,8
природный газ

2013 - 2015
84,2
Котельная № 25
2 x КВТС-1



3 x КВГ-160

0,41
природный газ

2013 - 2015
13,6
Котельная № 30, детский сад № 6
2 x КВТС-1



2 x КВГ-120

0,21
природный газ

2013 - 2015
6,6
Котельная № 31, Дом ребенка
3 x КВТС-1



3 x КВГ-160

0,41
природный газ

2013 - 2015
10,3
Котельная № 36
4 x КСВ-2,9Г



3 x Vitoplex-100 + КВГ-630

5,04
природный газ

2013 - 2015
78,7
№ 2, Ак. Петрова, 9
6 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 1, Н.-Неман, 6
12 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 4, Ак. Петрова, 2
5 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 5, Нахимова, 5
6 x КВТС-1






природный газ

2015

№ 15, Кловская, 46
1 x ТВГ-1,5,
3 x КВТС-1,
2 x КВу 2/95






природный газ

2015

№ 18, Гарабурды, 13
9 x КВТС-1,
3 x ТВГ-1,5






природный газ

2015

№ 53, Н.-Неман, 1
4 x КВ-1/95






природный газ

2015

№ 54, З. Космодемьянской, 4
4 x Ква-2,5






природный газ

2015

№ 55, Краснинское ш.
2 x Dynaterm 3200






природный газ

2015

№ 56, Коминтерна
2 x НР-18,
3 x КСВа-1






природный газ

2015

Новые отопительные котельные
-



выбирается на следующих стадиях проектирования
-
42,4


2017 - 2029
211,9

Таблица 6.15. Балансы тепловой мощности и фактической
приведенной тепловой нагрузки (пар и сетевая вода) в зонах
действия централизованных источников тепловой энергии

Наименование теплоисточника
Этапы Схемы
2012 г.
2019 г.
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
располагаемая
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
располагаемая
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
ТЭЦ-2
275
774,0
25,8
748,2
560,6
187,6
90,1
425,0
901,0
25,1
875,9
627,7
248,2
160,2
Котельный цех ТЭЦ-2
-
191,3
9,9
181,4
121,2
60,2
27,7
6,0
182,2
4,2
178,0
119,9
58,1
25,4
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
-
311,5
1,3
310,2
92,3
251,8
132,9
-
233,8
1,0
232,7
85,9
146,8
84,2
Новая Западная ТЭЦ
-
-
-
-
-
-
-
65,0
175,0
1,8
173,2
52,7
120,4
78,1
Новые отопительные котельные
-
-
-
-
-
-
-
-
0,9
0,01
0,9
0,72
0,17
-
Всего по городу
275,0
1276,8
37,0
1254,9
774,1
499,6
250,8
496,0
1492,9
32,2
1460,7
887,0
573,7
347,8

Окончание таблицы 6.15

Наименование теплоисточника
Этапы схемы
2024 г.
2029 г.
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
установленная электрическая мощность, МВт
тепловая мощность, Гкал/ч
тепловая нагрузка, Гкал/ч
резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
аварийный резерв тепловой мощности, Гкал/ч
располагаемая
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
располагаемая
затраты на собств. и хоз. нужды
нетто
ТЭЦ-2
425,0
901,0
26,2
874,8
653,9
220,9
136,7
425,0
901,0
27,5
873,5
687,7
185,8
106,5
Котельный цех ТЭЦ-2
6,0
182,2
4,1
178,1
117,9
60,2
27,2
6,0
182,2
4,1
178,1
117,7
60,4
27,4
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
-
233,8
1,0
232,7
85,9
146,8
84,2
-
233,8
1,0
232,7
85,9
146,8
84,2
Новая Западная ТЭЦ
65,0
175,0
3,4
171,6
96,8
74,8
38,8
65,0
175,0
4,7
170,3
133,5
36,8
6,2
Новые отопительные котельные
-
25,8
0,3
25,5
17,0
8,5
-
-
42,4
0,7
41,7
35,0
6,7
-
Всего по городу
496,0
1517,8
35,0
1482,8
971,6
511,2
286,9
496,0
1534,4
38,0
1496,3
1059,8
436,5
224,2

м) расчет радиусов эффективного теплоснабжения (зон действия источников тепловой энергии) в каждой из систем теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе.
Расчет радиуса эффективного теплоснабжения по каждой системе теплоснабжения г. Смоленска выполнен в соответствии с имеющимися рекомендациями специалистов, приведенными в изданиях по данной тематике и в книге Соколова Е.Я. "Теплофикация и тепловые сети" с использованием электронной модели Схемы теплоснабжения г. Смоленска, выполненной в рамках настоящей работы.
Исходные данные для расчета радиуса эффективного теплоснабжения по каждой системе теплоснабжения г. Смоленска приведены в таблице 6.16, результаты расчета - в таблице 6.17.

Таблица 6.16. Исходные данные для расчета радиуса
эффективного теплоснабжения по каждой системе
теплоснабжения г. Смоленска

Параметр
Единица измерения
ТЭЦ-2
Котельный цех ТЭЦ-2
Площадь зоны действия источника
км2
30,3
4,8
Количество абонентов в зоне действия источника
-
3536
412
Суммарная фактическая приведенная тепловая нагрузка всех потребителей
Гкал/ч
534,8
97,4
Расстояние от источника тепла до наиболее удаленного потребителя вдоль главной магистрали
км
11,2
4,7
Расчетная температура в подающем трубопроводе
°C
150
150
Расчетная температура в обратном трубопроводе
°C
70
70
Потери давления в тепловой сети
м вод. ст.
115
33
Среднее число абонентов на единицу площади зоны действия источника
1/км2
117
86
Теплоплотность района
Гкал/ч.км2
17,7
28,6
Удельная стоимость материальной характеристики тепловых сетей
тыс. руб./м2
75
93
Поправочный коэффициент

1,3
1
Эффективный радиус теплоснабжения
км
13,6
10

Таблица 6.17. Результаты расчета радиуса
эффективного теплоснабжения

Теплоисточник
Расстояние от источника тепла до наиболее удаленного потребителя вдоль главной магистрали, км
Эффективный радиус теплоснабжения, км
Отклонение радиуса эффективного теплоснабжения от расстояния до наиболее удаленного потребителя, км
ТЭЦ-2
11,2
13,6
2,4
Котельный цех ТЭЦ-2
4,8
8,9
4,1

Схема радиусов эффективного теплоснабжения наиболее крупных теплоисточников города приведена на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3. Схема радиусов эффективного теплоснабжения
теплоисточников г. Смоленска

Глава 7. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ И СООРУЖЕНИЙ НА НИХ

Гидравлические расчеты тепловых сетей выполнены с помощью инструментальных средств ГИС "Zulu-Thermo".
Удельные расходы воды для проведения гидравлических расчетов определены по формуле:



- при температурном графике 150/70°C - 12,5 м3/Гкал;
- при температурном графике 95/70°C - 40,0 м3/Гкал.
Удельные расходы воды на горячее водоснабжение приняты:
- для параллельной схемы - 25 м3/Гкал;
- для смешанной схемы - 20 м3/Гкал.
При выборе диаметра труб принималось ограничение максимального давления в обратных трубопроводах не выше 0,6 МПа исходя из условия эксплуатации чугунных отопительных приборов.
При расчетах учитывается, что в зонах теплоснабжения всех теплоисточников выполнены наладка систем отопления, установка регуляторов горячего водоснабжения и корректирующих насосов.
Строительство новых и реконструкция существующих подземных теплопроводов должны осуществляться с использованием стальных труб в изоляции ППУ ТГИ, ППМИ и других современных технологий согласно техническим условиям на применяемые материалы и арматуру, согласованным с энергоснабжающей (теплоснабжающей) организацией в соответствии с действующими НТД до начала проектирования тепловых сетей.
Проведенные расчеты показали, что перспективные тепловые нагрузки могут быть обеспечены при отпуске тепла от всех теплоисточников по существующим температурным графикам по всем вариантам:
- ТЭЦ-2 - 150/70°C со срезкой 115°C;
- котельный цех ТЭЦ-2 - 150/70°C со срезкой 95°C;
- муниципальные котельные № 21, 55, 66, 72, 73 - 115/70°C;
- остальные муниципальные котельные - 95/70°C.
Для подключения новых потребителей в юго-западе города предусматривается строительство Западной ТЭЦ, температурный график отпуска тепла от которой принят 150/70°C.
У всех теплоисточников, осуществляющих отпуск тепла по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения, температура прямой сетевой воды в зоне нижней "срезки" температурного графика составляет 70°C. На эту температуру выбрана производительность корректирующих насосов у потребителей. Такая же температура нижней срезки температурного графика принята и на перспективу.
По всем зонам теплоснабжения города были выполнены гидравлические расчеты с учетом подключения новых потребителей.
Для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную застройку во вновь осваиваемых районах города предусматривается строительство новых распределительных тепловых сетей в период до 2029 года в соответствии с очередностью ввода новой жилой и общественно-деловой застройки.
а) Реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности (использование существующих резервов)
В г. Смоленске зоны теплоснабжения с дефицитом тепловой мощности при учете фактического теплопотребления отсутствуют;
б) строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку во вновь осваиваемых районах города.
Характеристика реконструируемых трубопроводов для подключения перспективных потребителей приведена в таблице 7.1.

Таблица 7.1. Характеристика реконструируемых трубопроводов
для подключения перспективных потребителей и ориентировочные
капиталовложения в них

Инвестиционные проекты (наименование, описание и ссылка на обоснование)
Протяженность, м
Диаметр, мм
Объем капитальных затрат, тыс. руб.
Перекладка 4 подземных участков водяной тепловой сети, находящихся в подтопляемых зонах
2000
100
101360,6
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к-10а до 3к-11 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм
140
800
7000
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к-11 до 3к-12 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм
170
800
8500
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к-13 до 3к-14 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм
250
800
12500
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к1с до 3.8к103 с увеличением диаметра с 300 до 400 мм
900
400
27544,9
Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районах Краснинского шоссе, Миловидово
5700
500
340284,3
Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районе Юг-3
7800
600
465652,2
Всего
16960

962842

При предлагаемых диаметрах трубопроводов обеспечивается надежное и качественное теплоснабжение как существующих, так и перспективных потребителей;
в) строительство и реконструкция тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения.
Схемой предусматривается расширение зоны теплоснабжения ТЭЦ-2 за счет подключения к ней зон теплоснабжения десяти муниципальных котельных, выводимых из работы:
1) котельной № 2, ул. А. Петрова, 9. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к1 до котельной 2Ду 250 L = 150 м, 2Ду 200 L = 500 м и 2Ду 150 L = 50 м;
2) котельной № 55, ул. Краснинское шоссе, 3. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3к57 до котельной 2Ду 175 L = 150 м и 2Ду 150 L = 350 м;
3) котельной № 56, городок Коминтерна. Необходимо строительство участка тепловой сети от ЦТП-Багратиона, 9 до котельной 2Ду 125 L = 650 м;
4) котельной № 1, ул. Н.-Неман, 6. Необходимо строительство участка тепловой сети от ЦТП-94 до котельной 2Ду 175 L = 250 м;
5) котельной № 4, ул. А. Петрова, 2. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к2 до котельной 2Ду 125 L = 150 м;
6) котельной № 5, ул. Нахимова, 5. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к3 до котельной 2Ду 200 L = 800 м и 2Ду 150 L = 350 м;
7) котельной № 53, ул. Н.-Неман, 1. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3к32 до котельной 2Ду 150 L = 150 м;
8) котельной № 54, ул. З. Космодемьянской, 3. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3к52 до котельной 2Ду 150 L = 350 м;
9) котельной № 15, ул. Кловская, 44 и котельной № 18, ул. Гарабурды, 11. Необходимо строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.15к3 до котельных 2Ду 200 L = 300 м, 2Ду 175 L = 200 м и 2Ду 125 L = 250 м.
Суммарная договорная тепловая нагрузка котельных - 29,8 Гкал/ч, фактическая приведенная с учетом тепловых потерь - 21,2 Гкал/ч.
Характеристика тепловых сетей для подключения котельных и ориентировочные капиталовложения в них приведены в таблице 7.2, схема тепловых сетей в городе на расчетный период - на рисунке 7.1.

Таблица 7.2. Характеристика тепловых сетей
для подключения котельных и ориентировочные
капиталовложения в них

Технические параметры
Цель
Протяженность, м
Капиталовложения, тыс. руб.
Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к1 до котельной № 2
переключение квартала застройки в зоне действия котельной № 2, Ак. Петрова, 9 на теплоснабжение от ТЭЦ-2
700
11471,9
Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к2 до котельной № 4
переключение квартала застройки в зоне действия котельной № 4, Ак. Петрова, 2 на теплоснабжение от ТЭЦ-2
150
1751,2
Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.15к3 до котельной № 15
переключение квартала застройки в зоне действия котельной № 15 на теплоснабжение от ТЭЦ-2
425
6308,2
Всего


19531

Рисунок 7.1. Схема тепловых сетей г. Смоленска на 2029 г.

д) строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения.
Проведенные расчеты перспективной надежности теплоснабжения (приложение Д) выявили необходимость замены ненадежных участков тепловых сетей и строительство новых резервирующих перемычек.
Схема тепловых сетей с указанием участков, реконструкция которых требуется для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения, приведена в приложении Д (рисунок 3.8), характеристика этих участков с расчетом ориентировочных капиталовложений в них - в таблице 7.3.

Таблица 7.3. Характеристика участков тепловых сетей,
реконструкция которых требуется для повышения надежности
системы теплоснабжения, и капиталовложения в них

Инвестиционные проекты (наименование, описание и ссылка на обоснование)
Протяженность, м
Объем капитальных затрат, тыс. руб.
Замена ветхих тепловых сетей
47500
631619,8
Модернизация тепловой изоляции надземных трубопроводов
1150
8429,2
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к13а до 3.10кН
130
4225
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к5а до 3.10к6а
245
7962,5
Реконструкция тепловой сети от котельной по улице Нахимова, 5 до существующих жилых домов
290
4436,7
Всего

65667

ж) реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса.
Данные по ветхим сетям приведены в таблице 7.3;
з) строительство и реконструкция насосных станций.
Строительство насосных станций на рассматриваемую перспективу не требуется.

Глава 8. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ

а) Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива для зимнего, летнего и переходного периодов, необходимого для обеспечения нормативного функционирования источников тепловой энергии на территории города.
Перспективные топливные балансы по теплоисточникам г. Смоленска представлены в таблице 8.1.
Для Смоленской ТЭЦ-2 и котельного цеха ТЭЦ-2 основным топливом является природный газ, резервным - мазут.
На новой Западной ТЭЦ основное топливо - природный газ, в качестве аварийного топлива для газотурбинной установки предусматривается дизельное топливо.
На всех остальных котельных основным топливом является природный газ, резервное топливо не предусматривается.

Таблица 8.1. Перспективные топливные балансы
по теплоисточникам г. Смоленска

Источники
Максимально-часовой расход топлива, т у.т./ч
Вид основного топлива
Годовой расход топлива, тыс. т у.т.
Вид резервного топлива
2019 г.
ТЭЦ-2
177,9
природный газ
614,3
мазут
Котельный цех ТЭЦ-2
19,65
природный газ
59,25
мазут
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
14,48
природный газ
45,81
-
Новая Западная ТЭЦ
18,2
природный газ
64,2
аварийное - дизельное
Новые отопительные котельные
0,11
природный газ
0,39
-
Всего на 2019 г.
230,34

783,95

2024 г.
ТЭЦ-2
182,4
природный газ
640,8
мазут
Котельный цех ТЭЦ-2
19,34
природный газ
58,24
мазут
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
14,48
природный газ
45,81
-
Новая Западная ТЭЦ
25,3
природный газ
101,1
аварийное - дизельное
Новые отопительные котельные
2,64
природный газ
8,98
-
Всего на 2024 г.
244,16

854,93

2029 г.
ТЭЦ-2
188,9
природный газ
679,7
мазут
Котельный цех ТЭЦ-2
19,31
природный газ
58,15
мазут
Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"
14,48
природный газ
45,81
-
Новая Западная ТЭЦ
31,3
природный газ
127,22
аварийное - дизельное
Новые отопительные котельные
5,42
природный газ
18,17
-
Всего на 2029 г.
259,41

929,05


б) расчеты по каждому источнику тепловой энергии нормативных запасов аварийных видов топлива.
Для источников тепловой энергии в г. Смоленске аварийное топливо не предусматривается.

Глава 9. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

В схеме теплоснабжения г. Смоленска преобладают закрытые системы централизованного теплоснабжения, включающие 236 ТП и ЦТП, территориально разделенные на 4 производственные района. Для приготовления горячей воды на ЦТП и ТП используются кожухотрубные секционные подогреватели. В связи с высокой общей жесткостью воды, идущей на приготовление горячей воды, и отсутствием химводоподготовки, срок службы водяных подогревателей со стороны нагреваемой среды значительно ниже нормативного.
В настоящее время уже многие ЦТП оборудованы приборами учета тепла, однако работы по оснащению приборами учета и регулирования тепловой энергии и воды необходимо продолжить с целью обеспечения полного охвата объектов теплоснабжения г. Смоленска данным оборудованием.
Суммарная протяженность сетей теплоснабжения в городе Смоленске составляет 346,2 км в 2-трубном исчислении. Из них по состоянию на 2009 год в замене нуждается 59% тепловых сетей, находящихся в ведении МУП "Смоленсктеплосеть" (205 км). Потери тепловой энергии, связанные с внутренней и внешней коррозией труб, за 2009 год составили 11,5% (228,4 тыс. Гкал). Сложившаяся изношенность сетей обуславливает низкую надежность передачи тепловой энергии и высокие потери.
Тепловые сети являются одним из самых ответственных и технически сложных элементов системы трубопроводов в городском хозяйстве. Высокие температуры и давление определяют повышенные требования к надежности сетей теплоснабжения и безопасности их эксплуатации. Традиционные технологии и материалы, применявшиеся ранее при ремонте тепловых сетей, приводят к необходимости проведения капитального ремонта с полной заменой труб и теплоизоляции через каждые 10 лет, а также требуют постоянного проведения профилактических работ, что связано с огромными затратами денежных средств и времени.
Большие расстояния от источника тепловой энергии (котельных, ТЭЦ) до конечного потребителя в условиях холмистого рельефа являются причиной низких перепадов давления на вводах в ЦТП, вследствие чего использование генерирующих мощностей ТЭЦ-2 ограничено (загрузка производственных мощностей ООО "Смоленская ТСК"). Кроме того, причиной недостаточных перепадов давления на концевых участках сети и, соответственно, снижения качества услуг теплоснабжения потребителей является перегруженность магистральных сетей по тепловому и гидравлическим режимам, что не позволяет в полной мере обеспечить поставку тепловой энергии ряду потребителей.
а) Перспективные показатели надежности, определяемые числом нарушений в подаче тепловой энергии.
В таблице 9.1 приведены данные об аварийности тепловых сетей в 2009 - 2011 гг.

Таблица 9.1. Данные об аварийности тепловых сетей
в 2009 - 2011 гг.

Показатель
2009 г.
2010 г.
2011 г.
Количество отключений системы отопления из-за аварий на сетях, ед.
261
435
344
Количество отключений системы горячего водоснабжения из-за аварий на сетях, ед.
426
596
553

В 2011 году количество аварийных отключений отопления и горячего водоснабжения выросло в среднем на 30% по отношению к уровню 2009 года.
Основными причинами высокого износа тепловых сетей в г. Смоленске и, соответственно, уровня потерь в сетях являются:
- истечение срока эксплуатации тепловых сетей (более 25 лет);
- низкое качество либо отсутствие тепловой изоляции;
- нарушение технологии при прокладке сетей (некачественное нанесение антикоррозийного покрытия и обработка стыков, отсутствие песчаной подсыпки в траншеях);
- несвоевременное проведение ремонтных работ, связанное с недостатком финансирования.
Предлагаемые Схемой решения по реконструкции тепловых сетей позволяют повысить надежность системы теплоснабжения в г. Смоленске до нормативной величины (таблица 9.2).

Таблица 9.2. Решения по повышению надежности тепловых сетей

Инвестиционные проекты (наименование, описание и ссылка на обоснование)
Протяженность, м
Объем капитальных затрат, тыс. руб.
Замена ветхих тепловых сетей
47500
631619,8
Модернизация тепловой изоляции надземных трубопроводов
1150
8429,2
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к13а до 3.10кН
130
4225
Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к5а до 3.10к6а
245
7962,5
Реконструкция тепловой сети от котельной по улице Нахимова, 5 до существующих жилых домов
290
4436,7
Всего

65667

Также Схемой предусматриваются следующие решения для повышения надежности, безотказности и живучести системы теплоснабжения г. Смоленска:
- применение наиболее прогрессивных конструкций тепловых сетей - стальных труб в изоляции ППУ, ТГИ, ППМИ и других современных технологий;
- использование передвижных источников теплоты тепловой мощностью не менее 3 МВт;
- при планировании капитальных ремонтов (перекладок) тепловых сетей использовать статистические данные по условиям прокладки, срокам службы трубопроводов;
- увеличение объемов замены трубопроводов до 5% в год от оставшегося объема нереконструированных трубопроводов;
б) перспективные показатели, определяемые продолжительностью прекращений подачи тепловой энергии.
Время восстановления трубопроводов по типам прокладки приведено в таблице 9.3.

Таблица 9.3. Время восстановления трубопроводов
по типам прокладки

Диаметр условный, мм
Время восстановления трубопроводов по типам прокладки, ч
канальная, бесканальная
надземная
20
10,2
6,1
50
10,5
6,2
65
10,8
6,2
80
11
6,3
100
11,3
6,4
125
11,6
6,5
150
12,1
6,6
200
12,9
6,9
250
13,8
7,2
300
14,7
7,5
350
15,7
7,8
400
16,7
8,1
450
17,7
8,4
500
18,7
8,7
600
20,8
9,4
700
23
10,1
800
25,3
10,8
900
27,6
11,6
1000
30,0
12,3
1200
34,9
13,8
1400
39,9
15,4

Время снижения температуры внутри отапливаемого помещения до минимально допустимой величины (с +18°C до +12°C) при полном отключении теплоснабжения для всего диапазона температур за отопительный период приведено в таблице 9.4.

Таблица 9.4. Время снижения температуры внутри отапливаемого
помещения до минимально допустимой величины (с +18°C
до +12°C) при полном отключении теплоснабжения для всего
диапазона температур за отопительный период

Температура наружного воздуха
Время снижения температуры воздуха внутри отапливаемого помещения до +12°C при полном отключении теплоснабжения, ч
-26...-28
5,9
-22...-25,9
6,5
-18...-21,9
7,3
-12...-17,9
8,9
-8...-11,9
10,5
-4...-7,9
12,7
0...-3,9
16,2
+4...-0,1
22,4
+8...+3,9
36,7

Как видно, при расчетной температуре наружного воздуха период восстановления теплоснабжения не должен превышать 6,5 часов;
в) перспективные показатели, определяемые приведенным объемом недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой энергии.
Расчет перспективного недоотпуска тепла в г. Смоленске из-за нарушений в подаче тепловой энергии за отопительный период приведен в таблице 9.5.

Таблица 9.5. Расчет перспективного недоотпуска тепла
в г. Смоленске из-за нарушений в подаче тепловой энергии
за отопительный период

Наименование теплоисточника/вывода тепломагистрали
Суммарная среднеотопительная нагрузка, Гкал/ч
Продолжительность отопительного периода, ч
Средневзвешенная вероятность отказа тепловой сети
Недоотпуск тепловой энергии в результате нарушений в подаче тепла, Гкал
ТЭЦ-2
265,8
5016
0,08
103414
Котельный цех ТЭЦ-2
66,4
5016
0,09
31104

г) перспективные показатели, определяемые средневзвешенной величиной отклонений температуры теплоносителя, соответствующих отклонениям параметров теплоносителя в результате нарушений в подаче тепловой энергии.
Расчет отклонения параметров теплоносителя в результате ограничения тепловой нагрузки выполняется в предположении, что ограничение подачи тепла осуществляется за счет снижения циркуляции теплоносителя в тепловых сетях при сохранении температуры прямой сетевой воды на уровне, соответствующем температурному графику.
Время восстановления трубопровода для наиболее трудозатратного трубопровода Ду 800 подземной прокладки составляет 25 ч (см. таблицу 9.2).
Коэффициент лимита тепла для трубопровода Ду 800 составляет 0,73.
Расчет средневзвешенной величины отклонений температуры теплоносителя, соответствующих отклонениям параметров теплоносителя в результате нарушений в подаче тепловой энергии, приведен в таблице 9.6.

Таблица 9.6. Расчет средневзвешенной величины отклонений
температуры теплоносителя, соответствующих отклонениям
параметров теплоносителя

Время z, ч
Температура внутри помещения через z часов, °C
Температура обратной сетевой воды, , °C
0
18
58,6
1
17,7
58,3
2
17,4
58,0
3
17,1
57,7
4
16,8
57,4
5
16,5
57,1
6
16,2
56,8
7
15,9
56,5
8
15,7
56,3
9
15,4
56,0
10
15,1
55,8
11
14,9
55,5
12
14,7
55,3
13
14,4
55,0
14
14,2
54,8
15
14,0
54,6
16
13,7
54,4
17
13,5
54,1
18
13,3
53,9
19
13,1
53,7
20
12,9
53,5
21
12,7
53,3
22
12,5
53,2
23
12,4
53,0
24
12,2
52,8
25
12,0
52,6
Средневзвешенная величина
14,7
55,3

Таким образом, средневзвешенная величина температуры обратной сетевой воды в результате нарушения подачи тепловой энергии составит 55,3°C, отклонение от расчетной величины составит 70 - 55,3 = 14,7°C.

Глава 10. ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО,
РЕКОНСТРУКЦИЮ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ

а) Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции и технического перевооружения источников тепловой энергии и тепловых сетей.
Предложения по величине необходимых инвестиций в новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепла и тепловых сетей приведены в таблице 10.1.
Объемы инвестиций в строительство и реконструкцию источников тепловой энергии и тепловых сетей определены по укрупненным показателям на основании объектов-аналогов и должны быть уточнены на последующих стадиях проектирования.
Стоимость мероприятий определена на основании оценок экспертов, прейскурантов поставщиков оборудования и открытых источников информации с учетом уровня цен на 2013 г. Стоимость мероприятий учитывает проектно-изыскательские работы.
Мероприятия, реализуемые для подключения новых потребителей, разработаны исходя из того, что теплоснабжающая организация обеспечивает требуемую для подключения мощность и обеспечивает прокладку сетей теплоснабжения до границ участка застройки. От границ участка застройки и непосредственно до объектов строительства прокладку необходимых коммуникаций осуществляет застройщик. Точка подключения находится на границе участка застройки, что отражается в договоре на подключение. Построенные застройщиком сети передаются в муниципальную собственность в установленном порядке по соглашению сторон.
Состав мероприятий на конкретном объекте детализируется после разработки проектной документации (при необходимости - после проведения энергетических обследований).

Таблица 10.1. Мероприятия по подключению новых потребителей
и повышению надежности теплоснабжения

Инвестиционные проекты (наименование, описание и ссылка на обоснование)
Объем инвестиций <*>, тыс. руб.
всего
в том числе по годам
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 - 2029 гг.
Повышение эффективности существующих централизованных теплоисточников
Реконструкция ТЭЦ-2 с ПГУ 130
4812750,0

962550,0
962550,0
962550,0
962550,0
962550,0


Реконструкция котельного цеха ТЭЦ-2 с установкой турбины Р-6-2,9
37900,0
7580,0
30320,0






Итого по реконструкции существующих теплоисточников
4850650,0
7580,0
992870,0
962550,0
962550,0
962550,0
962550,0
0,0
0,0
Повышение эффективности существующих котельных
Модернизация котельной № 25
13556,1
13556,1







Модернизация котельной № 30, детский сад № 6
6640,4
6640,4







Модернизация котельной № 31, Дом ребенка
10265,8


10265,8





Реконструкция котельной № 13 (Областная больница)
84217,4
84217,4







Реконструкция котельной № 36 "Ситники 4" по ул. Лавочкина, 54б
78655,2
78655,2







Всего по повышению эффективности существующих котельных
193334,9
183069,1
0,0
10265,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Строительство новых теплоисточников
Строительство Западной ТЭЦ установленной тепловой мощностью 175 Гкал/ч, электрической - 65 МВт
3700000,0

250000,0
1000000,0
1250000,0
1200000,0



Строительство новых котельных
211879,8




4336,2


207543,6
Итого по новым теплоисточникам
3911879,8
0,0
250000,0
1000000,0
1250000,0
1204336,2
0,0
0,0
207543,6
Всего по теплоисточникам
8955864,7
190649,1
1242870,0
1972815,8
2212550,0
2166886,2
962550,0
0,0
207543,6
Обеспечение надежности теплоснабжения
Модернизация тепловой изоляции надземных трубопроводов, 1150 п. м
8429,2




8429,2



Перекладка водяной тепловой сети № 2 от камеры 3к2 3к1с, 200 п. м
17460,2
17460,2







Перекладка тепловых сетей в зоне действия ЦТП 113, 377 п. м
10313,6
10313,6







Перекладка участка водяной тепловой сети № 1 от камеры 3к1а 3к1с, 200 п. м
13267,7
13267,7







Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к13а до 3.ЮкН, 130 п. м
11964,8
11964,8







Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3.10к5адо ЗЛОкба, 245 п. м
21536,6
21536,6







Реконструкция тепловой сети к ЦТП 115 и ЦТП 40 от тепловой камеры 3К 2, 890 п. м
13423,7
13423,7







Реконструкция тепловой сети к ЦТП 44 и ЦТП 45а от тепловой камеры 3.3К 7, 770 п. м
11579,1
11579,1







Реконструкция тепловой сети от 2К25 до здания областной Администрации в городе Смоленске, 230 п. м
3415,3
3415,3







Реконструкция тепловой сети от котельной по улице Нахимова, 5 до существующих жилых домов, 290 п. м
4436,7
4436,7







Реконструкция тепловой сети от ТК 1 до существующего жилого дома № 23 по улице Автозаводской, 630 п. м
9534,0
9534,0







Реконструкция тепловой сети от ЦТП по улице Багратиона, 9 до существующих жилых домов, 720 п. м
10878,0
10878,0







Реконструкция участка ввода тепловой сети на ЦТП 32 от тепловой камеры ТК 4, 1350 п. м
20382,8
20382,8







Реконструкция участка тепловой сети к ЦТП 10 от тепловой камеры ТК 1, 70 п. м
1116,4
1116,4







Реконструкция участка тепловой сети к ЦТП 233 и ЦТП 205 от надземной теплосети, 760 п. м
11466,0
11466,0







Реконструкция участка тепловой сети от 1к25 до ЦТП 192 к существующим жилым домам по ул. Кутузова, Губенко, 1-му Мичуринскому пер., 1170 п. м
17620,6
17620,6







Реконструкция участка тепловой сети от тепловой камеры 3к14 с применением труб ППУ изоляции и внутриквартальной сети от ЦТП 209, 790 п. м
11881,8
11881,8







Реконструкция участка тепловой сети от ЦТП 37 к существующим жилым домам, 250 п. м
3792,3
3792,3







Реконструкция участка тепловой сети от ЦТП 49 до существующих жилых домов, 170 п. м
2608,3
2608,3







Реконструкция участка тепловой сети от ЦТП 5 до жилых домов № 11а, 15в, 15г по улице Ломоносова, 170 п. м
2550,3
2550,3







Всего по строительству сетей для повышения надежности
207657,4
199228,2
0,0
0,0
0,0
8429,2
0,0
0,0
0,0
Строительство тепловых сетей для переключения котельных на ТЭЦ-2
Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к1 до котельной № 2, 700 п. м
4187,7


4187,7





Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.14к2 до котельной № 4, 150 п. м
7777,1


7777,1





Строительство участка тепловой сети от тепловой камеры 3.15к3 до котельной № 15, 425 п. м
4187,7


4187,7





Строительство тепловых сетей для переключения котельных на ТЭЦ-2, 1275 п. м
16152,5
0,0
0,0
16152,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Реконструкция существующих тепловых сетей и строительство новых для подключения новых потребителей
Перекладка 4 подземных участков водяной тепловой сети, находящихся в подтопляемых зонах, 2000 п. м
101360,6



50680,3
50680,3



Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к1с до 3.8к103 с увеличением диаметра с 300 до 400 мм, 500 п. м
6343,7


6343,7





Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к10а до 3к11 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм, 140 п. м
1937,1


1937,1





Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к11 до 3к13 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм, 370 п. м
10001,3
10001,3







Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к13 до 3к14 с увеличением диаметра с 700 до 800 мм, 250 п. м
8709,1


8709,1





Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к16 до 3к17 (Ду 700 мм канальной прокладки) по пр. М. Конева в г. Смоленске на ППУ (Ду 800 мм), 179,5 п. м
19981,1



19981,1




Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к1с до 3.8к103 с увеличением диаметра с 300 до 400 мм, 500 п. м
22491,3



22491,3




Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к29 до 3к29а, 179 п. м
26322,5




26322,5



Строительство магистральных сетей теплоснабжения в районе Кловка, 1400 п. м
83578,6





41789,3
41789,3

Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районах Рябиновая поляна, Рябиновая поляна-2, 7800 п. м
465652,2
155217,4
155217,4
155217,4





Строительство магистральных сетей теплоснабжения от вновь строящейся Западной ТЭЦ в юго-западной части города Смоленска до участков нового строительства в районах Чернушки - Ясенное, Миловидово - Загорье, 5700 п. м
340284,3
170142,2
170142,1






Перекладка участка водяной тепловой сети от камеры 3к8 до 3кЮа (Ду 700 мм канальной прокладки) по ул. 25 Сентября в г. Смоленске на ГШУ (Ду 800 мм), 280 п. м
42151,8


42151,8





Всего по реконструкции существующих тепловых сетей и строительству новых, 19298,5 п. м
1128813,6
335360,9
325359,5
214359,1
93152,7
77002,8
41789,3
41789,3
0,0
Всего по тепловым сетям
1352623,5
534589,1
325359,5
230511,6
93152,7
85432,0
41789,3
41789,3
0,0
Итого
10308488,2
725238,2
1568229,5
2203327,4
2305702,7
2252318,2
1004339,3
41789,3
207543,6

--------------------------------
<*> Объемы инвестиций и их ежегодное распределение носят прогнозный характер и подлежат уточнению на последующих стадиях проектирования.

б) предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые потребности.
Финансовые потребности для реализации мероприятий по развитию системы теплоснабжения города Смоленска рассчитаны на основании смет, оценок экспертов, прейскурантов поставщиков оборудования и открытых источников информации с учетом уровня цен на 2013 г. Стоимость мероприятий учитывает проектно-изыскательские работы.
Реализация разработанных мероприятий направлена как на повышение качества и надежности теплоснабжения потребителей, так и на снижение расходов на тепловую энергию, что позволяет говорить о снижении эксплуатационных затрат за счет экономии топлива, энергии, трудовых ресурсов.
Средства, полученные организациями коммунального комплекса в результате применения платы за подключение, имеют целевой характер и направляются на финансирование инвестиционных программ в части проведения работ по модернизации и новому строительству коммунальной инфраструктуры г. Смоленска, связанному с подключением объектов капитального строительства, или на возврат ранее привлеченных средств, направленных на указанные мероприятия.
Реализация инвестиционных программ может осуществляться с применением различных механизмов финансирования мероприятий:
- для мероприятий со сроком окупаемости, не превышающим срок действия Программы, - финансирование таких мероприятий должно компенсироваться за счет экономии, полученной в результате реализации мероприятия. При этом расходы, которые снижаются от реализации мероприятия, при установлении тарифов с учетом инвестиционных составляющих (надбавок к тарифам) учитываются в размере, характерном до момента реализации мероприятия;
- для мероприятий со сроком окупаемости, превышающим срок реализации Программы, - финансирование таких мероприятий осуществляется посредством включения необходимых расходов в финансовые потребности на реализацию инвестиционной программы;
- при неравномерном распределении финансовых потребностей на реализацию инвестиционных проектов в течение периода действия инвестиционной программы с динамикой изменения более 20% от средней доли расходов, приходящихся на один год, - финансирование мероприятий может осуществляться с привлечением бюджетных средств в части оплаты отдельных инвестиционных проектов, реализуемых в период с большими финансовыми потребностями, или в части оплаты процентов по привлеченным кредитам в целях сглаживания инвестиционных потребностей;
- для мероприятий по подключению новых потребителей к системам коммунальной инфраструктуры - финансирование таких мероприятий осуществляется за счет тарифа (платы) за подключение (технологическое присоединение), вносимого застройщиками до начала проведения мероприятий по подключению.
Бюджетное финансирование мероприятий инвестиционных программ обеспечивается за счет средств бюджета города Смоленска, Смоленской области и Российской Федерации. Бюджетное финансирование обеспечивается участием в реализации мероприятий соответствующих областных и федеральных программ;
в) расчеты эффективности инвестиций.
В данном разделе приведены результаты выполненной оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов на реализацию схемы теплоснабжения г. Смоленска.
Так как строительство новой Западной ТЭЦ и пяти отопительных котельных требуется однозначно ввиду их удаленности от зоны централизованного теплоснабжения, эти теплоисточники исключены из расчета.
Расчет эффективности инвестиций осуществляется в зоне централизованного теплоснабжения, сложившейся на базе ТЭЦ-2 и ее котельного цеха с суммарной тепловой нагрузкой на 2029 год 805,4 Гкал/ч.
Оценка эффективности схемы теплоснабжения рассматривается с учетом действующих на территории РФ нормативно-правовых актов и методических рекомендаций <1>, <2>. В соответствии с методическими положениями по проведению обоснования эффективности реализации инвестиционных проектов основным критерием для принятия решения о финансировании является получение прибыли инвестора.
--------------------------------
<1> Постановление Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
<2> Методические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике, утв. Приказом ОАО "РАО "ЕЭС России" от 31.03.2008 № 155.

Для оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов в соответствии с вышеупомянутыми рекомендациями рассчитываются показатели функционирования рассматриваемого объекта без существенной реконструкции (без проекта, в данном случае без реконструкции ТЭЦ-2 и ее котельного цеха) и с ее учетом (вариант по проекту). Эффективность определяется по изменению показателей. По базовому варианту (без проекта) предусматриваются работы, обеспечивающие нормальную, безаварийную работу системы теплоснабжения города. В данном случае по базовому варианту предусматривается установка одного водогрейного котла КВГМ-100 на ТЭЦ-2 для прохождения аварийного режима при ее перспективных тепловых нагрузках с капиталовложениями в размере 594 млн. руб.
Поскольку инвестиции представляют собой долгосрочное вложение финансовых ресурсов с целью создания и получения прибыли в будущем, для оценки инвестиций необходимо все требуемые вложения и отдачу по проектам оценить с учетом временной ценности денег. Т.е. с учетом того обстоятельства, что сумма денег, находящаяся в распоряжении в настоящее время, обладает большей ценностью, чем такая же сумма в будущем. Поэтому при оценке эффективности вариантов целесообразно использовать концепцию дисконтирования потока реальных денег.
Критериями эффективности вариантов являются минимум приведенных затрат <3> и максимум чистого дисконтированного дохода от реализации продукции.
--------------------------------
<3> "Expansion Planning for Electrical Generating Systems. AGuidebook", IAEA, 1984.

Приведенные затраты отражают экономическую эффективность вариантов теплоснабжения потребителей и служат для выбора оптимального направления развития энергетических систем. Для расчета приведенных затрат предлагается использовать следующую формулу:



где - приведенные затраты на производство продукции за расчетный период по варианту i;
T - длительность расчетного периода (лет);
- капиталовложения по варианту i в год t;
- суммарные годовые издержки на производство продукции (руб./год) по варианту i в год t;
- ставка дисконтирования.
Данный критерий служит для определения оптимального с экономической точки зрения направления развития энергосистем, однако не позволяет оценить возможность их практической реализации в реальных условиях. С целью оценки возможности практической реализации используются критерии, основанные на сравнении расходной и доходной части проектов, которые в настоящее время рекомендованы для применения действующими нормативными документами.
Основными показателями эффективности использования инвестиционных ресурсов являются: чистый дисконтированный доход (NPV), внутренняя норма рентабельности (IRR) и срок окупаемости проекта. Критериями принятия решения являются:
- NPV > 0;
- IRR > ставки дисконтирования;
- дисконтированный срок окупаемости < срока службы основного оборудования.
При сравнении вариантов - максимум NPV и IRR, минимум дисконтированного срока окупаемости.
Чистый дисконтированный доход (NPV) характеризует интегральный эффект от реализации проекта и определяется как величина, полученная дисконтированием разницы между всеми годовыми оттоками и притоками реальных денег, накапливаемых в течение горизонта расчета проекта:



где и - суммарные доход и затраты по варианту i в год t;
p - ставка дисконтирования;
- ликвидационная стоимость на конец расчетного периода;
T - длительность расчетного периода.
Внутренняя норма рентабельности (IRR) - это ставка дисконтирования, при которой дисконтированная стоимость притоков реальных денег равна дисконтированной стоимости оттоков. Другими словами, это ставка дисконтирования, при которой NPV = 0, т.е. норма прибыли на располагаемые инвестиционные ресурсы. Расчетная формула имеет вид - найти p такое, чтобы



Внутренняя норма рентабельности является удельной характеристикой эффективности вложения средств в конкретный проект.
Срок окупаемости служит для определения степени рисков реализации проекта и ликвидности инвестиций. Различают простой срок окупаемости и дисконтированный. Простой срок окупаемости проекта - это период времени, по окончании которого чистый объем поступлений (доходов) перекрывает объем инвестиций (расходов) в проект и соответствует периоду, при котором накопительное значение чистого потока наличности изменяется с отрицательного на положительное. Расчет дисконтированного срока окупаемости проекта осуществляется по накопительному дисконтированному чистому потоку наличности. Дисконтированный срок окупаемости в отличие от простого учитывает стоимость капитала и показывает реальный период окупаемости.
Расчеты выполнены по состоянию на 01.01.2013 в текущих ценах (т.е. с учетом инфляции) в соответствии с действующим на территории РФ на указанную дату налоговым и хозяйственным законодательством. Кроме того, выполнены расчеты в прогнозных (дефлированных) ценах, сравнение результатов дало почти полное совпадение показателей эффективности использования инвестиционных ресурсов. Следует отметить, что использование расчетных цен делает расчеты более информативными и их легче анализировать.
Годовые индексы роста потребительских цен и цепной индекс роста к ценам 2011 года приведены на рисунке 10.1.
Задача определения показателей экономической и финансово-экономической эффективности реализации проекта решалась в динамической постановке с учетом прогнозируемого роста стоимости топлива и, соответственно, тепла и электроэнергии <4>. Прогнозы роста стоимости топлива и электроэнергии приведены на рисунках 10.2 - 10.5.
--------------------------------
<4> "Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 г.", Министерство энергетики РФ, Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике, Москва, 2011.

Сценарные условия развития электроэнергетики Российской Федерации на период до 2030 года (далее - Сценарные условия) разработаны ЗАО "Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике" по поручению Минэнерго России. Целевые ориентиры и приоритеты развития электроэнергетики, представленные в Сценарных условиях, соответствуют базовому варианту Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на период до 2030 года. Сценарные условия предназначены для формирования энергетическими компаниями уточненных предложений по развитию энергетических объектов в период до 2020 года с оценкой перспективы до 2030 года на основе единого для всех энергокомпаний сценария развития электроэнергетики, в том числе, для оценки эффективности инвестпроектов.
При проведении расчетов по оценке вариантов развития системы теплоснабжения г. Смоленска использовалась ставка дисконтирования на уровне 11% в год. Данная ставка использовалась при разработке упомянутых сценарных условий.



Рисунок 10.1. Годовые индексы роста потребительских цен



Рисунок 10.2. Индекс текущих цен на природный газ



Рисунок 10.3. Индекс текущих цен на новую
электрическую мощность



Рисунок 10.4. Индекс текущих цен на электроэнергию
для потребителей



Рисунок 10.5. Индекс текущих цен на тепловую энергию

Расчет себестоимости продукции, отпускаемой от энергоисточников, выполнен с использованием действующих нормативных и методических материалов <5>, <6>, <7>. В составе затрат на производство и реализацию продукции (услуг), включаемых в себестоимость, учитываются:
--------------------------------
<5> Методика расчета проектной себестоимости электрической и тепловой энергии на вновь строящихся, расширяемых и реконструируемых тепловых электростанциях, Москва, ГПИО, Энергопроект.
<6> Состав себестоимости для целей налогообложения определяется в соответствии с главой 25 второй части Налогового кодекса Российской Федерации.
<7> Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утв. Приказом ФСТ РФ от 6 августа 2004 года № 20-э/2.

- материальные затраты (затраты на топливо, покупка электроэнергии и тепла, смазочные материалы и др. расходы);
- затраты на оплату труда;
- отчисления на социальные нужды;
- амортизация основных производственных фондов;
- прочие расходы (в том числе затраты на ремонты и обслуживание <8>, налоги <9> и др.).
--------------------------------
<8> Нормативы затрат на ремонт в процентах от балансовой стоимости конкретных видов основных средств электростанций РАО "ЕЭС России" СО 34.20.611-2003.
<9> В соответствии с действующим законодательством.

Затраты на амортизацию принимались на основе <10>, <11> по группам вводимых основных производственных фондов.
--------------------------------
<10> "О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы", утв. Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 № 1 с последующими изменениями.
<11> Налоговый кодекс РФ, кл. 2.

Исходные данные получены из других разделов рассматриваемой работы и приведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2. Исходные данные

Показатель
Размерность
Вариант без проекта
Вариант с проектом
Годовой отпуск тепла (с учетом тепловых потерь)
тыс. Гкал
2592,3
2592,3
Годовая выработка электроэнергии
млн. кВт.ч
1190,73
1905,18
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды
млн. кВт.ч
0,00
132,35
Годовой отпуск электроэнергии
млн. кВт.ч
1072,03
1772,83
Годовой расход условного топлива
тыс. т у.т.
636,30
737,84
Капиталовложения
млн. руб.
594,0
4850,7
Средняя заработная плата (по состоянию на 01.01.2013)
руб./чел. мес.
44256
Цена природного газа (по состоянию на 01.01.2013)
руб./т у.т.
1873
Цена мазута (по состоянию на 01.01.13 г.)
руб./т у.т.
288
Тариф на электроэнергию (по состоянию на 01.01.2013)
руб./т у.т.
0,61
Тариф на теплоэнергию (по состоянию на 01.01.2013)
тыс. руб./т у.т.
1,88
Коэффициент дисконтирования
отн. ед.
0,11
Налоговое окружение
по состоянию на 01.01.13 г.

Оценка эффективности использования инвестиционных ресурсов на реализацию рассматриваемых вариантов решается в два этапа. На первом этапе определяется целесообразность вариантов теплоснабжения с экономической точки зрения. Критерием принятия решения служит минимум затрат на производство электроэнергии и тепла. Данный критерий ранее был основным при оптимизации структуры энергосистем, в том числе и систем теплоснабжения, но в настоящее время имеет широкое применение различные его модификации. Использование данного критерия дает достаточно обоснованную информацию для выбора наиболее экономичного варианта, но не учитывает влияние субъективных факторов, влияющих на реализуемость вариантов.
Для сравнения вариантов необходимо выравнять их по полезному отпуску продукции. Варианты выравнены по полезному отпуску тепловой энергии, но значительно различаются по отпуску электрической энергии. В условиях рассматриваемого региона выравнивание целесообразно проводить за счет дополнительной загрузки существующих и вводимых установок, что потребует дополнительного сжигания топлива. В качестве замещающей ГРЭС рассматривалась электростанция с удельным расходом топлива на отпуск электроэнергии 325,0 г у.т./кВт.ч. Результаты расчета приведенных затрат по рассматриваемым вариантам приведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3. Расчет приведенных затрат

Показатели
Размерность
Вариант без проекта
Вариант с проектом
Годовой отпуск тепла, всего
тыс. Гкал
2592,3
В т.ч. по рассматриваемому проекту
2592,3
2592,3
По замещающей КЭС
0,0
0,0
Годовой отпуск электроэнергии, всего
млн. кВт.ч
1772,8
В т.ч. по рассматриваемому проекту
1072,0
1772,8
По замещающей КЭС
700,8
0,0
Годовой расход топлива, всего
тыс. т у.т.
835,0
737,8
В т.ч. по рассматриваемому проекту
636,3
737,8
По замещающей КЭС
198,7
0,0
Капиталовложения, всего
млн. руб.
721,4
4850,7
В т.ч. по рассматриваемому проекту
594,0
4850,7
По замещающей КЭС
127,4
0,0
Приведенные затраты
млн. руб.
32433,10
34029,55

Результаты расчета приведенных затрат (таблица 10.3) показали, что наиболее эффективным направлением развития системы теплоснабжения города является реализация варианта без проекта, приведенные затраты по которому минимальны.
На втором этапе проводился анализ реализуемости проекта с учетом влияния внешней среды, инструментом которого является финансово-экономический анализ.
Для оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов в соответствии с вышеупомянутыми рекомендациями вариант с проектом сравнивается с вариантом без проекта. Эффективность определяется по изменению показателей. В работе принято, что объем реализации тепловой энергии по всем рассматриваемым вариантам остается одинаковым.
Результаты расчета показателей финансовой эффективности рассматриваемых вариантов приведены в таблице 10.4 и на рисунке 10.6.



Рисунок 10.6. Изменение чистого дисконтированного дохода
по варианту с установкой ПГУ на ТЭЦ-2 (вариант с проектом)
против варианта работы ТЭЦ-2 с существующим составом
оборудования (вариант без проекта)

Таблица 10.4. Технико-экономические показатели

Показатель
Размерность
Вариант без проекта
Вариант с проектом
Годовой расход условного топлива
тыс. т у.т.
636,3
737,8
Годовой отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
2592,3
2592,3
млн. руб.
5455,2
5455,2
Годовая выработка электроэнергии
млн. кВт.ч
1190,7
1905,2
Годовой отпуск электроэнергии
млн. кВт.ч
1072,0
1772,8
млн. руб.
163,1
493,3
Суммарная годовая выручка
млн. руб.
5618,3
5948,5
Капиталовложения
млн. руб.
594,0
4850,7
млн. евро
0,1
1,2
Себестоимость электроэнергии
руб./кВт.ч
1,35
1,25
В т.ч. топливная составляющая
руб./кВт.ч
1,29
1,17
Себестоимость теплоэнергии
руб./Гкал
1232,3
1261,8
В т.ч. топливная составляющая
руб./Гкал
1174,3
1178,8
Годовые затраты на отпуск продукции
млн. руб.
4644,7
5493,4
Годовая балансовая прибыль
млн. руб.
973,6
455,1
Годовая чистая прибыль
млн. руб.
767,0
345,0
Показатель эффективности проекта
Дополнительный чистый дисконтированный доход по состоянию на 2029 г.
млн. руб.
9043,3
5893,7

Выводы: результаты расчетов показали, что при запланированном в Схеме уровне тепловых нагрузок на 2029 год установка дополнительной электрогенерирующей мощности на ТЭЦ-2 нецелесообразна ни с точки зрения минимизации приведенных затрат, ни с точки зрения получения дополнительной прибыли инвестором.
Замена Т-100 на ПГУ при запланированном уровне нагрузок может быть обоснована требованиями надежности и для обновления основных фондов ТЭЦ-2, которые уже выработали свой ресурс;
г) расчеты ценовых последствий для потребителей при реализации программ строительства, реконструкции и технического перевооружения систем теплоснабжения.

Основная доля инвестиционных проектов по развитию системы теплоснабжения направлена на присоединение новых потребителей. Финансирование данных проектов осуществляется за счет платы за подключение.
Прогнозирование изменения тарифа на тепловую энергию в г. Смоленске с учетом результатов и расходов на реализацию мероприятий, рекомендованных Схемой, представлено в таблице 10.3.
В целях сопоставимости расчетных значений тарифов на весь период прогнозирования 2013 - 2029 гг. при определении необходимой валовой выручки учитывались цены 2013 г.

Таблица 10.5. Прогнозирование изменения тарифа на тепловую
энергию в г. Смоленске с учетом результатов и расходов
на реализацию мероприятий, рекомендованных Схемой


Наименование
Тариф до реализации Схемы
Тариф после реализации Схемы
1
Покупка тепловой энергии, Гкал
1644616
2055216
1.1
Выработка тепловой энергии, Гкал
417120
519213
2
Поступление в сеть ЭСО, Гкал
408190
508097
3
Нормативные потери, Гкал
233715
208214
4
Полезный отпуск, Гкал
1819091
2355100
5
Топливо, руб.
238112982
383727258
6
Вода на технол. цели, руб.
5052533
8142331
7
Электроэнергия, руб.
105103304
169347692
8
ФОТ основных рабочих, руб.
148486078
148486078
9
Страховые взносы, руб.
50782239
50782239
10
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, руб.
134582279
190622079

В том числе:



амортизация, руб.
27999941
84039741

ремонтный фонд, руб.
93724617
93724617

др. расходы на содер. оборуд., руб.
12857721
12857721
11
Оплата ОАО "Облгаз" за обслуживание, руб.
1702286
1702286
12
Цеховые расходы, руб.
174979530
174979530

В том числе:



ФОТ цехового персонала, руб.
96542880
96542880

численность, чел.
472
472

сред. зар. плата в месяц, руб.
17045
17045

страховые взносы, руб.
33017665
33017665

прочие, руб.
27653768
27653768
13
Общехозяйственные расходы, руб.
86000210
86000210

В том числе:



ФОТ общехозяйст. персонала, руб.
33204780
33204780

численность, чел.
133
133

сред. зар. плата в месяц, руб.
20805
20805

страховые взносы, руб.
11356035
11356035

прочие, руб.
21371685
21371685

расходы на страхование, руб.
415124
415124

налог на имущество, руб.
10921209
10921209
14
Платежи за ПДВ, руб.
63237
101909
15
Налог на землю, руб.
1696480
1696480
16
Оплата первых двух дней по листу нетрудоспособности, руб.
777772
777772
17
Проценты за пользование кредитом, руб.
32869116
32869116
18
Недополученный по независящим причинам доход (банкроты), руб.
0
0
19
Прочие расходы, руб.
0
0
20
Итого производственные расходы, руб.
980208047
1249234981
21
Прибыль, руб.
18794858
35536250
22
Рентабельность, %
1,9%
2,8%
23
Стоимость покупки тепловой энергии, руб.
1511262239
1888569048
24
Необходимая валовая выручка, руб.
2510265144
3173340278
25
Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал (без НДС)
1379,96
1347,43

Инвестиционная составляющая (руб./Гкал) - всего
-
23,04

В том числе амортизация основных средств, руб./Гкал
-
18,73

Тариф на тепловую энергию с учетом инвестиционной составляющей, руб./Гкал (без НДС)
1379,96
1351,74

Таким образом, к концу 2029 г. прогнозируется снижение тарифа на тепловую энергию для теплоснабжающей организации. Снижение тарифа обусловлено получаемыми эффектами в виде снижения расходов на тепловую и электрическую энергию.

Глава 11. ОБОСНОВАНИЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЕДИНОЙ
ТЕПЛОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ

В соответствии со статьей 2, п. 28 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении":
"Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее - единая теплоснабжающая организация) - теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения, или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.".
Порядок определения единой теплоснабжающей организации:
- статус единой теплоснабжающей организации присваивается органом местного самоуправления или федеральным органом исполнительной власти при утверждении схемы теплоснабжения поселения, городского округа, а в случае смены единой теплоснабжающей организации - при актуализации схемы теплоснабжения;
- в проекте схемы теплоснабжения должны быть определены границы зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций). Границы зоны деятельности единой теплоснабжающей организации определяются границами системы теплоснабжения, в отношении которой присваивается соответствующий статус.
Критерии определения единой теплоснабжающей организации:
1) владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей установленной тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
2) размер собственного капитала;
3) способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием у организации технической возможности и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами, что обосновывается в схеме теплоснабжения.
В системе теплоснабжения г. Смоленска установлены две зоны действия теплоснабжающих организаций, которые в настоящее время обслуживаются следующими теплоснабжающими организациями:
1) ОАО "Квадра";
2) МУП "Смоленсктеплосеть".
Установленная тепловая мощность теплоисточников, а также емкость тепловых сетей в зонах действия теплоснабжающих организаций приведены в таблице 11.1.

Таблица 11.1. Установленная тепловая мощность
теплоисточников, а также емкость тепловых сетей
в зонах действия теплоснабжающих организаций

Теплоснабжающая организация
Количество теплоисточников
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Емкость тепловых сетей, м3
Филиал ОАО "Квадра" - "Западная генерация"
2
965,3
35568
МУП "Смоленсктеплосеть"
63
331,8
6713 (от сетей ОАО "Квадра"), 1834 (от котельных МУП "Смоленсктеплосеть")

В настоящее время филиал ОАО "Квадра" - "Западная генерация" осуществляет подачу тепловой энергии от Смоленской ТЭЦ-2 и котельного цеха Смоленской ТЭЦ-2 в зону теплоснабжения, которая составляет более 90% всей системы теплоснабжения города Смоленска. Транспорт тепловой энергии от вышеуказанных источников тепла осуществляется по технологически связанным магистральным тепловым сетям филиала ОАО "Квадра" - "Западная генерация" (переданы в аренду ООО "Смоленская ТСК" - 100% ДЗО ОАО "Квадра") и далее по квартальным тепловым сетям МУП "Смоленсктеплосеть" до конечных потребителей.
МУП "Смоленсктеплосеть" осуществляет подачу тепловой энергии от 63 котельных, находящихся в его хозяйственном ведении, и 12 котельных, находящихся в собственности различных юридических лиц, в зоны теплоснабжения, которые суммарно составляют менее 10% всей системы теплоснабжения города Смоленска. Транспорт тепловой энергии от вышеуказанных источников тепла осуществляется по квартальным тепловым сетям МУП "Смоленсктеплосеть" до конечных потребителей.
В соответствии с первым критерием выбора единой теплоснабжающей организации, так как в ведении филиала ОАО "Квадра" - "Западная генерация" находятся наиболее крупные теплоисточники города и тепловые сети, филиал ОАО "Квадра" - "Западная генерация" должен быть определен единой теплоснабжающей организацией в г. Смоленске.
После внесения проекта схемы теплоснабжения на рассмотрение теплоснабжающие и/или теплосетевые организации должны обратиться с заявкой на признание в качестве ЕТО в одной или нескольких из определенных зон деятельности.
Решение об установлении организации в качестве ЕТО в той или иной зоне деятельности в соответствии с ч. 6 ст. 6 Федерального закона № 190-ФЗ "О теплоснабжении" принимает орган местного самоуправления городского округа.
Единая теплоснабжающая организация обязана:
- заключать и надлежаще исполнять договоры теплоснабжения со всеми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии в своей зоне деятельности;
- осуществлять мониторинг реализации схемы теплоснабжения и подавать в орган, утвердивший схему теплоснабжения, отчеты о реализации, включая предложения по актуализации схемы;
- надлежащим образом исполнять обязательства перед иными теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;
- осуществлять контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей деятельности.
Границы зоны деятельности ЕТО в соответствии с п. 19 Правил организации теплоснабжения могут быть изменены в следующих случаях:
- подключения к системе теплоснабжения новых теплопотребляющих установок, источников тепловой энергии или тепловых сетей или их отключения от системы теплоснабжения;
- технологического объединения или разделения систем теплоснабжения. Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.





Приложение А

ИНФОРМАЦИЯ
ОБ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ

Перечень котельных МУП "Смоленсктеплосеть"

№ котельной
Название
Адрес
1
Н.-Неман, 1
Н.-Неман, 6
2
Дорогобужская
А. Петрова, 9
4
А. Петрова
А. Петрова, 4
5
Нахимова, 5
Нахимова, 5
6
Краснофлотская, 1
2-й Краснофлотский пер., 38
7
Вяземская
2-я Вяземская, 5
8
Парковая
Парковая, 20
9
Багратиона, 9
Багратиона, 9
10
Баня № 4
2-й Краснинский пер.
11
Роддом
Кирова, 47, на консервации
12
Вишенки
пос. Вишенки
13
Областная больница
пр. Гагарина, 27
14
Гедеоновка
пос. Гедеоновка
15
Кловка 1
Кловская, 44
16
Кловка 2
Кловская, 19
18
Гарабурды
Гарабурды, 11
19
Ситники 1
Еременко, 22
20
Ситники 2
Еременко, 38
21
Ситники 3
Еременко, 8
22
Душевые, Лавочкина
Лавочкина
23
Лукина, СШ-19
Лукина, 1
24
Гастелло, СШ-10
Гастелло, 8
25
Баня № 5
3-я Северная
26
1-я Гор. больница, Фрунзе
Фрунзе, 40
27
Санаторно-лесная школа
Красный Бор
28
Школа-интернат
Нижняя Дубровенка, 4
29
Школа эстетического воспитания
Красный Бор
30
Детсад № 6
Красный Бор
31
Дом ребенка
Красный Бор
32
ЖБИ
Соболева, 116
33
СШ-18, Гнездово 1
Рабочая, 4
34
Краснофлотская, 2
2-й Краснофлотский пер., 26б
35
Лавочкина, 39
Лавочкина, 39
36
Ситники 4
Лавочкина, 54б
37
Торфопредприятие
Торфопредприятие, 44, Кр. Бор
38
Краснофлотская, 3
Мало-Краснофлотская, 3
39
Строгань
Строгань, 5
40
Миловидово
пос. Миловидово, 24/2
41
Краснофлотская, 4
4-й Краснофлотский пер., 4а
42
Лавочкина, 47/1
Лавочкина, 47/1
43
Ракитная
Энергетиков, 1
44
Радищева
Радищева, 14а
45
Николаева, 21б
Николаева, 21б
46
АО Гнездово
пос. Гнездово
47
Николаева, 27а
Николаева, 27а
50
Смолмебель
Соболева, 113
51
АТП-5
Лавочкина, 55
52
СШ-13
Революционная, 8
53
Н.-Неман, 2
Н.-Неман, 1
54
З. Космодемьянской
З. Космодемьянской, 3
55
Краснинское ш.
Краснинское шоссе, 3
56
Коминтерна
г. Коминтерна
57
Крышная
пер. Юннатов, 5
58
Пристроенная
Черняховского, 14а
59
Крышная, 1, 2 подъезды
Гагарина, 26
60
Крышная, 3, 4, 5 подъезды
Гагарина, 26
61
Крышная, 6, 7 подъезды
Гагарина, 26
62
Крышная
Гагарина, 74
63
Крышная
Гагарина, 76
64
Пристроенная
Дохтурова, 29
65
Крышная
Николаева, 27в
66
ОАО "Стекло"
Колхозная, 48
67
Нахимова, 18
Нахимова, 18
68
Кловская, 27
Кловская, 27





Приложение Б

СХЕМА
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ СМОЛЕНСКОЙ ТЭЦ-2 И ЕЕ КОТЕЛЬНОГО ЦЕХА





Приложение В

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИЕ ГРАФИКИ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ТЕПЛОИСТОЧНИКОВ

Таблица В.1. Результаты расчета пути ТЭЦ-2 - ЦТП-45

Наименование узла
Геодезическая высота, м
Полный напор в обратном трубопроводе, м
Располагаемый напор, м
Длина участка, м
Диаметр участка, м
Потери напора в подающем трубопроводе, м
Потери напора в обратном трубопроводе, м
Скорость движения воды в под. тр-де, м/с
Скорость движения воды в обр. тр-де, м/с
Удельные линейные потери в ПС, мм/м
Удельные линейные потери в ОС, мм/м
Расход в подающем трубопроводе, т/ч
Расход в обратном трубопроводе, т/ч
тэц-2
197
247
94,999
25
0,8
0,072
0,074
1,486
-1,511
2,86
2,957
2609,4587
-2653,223
3.но26-01
188,4
247,074
94,853
5
0,8
0,014
0,015
1,486
-1,511
2,858
2,955
2608,5593
-2652,326
3.но26-01
188,4
247,089
94,824
131
0,8
0,45
0,39
1,629
-1,517
3,436
2,98
2860,5848
-2663,663
3.но25-01
188,6
247,479
93,984
75
0,8
0,258
0,224
1,629
-1,517
3,436
2,98
2860,5848
-2663,663
3но24-01
184
247,703
93,503
93
0,08
0,924
0
0,646
0
9,94
0
10,8338
0
3.1но24
184,2
247,703
92,578
56
0,7
0,053

0,786

0,948
0
1055,2861

3.1но24а
184,95

0
240,5
0,7
0,228

0,786

0,948
0
1055,2861

3.1но6
186,9
259,15
80,85
476
0,5
2,646
4,872
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но11
199,25
264,022
73,331
100
0,5
0,556
1,024
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но12
206,25
265,045
71,752
124,1
0,5
0,69
1,27
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но13
208,58
266,316
69,792
67,4
0,5
0,375
0,69
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но14
205,25
267,006
68,727
54
0,5
0,3
0,553
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но15
213,5
267,558
67,874
63
0,5
0,35
0,645
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но16
221,25
268,203
66,879
52
0,5
0,289
0,532
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но17
225
268,735
66,058
98
0,5
0,545
1,003
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но18
229,5
269,738
64,51
65
0,5
0,361
0,665
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но19
231,15
270,404
63,483
59
0,5
0,328
0,604
1,544
-2,095
5,56
10,235
1055,2861
-1432,648
3.13но20
228
271,008
62,551
120
0,5
0,667
1,228
1,543
-2,095
5,558
10,233
1055,1136
-1432,476
3.13но21
237
272,235
60,656
124
0,5
0,689
1,269
1,543
-2,095
5,558
10,233
1055,1136
-1432,476
3.13к1
242,2
273,504
58,698
4,38
0,5
0,017
0,097
0,375
-0,882
0,332
1,819
256,1218
-602,6842
3.18к1
242,2
273,601
58,584
24,9
0,5
0,012
0,068
0,375
-0,882
0,332
1,819
256,1218
-602,6842
3.18к2
240,8
273,67
58,503
166,7
0,5
0,077
0,422
0,374
-0,881
0,331
1,816
255,6355
-602,1979
3.18но3
243,5
274,092
58,004
73,5
0,5
0,03
0,164
0,374
-0,881
0,331
1,816
255,6355
-602,1979
3.18к3
246,3
274,256
57,81
130
0,5
0,062
0,343
0,372
-0,879
0,328
1,81
254,598
-601,1604
3.18но6
248,9
274,599
57,405
130
0,5
0,062
0,343
0,372
-0,879
0,328
1,81
254,598
-601,1604
3.18к4
248,8
274,942
57
128
0,5
0,061
0,339
0,372
-0,879
0,328
1,81
254,598
-601,1604
3.18к5
248,76
275,281
56,6
217,5
0,5
0,095
0,53
0,371
-0,877
0,325
1,803
253,348
-599,9104
3.3к7
248,256
275,811
55,975
2
0,4
0,001
0,001
0,428
0,437
0,571
0,595
186,7421
190,62
3.3к6а
248,256
275,812
55,975
238
0,4
0,152
0,159
0,428
0,437
0,571
0,595
186,7421
190,62
3.3к6
246,86
275,971
55,968
119
0,4
0,094
0,086
0,458
0,406
0,655
0,515
200,0595
177,3026
3.3к5
246,06
276,057
55,976
205
0,25
1,253
1,253
1,046
-1,046
6,112
6,112
177,3026
-177,3026
3.3к5тк1
246,2
277,31
53,47
427
0,2
1,401
1,401
0,664
-0,664
3,281
3,281
71,8112
-71,8112
цтп 45
247,3
278,71
50,67











Рисунок В.1. Пьезометрический график пути ТЭЦ-2 - ЦТП-45

Таблица В.2. Результаты расчета пути ТЭЦ-2 - ЦТП-75

Наименование узла
Геодезическая высота, м
Полный напор в обратном трубопроводе, м
Располагаемый напор, м
Длина участка, м
Диаметр участка, м
Потери напора в подающем трубопроводе, м
Потери напора в обратном трубопроводе, м
Скорость движения воды в под. тр-де, м/с
Скорость движения воды в обр. тр-де, м/с
Удельные линейные потери в ПС, мм/м
Удельные линейные потери в ОС, мм/м
Расход в подающем трубопроводе, т/ч
Расход в обратном трубопроводе, т/ч
тэц-2
197
247
94,999
25
0,8
0,072
0,074
1,486
-1,511
2,86
2,957
2609,4587
-2653,223
3.но26-01
188,4
247,074
94,853
5
0,8
0,014
0,015
1,486
-1,511
2,858
2,955
2608,5593
-2652,326
3.но26-01
188,4
247,089
94,824
5
0,5
0,002
0
0,369
-0,017
0,321
0,001
252,0256
-11,3367
3.но26-02
188,4
247,089
94,826
131
0,8
0,982
1,156
2,409
-2,613
7,499
8,824
4228,5826
-4587,575
3.но25-02
188,6
248,245
92,688
75
0,8
0,562
0,662
2,409
-2,613
7,499
8,824
4228,5826
-4587,575
3.но24-02
184
248,906
91,464
1
0,8
0,005
0,009
1,972
-2,613
5,029
8,824
3461,8133
-4587,575
3но24-02
184
248,915
91,45
87
0,8
0,214
0,209
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но23-02
183,93
249,124
91,028
84,5
0,8
0,207
0,203
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но22
185,3
249,326
90,617
89
0,8
0,219
0,213
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но21-02
189,12
249,54
90,186
160
0,8
0,393
0,383
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но20-02
194
249,923
89,409
160
0,8
0,393
0,383
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но19-02
197,3
250,307
88,633
54
0,8
0,133
0,129
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но19а-02
200
250,436
88,371
36
0,8
0,088
0,086
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но19б-02
200
250,522
88,196
4
0,8
0,01
0,01
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но18-02
200,8
250,532
88,177
130
0,8
0,319
0,312
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но17-02
214,9
250,843
87,546
35
0,8
0,086
0,084
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но17а-02
222
250,927
87,376
40
0,8
0,098
0,096
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но16-02
226,6
251,023
87,182
140
0,8
0,344
0,336
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но15-02
232,4
251,359
86,503
140
0,8
0,344
0,336
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но14-02
233,85
251,694
85,823
102
0,8
0,25
0,244
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но13-02
236,3
251,939
85,328
100
0,8
0,246
0,24
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но12-02
239,6
252,178
84,843
46
0,8
0,113
0,11
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но12а-02
238,5
252,289
84,62
30
0,8
0,074
0,072
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но11-02
238,53
252,361
84,474
89
0,8
0,219
0,213
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но10-02
240,97
252,574
84,043
100
0,8
0,246
0,24
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но9-02
241,3
252,814
83,557
100
0,8
0,246
0,24
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но8-02
239,18
253,053
83,072
83,5
0,8
0,203
0,198
1,371
-1,355
2,435
2,376
2407,111
-2377,907
3.но7-02
241,76
253,252
82,67
140
0,8
0,341
0,333
1,371
-1,355
2,435
2,376
2407,111
-2377,907
3.но6-02
247,38
253,584
81,997
90,5
0,8
0,22
0,215
1,371
-1,355
2,435
2,376
2407,111
-2377,907
3.но5-02
251,75
253,799
81,561
51,2
0,8
0,124
0,121
1,366
-1,349
2,417
2,358
2398,0127
-2368,809
3.но5а-02
251,5
253,92
81,317
63,5
0,8
0,153
0,15
1,366
-1,349
2,417
2,358
2398,0127
-2368,809
3.но4-02
251,11
254,07
81,014
130
0,8
0,152
0,222
0,948
-1,147
1,167
1,704
1664,6271
-2012,786
3.но3-02
250,7
254,291
80,64
123,5
0,8
0,142
0,208
0,942
-1,141
1,152
1,687
1654,2396
-2002,398
3.но2-02
248,65
254,5
80,29
126,5
0,8
0,146
0,213
0,942
-1,141
1,152
1,687
1654,2396
-2002,398
3.но1-02
247,58
254,713
79,931
1
0,8
0,001
0,002
0,942
-1,14
1,152
1,686
1653,7396
-2001,898
3.но1-02
247,58
254,715
79,928
150
0,6
0,494
1,521
1,001
-1,758
1,865
5,735
987,0069
-1733,08
3к1а-02
247,6
256,235
77,913
130
0,6
0,342
1,052
1,001
-1,758
1,864
5,732
986,6694
-1732,742
3к1-02
247,7
257,288
76,519
60
0,6
0,126
0,388
0,997
-1,754
1,851
5,709
983,1473
-1729,22
3к2-02
247,71
257,676
76,005
125
0,6
0,286
0,882
0,997
-1,754
1,851
5,709
983,1473
-1729,22
3к3-02
246,41
258,558
74,837
55
0,6
0,117
0,36
0,997
-1,754
1,851
5,709
983,1473
-1729,22
3к4-02
245,08
258,918
74,361
50
0,6
0,16
0,503
0,977
-1,734
1,776
5,578
963,1473
-1709,22
3к5-02
245,27
259,421
73,698
150
0,6
0,281
0,882
0,977
-1,734
1,776
5,578
963,1473
-1709,22
3к6-02
240,62
260,302
72,536
105
0,6
0,201
0,631
0,977
-1,734
1,776
5,578
963,1473
-1709,22
3к7-02
238,01
260,933
71,705
160
0,6
0,063
0,506
0,409
-1,166
0,314
2,527
403,3283
-1149,401
3к8-02
239,53
261,438
71,136
185
0,6
0,067
0,542
0,409
-1,166
0,314
2,527
403,3283
-1149,401
3к1с-2
237,8
261,98
70,527
2
0,6

0,002

-0,757
0
1,068

-746,0728
3к1с-1
237,8
261,982
75,155
71
0,8
1,085
1,085
2,021
-2,021
5,28
5,28
3547,4293
-3547,429
3к2
235,93
263,067
72,985
140
0,8
0,989
0,989
1,967
-1,967
5,004
5,004
3453,1509
-3453,151
3к3
234,61
264,056
71,007
100
0,8
0,616
0,616
1,967
-1,967
5,004
5,004
3453,1509
-3453,151
3к3а
235
264,672
69,776
180
0,8
0,999
0,999
1,95
-1,95
4,919
4,919
3423,6303
-3423,63
3к4
236,39
265,671
67,778
235
0,8
1,248
1,248
1,792
-1,792
4,155
4,155
3146,2251
-3146,225
3к5
237,32
266,919
65,283
145
0,8
0,65
0,65
1,792
-1,792
4,155
4,155
3146,2251
-3146,225
3к6
237,6
267,569
63,982
155
0,8
0,751
0,751
1,623
-1,623
3,408
3,408
2848,8015
-2848,802
3к7
235,5
268,32
62,48
155
0,8
0,594
0,594
1,623
-1,623
3,408
3,408
2848,8015
-2848,802
3к8
229
268,913
61,293
180
0,8
1,185
1,185
1,577
-1,577
3,219
3,219
2768,7625
-2768,763
3к9
227,3
270,098
58,923
40
0,7
0,26
0,26
2,061
-2,061
6,496
6,496
2768,7625
-2768,763
нпс1
230
190,131
138,63
1
0,7
0,006
0,006
2,061
-2,061
6,496
6,496
2768,7625
-2768,763
НПС № 1
226,5
190,137
80,262
1
0,7
0,006
0,006
2,061
-2,061
6,496
6,496
2768,7625
-2768,763
нпс1тк
226,5
248,498
80,249
40
0,7
0,26
0,26
2,061
-2,061
6,496
6,496
2768,7625
-2768,763
3к9а
227,3
248,758
79,729
100
0,8
0,359
0,396
1,577
-1,577
3,219
3,219
2768,7625
-2768,763
3к10
230,08
249,154
78,974
100
0,8
0,507
0,692
1,577
-1,577
3,218
3,218
2767,975
-2767,975
3к10а
235
249,847
77,775
135
0,7
1,182
1,496
2,052
-2,052
6,434
6,434
2755,631
-2755,631
3к11
241,85
251,343
75,096
160
0,7
1,325
1,759
1,992
-1,992
6,066
6,066
2675,3948
-2675,395
3к12
238,65
253,102
72,011
210
0,7
1,628
2,062
1,992
-1,992
6,063
6,063
2674,8323
-2674,832
3к13
242,48
255,164
68,322
53
0,7
0,303
0,303
1,776
-1,776
4,825
4,825
2385,7235
-2385,724
3к13а
242,99
255,467
67,716
100
0,7
0,718
0,718
1,776
-1,776
4,825
4,825
2385,7235
-2385,724
3к14
243,36
256,184
66,281
104
0,7
0,948
0,948
1,727
-1,727
4,56
4,56
2319,0582
-2319,058
3к14а
240,8
257,133
64,384
87,5
0,8
0,312
0,312
1,289
-1,289
2,151
2,151
2262,008
-2262,008
3к14б
238,8
257,445
63,76
189,5
0,8
0,392
0,63
1,264
-1,264
2,069
2,069
2218,6306
-2218,631
3к15
242,99
258,075
62,738
314
0,8
0,748
0,748
1,228
-1,228
1,953
1,953
2155,2102
-2155,21
3к16
240,78
258,823
61,242
161
0,8
0,235
0,235
1,025
-1,025
1,363
1,363
1799,3871
-1799,387
3к17
240,29
259,058
60,772
235
0,7
0,806
0,806
1,34
-1,34
2,748
2,748
1799,3871
-1799,387
3к18
238,5
259,864
59,159
50
0,7
0,2
0,2
1,31
-1,31
2,629
2,629
1759,7311
-1759,731
3к19
236,2
260,064
58,759
175
0,7
0,512
0,512
1,289
-1,289
2,546
2,546
1731,8934
-1731,893
3к20
238,5
260,576
57,736
50
0,7
0,169
0,169
1,289
-1,289
2,546
2,546
1731,8934
-1731,893
3к21
238
260,745
57,399
150
0,7
0,63
0,63
1,289
-1,289
2,546
2,546
1731,8934
-1731,893
3к22
240,5
261,374
56,139
140
0,7
0,422
0,422
1,208
-1,208
2,235
2,235
1622,3844
-1622,384
3к22а
242,6
261,796
55,296
180
0,7
0,479
0,479
1,169
-1,169
2,096
2,096
1570,6814
-1570,681
3к23
241,6
262,275
54,337
160
0,7
0,434
0,434
1,165
-1,165
2,081
2,081
1565,1314
-1565,131
3к24
244
262,709
53,469
220
0,7
0,415
0,415
0,994
-0,994
1,514
1,514
1334,5768
-1334,577
3к25
241,11
263,124
52,64
75
0,7
0,265
0,425
0,987
-0,987
1,493
1,493
1325,2469
-1325,247
3к26
240,7
263,549
51,95
113
0,25
0,22
0,22
0,561
-0,561
1,771
1,771
95,1824
-95,1824
тк-1
242,5
263,769
51,51
274
0,25
0,226
0,226
0,364
-0,364
0,748
0,748
61,6919
-61,6919
цтп 75
244
263,99
51,06











Рисунок В.2. Пьезометрический график пути ТЭЦ-2 - ЦТП-75

Таблица В.3. Результаты расчета пути ТЭЦ-2 - УЗ.1

Наименование узла
Геодезическая высота, м
Полный напор в обратном трубопроводе, м
Располагаемый напор, м
Длина участка, м
Диаметр участка, м
Потери напора в подающем трубопроводе, м
Потери напора в обратном трубопроводе, м
Скорость движения воды в под. тр-де, м/с
Скорость движения воды в обр. тр-де, м/с
Удельные линейные потери в ПС, мм/м
Удельные линейные потери в ОС, мм/м
Расход в подающем трубопроводе, т/ч
Расход в обратном трубопроводе, т/ч
тэц-2
197
247
94,999
25
0,8
0,072
0,074
1,486
-1,511
2,86
2,957
2609,4587
-2653,223
3.но26-01
188,4
247,074
94,853
5
0,8
0,014
0,015
1,486
-1,511
2,858
2,955
2608,5593
-2652,326
3.но26-01
188,4
247,089
94,824
5
0,5
0,002
0
0,369
-0,017
0,321
0,001
252,0256
-11,3367
3.но26-02
188,4
247,089
94,826
131
0,8
0,982
1,156
2,409
-2,613
7,499
8,824
4228,5826
-4587,575
3.но25-02
188,6
248,245
92,688
75
0,8
0,562
0,662
2,409
-2,613
7,499
8,824
4228,5826
-4587,575
3.но24-02
184
248,906
91,464
1
0,8
0,005
0,009
1,972
-2,613
5,029
8,824
3461,8133
-4587,575
3но24-02
184
248,915
91,45
87
0,8
0,214
0,209
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но23-02
183,93
249,124
91,028
84,5
0,8
0,207
0,203
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но22
185,3
249,326
90,617
89
0,8
0,219
0,213
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но21-02
189,12
249,54
90,186
160
0,8
0,393
0,383
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но20-02
194
249,923
89,409
160
0,8
0,393
0,383
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но19-02
197,3
250,307
88,633
54
0,8
0,133
0,129
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но19а-02
200
250,436
88,371
36
0,8
0,088
0,086
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но19б-02
200
250,522
88,196
4
0,8
0,01
0,01
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но18-02
200,8
250,532
88,177
130
0,8
0,319
0,312
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но17-02
214,9
250,843
87,546
35
0,8
0,086
0,084
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но17а-02
222
250,927
87,376
40
0,8
0,098
0,096
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но16-02
226,6
251,023
87,182
140
0,8
0,344
0,336
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но15-02
232,4
251,359
86,503
140
0,8
0,344
0,336
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но14-02
233,85
251,694
85,823
102
0,8
0,25
0,244
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но13-02
236,3
251,939
85,328
100
0,8
0,246
0,24
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но12-02
239,6
252,178
84,843
46
0,8
0,113
0,11
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но12а-02
238,5
252,289
84,62
30
0,8
0,074
0,072
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но11-02
238,53
252,361
84,474
89
0,8
0,219
0,213
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но10-02
240,97
252,574
84,043
100
0,8
0,246
0,24
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но9-02
241,3
252,814
83,557
100
0,8
0,246
0,24
1,377
-1,36
2,456
2,397
2417,361
-2388,157
3.но8-02
239,18
253,053
83,072
83,5
0,8
0,203
0,198
1,371
-1,355
2,435
2,376
2407,111
-2377,907
3.но7-02
241,76
253,252
82,67
140
0,8
0,341
0,333
1,371
-1,355
2,435
2,376
2407,111
-2377,907
3.но6-02
247,38
253,584
81,997
90,5
0,8
0,22
0,215
1,371
-1,355
2,435
2,376
2407,111
-2377,907
3.но5-02
251,75
253,799
81,561
51,2
0,8
0,124
0,121
1,366
-1,349
2,417
2,358
2398,0127
-2368,809
3.но5а-02
251,5
253,92
81,317
63,5
0,8
0,153
0,15
1,366
-1,349
2,417
2,358
2398,0127
-2368,809
3.но4-02
251,11
254,07
81,014
130
0,8
0,152
0,222
0,948
-1,147
1,167
1,704
1664,6271
-2012,786
3.но3-02
250,7
254,291
80,64
123,5
0,8
0,142
0,208
0,942
-1,141
1,152
1,687
1654,2396
-2002,398
3.но2-02
248,65
254,5
80,29
126,5
0,8
0,146
0,213
0,942
-1,141
1,152
1,687
1654,2396
-2002,398
3.но1-02
247,58
254,713
79,931
1
0,8
0,001
0,002
0,942
-1,14
1,152
1,686
1653,7396
-2001,898
3.но1-02
247,58
254,715
79,928
2
0,8
0,023
0,004
0,38
-0,153
0,189
0,031
666,7327
-268,8183
3.но1-В
248,83
254,718
79,902
74,5
0,8
0,523
0,523
1,445
-1,445
2,705
2,705
2537,4557
-2537,456
3.вно1
248,6
255,242
78,855
70
0,8
0,48
0,48
1,445
-1,445
2,705
2,705
2537,4557
-2537,456
3.вно2
248,5
255,722
77,895
30
0,8
0,268
0,268
1,445
-1,445
2,705
2,705
2537,4557
-2537,456
3.4к15
247,17
255,99
77,359
79
0,8
0,504
0,504
1,445
-1,445
2,705
2,705
2537,4557
-2537,456
3.вно3
248,65
256,494
76,35
175
0,8
0,764
0,764
1,445
-1,445
2,705
2,705
2537,4557
-2537,456
3.вно4
249,4
257,258
74,822
160
0,8
0,824
0,824
1,424
-1,424
2,627
2,627
2500,3539
-2500,354
3.вно5
247,7
258,082
73,175
60
0,8
0,44
0,44
1,424
-1,424
2,627
2,627
2500,3539
-2500,354
3.вно6
248
258,522
72,295
206
0,8
0,823
0,823
1,424
-1,424
2,627
2,627
2500,3539
-2500,354
3.вно7
250,5
259,345
70,648
54
0,8
0,386
0,386
1,177
-1,177
1,796
1,796
2066,2818
-2066,282
тк4
249,6
259,731
69,876
120
0,8
0,408
0,408
1,177
-1,177
1,796
1,796
2066,2818
-2066,282
3.вно8
250,55
260,139
69,06
150
0,8
0,462
0,462
1,177
-1,177
1,796
1,796
2066,2818
-2066,282
3.вно9
251,4
260,602
68,135
56
0,8
0,307
0,307
1,177
-1,177
1,796
1,796
2066,2818
-2066,282
тк5
249,4
260,909
67,521
200
0,8
0,634
0,634
1,177
-1,177
1,796
1,796
2066,2818
-2066,282
3.втк7
247,5
261,543
66,252
150
0,8
0,517
0,517
1,177
-1,177
1,796
1,796
2066,2818
-2066,282
3.вно10
240,6
262,06
65,218
215
0,8
0,463
0,463
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно11
240,42
262,523
64,293
169
0,8
0,397
0,397
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно12
235,77
262,919
63,5
137
0,8
0,351
0,351
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно13
234,118
263,27
62,799
147
0,8
0,365
0,365
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно14
224,125
263,635
62,069
102
0,8
0,196
0,196
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно15а
210,345
263,831
61,677
127
0,8
0,336
0,336
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк21
194,259
264,167
61,004
33
0,8
0,08
0,08
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк22а
188,169
264,247
60,844
28
0,8
0,068
0,068
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
НПС № 3 ввод
187,464
264,315
60,708
50
0,8
0,086
0,086
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
НПС № 3 вывод
187,4
194,401
270,536
3,8
0,8
0,007
0,007
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
РД НПС3
186
194,408
218,93
1
0,8
0,002
0,002
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
РД НПС3
186
246,002
74,998
1
0,8
0,002
0,002
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно16
185,668
246,003
74,995
60
0,8
0,086
0,086
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно17
183,448
246,09
74,823
34
0,8
0,049
0,049
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно18
180
246,138
74,725
30,5
0,8
0,044
0,044
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно18а
178,403
246,182
74,637
93,5
0,8
0,134
0,134
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно19
175,56
246,316
74,369
137
0,8
0,197
0,197
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк25
170,9
246,513
73,976
49
0,8
0,224
0,224
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк25а
171
246,737
73,527
90
0,8
0,129
0,129
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк26
178,2
246,866
73,269
173
0,8
0,248
0,248
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно21
184,82
247,115
72,772
74
0,8
0,106
0,106
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк27
182,6
247,221
72,56
258
0,8
0,37
0,37
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вно27
176,191
247,591
71,819
75
0,8
0,108
0,108
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк28
178,501
247,699
71,604
189,5
0,8
0,272
0,272
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк29
185,331
247,971
71,06
65
0,8
0,093
0,093
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
3.вк30
187,391
248,064
70,874
270
0,8
0,541
0,541
1,052
-1,052
1,435
1,435
1846,6871
-1846,687
2к12
181,91
248,605
69,791
140
0,6
0,003
0,003
0,083
-0,083
0,014
0,014
82,075
-82,075
2к10
178,33
248,609
69,784
20
0,6
0,001
0,001
0,082
-0,082
0,013
0,013
80,7035
-80,7035
уз.1
179,95
248,61
69,782











Рисунок В.3. Пьезометрический график пути ТЭЦ-2 - УЗ.1

Таблица В.4. Результаты расчета пути Котельная - ЦТП-9-КЭЧ

Наименование узла
Геодезическая высота, м
Полный напор в обратном трубопроводе, м
Располагаемый напор, м
Длина участка, м
Диаметр участка, м
Потери напора в подающем трубопроводе, м
Потери напора в обратном трубопроводе, м
Скорость движения воды в под. тр-де, м/с
Скорость движения воды в обр. тр-де, м/с
Удельные линейные потери в ПС, мм/м
Удельные линейные потери в ОС, мм/м
Расход в подающем трубопроводе, т/ч
Расход в обратном трубопроводе, т/ч
Котельная-Т/с № 1
174,3
264,3
33
40
0,6
0,74
0,74
2,445
-2,445
11,083
11,083
2410,6061
-2410,606
Измерительный пункт
173,09
265,04
31,519
368
0,7
1,813
1,813
1,795
-1,795
4,926
4,926
2410,6061
-2410,606
1к0
172,8
266,853
27,893
98,5
0,7
0,45
0,45
1,279
-1,279
2,505
2,505
1717,7937
-1717,794
1к5
185,6
267,303
26,993
95,5
0,7
0,302
0,397
1,211
-1,211
2,247
2,247
1626,597
-1626,597
1к6
195,2
267,7
26,294
185
0,7
0,525
0,817
1,211
-1,211
2,247
2,247
1626,597
-1626,597
1к7
215,6
268,517
24,953
89
0,7
0,381
0,563
1,209
-1,209
2,239
2,239
1623,8793
-1623,879
1к8
219,5
269,079
24,009
158
0,7
0,502
0,676
1,162
-1,162
2,07
2,07
1561,1009
-1561,101
1к9
226,85
269,755
22,832
101,5
0,7
0,309
0,41
1,16
-1,16
2,06
2,06
1557,3259
-1557,326
1к10
230,7
270,165
22,113
115
0,7
0,255
0,311
1,061
-1,061
1,727
1,727
1425,5317
-1425,532
1к10а
232,6
270,475
21,548
68
0,7
0,201
0,285
1,061
-1,061
1,727
1,727
1425,5317
-1425,532
1к11
235,7
270,761
21,061
119
0,7
0,326
0,458
1,031
-1,031
1,63
1,63
1384,789
-1384,789
1к12
239,5
271,219
20,277
75
0,7
0,147
0,147
1,025
-1,025
1,612
1,612
1377,1896
-1377,19
1к13
240,7
271,366
19,983
225
0,7
0,541
0,713
0,98
-0,98
1,473
1,473
1316,0837
-1316,084
1к15
238,6
272,079
18,728
159,5
0,7
0,369
0,473
0,98
-0,98
1,473
1,473
1316,0837
-1316,084
1к16
240
272,553
17,886
202,5
0,7
0,448
0,623
0,938
-0,938
1,35
1,35
1259,7587
-1259,759
1к18
238,5
273,176
16,815
211
0,7
0,367
0,477
0,876
-0,876
1,178
1,178
1176,5966
-1176,597
1к19
237
273,653
15,971
119,5
0,7
0,179
0,238
0,789
-0,789
0,956
0,956
1059,2131
-1059,213
1к21
240,6
273,891
15,554
30
0,7
0,105
0,105
0,786
-0,786
0,949
0,949
1055,7631
-1055,763
1к22
241,36
273,996
15,343
45
0,7
0,069
0,118
0,734
-0,734
0,829
0,829
986,2282
-986,2282
1к23
243
274,114
15,156
61
0,7
0,083
0,083
0,734
-0,734
0,829
0,829
986,2282
-986,2282
1к24
245
274,197
14,991
87
0,7
0,112
0,112
0,734
-0,734
0,829
0,829
986,2282
-986,2282
1к25
245,5
274,309
14,766
76
0,7
0,08
0,08
0,662
-0,662
0,675
0,675
889,7137
-889,7137
1к26
245,26
274,389
14,607
36
0,7
0,063
0,063
0,661
-0,661
0,672
0,672
887,2512
-887,2512
1к27
245,41
274,452
14,48
34,5
0,7
0,069
0,069
0,66
-0,66
0,67
0,67
886,0137
-886,0137
1к28
245,7
274,52
14,343
49
0,7
0,06
0,06
0,63
-0,63
0,611
0,611
846,0192
-846,0192
1к29
246
274,58
14,224
16
0,7
0,039
0,039
0,628
-0,628
0,607
0,607
843,2817
-843,2817
1к30
246
274,619
14,146
27
0,5
0,061
0,061
0,53
-0,53
0,66
0,66
362,2251
-362,2251
1к31
248,44
274,68
14,024
14
0,5
0,016
0,016
0,53
-0,53
0,66
0,66
362,2251
-362,2251
1но31а
250,3
274,696
13,991
100
0,5
0,105
0,105
0,53
-0,53
0,66
0,66
362,2251
-362,2251
1но32
250,5
274,801
13,781
107
0,5
0,096
0,096
0,53
-0,53
0,66
0,66
362,2251
-362,2251
1но33
250,4
274,897
13,59
75
0,5
0,079
0,079
0,529
-0,529
0,659
0,659
361,8251
-361,8251
1но33а
251,8
274,976
13,432
33
0,5
0,043
0,043
0,529
-0,529
0,659
0,659
361,8251
-361,8251
1к34
249,95
275,018
13,347
125
0,5
0,129
0,129
0,525
-0,525
0,648
0,648
358,9069
-358,9069
1к35
251,34
275,147
13,089
86
0,5
0,084
0,084
0,523
-0,523
0,643
0,643
357,2991
-357,2991
1к36
247,78
275,231
12,922
106
0,5
0,101
0,101
0,523
-0,523
0,643
0,643
357,2991
-357,2991
1но37
248,78
275,332
12,72
64
0,5
0,057
0,057
0,523
-0,523
0,643
0,643
357,2991
-357,2991
1но38
249,77
275,389
12,606
93
0,5
0,084
0,084
0,523
-0,523
0,643
0,643
357,2991
-357,2991
1но39
250,58
275,473
12,437
73
0,5
0,071
0,071
0,523
-0,523
0,643
0,643
357,2991
-357,2991
1но40
254,4
275,545
12,295
10
0,5
0,011
0,011
0,472
-0,472
0,525
0,525
322,7722
-322,7722
1к40
252,9
275,555
12,273
30
0,5
0,043
0,043
0,472
-0,472
0,525
0,525
322,7722
-322,7722
1к41
252,5
275,599
12,186
12
0,5
0,014
0,014
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но43
255,3
275,613
12,157
110
0,5
0,047
0,047
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но44
254,65
275,66
12,064
98
0,5
0,039
0,039
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но45
252,5
275,699
11,986
93
0,5
0,038
0,038
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но46
249,8
275,736
11,911
23
0,5
0,016
0,016
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но47
249
275,752
11,88
108
0,5
0,052
0,052
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но48а
248
275,804
11,775
12
0,5
0,006
0,006
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1к48
246
275,811
11,762
47
0,5
0,024
0,024
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но49
243,5
275,835
11,714
88
0,5
0,04
0,04
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1но50
224
275,876
11,633
83
0,5
0,035
0,035
0,348
-0,348
0,287
0,287
238,2342
-238,2342
1к51
215,4
275,91
11,563
116
0,4
0,129
0,129
0,508
-0,508
0,805
0,805
222,0311
-222,0311
1но52
224,99
276,04
11,305
140
0,4
0,149
0,149
0,508
-0,508
0,805
0,805
222,0311
-222,0311
1но53
224,5
276,188
11,007
245
0,4
0,249
0,249
0,508
-0,508
0,805
0,805
222,0311
-222,0311
ЦТП-190
226,58
276,437
10,51
453
0,25
0,006
0,006
0,046
-0,046
0,013
0,013
7,7698
-7,7698
цтп-9-КЭЧ
253
276,44
10,5











Рисунок В.4. Пьезометрический график пути
Котельная - ЦТП-9-КЭЧ

Таблица В.5. Результаты расчета пути Котельная - ЦТП-НГЧ

Наименование узла
Геодезическая высота, м
Полный напор в обратном трубопроводе, м
Располагаемый напор, м
Длина участка, м
Диаметр участка, м
Потери напора в подающем трубопроводе, м
Потери напора в обратном трубопроводе, м
Скорость движения воды в под. тр-де, м/с
Скорость движения воды в обр. тр-де, м/с
Удельные линейные потери в ПС, мм/м
Удельные линейные потери в ОС, мм/м
Расход в подающем трубопроводе, т/ч
Расход в обратном трубопроводе, т/ч
Котельная-Т/с № 1
174,3
264,3
33
40
0,6
0,74
0,74
2,445
-2,445
11,083
11,083
2410,6061
-2410,606
Измерительный пункт
173,09
265,04
31,519
368
0,7
1,813
1,813
1,795
-1,795
4,926
4,926
2410,6061
-2410,606
1к0
172,8
266,853
27,893
98,5
0,7
0,45
0,45
1,279
-1,279
2,505
2,505
1717,7937
-1717,794
1к5
185,6
267,303
26,993
330
0,2
1,839
1,839
0,791
-0,791
4,644
4,644
85,4968
-85,4968
Тк-1 а
185,5
269,142
23,315
170
0,15
0,155
0,155
0,264
-0,264
0,758
0,758
15,9647
-15,9647
Витебское шоссе, 32
180
269,297
23,006
50
0,1
0,01
0,01
0,093
-0,093
0,165
0,165
2,4714
-2,4714
ЦТП-НГЧ
180
269,307
22,99











Рисунок В.5. Пьезометрический график пути
Котельная - ЦТП-НГЧ





Приложение Г

НОРМАТИВЫ
ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ В ГОРОДЕ СМОЛЕНСКЕ


1. Нормативы потребления коммунальных услуг по водоснабжению и водоотведению в жилых помещениях для населения города Смоленска (постановление Главы города Смоленска от 09.10.2007 № 509 (с изменением от 27.01.2010 № 18), постановление Департамента Смоленской области по энергетике, энергоэффективности, тарифной политике от 24.08.2012 № 50).
С 01.09.2012 в случае предоставления коммунальных услуг по водоснабжению и водоотведению на общедомовые нужды утверждены нормативы потребления коммунальных услуг по водоснабжению и водоотведению на общедомовые нужды в многоквартирных домах, выполненные расчетным методом, на холодную воду в размере 0,02 куб. м в месяц, на горячую воду - 0,01 куб. м в месяц на 1 кв. м общей площади помещений, входящих в состав общего имущества в многоквартирном доме.

куб. м в месяц на 1 чел.
№ п/п
Степень благоустройства
Водоснабжение
Водоотведение
всего
в том числе:


горячее водоснабжение
холодное водоснабжение
с 01.01.2008
с 01.09.2012
с 01.01.2008
с 01.09.2012
с 01.01.2008
с 01.09.2012
с 01.01.2008
с 01.09.2012
1. Степень благоустройства многоквартирных и жилых домов
1.1.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее водоснабжение с ваннами длиной от 1500 до 1700 мм, оборудованными душем
8,52
8,40
3,95
3,92
4,57
4,48
8,52
8,40
1.2.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее водоснабжение с сидячими ваннами длиной 1200 мм, оборудованными душем
8,21
8,09
3,80
3,77
4,41
4,32
8,21
8,09
1.3.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее водоснабжение, душ
7,45
7,33
3,04
3,01
4,41
4,32
7,45
7,33
1.4.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее водоснабжение, без ванны и душа
4,11
3,99
1,22
1,19
2,89
2,80
4,11
3,99
1.5.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, без ванны, с газоснабжением
3,35
3,26


3,35
3,26
3,35
3,26
1.6.
Холодное водоснабжение
1,98
1,89


1,98
1,89


1.7.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, без ванны, без газоснабжения
3,19
3,10


3,19
3,10
3,19
3,10
1.8.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, ванна, водонагреватель, работающий на твердом топливе
5,32
5,23


5,32
5,23
5,32
5,23
1.9.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, ванна, газовый или электрический водонагреватель
6,69
6,60


6,69
6,60
6,69
6,60
1.10.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее душ в каждом блоке (общежитие)
4,26
4,14
1,83
1,80
2,43
2,34
4,26
4,14
1.11.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее водоснабжение душ на этаже (общежитие)
3,80
3,68
1,52
1,49
2,28
2,19
3,80
3,68
1.12.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее водоснабжение, без ванн и душа (общежитие)
2,43
2,31
0,76
0,73
1,67
1,58
2,43
2,31
1.13.
Холодное водоснабжение, централизованная канализация, централизованное горячее водоснабжение, с ваннами в каждой комнате или блоке (общежитие)
8,52
8,40
3,95
3,92
4,57
4,48
8,52
8,40
2. Прочее
2.1.
Водопользование из уличных водоразборных колонок, централизованная канализация
1,52
1,22


1,52
1,22
1,52
1,22
2.2.
Водопользование из уличных водоразборных колонок

1,22



1,22


2.3.
Бани в личном пользовании:








- не подключенные к центральной системе водоснабжения;

0,22



0,22


- подключенные к центральной системе водоснабжения;

0,43



0,43


- подключенные к центральной системе водоснабжения, с центральной канализацией

0,43



0,43

0,43

2. Нормативы отопления для населения г. Смоленска, проживающего в многоквартирных и жилых домах (общежитиях), при отсутствии коллективных (общедомовых) и индивидуальных приборов учета (постановление Департамента Смоленской области по энергетике, энергоэффективности, тарифной политике от 31.08.2012 № 82, постановление Главы города Смоленска от 09.10.2007 № 509 (с изменением от 27.01.2010 № 18)).

№ п/п
Этажность дома, эт.
Единица измерения
Норматив отопления <*>
Жилые дома до 1999 года постройки включительно
1.
1 - 4
Гкал на 1 кв. м общей площади жилых помещений в месяц
0,0154
2.
5 - 14
Гкал на 1 кв. м общей площади жилых помещений в месяц
0,0152
Жилые дома после 1999 года постройки
3.
5 - 10
Гкал на 1 кв. м общей площади жилых помещений в месяц
0,0071
Общежития до 1999 года постройки включительно
4.
1 - 11
Гкал на 1 кв. м общей площади жилых помещений в месяц
0,0154

Примечание:
<*> Норматив отопления рассчитан в равных долях в течение двенадцати месяцев с учетом необходимого количества тепловой энергии в отопительный период.


3. Нормативы потребления коммунальных услуг по газоснабжению населения, используемые для определения размера платы за коммунальные услуги по газоснабжению при отсутствии приборов учета (постановление Администрации Смоленской области от 22.12.2006 № 461), куб. м в месяц.

№ п/п
Направления использования природного газа
Нормы потребления газа
1.
На приготовление пищи при наличии в квартире (доме) газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения с 1 проживающего
10,6
2.
На приготовление пищи и (или) подогрев воды с 1 проживающего:
- при наличии в квартире (доме) газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя
15,9
- при наличии в квартире (доме) газовой плиты и газового водонагревателя
23,3
3.
На отопление жилых помещений при наличии в квартире газовых приборов местного отопления за 1 кв. метр отапливаемой площади
8,1
4.
На приготовление кормов для животных с учетом запаривания грубых кормов и корнеплодов, подогрев воды для питья и санитарных целей с 1 головы для:
- лошадей
5
- коров
15
- свиней
12
- овец и коз
2





Приложение Д

РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ

Введение

Надежность теплоснабжения определяется по способности проектируемых и действующих источников тепловой энергии, тепловых сетей и систем централизованного теплоснабжения в целом обеспечивать в течение заданного времени требуемые режимы, параметры и качество теплоснабжения (отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические потребности предприятий в паре и горячей воде), а также нормативные показатели вероятности безотказной работы (ВБР) (P), коэффициента готовности (), живучести (Ж).
Расчет показателей системы с учетом надежности производится для каждого потребителя. При этом минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать для:
- источника теплоты ;
- тепловых сетей ;
- потребителя теплоты ;
- СЦТ в целом .
Нормативные показатели безотказности тепловых сетей обеспечиваются следующими мероприятиями:
- установлением предельно допустимой длины нерезервированных участков теплопроводов (тупиковых, радиальных, транзитных) до каждого потребителя или теплового пункта;
- размещением резервных трубопроводных связей между радиальными теплопроводами;
- достаточностью диаметров выбираемых при проектировании новых или реконструируемых существующих теплопроводов для обеспечения резервной подачи теплоты потребителям при отказах;
- заменой на конкретных участках конструкций тепловых сетей и теплопроводов на более надежные, а также переходом при необходимости на надземную или тоннельную прокладку;
- первоочередным ремонтом и заменой теплопроводов, частично или полностью утративших свой ресурс.
Потребители теплоты по надежности теплоснабжения делятся на две категории:
Первая категория - потребители, не допускающие перерывов в подаче расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях ниже предусмотренных ГОСТ 30494.
Например, больницы, родильные дома, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей, картинные галереи, химические и специальные производства, шахты и т.п.
Вторая категория - потребители, допускающие снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 ч, например:
- жилые и общественные здания - до 12°C;
- промышленные здания - до 8°C.
Расчет показателей надежности осуществляется в соответствии с действующей нормативной документацией с использованием электронной модели схемы теплоснабжения г. Смоленска.

Исходные данные для расчета

На основании исходных данных, предоставленных МУП "Смоленсктеплосеть", обработана статистика по отключениям тепловых сетей в системе централизованного теплоснабжения г. Смоленска за период 2009 - 2011 гг.
Сводные данные по повреждениям тепловых сетей города приведены в таблице Д.1.

Таблица Д.11.2. Количество повреждений тепловых сетей
централизованного теплоснабжения г. Смоленска

Показатель
2009 г.
2010 г.
2011 г.
Количество отключений системы отопления из-за аварий на сетях, ед.
261
435
344
Количество отключений системы горячего водоснабжения из-за аварий на сетях, ед.
426
596
553

Исходные данные, принимаемые в расчетах, приведены в таблице Д.2.

Таблица Д.11.3. Исходные данные, принимаемые в расчетах

№ п/п
Название показателя
Обозначения
Размерность
Значение
1
Расчетная температура наружного воздуха

°C
-25
2
Расчетная температура воздуха внутри жилых зданий

°C
18
3
Минимальная температура воздуха внутри отапливаемых зданий

°C
12
4
Температура наружного воздуха на начало отопительного периода

°C
8

4
Коэффициент аккумуляции здания


40
5
Длительность отопительного периода

ч
5016
6
Интенсивность отказов участков

1/км/час

7
Параметры распределения Вейбулла-Гнеденко

при т от 0 до 3 лет
0,8
при т от 3 до 17 лет
1
при т больше 17 лет
0.5 * exp (T / 20)
8
Параметры восстановления (ремонтов)
а
в канале и без канала
10
а
наружная
6
в
в канале и без канала
0,5
в
наружная
0,9
с
в канале и без канала
1,5
с
наружная
0,15
9
Среднее расстояние между секционирующими задвижками
Iсз
км
1

Повторяемость температур наружного воздуха за отопительный период для города Смоленска в соответствии со Справочным пособием к СНиП "Строительная климатология" приведена в таблице Д.3.

Таблица Д.11.4. Повторяемость температур
за отопительный период

Температура наружного воздуха
Число часов стояния наружных температур за отопительный период, ч
-26...-28
36
-22...-25,9
123
-18...-21,9
193
-12...-17,9
281
-8...-11,9
465
-4...-7,9
675
0...-3,9
1101
+4...-0,1
1240
+8...+3,9
902

Расчет живучести системы

Расчеты живучести проведены в соответствии с Методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения.
Время восстановления трубопроводов в зависимости от диаметра и типа прокладки, а также относительные доли для вычисления потока отказов приведены в таблице Д.4.

Таблица Д.4. Время восстановления трубопроводов
в зависимости от диаметра и типа прокладки
и относительные доли для вычисления потока отказов

Диаметр условный, мм
Канальная, бесканальная прокладка трубопроводов
Относительная доля
Надземная
Относительная доля
20
10,2
0,029
6,1
0,0002
50
10,5
0,033
6,2
0,0003
65
10,8
0,036
6,2
0,0004
80
11
0,039
6,3
0,0005
100
11,3
0,044
6,4
0,0006
125
11,6
0,049
6,5
0,0008
150
12,1
0,055
6,6
0,0013
200
12,9
0,067
6,9
0,0025
250
13,8
0,084
7,2
0,0036
300
14,7
0,100
7,5
0,0056
350
15,7
0,115
7,8
0,0080
400
16,7
0,134
8,1
0,0103
450
17,7
0,158
8,4
0,0125
500
18,7
0,180
8,7
0,0145
600
20,8
0,218
9,4
0,0210
700
23
0,256
10,1
0,0279
800
25,3
0,304
10,8
0,0368
900
27,6
0,345
11,6
0,0478
1000
30
0,380
12,3
0,0577
1200
34,9
0,438
13,8
0,0850
1400
39,9
0,497
15,4
0,1114

Время снижения температуры внутри отапливаемого помещения до минимально допустимой величины (с +18°C до +12°C) при полном отключении теплоснабжения для всего диапазона температур за отопительный период приведено в таблице Д.5.

Таблица Д.5. Время снижения температуры внутри отапливаемого
помещения до минимально допустимой величины
(с +18°C до +12°C) при полном отключении теплоснабжения
для всего диапазона температур за отопительный период

Температура наружного воздуха
Число часов стояния наружных температур за отопительный период, ч
Время снижения температуры воздуха внутри отапливаемого помещения до +12°C при полном отключении теплоснабжения, ч
-26...-28
36
5,9
-22...-25,9
123
6,5
-18...-21,9
193
7,3
-12...-17,9
281
8,9
-8...-11,9
465
10,5
-4...-7,9
675
12,7
0...-3,9
1101
16,2
+4...-0,1
1240
22,4
+8...+3,9
902
36,7

Расчеты живучести показали, что время восстановления теплоснабжения потребителей при отрицательных температурах для условий г. Смоленска не должно превышать 16 часов.

Расчет вероятности безотказной работы (ВБР) тепловых сетей
для каждой зоны теплоснабжения

Расчет ВБР зоны теплоснабжения котельного цеха ПП
"Смоленская ТЭЦ-2". Надежность существующего теплоснабжения

Расчетный путь до концевых потребителей магистрали 1 к приведен на рисунке Д.1.



Рисунок Д.1. Трассировка расчетного пути вдоль главной
магистрали 1к до концевых потребителей КЦ ПП ТЭЦ-2

Результаты расчета вероятности безотказной работы участков теплосети КЦ ПП ТЭЦ-2 приведены в таблице Д.6 и на рисунке Д.2.



Рисунок Д.2. Результаты расчета показателя надежности
магистрали 1к КЦ ПП ТЭЦ-2

Таблица Д.6. Результаты расчета показателя надежности
магистрали 1к КЦ ПП ТЭЦ-2

Название камеры
P
Название камеры
P
Название камеры
P
КЦ ПП ТЭЦ-2
0,9973
1к22
0,8387
1но38
0,8037
Измерительный пункт
0,9940
1к23
0,8346
1но39
0,8035
1к0
0,9861
1к24
0,8287
1но40
0,8034
1к5
0,9785
1к25
0,8236
1к40
0,8021
1к6
0,9640
1к26
0,8212
1к41
0,8020
1к7
0,9570
1к27
0,8189
1но43
0,8016
1к8
0,9449
1к28
0,8157
1но44
0,8013
1к9
0,9371
1к29
0,8146
1но45
0,8009
1к10
0,9284
1к30
0,8134
1но46
0,8008
1к10а
0,9233
1к31
0,8133
1но47
0,7959
1к11
0,9145
1но31а
0,8130
1но48а
0,7954
1к12
0,9089
1но32
0,8126
1к48
0,7952
1к13
0,8925
1но33
0,8123
1но49
0,7949
1к15
0,8810
1но33а
0,8108
1но50
0,7946
1к16
0,8667
1к34
0,8050
1к51
0,7907
1к18
0,8520
1к35
0,8047
1но52
0,7860
1к19
0,8438
1к36
0,8043
1но53
0,7779
1к21
0,8418
1но37
0,8041
ЦТП-190
0,7774

Выводы:
Результаты расчета показали, что потребители, присоединенные после ТК 1к13, находятся в зоне ненадежного теплоснабжения (рисунок Д.8). В первую очередь это связано с отсутствием резервирующих перемычек магистральной тепловой сети подземной прокладки, а также значительным сроком эксплуатации трубопроводов.
Технические решения, предлагаемые для повышения надежности зоны КЦ ПП ТЭЦ-2, представлены в таблице Д.9 и на рисунке Д.9.

Расчет ВБР зоны теплоснабжения Смоленской ТЭЦ-2

Схема тепловых сетей от ТЭЦ-2 приведена на рисунке Д.3.

Рисунок Д.3. Структура существующих сетей Смоленской ТЭЦ-2

Отпуск тепловой энергии по сетевой воде от ТЭЦ-2 осуществляется по ТМ № 3, разветвленной на три тепломагистрали ТМ № 1, ТМ № 2 и ТМ № 3.
На магистральной ветви ТМ № 1 2Ду 800 установлена насосная станция НПС-2 по подающей линии. Магистральная ветвь ТМ № 2 2Ду 600 объединяется с ТМ № 1 в магистраль 3к диаметром 2Ду 800. На тепломагистрали 3к установлена насосная станция на обратном трубопроводе.
На магистральной ветви ТМ № 3 2Ду 800 установлена насосная станция НПС-3 на прямом и обратном трубопроводе. Данная ветвь переходит в магистральную тепловую сеть 2к, которая в свою очередь имеет резервирующую связь 2Ду 600 с зоной теплоснабжения котельного цеха ТЭЦ-2.
Тепломагистраль 2к 2Ду 600 обеспечивает тепловой энергией центральную часть города. Данная тепловая сеть имеет две основные резервирующие связи с магистралью 3к через распределительные сети 3.10 2Ду 600 и 3.11 2Ду 400.
Данная структура тепловой сети образует резервирующее кольцо в центральной части города, что обеспечивает высокий показатель надежности.
Также резервируются потребители в Промышленном районе по магистральной ветви ТМ № 2 через распределительные сети 3.3 и 3.13.
Расчет показателя надежности для потребителей зоны ТЭЦ-2 произведен с учетом выявленных резервирующих связей между магистралями и приведен на рисунках Д.4 - Д.7 и в таблицах Д.7 - Д.8.



Рисунок Д.4. Трассировка расчетного пути от ТЭЦ-2 до
концевых потребителей магистрали № 1, 2 - РС 3к-3к62



Рисунок Д.5. Результаты расчета показателя надежности
магистрали № 1, 2 - РС 3к-3к62 ТЭЦ-2

Таблица Д.7. Результаты расчета показателя надежности
магистрали № 1, 2 - РС 3к-3к62 ТЭЦ-2

Название камеры
P
Название камеры
P
Название камеры
P
Название камеры
P
2к61
0,9300
3к11
0,9600
3.11к5
0,9608
3.но23-02
0,992
2к62
0,9400
3к12
0,9600
3.11к5а
0,9608
3.но22
0,992
2к66
0,9400
3к13
0,9600
3.11к6
0,9608
3.но21-02
0,992
3.8к85
0,9450
3к13
0,9600
3.11к67
0,9608
3.но20-02
0,992
3.8к85
0,9450
3к13
0,9608
3.11к59а
0,9600
3.но19-02
0,992
3.8к97
0,9344
3к13а
0,9600
3к32
0,7710
3.но19а-02
0,992
3.8к97
0,9344
3к13а
0,9600
3.9к1
0,9551
3.но19б-02
0,992
3.8к103
0,9300
3к14
0,9600
3.9к2
0,9509
3.но18-02
0,992
3.8к103
0,9300
3к14
0,9600
3.17к1
0,8500
3.но17-02
0,992
3.8к107
0,9284
3к14а
0,9600
3к33
0,7626
3.но17а-02
0,992
3.8к107
0,9284
3к14а
0,9600
3к34
0,7543
3.но16-02
0,992
3.8к107а
0,9259
3к14б
0,9600
3к35
0,7488
3.но15-02
0,992
3.8к107а
0,9259
3к14б
0,9600
3к36
0,7487
3.но14-02
0,992
3.8к113
0,9246
3к15
0,9600
3к36а
0,7448
3.но13-02
0,992
3.8к113
0,9246
3к15
0,9600
3к37
0,7414
3.но12-02
0,992
3.8к114
0,9195
3к16
0,9600
3к38
0,7376
3.но12а-02
0,992
3.8к114
0,9195
3к16
0,9600
3к39
0,7320
3.но11-02
0,992
3.8к118
0,9195
3к16
0,9608
3к40
0,7264
3.но9-02
0,992
3.8к118
0,9195
3к17
0,9389
3к41
0,7235
3.но8-02
0,992
3к30
0,7920
3к18
0,9351
3.6к52
0,9920
3.но7-02
0,992
3к51
0,7801
3к19
0,9219
3.15к3
0,7111
3.но6-02
0,992
3к52
0,7745
3к20
0,9182
3.15к4
0,7073
3.но5-02
0,992
3к53
0,7668
3к21
0,9071
3.15к5
0,7038
3.но5а-02
0,992
3к54
0,7642
3к22
0,8969
3.15к6
0,7019
3.но4-02
0,992
3к55
0,7543
3к22а
0,8839
3.10к6а
0,9608
3.но3-02
0,992
3к56
0,7445
3к23
0,8725
3.8к93
0,9402
3.но2-02
0,992
3к57
0,7368
3к24
0,8571
3.8к93
0,9402
3.но1-02
0,992
3к57а
0,7293
3к25
0,8519
3.7к63
0,9920
3.но1-02
0,992
3к58
0,7186
3к26
0,8352
3.10к5а
0,9608
3к1а-02
0,992
3к59
0,7124
3к27
0,8261
3.10к7а
0,9608
3к1-02
0,992
3к59а
0,7063
3к28а
0,8217
3к1с-2
0,9579
3к2-02
0,992
3к60
0,6995
3к28
0,8158
3к1с-2
0,9579
3к3-02
0,992
3к61
0,6887
3к29а
0,8059
3.8к83
0,9549
3к4-02
0,992
3к62
0,6858
3к29
0,7994
3.8к83
0,9549
3к5-02
0,992
3к2
0,9600
3к29б
0,7936
3кЗа
0,9600
3к6-02
0,992
3к3
0,9600
3к31
0,7828
3к55а
0,7491
3к7-02
0,992
3к4
0,9600
3.10к1
0,9608
3к11
0,9600
3к8-02
0,992
3к5
0,9600
3.10к2
0,9608
3к11
0,9600
3к1с-2
0,992
3к6
0,9579
3.10к4
0,9608
тэц2
0,992
3к1с-1
0,992
3к7
0,9600
3.10к5
0,9608
3.но26-01
0,992
3к2
0,992
3к8
0,9600
3.10к7
0,9608
3.но26-01
0,992
3к3
0,96
3к9
0,9600
3.11к1
0,9608
3.но26-02
0,992
3к3а
0,96
3к9а
0,9600
3.11к2
0,9608
3.но25-02
0,992
3к4
0,96
3к10
0,9600
3.11к3
0,9608
3.но24-02
0,992


3к10а
0,9600
3.11к4
0,9608
3но24-02
0,992





Рисунок Д.6. Трассировка расчетного пути от ТЭЦ-2
до концевых потребителей магистрали № 3 - РС 2к-2к75а



Рисунок Д.7. Результаты расчета показателя надежности
магистрали № 3 - РС 2к-2к75а ТЭЦ-2

Таблица Д.8. Результаты расчета показателя надежности
магистрали № 3 - РС 2к-2к75а ТЭЦ-2

Название камеры
P
Название камеры
P
Название камеры
P
Название камеры
P
2к76
0,9185
2к80
0,9471
2к34а
0,9582
3.вно4
0,9608
2к75а
0,9189
2к23
0,9480
2к37
0,9590
3.вно5
0,9608
2к75
0,9197
2к83
0,9486
3.22к1
0,9590
3.вно6
0,9608
2к71
0,9198
2к49
0,9487
3.10к13а
0,9593
3.вно7
0,9608
2к74а
0,9199
2к79
0,9487
2к76а
0,9595
тк4
0,9608
2к74
0,9217
2к78а
0,9488
3.20к1
0,9596
3.вно8
0,9608
2к73
0,9244
2к81
0,9491
2к14
0,9600
3.вно9
0,9608
2к72
0,9268
3.20к5
0,9496
2к42а
0,9600
тк5
0,9608
2к58
0,9277
2к22
0,9497
3.10к13
0,9600
3.втк7
0,9608
2к30
0,9283
2к59б
0,9500
2к41
0,9600
3.вно10
0,9608
2к29
0,9285
3.10к12
0,9500
2к42
0,9600
3.вно11
0,9608
2к56в
0,9293
2к56б
0,9500
2к47
0,9600
3.вно12
0,9608
2к61
0,9300
2к84
0,9500
2к46
0,9600
3.вно13
0,9608
2к82
0,9300
3.10к8а
0,9500
2к45
0,9600
3.вно14
0,9608
2к28а
0,9304
2к59а
0,9500
2к44
0,9600
3.вно15а
0,9608
2к28
0,9317
2к78б
0,9506
2к43
0,9600
3.вк21
0,9608
2к56г
0,9320
2к81а
0,9514
2к37
0,9600
3.вк22а
0,9608
2к57
0,9320
3.20к4
0,9514
2к35
0,9600
РД НПС3
0,9608
2к27
0,9335
2к21
0,9515
2к34
0,9600
3.вно16
0,9608
2к56
0,9352
3.22к4
0,9516
2к34а
0,9600
3.вно17
0,9608
2к56а
0,9364
2к48
0,9517
2к33
0,9600
3.вно18
0,9608
2к26
0,9370
2к78
0,9520
2к32
0,9600
3.вно18а
0,9608
2к55
0,9385
2к85
0,9522
2к15
0,9600
3.вно19
0,9608
2к54
0,9397
3.22к3
0,9528
2к16
0,9600
3.вк25
0,9608
2к25
0,9400
2к77а
0,9530
2к19
0,9600
3.вк25а
0,9608
2к62
0,9400
3.20к3
0,9535
2к17
0,9600
3.вк26
0,9608
2к66
0,9400
2к77а
0,9539
2к18
0,9600
3.вно21
0,9608
2к68
0,9400
3.22к2
0,9540
3.11к59а
0,9600
3.вк27
0,9608
2к68а
0,9400
2к77
0,9547
3.10к9
0,9600
3.вно27
0,9608
2к53
0,9412
2к40
0,9560
3.10к11
0,9605
3.вк28
0,9608
2к79а
0,9421
2к38
0,9565
тк5
0,9608
3.вк29
0,9608
2к79в
0,9441
3.20к2а
0,9565
3.11к6
0,9608
3.вк30
0,9608
2к52
0,9445
2к20
0,9567
3.11к67
0,9608
2к12
0,9608
2к79б
0,9451
2к76а
0,9570
тк4
0,9608
2к13
0,9600
2к79г
0,9451
2к77
0,9572
3.вно1
0,9608


2к51
0,9455
2к39
0,9577
3.вно2
0,9608


2к24
0,9456
3.20к2
0,9581
3.4к15
0,9608


2к50
0,9467
2к19
0,9582
3.вно3
0,9608



Выводы:
Результаты расчетов показали, что потребители, присоединенные после ТК 3к22, находятся в зоне ненадежного теплоснабжения (рисунок 3.8). В первую очередь это связано с отсутствием резервирования "тупикового" участка тепломагистрали.
Технические решения, предлагаемые для повышения надежности зоны ТЭЦ-2, представлены в таблице Д.9 и на рисунке Д.9.

Рисунок Д.8. Зоны ненадежного теплоснабжения
централизованных источников

Таблица Д.9. Технические решения для повышения надежности
источников централизованного теплоснабжения

№ на схеме
Наименование мероприятия
Источник
Цели реализации
1
Строительство резервной перемычки между камерами 1к18-4но33 2Ду 500 протяженностью 0,2 км
КЦ ПП ТЭЦ-2

2
Строительство резервной перемычки между камерами 1к27-4к12 2Ду 500 протяженностью 0,3 км
КЦ ПП ТЭЦ-2

3
Реконструкция участка тепловой сети между камерами 2к44-2к58 с 2Ду 300 на 2Ду 400 протяженностью 0,4 км
ТЭЦ-2

4
Реконструкция участка тепловой сети между камерами стк 5-ТК 34 с 2Ду 200-2Ду 250 на 2Ду 400 протяженностью 0,52 км
ТЭЦ-2

5
Строительство участка тепловой сети от уз.1-3к41 2Ду 500 протяженностью 3,3 км
ТЭЦ-2


Рисунок Д.9. Технические решения для повышения надежности
источников централизованного теплоснабжения

Котельные МУП "Смоленсктеплосеть"

Котельная № 1

Теплопровод начинается от котельной № 1 и закачивается условным потребителем "Детский сад".
В таблице Д.10 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.10. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 1

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
тк1
тк2
219
58
1968
45
0
2
тк2
т.А
159
50
1968
45
0
3
т.А
тк3
133
65
1968
45
0
4
тк1
т.А
89
33
1968
45
0,008149355
5
Н.-Нем., 2
тк8
89
33
1968
45
0,008149355
6
кот
тк4
89
33
1968
45
0,008149355
7
тк3
Н.-Нем., 6а
219
10
1990
23
0,996779645
8
Н.-Нем., 6а
Николаева, 36а
159
188
1990
23
0,437053568
9
кот
тк5
159
89
1990
23
0,830691284
10
тк5
тк6
108
50
1990
23
0,961013258
11
тк4
Н.-Нем., 6
159
175
2002
11
0,811334443
12
тк4
Н.-Нем., 4
108
38
2002
11
0,993326303
13
ТКА
Д/С
159
85
2004
9
0,959049165
14
ТК5
Н.-Нем., 14
108
98
2004
9
0,962950747
15
ТК6
Н.-Нем., 16
89
64
2004
9
0,986819023
16
ТК1
Д/С
57
85
2004
9
0,98512224

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 2

Теплопровод начинается от котельной № 2 и закачивается условным потребителем "Баграт., 21".
В таблице Д.11 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.11. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 2

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
219
98
1968
45
0
2
тк1
тк1а
133
113
1968
45
0
3
тк2
тк3
89
83
1968
45
0
4
тк3
тк4
89
83
1968
45
0
5
тк4
тк5
89
83
1968
45
0
6
тк1а
тк6
108
124
1968
45
0
7
тк6
Н.-Нем., 24
89
75
1968
45
0
8
тк6
д9
76
31
1968
45
0,000120435
9
тк2
тк7
108
116
1988
25
0,492702597
10
тк5
Баграт., 21
108
24
2011
2
0,998311772
11
Баграт., 19
21
108
50
2011
2
0,992693255

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 5

Теплопровод начинается от котельной № 5 и закачивается условным потребителем "Нормандия-Неман, 11".
В таблице Д.12 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.12. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 5

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
219
75
1968
45
0
2
тк1
тк2
133
93
1968
45
0
3
тк2
тк3
108
11
1968
45
0,198951209
4
тк3
тк4
89
30
1968
45
0
5
тк4
тк5
133
460
1968
45
0
6
тк1а
тк6
108
146
1968
45
0
7
тк6
Н. № 11
89
293
1968
45
0

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 6

Теплопровод начинается от котельной № 6 и закачивается условным потребителем "Школа № 20".
В таблице Д.13 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.13. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 6

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк4
133
143
1975
38
0
2
тк4
багр., 57а
108
5
1975
38
0,977213287
3
тк3
ж.д38
108
5
1975
38
0,977213287
4
кот.
тк1
108
103
1993
20
0,748777749
5
тк1
тк2
159
9
1993
20
0,996753271

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9), только в одном случае. Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 12

Теплопровод начинается от котельной № 12 и закачивается условным потребителем "Д/центр".
В таблице Д.14 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.14. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 12

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
тк4
ж.д. 70кв
108
132
1989
24
0,54458200
2
кот.
тк1
273
283
1992
21
0,00200445
3
тк1
тк2
319
86
1992
21
0,51152256
4
тк2
спальный корпус
133
30
1992
21
0,96656105
5
тк6
д № 3
108
22
2003
10
0,99486807

д № 3
д/центр
108
66
2003
10
0,95474955

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, в большинстве соответствует нормам, требуемым в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование.

Котельная № 14

Теплопровод начинается от котельной № 14 и закачивается условным потребителем "Амбулатория".
В таблице Д.15 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.15. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 14

Номер участка
пути
Начальная камера
участка
Конечная камера
участка
Диаметр трубопровода на
участке, м
Длина трубопровода
на участке,
м
Год прокладки
трубопровода
Продолжительность эксплуатации
участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной
работы пути
относительно
конечного потребителя
1
кот. № 14
ТК2
219
136
1988
25
0,309061208
2
ТК2
Т.В
159
180
1988
25
0,22461483
3
Т.В
Т.Г
133
217
1988
25
0,162756766
4
Т.В
Т.Д
108
320
1988
25
0,040522861
5
Т.Г
Ж.Д. № 15
89
104
1988
25
0,756502356
6
ТК2
Т.А
76
14
1988
25
0,995691192
7
Т.А
АМБУЛ.
57
676,5
1988
25
0,000519848

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0, 9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование.

Котельная № 16

Теплопровод начинается от котельной № 16 и закачивается в ТК № 6.
В таблице Д.16 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.16. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 16

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно
конечного потребителя
1
КОТ.
ТК1
219
9
1984
29
0,977115588
2
ТК1
ТК2
159
193
1984
29
0,003553417
3
ТК4
КЛОК. 17
133
101
1986
27
0,403740722
4
ТК4
ТК5
89
89
1986
27
0,624205843
5
ТК9
КЛЮКОВ А 19А
57
116
1987
26
0,64677209
6
ТК6
КЛОКОВ А 54
89
11
1987
26
0,993900345
7
КОТ.
ТК6
108
116
1999
14
0,818137844

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование.

Котельная № 18

Теплопровод начинается от котельной № 18 и закачивается условным потребителем "Гарбачева, 19, к. 2".
В таблице Д.17 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.17. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 18

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
тк1
автотр. кол.
273
49
1972
41
0,001436141
2
тк2
кловка, 3
219
45
1972
41
0
3
кот.
тк7
133
67
1972
41
0
4
кот.
грп
89
79
1972
41
0
5
тк7
тк
108
43,5
1972
41
0,008021667
6
ткз
гараб., 21б
108
5
1993
20
0,999318469
7
тк12
гараб., 17а
133
13
1993
20
0,994340522
8
тк14
тк15
159
86
1993
20
0,74309105
9
тк16
ДОСААФ
219
77
2011
2
0,948836738
10
тк10
тк11
108
236
2011
2
0,784039493
11
тк11-
тк13
89
55
2011
2
0,989169714
12
кот.
тк1
219
530
2012
1
0,916446709
13
тк1
тк
159
58
2012
1
0,984428097
14
тк2
тк3
133
34
2012
1
0,995498862
15
тк3
тк4
108
8
2012
1
0,999797208
16
тк3
гарб., 19к2
108
23
2012
1
0,998325028

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, в 40% выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9), только в одном случае. Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 19

Теплопровод начинается от котельной № 19 и закачивается условным потребителем "Еремино, 26".
В таблице Д.18 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.18. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 19

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно
конечного потребителя
1
кот. № 19
ТК1
273
19
1976
37
0,626087839
2
ТК1
тк № 2
219
294
1976
37
0
3
тк № 2
тк № 18
159
67
1976
37
0,033664359
4
ТК1
ТК2
108
76
1976
37
0,051614092
5
тк № 2
ПОД
219
86
1976
37
0,000454663
6
ЕРЕМ20
ЕРЕМ22
133
72
1976
37
0,037780719
7
ЕРЕМ20
ШК32
57
66
1976
37
0,307360394
8
ЕРЕМ20
ЕРЕМ20
159
74
1976
37
0,015971221
9
ЕРЕМ26
ПОД
133
19
2012
1
0,999436067

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 20

Теплопровод начинается от котельной № 20 и закачивается условным потребителем "Еремино, 26".
В таблице Д.19 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.19. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 20

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно
конечного потребителя
1
кот. № 20
ЕРЕМ48
219
157,5
1976
37
0
2
ТК2
КОТ.
219
90
2012
1
0,9885231
3
ТК8
ЕРЕМ48
159
157,5
1976
37
0
4
ТК2
КОТ.
89
84
2012
1
0,990832031
5
кот. № 20
КРЕМ48
159
74
1976
37
0,005716908
6
ЕРЕМ 36
ПОДВАЛ
133
22
1978
35
0,803312166
7
ЕРЕМ34
ПОДВАЛ
133
50
1988
25
0,889752112

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 21

Теплопровод начинается от котельной № 21 и закачивается условным потребителем "Городянск, 1".
В таблице Д.20 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.20. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 21

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
ТК10
ТК12
219
260
1987
26
0,004386165
2
ТК12
ЕРЕМ 8
108
18
1987
26
0,981483043
3
ТК12
ТК13
108
18
1987
26
0,981483043
4
кот. № 21
ТК17
108
35
2000
13
0,984382882
5
кот. № 21
ТК17
108
18
2000
13
0,995845492
6
ЕРЕМ 36
ПОДВАЛ
89
35
1988
25
0,951300271
7
кот. № 21
ТК17
219
127
1988
25
0,198391256

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, в большинстве соответствует нормам, требуемым в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование.

Котельная № 24

Теплопровод начинается от котельной № 24 и закачивается условным потребителем "Верхняя, 13".
В таблице Д.21 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.21. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 24

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно
конечного потребителя
1
кот.
шк. 10
108
83
1968
45
0
2
кот.
Гастелло, 5
89
47
1968
45
0
3
Гастелло, 7
Гастелло, 11
89
177
1999
14
0,968036838
4
тк1
Гастелло, 9
57
29
2000
13
0,993951977

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, в большинстве соответствует нормам, требуемым в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование.

Котельная № 32

Теплопровод начинается от котельной № 32 и закачивается условным потребителем "Соболева, 116".
В таблице Д.22 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.22. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 32

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот. № 32
УЗЕЛ А
219
82
1982
31
0,10302654
2
УЗЕЛ А
ЛЕСОП. ЦЕХ
159
272
1982
31
0
3
УГОЛ ПОВОРОТА
Ж.Д. 116
133
159
1989
24
0,264242308
4
УЗЕЛ А
Соболева, 116
57
45
1989
24
0,917075513
5
ТК2
ТК3
76
37,7
1994
19
0,97734105
6

Соболева, 116
76
40
1982
31
0,850675938

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование.

Котельная № 33

Теплопровод начинается от котельной № 24 и закачивается ТК7.
В таблице Д.23 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.23. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 33

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
219
83
1986
27
0,96785200
2
тк12
Рабочая, 22
159
47
1986
27
0,999704325
3
тк12
ттк15
108
177
1986
27
0,993129453
4
тк15
тк16
89
29
1986
27
0,999986737
5
тк16
Колхозная, 12
76
29
1986
27
0,999920423
6
тк21
тк7
57
29
1986
27
0,999935227

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, соответствует нормам, требуемым в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9).

Котельная № 34

Теплопровод начинается от котельной № 34 и закачивается условным потребителем "Багратиона, 63".
В таблице Д.24 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.24. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 34

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно
конечного потребителя
1
ТК2
ТК3
219
25
1979
34
0,316072606
2
ТК1
ТК11
76
172
1979
34
0
3
ТК11
ТК12
57
98
1979
34
0,009986437
4
ТК9
БАГР.63
108
90
1996
17
0,673634907

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование участков тепловой сети.

Котельная № 35

Теплопровод начинается от котельной № 35 и закачивается тк10.
В таблице Д.25 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.25. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 35

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
159
33
1998
15
0,983394318
2
тк1
тк2
133
107
1998
15
0,999873702
3
тк3
тк4
114
175
1998
15
0,99971045
4
тк5
тк6
108
25
1998
15
0,999994401
5
тк7
тк8
89
104
1998
15
0,999920156
6
тк8
тк9
57
273
1998
15
0,999647687
7
тк9
т10
57
17
1998
15
0,999998634

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, соответствует норме, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9).

Котельная № 36

Теплопровод начинается от котельной № 36 и закачивается условным потребителем "Брестская, 54".
В таблице Д.26 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.26. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 36

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
377
10
1968
45
0,12372959
2
Брестская, 4
жэу8
89
186
1968
45
0
3
Брестская, 4
тк6
76
21
1968
45
0,156023629
4
тк5
тк4
57
91
1968
45
0
5
тк1
54в
108
95
1993
20
0,895470235
6
Лавочк., 54б
52а
273
148
1998
15
0,666600761
7
Лавочк., 48
52а
159
176
1993
20
0,572417972
8
Лавочк., 48
тк2
219
10
1993
20
0,997522416
9
Лавочк., 48
т.А, врезка
76
31,5
1993
20
0,991494418
10
тк1
Лавочк., 54б
273
29
1993
20
0,974328779
11
тк6
Лавочк., 56б
57
86
2008
5
0,988142321
12
тк1
Брестская, 4
159
78
2012
1
0,9873477

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование участков тепловой сети.

Котельная № 37

Теплопровод начинается от котельной № 37 и закачивается условным потребителем "ТЧК врезки д 41".
В таблице Д.27 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.27. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 37

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
топстрой
108
385
1999
14
0,973394318
2
тк6
тк7
76
263
1999
14
0,989873702
3
тк7
тк8
57
395
1999
14
0,98971045

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, соответствует норме, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9).

Котельная № 38

Теплопровод начинается от котельной № 38 и закачивается ТК17.
В таблице Д.28 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.28. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 38

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
159
159
1987
26
0,003745153
2
тк1
тк2
114
114
1987
26
0,127540197
3
тк2
тк3
57
57
1987
26
0,773046976
4
тк3
тк4
114
114
1989
24
0,217393759
5
т5
тк6
219
219
1990
23
0
6
тк7
тк8
114
114
1990
23
0,264683042
7
тк9
тк10
89
89
1990
23
0,531267761
8
тк10
тк11
57
57
1990
23
0,846916833
9
тк11
тк12
57
16
1993
20
0,991026106
10
тк12
тк13
219
69
1997
16
0,654682554
11
тк13
тк14
133
41
1997
16
0,913171289
12
тк14
тк15
114
170
1997
16
0,262236382
13
тк15
тк16
89
174
1997
16
0,334629884
14
тк16
тк17
57
13
1997
16
0,996094015

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование участков тепловой сети.

Котельная № 39

Теплопровод начинается от котельной № 39 и закачивается условным потребителем "Строгань, 9".
В таблице Д.29 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.29. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 39

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительноконечного потребителя
1
кот.
Строг., 7
114
0,098
2000
13
0,935363887
2
Строг., 5
Строг., 6
89
0,093
1987
26
0,904302357
3
Строг., 5
Строг., 3
89
0,296
1997
16
0,982085588

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, соответствует норме, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9).

Котельная № 41

Теплопровод начинается от котельной № 43 и закачивается ТК4.
В таблице Д.30 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.30. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 41

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
159
185
1987
26
0,001340432
2
тк1
тк2
133
100
1987
26
0,157444883
3
тк2
тк3
159
30
1992
21
0,905312427
4
тк3
тк4
133
53
1998
15
0,870933403

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, соответствует норме, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9).

Котельная № 43

Теплопровод начинается от котельной № 41 и закачивается тк4.
В таблице Д.31 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.31. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 43

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
159
185
1987
26
0,900134043
2
тк1
тк2
133
100
1987
26
0,915744488
3
тк2
тк3
159
30
1992
21
0,905312427

тк3
тк4
133
53
1998
15
0,970933403

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование участков тепловой сети.

Котельная № 44

Теплопровод начинается от котельной № 44 и закачивается тк10.
В таблице Д.32 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.32. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 44

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
Кот.
тк1
108
185
1970
43
0
2
тк1
тк2
57
90
1970
43
0
3
тк2
тк3
108
79
1993
20
0,659423215
4
тк3
тк4
57
121
1993
20
0,597174265
5
т5
тк6
108
55
2001
12
0,911293953
6
тк7
тк8
57
194
2001
12
0,543375901
7
тк9
тк10
133
170
2012
1
0,958868501

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, в 40% выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9), только в одном случае. Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.

Котельная № 46

Теплопровод начинается от котельной № 46 и закачивается условным потребителем "Минская 21 к2".
В таблице Д.33 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.33. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 46

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот. № 46
тк1
325
920
1981
32
0
2
тк1
тк4
273
545
1981
32
0
3
тк4
тк7
219
361
1981
32
0
4
тк22
Куйб., 4
273
103
1993
20
0,883760425
5
тк27
тк28
108
75
1993
20
0,974413932
6
тк28
Куйб., 10
76
34
1993
20
0,996258626
7
тк28
Куйб., 9
76
34
1993
20
0,996258626
8

Минск., 19
108
90
1981
32
0,77156868
9

Минск.21к1
89
131
1981
32
0,635865524
10

Минск.21к2
89
131
1981
32
0,635865524

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование участков тепловой сети.

Котельная № 50

Теплопровод начинается от котельной № 50 и закачивается ТК11.
В таблице Д.34 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.34. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 46

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
108
44
2000
13
0,992816606
2
тк1
тк2
89
70
2000
13
0,993816606
3
тк2
тк3
65
63
2000
13
0,923232583
4
тк3
тк4
127
40
2001
12
0,943861983
5
т5
тк6
108
61
2001
12
0,892024139
6
тк7
тк8
76
34
2001
12
0,975329547
7
тк9
тк10
57
230
2001
12
0,424292408
8
тк10
тк11
100
17
2001
12
0,991816606

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, соответствует норме, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9).

Котельная № 53

Теплопровод начинается от котельной № 53 и закачивается ТК6.
В таблице Д.35 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.35. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 53

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
108
44
2002
11
0,962585085
2
тк1
тк2
89
70
2002
11
0,961585085
3
тк2
тк3
65
63
2002
11
0,963778736
4
тк3
тк4
127
40
2002
11
0,933145472
5
т5
тк6
108
61
2002
11
0,997483677

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, соответствует норме, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9).

Котельная № 56

Теплопровод начинается от котельной № 56 и закачивается ТК12.
В таблице Д.36 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.36. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 56

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
159
444
1999
14
0,704861358
2
тк1
тк2
89
109
1999
14
0,874253122
3
тк2
тк3
76
30
1999
14
0,977151407
4
тк3
тк4
57
199
1999
14
0,966372645
5
т5
тк6
108
40
2002
11
0,955810559
6
тк7
тк8
133
126
2002
11
0,957564661
7
тк9
тк10
89
57
2002
11
0,927159593
8
тк10
тк11
76
321
2002
11
0,928964892
9
кот
тк1
159
444
1999
14
09,00486135
10
тк1
тк2
89
109
1999
14
0,874253122
11
тк2
тк3
76
30
1999
14
0,977151407

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9). Для повышения показателя ВБР необходимо проводить ремонтные и профилактические работы, вести их статистику. В случае необходимости производить реконструкцию или резервирование участков тепловой сети.

Котельная № 67

Теплопровод начинается от котельной № 56 и закачивается ТК12.
В таблице Д.37 приведены данные расчета вероятности безотказной работы (далее - ВБР) теплопровода по отношению к тепловым камерам, входящим в "путь" по движению теплоносителя, в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе настоящей книги. Расчеты произведены на основе предоставленных данных.

Таблица Д.37. Данные расчета вероятности
безотказной работы котельной № 67

Номер участка пути
Начальная камера участка
Конечная камера участка
Диаметр трубопровода на участке, м
Длина трубопровода на участке, м
Год прокладки трубопровода
Продолжительность эксплуатации участка без капитального ремонта (реконструкции), лет
Вероятность безотказной работы пути относительно конечного потребителя
1
кот.
тк1
219
67
1968
45
0
2
тк1
тк2
219
67
2005
8
0,818369514
3
тк2
тк3
89
405
2006
7
0,965256549
4
тк3
тк4
108
113
2011
2
0,987243723
5
т5
тк6
133
117
1966
47
0
6
тк7
тк8
108
190
1966
47
0
7
тк9
тк10
89
95
1966
47
0
8
тк10
тк11
108
158
1975
38
0
9
тк11
тк12
89
101
2000
13
0,954960957
10
кот
тк1
89
109
1999
14
0,954253122
11
тк2
тк3
76
30
1999
14
0,977151407

Результаты расчета показывают, что вероятность отказа теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым камерам, в 40% выше нормативной величины, требуемой в СНиП 41-02-2003 (вероятность безотказной работы тепловых сетей относительно каждого потребителя не должна быть ниже P > 0,9), только в одном случае. Основное снижение вероятности безотказной работы до значения ниже нормативного происходит из-за значительного срока эксплуатации трубопровода.
Отсюда следует стратегия реконструкции магистрального теплопровода, состоящая из двух составляющих:
- реконструкции участков тепловой сети с наименьшей надежностью;
- либо резервирования участков тепловой сети с наименьшей надежностью.


------------------------------------------------------------------