«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы

395

Рисунок121 -

Схема теплового пункта с пиковым газовым котлом

Рисунок122 -

Схема теплового пункта с электроподогревателем

Однако, возникают сложности с размещением газовых котлов в

существующих зданиях. Наиболее приемлемый вариант технического решения –

крышные котельные, меняющие архитектурный облик здания. Массовое

внедрение данной схемы ограничивается лимитом пропускной возможности

газовых сетей.

Использование проточных водоподогревательных установок сдерживается

отсутствием резервных мощностей электроэнергии. Применение емкостных

электроподогревателей влечет за собой увеличение потребления электроэнергии на

5-10 % за счёт увеличения теплопотерь. Также резервы аккумулирования тепла

ограничены размерами самого аккумулятора.

Применение схем с тепловыми насосами (по сравнению с прямым

электроподогревом) снижает потребление электроэнергии, но в этом случае

наступает ограничение по теплосъёму (температуре обратной воды тепловой сети)

и по режимам работы тепловых насосов.

Нарушения

снабжении

энергоносителями

или

нарушение

работоспособности технологического оборудования приводят, как правило, только

к частичным отказам источников теплоты, которые проявляются в виде снижения

температуры или расхода теплоносителя. В случае снижения температуры

теплоносителя гидравлические режимы тепловых сетей не изменяются (при

условии отсутствия управляющих воздействий со стороны обслуживающего

396

персонала и отсутствии внешних возмущающих воздействий на систему со

стороны населения).

Рисунок123 -

Схема теплового пункта с тепловым насосом и конденсатором на

подающем трубопроводе системы отопления

Рисунок124 -

Схема теплового пункта с тепловым насосом и конденсатором на

обратном трубопроводе системы отопления

При этом пропорционально недоотпуску тепла снижается температура в

отапливаемых помещениях всех потребителей. Уменьшение же расхода

теплоносителя приводит к разрегулировке тепловой сети.

Для предотвращения разрегулировки тепловой сети в аварийных ситуациях

устанавливается

лимитированная

подача

теплоносителя

всем

взаимно

резервируемым потребителям. Лимиты подачи теплоносителя определяются по

397

результатам

сопоставления

трех

параметров:

времени

остывания

представительного помещения здания до допустимой температуры, величины

допустимого снижения температуры и длительности ремонта головного

элемента тепловой сети - теплопровода, поскольку он имеет наибольшую

длительность восстановления. При отказе элемента магистральной сети на всех

ЦТП, гидравлически связанных с аварийным участком, автоматические регуляторы

расхода, установленные на входных тепломагистралях, перестраивают подачу

теплоносителя в сеть на лимитированную. Кроме того, для предотвращения

гидравлической разрегулировки распределительных тепловых сетей и систем

отопления на ЦТП включаются подмешивающие насосы, которые при снижении

температуры теплоносителя доводят его расход в этих сетях до расчетного

значения. В этот период отключение нагрузки горячего водоснабжения в ЦТП

может поддерживать температуру теплоносителя на расчетном или близком к

нему уровне.

Для потребителей первой категории предусматривается индивидуальная

регулировка в их местных тепловых пунктах.

Организация совместной работы нескольких источников теплоты на единую

тепловую сеть позволяет в случае аварии на одном из источников частично

обеспечивать единые тепловые нагрузки за счет других источников теплоты.

Расчет тепловых и гидравлических аварийных режимов тепловой сети

выполняется разработчиком Схемы теплоснабжения, а их реализация -

теплоснабжающими организациями.

Прокладка резервных трубопроводных связей

как в тепловых сетях одного

района теплоснабжения, так и смежных теплосетевых районов города обеспечивает

непрерывное теплоснабжение потребителей со значительным снижением

недоотпуска теплоты во время аварий. Количество и диаметры перемычек

определяются, исходя из нормальных и в аварийных режимов работы сети, с

учетом снижения расхода теплоносителя в соответствии с данными,

представленными в таблице 169.

Места размещения резервных трубопроводных соединений между смежными

теплопроводами и их количество определяется расчетным путем с использованием

398

в качестве критерия такого показателя надежности как вероятность безотказной

работы.

Таблица169 -

Допустимое снижение подачи теплоты в аварийных режимах

Показатель

Расчетная температура наружного воздуха для

проектирования отопления

-10

-20

-30

-40

-50

Допустимое снижение подачи теплоты,% до

При обеспечении безотказности тепловых сетей определяются:

- предельно допустимые длины нерезервированных участков теплопроводов

(тупиковых, радиальных, транзитных) до каждого потребителя или теплового

пункта;

- места размещения резервных трубопроводных связей между радиальными

теплопроводами;

- достаточность диаметров, выбираемых при проектировании новых или

реконструируемых существующих теплопроводов, для обеспечения резервной

подачи теплоты потребителям при отказах.

Наличие автоматизированных тепловых пунктов, подключенных к

тепловой сети по независимой схеме или с помощью смесительных насосов,

позволяет почти в течение всего отопительного сезона компенсировать снижение

расхода в тепловой сети повышением температуры сетевой воды, обеспечивая

необходимую подачу тепла. В системах теплоснабжения от крупных источников

теплоты (мощностью 300 Гкал/ч и более) устраиваются узлы распределения с

двухсторонним присоединением к тепловой сети, обеспечивающим в случае

аварии подачу тепла через перемычки между магистралями, а в идеальном случае -

путем подключения к двум магистралям. Наличие в тепловой сети узлов

распределения позволяет получить управляемую систему теплоснабжения, т.е.

обеспечить возможность точного распределения циркулирующей воды в

нормальном и аварийном режимах, а при совместной работе теплоисточников -

возможность изменения режима работы сети в широких пределах.

Подключение центральных тепловых пунктов к распределительным тепловым

сетям может выполняться аналогичным образом, то есть с двухсторонним

подключением ЦТП и устройством соответствующих перемычек.

399

Структурное резервирование разветвленных тупиковых тепловых сетей

осуществляется делением последовательно соединенных участков теплопроводов

секционирующими задвижками. К полному отказу тупиковой тепловой сети

приводят лишь отказы головного участка и головной задвижки теплосети. Отказы

других элементов основного ствола и головных элементов основных ответвлений

теплосети приводят к существенным нарушениям ее работы, но при этом остальная

часть потребителей получает тепло в необходимых количествах. Отказы на

участках небольших ответвлений приводят только к незначительным нарушениям

теплоснабжения, и отражается на обеспечении теплом небольшого количества

потребителей.

Возможность подачи тепла неотключенным потребителям в аварийных

ситуациях обеспечивается использованием секционирующих задвижек. Задвижки

устанавливаются по ходу теплоносителя в начале участка после ответвления к

потребителю.

Такое расположение позволяет подавать теплоноситель потребителю по этому

ответвлению при отказе последующего участка теплопровода.

Установка баков аккумуляторов горячей воды

Повышению надежности функционирования систем теплоснабжения в

определенной мере способствует применение теплогидоракумулирующих

установок, наличие которых позволяет оптимизировать тепловые и гидравлические

режимы тепловых сетей, а также использовать аккумулирующие свойства

отапливаемых зданий. Теплоинерционные свойства зданий учитываются МДС 41-

6.2000

«Организационно-методические

рекомендации

по

подготовке

проведению отопительного периода и повышению надежности систем

коммунального теплоснабжения в городах и населенных пунктах РФ» при

определении расчетных расходов на горячее водоснабжение при проектировании

систем теплоснабжения из условий темпов остывания зданий при авариях.

Размещение баков-аккумуляторов горячей воды возможно как на

источнике теплоты, так и в районах теплопотребления. При этом на источнике

теплоты предусматриваются баки-аккумуляторы вместимостью не менее 25 %

общей расчетной вместимости системы. Внутренняя поверхность баков

400

защищается от коррозии, а вода в них - от аэрации, при этом предусматривается

непрерывное обновление воды в баках.

Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях

на горячее водоснабжение предусматриваются баки-аккумуляторы химически

обработанной и деаэрированной подпиточной воды расчетной вместимостью,

равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее

водоснабжение.

В закрытых системах теплоснабжения на источниках теплоты мощностью 100

МВт и более предусматривается установка баков запаса химически обработанной и

деаэрированной подпиточной воды вместимостью 3 % объема воды в системе

теплоснабжения, при этом обеспечивается обновление воды в баках.

Число баков независимо от системы теплоснабжения принимается не менее

двух по 50 % рабочего объема.

В системах центрального теплоснабжения (СЦТ) с теплопроводами любой

протяженности от источника теплоты до районов теплопотребления допускается

использование теплопроводов в качестве аккумулирующих емкостей.

Таким образом, структура систем теплоснабжения должна соответствовать их

масштабности и сложности. Если надежность небольших систем обеспечивается

при радиальных схемах тепловых сетей, не имеющих резервирования и узлов

управления, то тепловые сети крупных систем теплоснабжения должны быть

резервированными, а в местах сопряжения резервируемой и нерезервируемой

частей тепловых сетей должны иметь автоматизированные узлы управления. Это

позволяет преодолеть противоречие между "ненадежной" структурой тепловых

сетей и требованиями к их надежности и обеспечить управляемость системы в

нормальных, аварийных и послеаварийных режимах, а также подачу потребителям

необходимых количеств тепловой энергии во время аварийных ситуаций.

Уровень автоматизации управления технологическими процессами

производства, транспортировки, распределения и потребления тепловой энергии

Структура систем автоматического управления обеспечивает реализацию

многоступенчатого регулирования отпуска тепловой энергии, необходимость

которого определяется особенностями системы, а также автоматическое

обнаружение мест отказов в тепловых сетей и их локализацию, переход от

401

нормального режима к послеаварийному и затем опять к нормальному, защиту от

повышения давления и гидравлического удара. Выполнение этих функций

возможно лишь при ликвидации характерного для современных систем

теплоснабжения недостатка в средствах автоматического регулирования, который

становится особенно ощутимым с ростом единичных мощностей источников

теплоты и систем. Наибольшая эффективность может быть достигнута в условиях

комплексной автоматизации в рамках АСУ ТП и реализации АСДУ.

Основной задачей автоматизации регулирования отпуска теплоты на

отопление и горячее водоснабжение в тепловых пунктах зданий (ЦТП, ИТП)

является обеспечение комфортных условий в отапливаемых помещениях при

существенной экономии теплоты и, соответственно, топлива. Одновременно с

решением главной задачи автоматизация тепловых пунктов повышает надежность

систем теплоснабжения и позволяет:

- улучшить состояние изоляции трубопроводов и снизить коррозионную

повреждаемость тепловых сетей;

- обеспечить подачу теплоты потребителям в требуемом количестве

(соответствующем температуре наружного воздуха) при ликвидации аварий в сетях

с резервированием;

- обеспечить устойчивость гидравлических режимов работы систем отопления

зданий при снижении температуры сетевой воды относительно требуемой по

графику;

- обеспечить автономную циркуляцию в местных системах отопления при

аварийном падении давления в тепловых сетях, позволяющую снизить вероятность

повреждений систем отопления потребителей.

Улучшение состояния изоляции трубопроводов и улучшение условий работы

компенсаторных устройств обеспечивается осуществлением центрального

регулирования отпуска теплоты на источнике теплоты по ступенчатому

температурному графику регулирования при постоянной температуре.

Наличие автоматизации отпуска теплоты в тепловых пунктах тепловых сетей

с резервированием (путем устройства перемычек между тепловыми сетями

смежных районов) позволяет осуществить широкое маневрирование температурой

сетевой воды.

402

При ликвидации аварий на отдельных участках сети можно, повысив

температуру теплоносителя, подать всем потребителям теплоту на отопление в

полном объеме (соответствующую температуре наружного воздуха) при

сниженном расходе сетевой воды на отопление. Значение этого расхода

определяется расчетом для каждой конкретной сети с учетом имеющихся

перемычек и места аварии.

Гидравлический режим работы автоматизированных систем отопления здания

ухудшается при снижении температуры теплоносителя относительно графика

температуры сетевой воды, в том числе при аварии на источнике теплоты. При

этом регулирующие клапаны авторегуляторов отпуска теплоты на отопление

полностью открываются, и возможна разрегулировка тепловой сети, так как

головные потребители отберут из сети больший расход, чем концевые

потребители. Чем ниже гидравлическая устойчивость сети, тем больше величина

указанной разрегулировки и тем больше снижается надежность теплоснабжения.

Устранить этот недостаток возможно путем установки дополнительных

регуляторов давления (перепада давления).

Однако, это приводит, во-первых, к усложнению работы средств

автоматизации в тепловых пунктах из-за взаимного влияния авторегуляторов

отпуска теплоты и гидравлического режима, а во-вторых, к удорожанию системы

автоматизации.

Снизить вероятность повреждений

систем отопления зданий от

замораживания при аварийном прекращении подачи теплоносителя из сети

(например, в результате падения давления в тепловой сети) позволяет

организация автономной циркуляции воды в местных системах отопления. При

наличии циркуляции воды, кроме того, увеличивается временной диапазон для

выполнения необходимого слива воды из систем отопления. В получивших

наибольшее распространение ЦТП с корректирующими насосами смешения

указанная циркуляция обеспечивается установкой на подающем трубопроводе на

входе в ЦТП электроконтактных манометров (ЭКМ), которые приводят в действие

насос смешения (или оба насоса, если подача каждого составляет 50 % от

расчетного расхода воды на отопление).

403

Совершенствование эксплуатации системы теплоснабжения

Надежность системы теплоснабжения в значительной степени определяется

организацией эксплуатации системы, взаимодействия поставщиков тепловой

энергии и их потребителями, своевременным проведением ремонтов, заменой

изношенного оборудования, наличием аварийно-восстановительной службы и

организацией аварийных ремонтов. Последнее является особенно важным при

наличии значительной доли ветхих теплопроводов и их высокой повреждаемости.

Организация аварийно-восстановительной службы, ее численности и

технической оснащенности в каждом конкретном случае решается на основе

техникоэкономического обоснования с учетом оптимального сочетания

структурного резерва системы теплоснабжения и временного резерва путем

использования аккумулирующей способности зданий. Процесс восстановления

отказавших теплопроводов совершенствуется нормированием продолжительности

ликвидации аварий и определением оптимального состава аварийно-

восстановительной службы.

Классификация повреждений в системах теплоснабжения регламентируется

МДК 4-01.2001 «Методические рекомендации по техническому расследованию

и учету технологических нарушений в системах коммунального энергоснабжения и

работе энергетических организаций жилищно-коммунального комплекса»

(утверждены приказом Госстроя России от 20.08.01 № 191). Нормы времени на

восстановление должны определяться с учетом требований данного документа и

местных условий.

Для качественного выполнения ремонтных работ в составе СЦТ

предусматриваются:

- аварийно-восстановительные службы (АВС), численность персонала и

техническая оснащенность которых обеспечивает полное восстановление

теплоснабжения при отказах на тепловых сетях в сроки, указанные в таблице 170;

- собственные ремонтно-эксплуатационные базы (РЭБ) - для районов

тепловых сетей с объемом эксплуатации 1000 условных единиц и более.

Численность персонала и техническая оснащенность РЭБ определяются с учетом

404

состава оборудования, применяемых конструкций теплопроводов, тепловой

изоляции и т.д.;

- механические мастерские - для участков (цехов) тепловых сетей с объемом

эксплуатации менее 1000 условных единиц;

- единые ремонтно-эксплуатационные базы - для тепловых сетей,

которые входят в состав подразделений тепловых электростанций, районных

котельных или промышленных предприятий.

При подземной прокладке тепловых сетей в непроходных каналах и

бесканальной прокладке величина подачи теплоты (%) для обеспечения

внутренней температуры воздуха в отапливаемых помещениях не ниже 12 °С в

течение ремонтно-восстановительного периода после отказов принимается в

соответствии с таблицей 170.

Таблица170 -

Допускаемое снижение подачи теплоты в зависимости от диаметра

теплопроводов и расчетной температуры наружного воздуха

Диаметр

труб

тепловых
сетей, мм

Время

восстановления

теплоснабжения,

Расчетная температура наружного воздуха

-10

-20

-30

-40

-50

Допустимое снижение подачи теплоты,% до

300

400

500

600

700

800-1000

1200-1400

До 54

Время ликвидации аварий в значительной мере зависит от наличия запасных

частей и материалов, необходимых для этого. Поэтому особое внимание уделяется

поддержанию необходимого запаса материалов, деталей, узлов и оборудования.

Основой надежной, бесперебойной и экономичной работы систем

теплоснабжения является выполнение правил эксплуатации, а также своевременное

и качественное проведение профилактических ремонтов.

Выполнение в полном объеме перечня работ по подготовке источников,

тепловых сетей и потребителей к отопительному сезону в значительной степени

обеспечит надежное и качественное теплоснабжение потребителей.

С целью определения состояния строительно-изоляционных конструкций,

тепловой изоляции и трубопроводов производятся шурфовки, которые в

настоящее время являются наиболее достоверным способом оценки состояния

405

элементов подземных прокладок тепловых сетей. Для проведения шурфовок

ежегодно

составляются

планы.

Количество

проводимых

шурфовок

устанавливается предприятием тепловых сетей и зависит от протяженности

тепловой сети, ее состояния, вида изоляционных конструкций. Результаты

шурфовок учитываются при составлении плана ремонтов тепловых сетей.

Тепловые сети от источника теплоснабжения до тепловых пунктов, включая

магистральные,

разводящие

трубопроводы

абонентские

ответвления,

подвергаются испытаниям на расчетную температуру теплоносителя не реже

одного раза в год.

Целью испытаний водяных тепловых сетей на расчетную температуру

теплоносителя является проверка тепловой сети на прочность в условиях

температурных деформаций, вызванных повышением температуры до расчетных

значений, а также проверка в этих условиях компенсирующей способности

элементов тепловой сети.

Тепловые сети, находящиеся в эксплуатации, подвергаются испытаниям

на гидравлическую плотность ежегодно после окончания отопительного

периода для выявления дефектов, подлежащих устранению при капитальном

ремонте и после окончания ремонта перед включением сетей в эксплуатацию.

Испытания проводятся по отдельным, отходящим от источника тепла магистралям

при отключенных водоподогревательных установках, системах теплопотребления

и открытых воздушниках у потребителей. При испытании на гидравлическую

плотность давление в самых высоких точках сети доводится до пробного (1,25

рабочего), но не ниже 1,6 МПа (16 кгс/см

). Температура воды в трубопроводах при

испытаниях не превышает 45 °C.

Для дистанционного обнаружения мест повреждения трубопроводов

тепловых сетей канальной и бесканальной прокладки под слоем грунта на глубине

до 3 - 4 м в зависимости от типа грунта и вида дефекта используются течеискатели.

В процессе эксплуатации особое внимание уделяется выполнению всех

требований нормативных документов, что существенно уменьшает число отказов в

период отопительного сезона.

406

Глава 10. Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и

техническое перевооружение

10.1

Технико-экономическая информация по строительству новых

котельных

Расчет финансовых потребностей для строительства котельных выполнен по

укрупненным показателям базисной стоимости и по данным цен заводов

изготовителей с учетом:

- стоимости оборудования блочно-модульной котельной;

- затрат на подготовку площадки под строительство;

- затрат на сооружение топливного склада и оборудования топливоподачи;

- затрат на строительно-монтажные и пуско-наладочные работы;

- прочих расходов, в том числе затрат на разработку ТЭО и

прединвестиционные работы;

- непредвиденных расходов.

Анализ цен заводов-изготовителей на блочно-модульные твердотопливные

котельные показывает, что их стоимость в значительной степени зависит от

тепловой мощности котельной, комплектации отечественным или импортным

оборудованием и составляет от 50 до 250 тыс. долл./МВт, в том числе:

- котельных до 1 МВт – 80-150 тыс. долл./МВт;

- котельных от 1 до 2,5 МВт – 150-88 тыс. долл./МВт;

- котельных от 2,5 до 5 МВт – 88-125 тыс. долл./МВт;

Стоимость строительства ЦТП составляет 18-24 тыс. долл./МВт

(отечественное оборудование) и 30-40 тыс. долл./МВт (импортное оборудование).

Определение предварительных затрат на строительство блочно-модульных

котельных (БМК) в условиях города Инта основывается на принятой базовой

стоимости котельных (таблица 171) и применения поправочных коэффициентов на

специфику доставки оборудования и строительно-монтажных работ на территории.

При расчете затрат на топлива удельный расход топлива, в зависимости от

установленной мощности котельного оборудования, принимался в диапазоне 210-

173,8 кг у.т./Гкал тепловой энергии, отпущенной в сеть.

407

Таблица171 -

Основные технико-экономические показатели угольных котельных

Параметры

Установленная тепловая мощность, МВт

До 1

2,5

более 5

Удельные

капвложения, тыс

долл/МВт

150

125

120

Штатный

коэффициент,

чел/МВт

5,5

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды новой котельной

принят на уровне 40 кВт ч/МВт тепловой энергии, отпущенной в сеть.

Стоимость текущего и капитального ремонта оборудования принята в объеме

0,3 % от стоимости оборудования котельной.

Затраты на оплату труда определены исходя из штатного коэффициента 1,3-2

чел./МВт установленной мощности крупных котельных и не менее 6 человек для

котельных мощностью менее 3 МВт. Заработная плата – 20 тыс. руб. в месяц.

Отчисления на социальные нужды – 30 % от фонда оплаты труда.

Амортизационные отчисления рассчитаны исходя из срока службы

оборудования, равного 20 годам.

Стоимость оборудования котельных принимается 23-65 %, СМР – 30-63%,

прочие затраты 5-14 % (таблица 172). Привязка к местности предполагает

увеличение капиталовложений до 40 %.

Таблица172 -

Инвестиционные затраты при строительстве или реконструкции

котельных, %

Состав затрат

Поэлементная поставка

котлов

Крупные котельные

Блочно-модульные

котельные

Оборудование

Строительно-монтажные

и наладочные работы

Прочие расходы

10.2

Стоимости отдельных видов работ ТЭЦ, котельных и тепловых сетей

Для учета стоимости проектно-изыскательских работ (ПИР) и проектно-

сметной документации (ПСД) используется «Справочник базовых цен на

проектные работы для строительства». Базовые цены на проектные работы

установлены по состоянию на 1 января 2001 г.

408

Базовая цена разработки проектной документации (проект + рабочая

документация) установлена от общей стоимости строительства по итогу сводного

сметного расчета стоимости строительства.

Таким образом, стоимость ПИР и ПСД в зависимости от полной

стоимости строительства составляет (таблица 173):

Таблица173 -

Доля ПИР и ПСД в зависимости от полной стоимости объекта

ГТУ ТЭЦ мощностью

более 30 МВт

ПГУ ТЭЦ

Отдельные котельные

Тепловые сети

8,9-2,3 %

9,79-2,53 %

9,2-3,4 %

9,6-4,65 %

Распределение стоимости базовой цены разработки проекта (ТЭО) и рабочей

документации по составляющим теплоснабжающей системы составляет (таблица

174):

Таблица174 -

Распределение стоимости базовой цены разработки проекта (ТЭО)

и рабочей документации

Тип

документации

ГТУ ТЭЦ

ПГУ ТЭЦ

Отдельные

котельные

Тепловые сети

ТЭО

20 %

16 %

РД

80 %

84 %

Оценка предварительных затрат в тепловые сети в условиях г. Инта

основывается

на

принятой

базовой

стоимости

комплекта

труб

полипеноуритановой (ППУ) изоляции для Северо-Западного федерального округа

(таблица 175).

Таблица175 -

Стоимость трубопроводов тепловых сетей (в ценах 2012 г)

Диаметр трубы/стенка

трубы/диаметр

оболочки, мм

Цена, руб/пм

Трубы в ППУ

Трубы в ППУ с учетом

отводов, изоляции

стыков, манжет и пр

Новое строительство на

неподвижных опорах

57/3,5/125

576

806,4

2016

57/3,5/140

637

891,8

2229,5

76/3,5/140

714

999,6

2499

76/3,5/160

768

1075,2

2688

89/4,0/160

824

1153,6

2884

89/4,0/180

901

1261,4

3153,5

108/4,0/180

1020

1428

3570

108/4,0/200

1081

1513,4

3783,5

133/4,0/225

1274

1783,6

4459

133/4,0/250

1420

1988

4970

159/4,5/250

1602

2242,8

5607

159/4,5/280

1750

2450

6125

219/6,0/315

2643

3700,2

9250,5

219/6,0/355

3034

4247,6

10619

273/6,0/400

4387

6141,8

15354,5

273/6,0/450

4714

6599,6

16499

325/6,0/450

5012

7016,8

17542

325/6,0/500

5517

7723,8

19309,5

409

Диаметр трубы/стенка

трубы/диаметр

оболочки, мм

Цена, руб/пм

Трубы в ППУ

Трубы в ППУ с учетом

отводов, изоляции

стыков, манжет и пр

Новое строительство на

неподвижных опорах

426/7,0/560

6762

9466,8

23667

426/7,0/630

7614

10659,6

26649

Для тепловых сетей принята стоимость оборудования и материалов на уровне

65%, стоимость СМР (с учетом наладки) – 30 %, непредвиденные расходы – 5 %.

Привязка к местности предполагает увеличение капиталовложений до 40 %.

При использовании цен сметно-нормативной базы 2001 года для

формирования цен 2-го квартала 2013 г. используются индексы изменения

стоимости по: СМР, пусконаладочным работам, ПИР и ПСД, прочим затратам, а

также оборудования, рекомендуемые Минрегионом России для Республики Коми

(таблица 176). При использовании цен 1985 г. используется коэффициент 1,57 для

формирования базы цен 1991 г., в дальнейшем коэффициенты: оборудование – 21,

СМР – 15,5 и прочие затраты – 6,5 для формирования цен 2001 г.

Таблица176 -

Индексы изменения сметной стоимости СМР, пусконаладочных

работ, проектных и изыскательских, прочих работ и затрат для МОГО «Инта»

СМР и пусконаладочные работы

ПИР и ПСД

Прочие работы и

затраты

Сети газоснабжения

Котельные

Тепловые сети

6,27

4,87

12,81

6,37

5,92

10.3

Особенности

учета

демонтажа,

ликвидации

динамики

строительства энергетического оборудования

10.3.1

Демонтаж энергетического оборудования

В связи с истечением срока эксплуатации существующего энергетического

оборудования необходимо рассматривать вопросы о его возможной замене,

продлением срока эксплуатации или демонтажа оборудования.

В условиях демонтажа энергетического оборудования используется

укрупненный подход оценки требуемых инвестиционных затрат, который

заключается в следующем:

- производится оценка возможной стоимости основного оборудования (котлы,

турбины) в ценах 2012 г., а также возможной стоимости строительно-монтажных

работ конкретного типа оборудования в рамках энергоисточника (ТЭЦ, котельная);

410

- для паровых котлов от 10 до 160 т/ч в зависимости от параметров пара

определяются необходимые издержки для демонтажа на условиях ликвидации

оборудования (при этом возможности сдачи металла в металлолом не

учитываются, т.к. это своя проблема). Аналогичным образом оцениваются

энергетические котлы производительностью до 500 т/ч пара;

- среди водогрейных котлов в основу приняты котлы мощностью 100 Гкал/ч.

Посредством удельных показателей определяются цены демонтажа для других

типов котлов с введением поправок;

- аналогичным образом, оценивается стоимость СМР;

- в дальнейшем от стоимости определенного оборудования и СМР в ценах

2012 г. с помощью экспертных коэффициентов (основанных на металлоемкости

оборудования, типа и параметров теплоносителя) вводится оценка инвестиционных

затрат. При этом доля учета для СМР колеблется в диапазоне 1-3 %, а для

оборудования в диапазоне 1-3 но со значительной градацией для паровых котлов.

10.3.2

Ликвидация котельных

При ликвидации котельной в связи с ее закрытием и передачей потребностей

потребителей в тепле другим источникам предлагается:

1. При закрытии котельной не учитывать необходимость вложения

инвестиций, а считать, что котельная, находящаяся на балансе в теплоснабжающей

организации, и может быть в дальнейшем реализована путем продажи части

основных фондов для дальнейшего использования территории, строений и т.д. в

более благоприятной рыночной атмосфере.

2. В условиях переоборудовании (перепрофилирования) котельной в ЦТП

или ином техническом решении, затраты учитываются.

10.3.3

Динамика строительства и распределения инвестиционных

затрат

Для учета динамики вложения инвестиций приняты следующие

рекомендации:

1. Временной интервал – календарный год.

2. Первый год связан с вложением инвестиций в разработку ПИР и ПСД.

«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы - часть 25