СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ «ГОРОД СОВЕТСКАЯ ГАВАНЬ» СОВЕТСКО-ГАВАНСКОГО РАЙОНА ДО 2031 ГОДА

180

Наименование показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-

2026 г.

2027-

2031 г.

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

6,19

6,20

6,27

6,34

6,41

6,52

6,58

6,67

6,77

Котельная №3

Хоз. нужды котельной, т/ч

1,10

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

9,64

9,84

10,03

10,21

10,40

10,55

3,42

3,43

Нормативные утечки, т/ч

3,41

3,42

3,43

Расход воды на ГВС, т/ч

5,20

5,35

5,51

5,67

5,82

5,94

Общий расход воды, т/ч

10,74

10,94

11,13

11,31

11,50

11,65

4,52

4,53

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

9,08

9,10

9,11

9,13

9,14

Котельная №5

Хоз. нужды котельной, т/ч

0,17

Вывод из эксплуатации и переключение нагрузки

на котельную №10

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

1,28

Нормативные утечки, т/ч

0,20

Расход воды на ГВС, т/ч

0,90

Общий расход воды, т/ч

1,45

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,54

Котельная №6

Хоз. нужды котельной, т/ч

6,08

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

23,75

24,80

25,20

25,51

25,82

26,13

26,44

6,66

6,69

Нормативные утечки, т/ч

6,47

6,54

6,57

6,59

6,60

6,61

6,64

6,66

6,69

Расход воды на ГВС, т/ч

14,40

15,21

15,52

15,77

16,01

16,26

16,50

Общий расход воды, т/ч

29,83

30,88

31,28

31,59

31,90

32,21

32,52

12,74

12,77

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

17,26

17,45

17,53

17,57

17,60

17,64

17,71

17,77

17,84

Котельная №8

Хоз. нужды котельной, т/ч

0,36

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

1,75

1,45

Нормативные утечки, т/ч

1,45

Расход воды на ГВС, т/ч

0,25

Общий расход воды, т/ч

2,11

1,81

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

3,86

Котельная №9

Хоз. нужды котельной, т/ч

0,05

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,58

0,66

0,74

0,82

0,91

0,97

0,29

0,30

181

Наименование показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-

2026 г.

2027-

2031 г.

Нормативные утечки, т/ч

0,26

0,27

0,28

0,29

0,30

Расход воды на ГВС, т/ч

0,26

0,32

0,39

0,45

0,52

0,57

Общий расход воды, т/ч

0,63

0,71

0,79

0,87

0,96

1,02

0,34

0,35

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,71

0,72

0,73

0,74

0,76

0,77

0,78

0,79

Котельная №10

Хоз. нужды котельной, т/ч

0,17

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,46

0,63

0,80

1,50

1,67

1,80

0,57

0,61

Нормативные утечки, т/ч

0,34

0,35

0,37

0,52

0,53

0,54

0,57

0,61

Расход воды на ГВС, т/ч

0,10

0,23

0,36

0,82

0,95

1,05

Общий расход воды, т/ч

0,63

0,80

0,97

1,67

1,84

1,97

0,74

0,78

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,91

0,94

0,98

1,37

1,41

1,44

1,51

1,62

Котельная №11

Хоз. нужды котельной, т/ч

0,10

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,12

0,63

1,14

1,64

2,15

2,54

0,21

0,22

Нормативные утечки, т/ч

0,12

0,14

0,15

0,17

0,19

0,20

0,21

0,22

Расход воды на ГВС, т/ч

0,00

0,41

0,82

1,23

1,64

1,95

Общий расход воды, т/ч

0,22

0,73

1,24

1,74

2,25

2,64

0,31

0,32

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,33

0,37

0,41

0,45

0,49

0,53

0,56

0,60

Котельная ФКУ ИК-5

Хоз. нужды котельной, т/ч

н/д

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

6,37

0,45

Нормативные утечки, т/ч

0,45

Расход воды на ГВС, т/ч

4,93

Общий расход воды, т/ч

6,37

0,45

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

1,21

*Перевод потребителей из открытой на закрытую систему теплоснабжения

182

6.3 Балансы производительности водоподготовительных установок по

первому варианту развития системы теплоснабжения

При разработке варианта 1 для ТЭЦ была предложена ВПУ, удовлетворяющая

потребность в обессоленной воде для восполнения потерь в цикле (согласно ВНТП-

81), исходя из установленной паропроизводительности энергетических котлов 3 × Е-

210-13,8-560 (210 т/ч, 140 кгс/см2, 560

С), которая обеспечит:

- потери в цикле с продувкой – 201×3×0,02 – 12,6 т/ч;

- дополнительную производительность – 25 т/ч.

Технологическая схема и состав оборудования установки подпитки котлов и

теплосети ТЭЦ представлены в таблице 6.3.

Производительность обессоливающей установки принимается 40 т/ч.

Производительность установки подготовки добавочной воды теплосети с

закрытым горячим водоразборном составляет 55 т/ч. Температурный график

теплосети 120/70

С.

Состояние осветленной воды по техническим показателям после механических

фильтров удовлетворяет требованиям ПТЭ, предъявляемым к качеству подпиточной

воды, кроме рН. Для повышения рН до нормативных требований предусматривается

подщелачивание раствора подпиточной воды едким натром 3 -5 % концентрации.

Для

определения

перспективной

проектной

производительности

водоподготовительных установок тепловой сети на котельных были рассчитаны

годовые и среднечасовые расходы подпитки тепловой сети, указанные в таблице

6.1.

Баланс производительности ВПУ ТЭЦ представлен в таблице 6.4, котельной

№9 – в таблице 6.5, котельной №11 – в таблице 6.6.

184

Таблица 6.4 – Перспективный баланс производительности ВПУ Советско-Гаванской ТЭЦ

Наименование показателя

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Производительность ВПУ, т/ч

97,5

Производительность ВПУ обессоливающей
воды на подпитку котлов, т/ч

40,5

Производительность ВПУ воды на подпитку
теплосети, т/ч

55,0

Средневзвешенный срок службы, лет

Располагаемая производительность ВПУ, т/ч

55,0

Собственные нужды, т/ч

9,5

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

14,2

16,4

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

31,3

29,0

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

57,0

53,0

Таблица 6.5 – Перспективный баланс производительности ВПУ котельной №9

Наименование показателя

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Максимальная производительность ВПУ,
т/ч

подпитка из хоз-

питьевого

водопровода

1,60

0,8*

Средневзвешенный срок службы, лет

–

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

–

1,20

0,6*

Собственные нужды, т/ч

0,05

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,1

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,58

0,66

0,74

0,82

0,91

0,97

0,29

0,30

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,71

0,72

0,73

0,74

0,76

0,77

0,78

0,79

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

0,46

0,38

0,29

0,23

0,31

0,30

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

0,86

0,78

0,69

0,63

0,51

0,50

185

Таблица 6.6 – Перспективный баланс производительности ВПУ котельной №11

Наименование показателя

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Максимальная производительность ВПУ,
т/ч

подпитка из хоз-

питьевого

водопровода

1,20

0,6*

Средневзвешенный срок службы, лет

–

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

–

1,60

0,8*

Собственные нужды, т/ч

0,10

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,1

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,12

1,32

2,51

3,71

4,90

5,82

0,21

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,33

0,37

0,41

0,45

0,49

0,53

0,56

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

-0,91

-2,11

-3,30

-4,22

0,59

0,58

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

-1,31

-2,51

-3,70

-4,62

0,39

0,38

186

6.4 Балансы производительности водоподготовительных установок по

второму варианту развития системы теплоснабжения

В настоящее время водоподготовка осуществляется на четырех источниках

тепловой энергии - котельные № 1, 3, 6, 8. Описание водоподготовительных

установок, характеристика оборудования, качество исходной, подпиточной и

сетевой воды приведены в главе 1 в пункте 1.2.

Предлагается для котельных № 1, 3, 6, 8, имеющих водоподготовительные

установки, в дальнейшем проводить регламентные мероприятия, направленные на

поддержание оборудования в нормативном состоянии, и выборочную замену

существующих атмосферных деаэраторов в котельных № 3, 6, 8 на вакуумные

деаэраторы.

Для котельных № 2, 9, 10, 11, 18 с установкой нового котельного оборудования

предусмотрен ввод блочных автоматизированных установок для умягчения

исходной воды, подробное описание представлено в главе 7 пункт 7.3. Для

определения перспективной проектной производительности водоподготовительных

установок тепловой сети на котельных были рассчитаны годовые и среднечасовые

расходы подпитки тепловой сети, указанные в таблице 6.2.

Баланс производительности ВПУ котельных представлен в таблице 6.7.

187

Таблица 6.7 – Перспективный баланс производительности ВПУ котельных

Наименование показателя

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Котельная №1

Максимальная производительность ВПУ,
т/ч

подпитка из хоз-

питьевого

водопровода

14,0

7,0*

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

10,6

5,3*

Собственные нужды, т/ч

1,32

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,4

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

16,71

16,91

17,22

17,42

17,62

17,78

4,16

4,18

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

10,87

10,89

10,95

10,97

10,99

11,00

11,09

11,14

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

-3,22

-3,42

-3,62

-3,78

2,84

2,82

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

-6,62

-6,82

-7,02

-7,18

1,14

1,12

Котельная №2

Максимальная производительность ВПУ,
т/ч

подпитка из хоз-

питьевого

водопровода

8,0

4,0*

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

6,0

3,0*

Собственные нужды, т/ч

0,72

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,4

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

5,03

5,09

5,69

6,30

6,90

7,59

8,05

2,50

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

6,19

6,20

6,27

6,34

6,41

6,52

6,58

6,67

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

1,70

1,10

0,41

-0,05

1,50

1,46

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

-0,30

-0,90

-1,59

-2,05

0,50

0,46

188

Наименование показателя

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Котельная №3

Максимальная производительность ВПУ,
т/ч

н/д

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

н/д

Собственные нужды, т/ч

1,10

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,5

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

9,64

9,84

10,03

10,21

10,40

10,55

3,42

3,43

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

9,08

9,10

9,11

9,13

9,14

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

Котельная №5

Максимальная производительность ВПУ,
т/ч

подпитка из хоз-питьевого

водопровода

Вывод из эксплуатации и переключение нагрузки на

котельную №10

Средневзвешенный срок службы, лет
Номинальная производительность ВПУ,
т/ч
Собственные нужды, т/ч

0,17

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,1

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

1,28

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,54

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

189

Наименование показателя

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Котельная №6

Максимальная производительность
ВПУ, т/ч

н/д

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

н/д

Собственные нужды, т/ч

6,08

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

1,4

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

24,80

25,20

25,51

25,82

26,13

26,44

6,66

6,69

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

17,45

17,53

17,57

17,60

17,64

17,71

17,77

17,84

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

Котельная №8

Максимальная производительность
ВПУ, т/ч

н/д

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

н/д

Собственные нужды, т/ч

0,36

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,1

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

1,75

1,45

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

3,86

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

190

Наименование показателя

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Котельная №9

Максимальная производительность
ВПУ, т/ч

подпитка из хоз-

питьевого

водопровода

1,20

0,6*

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

1,60

0,8*

Собственные нужды, т/ч

0,05

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,1

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,58

0,66

0,74

0,82

0,91

0,97

0,29

0,30

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,71

0,72

0,73

0,74

0,76

0,77

0,78

0,79

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

0,46

0,38

0,29

0,23

0,31

0,30

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

0,86

0,78

0,69

0,63

0,51

0,50

Котельная №10

Максимальная производительность
ВПУ, т/ч

подпитка из хоз-

питьевого

водопровода

2,00

1,00*

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

1,60

0,80*

Собственные нужды, т/ч

0,17

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

–

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

–

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,46

0,63

0,80

1,50

1,67

1,80

0,57

0,61

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,91

0,94

0,98

1,37

1,41

1,44

1,51

1,62

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

1,20

0,50

0,33

0,20

0,43

0,39

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

0,80

0,10

-0,07

-0,20

0,23

0,19

191

Наименование показателя

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г.

2027-2031 г.

Котельная №11

Максимальная производительность
ВПУ, т/ч

подпитка из хоз-

питьевого

водопровода

1,60

0,80*

Средневзвешенный срок службы, лет

Номинальная производительность ВПУ,
т/ч

1,20

0,60*

Собственные нужды, т/ч

0,10

Количество баков-аккумуляторов
теплоносителя, шт.

Общая емкость баков аккумуляторов,
тыс.м

0,1

Всего подпитка тепловой сети, т/ч

0,12

0,63

1,14

1,64

2,15

2,54

0,21

0,22

Аварийная подпитка тепловой сети, т/ч

0,33

0,37

0,41

0,45

0,49

0,53

0,56

0,60

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ при
максимальной производительности, т/ч

–

0,46

-0,04

-0,55

-0,94

0,59

0,58

Резерв (+) / дефицит (-) ВПУ, т/ч

–

0,06

-0,44

-0,95

-1,34

0,39

0,38

*Установка двух систем автоматического умягчения исходной воды, после 2022 года вторая установка используется как резервная.

192

7. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ И

ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ

ЭНЕРГИИ

7.1

Определение

условий

организации

централизованного

теплоснабжения, индивидуального теплоснабжения, а так же поквартирного

отопления

Организация теплоснабжения в зонах перспективного строительства и

реконструкции осуществляется на основе принципов, определяемых статьёй 3

Федерального закона от 27.07.2010г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении»:

1. Обеспечение надежности теплоснабжения в соответствии с требованиями

технических регламентов.

2. Обеспечение энергетической эффективности теплоснабжения и потребления

тепловой энергии с учетом требований, установленных федеральными законами.

3. Обеспечение приоритетного использования комбинированной выработки

электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения.

4. Развитие систем централизованного теплоснабжения.

Соблюдение баланса экономических интересов теплоснабжающих

организаций и интересов потребителей.

6. Обеспечение экономически обоснованной доходности текущей деятельности

теплоснабжающих организаций и используемого при осуществлении регулируемых

видов деятельности в сфере теплоснабжения инвестированного капитала.

7. Обеспечение недискриминационных и стабильных условий осуществления

предпринимательской деятельности в сфере теплоснабжения.

8. Обеспечение экологической безопасности теплоснабжения.

В перспективе схема теплоснабжения - централизованная, основным

теплоносителем - сетевая вода. Тепловые сети четырехтрубные, циркуляционные,

подающие тепло на отопление и ГВС.

193

7.2 Обоснование предлагаемых для строительства источников тепловой

энергии для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

В 2019 году планируется ввод в эксплуатацию Советско-Гаванской ТЭЦ.

Строительство Советско-Гаванской ТЭЦ является одним из ключевых проектов

инвестиционной программы ОАО «РАО Энергетические системы Востока».

Строительство Советско-Гаванской ТЭЦ также включено в Федеральную целевую

программу «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья до

2013 года». Ввод в эксплуатацию Советско-Гаванской ТЭЦ обусловлен

необходимостью замещения выбывающих мощностей Майской ГРЭС, а также

покрытия перспективного прироста потребления электроэнергии, связанного со

строительством новых и расширением существующих портовых терминалов,

формированием многопрофильного портового и судоремонтного центра. Таким

образом, строительство Советско-Гаванской ТЭЦ обусловлено необходимостью

обеспечения

существующих

перспективных

электрических

нагрузок

энергетической системы Востока.

В результате проведенного технико-экономического обоснования по выбору

единичной мощности основного генерирующего оборудования Советско-Гаванской

ТЭЦ принято решение об установке следующего генерирующего оборудования (1-я

очередь): 3 котла типа Е-210-13,8-560 и 2 турбоагрегата типа Т-60/65-130 по схеме с

поперечными связями по острому пару.

Паровой котел Е-210-13,8-560 однобарабанный, вертикально водотрубный с

естествен-ной циркуляцией имеет номинальную паропроизводительность 210 т/ч,

номинальной давление пара 140 кгс/см

, номинальную температуру пара 560

С.

Турбина Т-60/65-130 представляет собой одновальный двухцилиндровый

агрегат, с номинальной электрической мощностью 63 МВт и номинальной тепловой

мощностью 100 Гкал/ч. Номинальное давление свежего пара составляет 130 кгс/см

номинальная температура свежего пара - 555

С. Давление пара в верхнем

регулируемом теплофикационном от-боре - от 0,6 до 2,5 кгс/см

, нижнем – от 0,5 до

2,0 кгс/см

194

Таким образом, планируемая электрическая мощность Советско-Гаванской

ТЭЦ должна составить 126 МВт, тепловая - 200 Гкал/ч.

Внешнее теплопотребление ТЭЦ планируется обеспечивать только за счет

регулируемых теплофикационных отборов турбин по температурному графику 120

– 70

С, без использования пиковых бойлеров и пиковых водогрейных котлов.

Для

реализации

варианта

развития

систем

теплоснабжения

предусматривается по проекту ООО «КИЦ» 5 этапов строительства:

Устройство ЦТП разделены на три этапа:

- консервация котельной №6 с сохранением возможности подачи тепловой

энергии, строительство двух новых тепловых пунктов (ЦТП-8 мощностью 13,544

Гкал/час в районе дома №2а по ул. Бошняка и ЦТП-7 мощностью 17,138 Гкал/час в

районе ТЦ «Арбуз» по ул. Пушкина д. 1) к 2019 г. для подключения существующих

и перспективных потребителей в зоне действия котельной №6 (жилой массив

«Моргородок»); зоны действия ЦТП-7, ЦТП-8 для обеспечения расчетных

гидравлических режимов, с учетом географического расположения тепловых

пунктов и потребителей тепла, а также с учетом рельефа местности предлагается

принять следующим образом:

- для ЦТП-7 зона действия представлена кварталами, расположенными южнее

ул. Гончарова, и ограничена улицами Советская – Партизанская –Пионерская –

Ленина - 15 Погибших партизан - Гончарова;

- для ЦТП-8 зона действия представлена кварталами, расположенными се-

вернее ул. Гончарова, и ограничена улицами Бошняка – Дачная - Морской пер. -

Гончарова;

- консервация котельной №3 с сохранением возможности работы в качестве

резервной, строительство теплового пункта мощностью 9,178 Гкал/ч (ЦТП-3) к 2019

г. для подключения существующих и перспективных потребителей в зоне действия

котельной №3;

- консервация котельной №1 с сохранением возможности работы в качестве

резервной, строительство теплового пункта мощностью 22,242 Гкал/ч (ЦТП-4) к

2019 г. для подключения существующих и перспективных потребителей в зоне

действия котельной №1;

195

- консервация котельной №2 с сохранением возможности работы в качестве

резервной, строительство теплового пункта мощностью 21,204 Гкал/ч (ЦТП-5) к

2019 г. для подключения существующих и перспективных потребителей в зоне

действия котельной №2;

- вывод из эксплуатации котельной №5, консервация котельной №10 с

сохранением возможности работы в качестве резервной, строительство теплового

пункта мощностью 3,559 Гкал/ч (ЦТП-6) к 2019 г. для подключения существующих

и перспективных потребителей в зоне действия котельных №5 и №10;

4 этап – строительство диспетчерского пункта в 2018 году;

5 этап – строительство ремонтно-эксплуатационной базы в 2018 году.

Капитальные затраты для реализации указанных мероприятий приведены ниже

в таблице.

Наименование

Всего,

тыс. руб. с

НДС

в том числе:

Всего,

тыс. руб.

без НДС

в том числе:

СМР

Оборудование

СМР

Оборудование

1 этап

561 057,74

310 471,59

180 733,3

475 472,66

263 111,52

153 163,81

2 этап

5 655,06

1 193,38

4 247,99

4 792,42

1 011,34

3 599,99

3 этап

35 103,95

10 399,47

23 308,01

29 749,11

8 813,11

19 752,55

Диспетчерский

пункт

55 039,93

38 519,3

12 703,99

46 644,01

32 643,47

10 766,09

РЭБ

125 006,24

95 943,07

20 031,67

105 937,49

81 307,69

16 975,99

Итого

781 862,92

456 526,81

241 024,96

662 595,69

386 887,13

204 258,43

В перспективе планируется по проекту «Строительство магистральной

тепловой сети от ТЭЦ г.Советская Гавань до центральных тепловых пунктов

потребителей», разработанного «ЗАО Сибирский ЭНТЦ», подключение ЦТП1 и 2.

Для реализации необходимо осуществить следующие мероприятия:

- вывод из эксплуатации котельной № 8, строительство нового теплового

пункта мощностью 3,50 Гкал/ч (ЦТП-1 в районе 2-й Лесозаводской ул.) к 2027 г. для

подключения существующих и перспективных потребителей в зоне действия

котельной №8 (жилой массив Лесозавода 20);

- вывод из эксплуатации котельной ФКУ ИК-5, строительство нового теплового

пункта мощностью 4,30 Гкал/ч (ЦТП-2 в районе Кишиневской ул.) к 2027 г. для

подключения существующих и перспективных потребителей в зоне действия ко-

СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ «ГОРОД СОВЕТСКАЯ ГАВАНЬ» СОВЕТСКО-ГАВАНСКОГО РАЙОНА ДО 2031 ГОДА - часть 12