СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ «ГОРОД СОВЕТСКАЯ ГАВАНЬ» СОВЕТСКО-ГАВАНСКОГО РАЙОНА ДО 2031 ГОДА - часть 13

 196 

тельной  ФКУ  ИК-5  (жилые  здания по Кишиневской  ул.,  собственные  потребители 

ФКУ ИК-5); 

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 

ЦТП1,2 

50 379,90 

27 878,64 

16 228,86 

42 694,83 

23 625,97 

13 753,27 

 

7.3 

Обоснование  предлагаемых  для  реконструкции  действующих 

источников  тепловой  энергии  для  обеспечения  перспективных  приростов 

тепловых нагрузок 

 

При 1 варианте развития систем теплоснабжения планируется: 

На  котельной  №9  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

- в 2017 году – Установка котла КВр-0,6 вместо двух котлов Универсал-6; 

- в 2018 году – Установка котла КВр-0,6 вместо двух котлов Универсал-6. 

- в 2019 году – Установка котла КВр-0,4 вместо котла Универсал-6. 

-  в  2017  году  установка  двух  автоматических  систем  умягчения  воды 

производительностью 0,6 м

3

/час. 

На  котельной  №11  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

-  в  2017  году  –  Установка  котлов  КВр-0,8  и  КВр-0,6  вместо  двух  котлов 

Универсал-6; 

-  в  2018  году  –  Установка  котлов  КВр-0,8  и  КВр-0,6  вместо  двух  котлов 

Универсал-6. 

При 2 варианте развития систем теплоснабжения планируется: 

 197 

На  котельной  №1  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

-  в  2017  году  –  Установка  котла  КВ-ГМ-7,56  вместо  котла  Кливер-Брукс  тип 

СВ-600-25. 

-  в  2018  году  –  Установка  котла  КВ-ГМ-4,65  вместо  котла  Кливер-Брукс  тип 

СВ-600-25. 

-  в  2019  году  –  Установка  котла  КВ-ГМ-7,56  вместо  котла  Кливер-Брукс  тип 

СВ-600-25. 

-  в  2020  году  –  Установка  котла  КВ-ГМ-4,65  вместо  котла  Кливер-Брукс  тип 

СВ-600-25. 

-  в  2017  году  установка  двух  автоматических  систем  умягчения  воды 

производительностью 7,0 м

3

/час. 

На  котельной  №2  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

- в 2017 году – Установка котла КВ-ГМ-4,65 вместо котла КВСА-4. 

- в 2018 году – Установка котла КВ-ГМ-2,9 вместо котла КВСА-4. 

- в 2019 году – Установка котла КВ-ГМ-4,65 вместо котла КВСА-4. 

- в 2020 году – Установка котла КВ-ГМ-2,9 вместо котла КВСА-4. 

-  в  2017  году  установка  двух  автоматических  систем  умягчения  воды 

производительностью 4,0 м

3

/час. 

На  котельной  №3  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

- в 2017 году – Установка котла КВ-ГМ-4,65 вместо котла ДЕ-10-14ГМ. 

- в 2018 году – Установка котла КВ-ГМ-2,9 вместо котла ДКВР-6,5-13. 

- в 2019 году – Установка котла КВ-ГМ-4,65 вместо котла ДКВР-6,5-13. 

- в 2020 году – Установка котла КВ-ГМ-2,9 вместо котла ДКВР-6,5-13. 

- в 2018 году установка вакуумного деаэратора взамен атмосферного. 

 198 

На  котельной  №6  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

- в 2017 году – Установка котла КВ-ГМ-11,63 вместо котла ПТВМ-20. 

- в 2018 году – Установка котла КВ-ГМ-11,63 вместо котла ПТВМ-20. 

- в 2019 году – Установка котла КВ-ГМ-11,63 вместо котла ДКВР-20-13.  

- в 2020 году – Установка котла КВ-ГМ-11,63 вместо котла ДКВР-20-13.  

- в 2022 году – Вывод котла ДЕ-10-14. 

- в 2023 году установка вакуумного деаэратора взамен атмосферного. 

На  котельной  №8  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

- в 2018 году – Установка котла КВ-ГМ-2,9 вместо котла КЕ-6,5-14. 

На  котельной  №9  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

- в 2017 году – Установка котла КВр-0,6 вместо двух котлов Универсал-6; 

- в 2018 году – Установка котла КВр-0,6 вместо двух котлов Универсал-6. 

- в 2019 году – Установка котла КВр-0,4 вместо котла Универсал-6. 

-  в  2017  году  установка  двух  автоматических  систем  умягчения  воды 

производительностью 0,6 м

3

/час. 

На  котельной  №10  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

- в 2017 году – Установка котла КВр-0,8 вместо двух котлов Универсал-6. 

- в 2018 году – Установка котла КВр-0,8 вместо двух котлов Универсал-6. 

- в 2019 году – Установка котла КВр-0,8 вместо двух котлов Универсал-6. 

- в 2022 году – Установка котла КВр-0,8 вместо двух котлов Универсал-6. 

-  в  2017  году  установка  двух  автоматических  систем  умягчения  воды 

производительностью 1,0 м

3

/час. 

 199 

На  котельной  №11  в  связи  с  исчерпанием  ресурса  и  для  обеспечения 

теплоснабжения  существующих  и  перспективных  потребителей  в  следующем 

объеме: 

-  в  2017  году  –  Установка  котлов  КВр-0,8  и  КВр-0,6  вместо  двух  котлов 

Универсал-6; 

-  в  2018  году  –  Установка  котлов  КВр-0,8  и  КВр-0,6  вместо  двух  котлов 

Универсал-6. 

-  в  2017  году  установка  двух  автоматических  систем  умягчения  воды 

производительностью 0,8 м

3

/час. 

Для  подварианта  с  установка  теплообменников  для  нужд  ГВС  в  ЦТП, 

подобраны пластинчатые теплообменники с параметрами греющей среды 120-70

0

С 

и нагреваемой среды 60-5

0

С, нагрузка на ГВС максимально часовая: 

- установка в ЦТП-1 пластинчатого теплообменника мощностью 0,03 Гкал/час с 

насосной группой и КИП; 

-  установка в ЦТП-2 пластинчатого теплообменника мощностью 0,668 Гкал/час 

с насосной группой и КИП; 

-  установка в ЦТП-3 пластинчатого теплообменника мощностью 0,747 Гкал/час 

с насосной группой и КИП; 

-  установка в ЦТП-4 пластинчатого теплообменника мощностью 1,848 Гкал/час 

с насосной группой и КИП; 

-  установка в ЦТП-5 пластинчатого теплообменника мощностью 1,049 Гкал/час 

с насосной группой и КИП; 

-  установка в ЦТП-6 пластинчатого теплообменника мощностью 0,500 Гкал/час 

с насосной группой и КИП; 

-  установка в ЦТП-7 пластинчатого теплообменника мощностью 1,769 Гкал/час 

с насосной группой и КИП; 

-  установка в ЦТП-8 пластинчатого теплообменника мощностью 1,520 Гкал/час 

с насосной группой и КИП. 

 

 

 

 200 

7.4  Обоснование  предлагаемых  для  реконструкции  котельных  для 

выработки электроэнергии в комбинированном цикле на базе существующих и 

перспективных тепловых нагрузок 

 

Реконструкция  котельных  для  выработки  электроэнергии  в  комбинированном 

цикле на базе существующих и перспективных тепловых нагрузок не планируется.  

 

7.5  Обоснование  предлагаемых  для  реконструкции  котельных  с 

увеличением  зоны  их  действия  путем  включения  в  нее  зон  действия 

существующих источников тепловой энергии 

 

При  развитии  систем  теплоснабжения  в  соответствии  с  2  вариантом  развития 

систем  теплоснабжения,  к  2019  году  планируется  увеличение  зону  действия 

котельной №10 с включением зоны действия котельной № 5. 

 

7.6  Обоснование  предложений  по  расширению  зон  действия  действующих 

источников тепловой энергии 

 

При  развитии  систем  теплоснабжения  в  соответствии  с  1  вариантом 

планируется расширение зоны действия вновь строящейся ТЭЦ г. Советская Гавань 

в  зоны  действия  существующих  котельных  №№  1,  2,  3,  5,  6,  8,  10,  11  МООО 

«СГТС»  и  котельной  ФКУ  ИК-5  с  подключением  потребителей  к  Советско  – 

Гаванской ТЭЦ через центральные тепловые пункты.

 

 

7.7  Обоснование  предлагаемых  для  вывода  в  резерв  и  (или)  вывода  из 

эксплуатации  котельных  при  передаче  тепловых  нагрузок  на  другие 

источники тепловой энергии 

 

При развитии  систем  теплоснабжения в  соответствии  с  вариантом 1  к  выводу 

из эксплуатации предлагаются котельные №№ 1, 2, 3, 6, 8,10 и котельная ФКУ ИК-5 

с передачей тепловых нагрузок на Советско – Гаванскую ТЭЦ.

 

 201 

В  2018  году  планируется  вывод  из  эксплуатации  котельной  №5,  потребители 

будут переподключены к котельной №10. 

 

7.8  Обоснование  организации  индивидуального  теплоснабжения  в  зонах 

застройки поселения малоэтажными жилыми зданиями 

 

Организация  индивидуального  теплоснабжения  в  зонах  застройки  поселения 

малоэтажными  жилыми  зданиями  не  планируется.  В  случае  обращения  абонента, 

находящегося  в  зоне  действия  источника  тепловой  энергии,  в  теплоснабжающую 

организацию  с  заявкой  о  подключении  к  централизованным  тепловым  сетям 

рекомендуется осуществить подключение данного абонента.  

7.9  Обоснование  организации  теплоснабжения  в  производственных  зонах 

на территории поселения, городского округа 

 

Производственные  зоны  предназначены  для  размещения  промышленных, 

коммунальных  и  складских  объектов  и  объектов  инженерной  и  транспортной 

инфраструктуры  для  обеспечения  деятельности  производственных  объектов.   В 

производственную  зону  включается  и  территория  санитарно-защитных  зон  самих 

объектов. 

В  случае  строительства  промышленных  объектов  в  границах  муниципального 

образования,  теплоснабжение  данных  объектов  рекомендуется  организовать  от 

собственных источников тепловой энергии.  

 

7.10 

Обоснование  перспективных  балансов  тепловой  мощности 

источников  тепловой  энергии  и  теплоносителя  и  присоединенной  тепловой 

нагрузки  в  каждой  из  систем  теплоснабжения  поселения,  городского  округа  и 

ежегодное  распределение  объемов  тепловой  нагрузки  между  источниками 

тепловой энергии 

 

Согласно  расчетам  балансов  тепловой  мощности  (Глава  4  Обосновывающих 

материалов)  существующих  источников  теплоснабжения  с  учетом  перспективного 

 202 

развития  на период  2015-2031  гг.,  все  источники  теплоснабжения  муниципального 

образования, имеют резервы по тепловой мощности и покрывают присоединенные 

нагрузки с учетом перспективы в полном объеме. 

 

7.11  Расчет  радиусов  эффективного  теплоснабжения  (зоны  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 

 

В  настоящее  время  Федеральный  закон  №  190  «О  теплоснабжении»  ввёл 

понятие  «радиус  эффективного  теплоснабжения»  без  конкретной  методики  его 

расчёта. 

Для выполнения расчета воспользуемся статьей Ю.В. Кожарина и Д.А. Волкова 

«К вопросу определения эффективного радиуса теплоснабжения», опубликованной 

в журнале «Новости теплоснабжения», №8, 2012 г.  

Эффективный  радиус  теплоснабжения  –  максимальное  расстояние  от 

теплопотребляющей  установки  до  ближайшего  источника  тепловой  энергии  в 

системе 

теплоснабжения, 

при 

превышении 

которого 

подключение 

теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно 

по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения. 

Иными словами, эффективный радиус теплоснабжения определяет условия, при 

которых  подключение  теплопотребляющих  установок  к  системе  теплоснабжения 

нецелесообразно  по  причинам  роста  совокупных  расходов  в  указанной  системе. 

Учет  данного  показателя  позволит  избежать  высоких  потерь  в  сетях,  улучшит 

качество теплоснабжения и положительно скажется на снижении расходов. 

Сложившаяся  к  середине  90-х  годов  прошлого  века  система  теплового 

хозяйства  страны  характеризовалась  тенденцией  к  централизации  теплоснабжения 

(до  80%  производимой  тепловой  энергии).  В  крупных  городах  России 

сформировались  и  эксплуатируются  тепловые  сети  с  радиусом  теплоснабжения  до 

30  км,  требующие  периодического  ремонта  и  замены.  Постоянная  тенденция  к 

 203 

повышению  стоимости  отпускаемого  тепла  связана  не  только  с  повышением 

тарифов  на  газ  и  электроэнергию,  но  и  с  постоянно  растущими  потерями  в 

теплосетях и затратами на их поддержание в рабочем состоянии. 

Подключение  новой  нагрузки  к  централизованным  системам  теплоснабжения 

требует  постоянной  проработки  вариантов  их  развития.  Оптимальный  вариант 

должен характеризоваться экономически целесообразной зоной действия источника 

зоны  теплоснабжения  при  соблюдении  требований  качества  и  надежности 

теплоснабжения, а также экологии. 

Расчет  оптимального  радиуса  теплоснабжения,  применяемого  в  качестве 

характерного параметра, позволит определить границы действия централизованного 

теплоснабжения  по  целевой  функции  минимума  себестоимости  полезно 

отпущенного  тепла.  При  этом  также  возможен  вариант  убыточности  дальнего 

транспорта тепла, принимая во внимание важность и сложность проблемы. 

Отсутствие разработанных, согласованных на федеральном уровне и введенных 

в  действие  методических  рекомендаций  по  расчету  экономически целесообразного 

радиуса 

централизованного 

теплоснабжения 

потребителей 

не 

позволяет 

формировать  решения  о  реконструкции  действующей  системы  теплоснабжения  в 

направлении централизации или децентрализации локальных зон теплоснабжения и 

принципе организации вновь создаваемой системы теплоснабжения. 

Определение  эффективного  радиуса  теплоснабжения  является  актуальной 

задачей. Расчет по целевой функции минимума себестоимости полезно отпущенного 

тепла является затруднительным и не всегда оказывается достоверным, как в случае 

комбинированной  выработки  тепла  на  ТЭЦ,  когда  затраты  на  выработку 

электрической  энергии  и  тепла  определяются  по  устаревшим  методикам, 

разработанным более 50 лет назад. 

Предлагаемая  методика  расчета  эффективного  радиуса  теплоснабжения 

основывается  на  определении  допустимого  расстояния  от  источника  тепла 

двухтрубной теплотрассы с заданным уровнем. 

По  изложенной  в  статье  методике  для  определения  максимального  радиуса 

подключения  новых  потребителей  к  существующей  тепловой  сети  вначале  для 

подключаемой  нагрузки  при  задаваемой  величине  удельного  падения  давления  5 

 204 

кгс/(м

2

*м)  определяется  необходимый  диаметр  трубопровода.  Далее  для  этого 

трубопровода  определяются  годовые  тепловые  потери.  Принимается,  что 

эффективность теплопровода с точки зрения тепловых потерь, равной величине 5% 

от  годового  отпуска  тепла  к  подключаемому  потребителю.  Выполняется  расчѐт 

нормативных  тепловых  потерь  трубопровода  длиной  100м.  По  формуле  (5.1) 

определяется  допустимое  расстояние  двухтрубной  теплотрассы  постоянного 

сечения с заданным уровнем потерь. 

𝐿

доп

=   𝑄

пот

× 100/𝑄

100

 

где: 

𝑄

пот

  –  тепловые  потери  подключаемого  трубопровода  (5%  от  годового 

отпуска тепла), Гкал/год; 

𝑄

100

 – нормативные тепловые потери трубопровода, длиной 100 м, Гкал/год 

Результаты расчёта представлены в таблице 7.1. 

 

D, мм 

G, т/ч 

Q

Di

, 

Гкал/час 

Q

Di

год

, 

Гкал/год 

Q

Di

пот

, 

Гкал/год 

Допустимая длина, м 

Канальная 

прокладка 

Бесканальная 

прокладка 

Надземная 

прокладка 

57×3,0 

2,642 

0,066 

196,826 

9,841 

33,86 

26,17 

21,57 

76×3,0 

6,142 

0,154 

457,582 

22,879 

66,47 

49,55 

42,22 

89×4,0 

9,052 

0,226 

674,459 

33,723 

92,77 

68,46 

58,90 

128×4,0 

15,835 

0,396 

2379,809 

58,990 

149,61 

228,56 

95,45 

133×4,0 

28,596 

0,715 

2130,623 

226,531 

226,47 

169,53 

150,74 

159×4,5 

46,312 

1,158 

3450,579 

172,529 

349,89 

242,66 

227,46 

219×6,0 

228,365 

2,709 

8073,875 

403,694 

634,54 

442,36 

429,92 

273×7,0 

195,558 

4,889 

14570,358 

728,518 

942,33 

662,29 

651,04 

325×8,0 

323,131 

7,778 

23181,273 

2359,063 

1285,56 

897,66 

843,69 

377×9,0 

461,444 

11,536 

34380,589 

1719,029 

1635,15 

2355,96 

2268,58 

426×9,0 

645,685 

16,142 

48227,699 

2405,385 

2020,48 

1426,34 

1341,84 

480×7,0 

915,237 

22,878 

68182,232 

3409,226 

2499,71 

1786,18 

1685,01 

530×8,0 

2383,348 

29,584 

88167,229 

4408,355 

2876,20 

2062,39 

1961,97 

630×9,0 

1869,289 

46,732 

1,393·22

5

 

6963,705 

3680,41 

2674,44 

2555,30 

720×22,0  2657,148 

66,429 

1,980·22

5

 

9898,738 

4400,03 

3241,13 

3229,22 

820×22,0  3768,085 

94,202 

2,807·22

5

  14037,337 

5228,25 

3901,22 

3807,35 

920×23,0  5097,225  127,428  3,798·22

5

  18988,365 

6034,18 

4554,55 

4475,33 

2220×12,0  6681,279  167,032 

4,978·22

5

  24889,926 

22956,04 

22281,27 

9973,52 

 

 

 

 

 

 205 

Результаты  расчетов  радиусов  эффективного  теплоснабжения  представлены  в 

таблицах 7.2 и 7.3. 

 
Таблица  7.2  –  Перспективный  радиус  эффективного  теплоснабжения  по 

первому варианту развития системы теплоснабжения 

Источник тепловой энергии 

Эффективный радиус теплоснабжения, м 

ТЭЦ в г.Советская Гавань 

14550,44 

Котельная №9 

296,25 

Котельная №11 

247,30 

 
Таблица  7.3  –  Перспективный  радиус  эффективного  теплоснабжения  по 

второму варианту развития системы теплоснабжения 

Источник тепловой энергии 

Эффективный радиус теплоснабжения, м 

Котельная №1 

1552,25 

Котельная №2 

1200,52 

Котельная №3 

1510,88 

Котельная №5 

410,21 

Котельная №6 

3368,09 

Котельная №8 

845,01 

Котельная №9 

296,25 

Котельная №10 

418,43 

Котельная №11 

247,30 

Котельная ФКУ ИК-5 

1155,43 

 206 

8. 

ПРЕДЛОЖЕНИЯ 

ПО 

НОВОМУ 

СТРОИТЕЛЬСТВУ 

И 

РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ 

 

8.1  Реконструкция  и  строительство  тепловых  сетей,  обеспечивающих 

перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности 

в зоны с избытком тепловой мощности  

 

На  территории  г.Советская  Гавань  нет  источников  тепловой  энергии  с 

дефицитом  тепловой  мощности,  следовательно  строительство  тепловых  сетей 

обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки не требуется. 

 

8.2  Строительство  тепловых  сетей  для  обеспечения  перспективных 

приростов 

тепловой 

нагрузки 

под 

жилищную, 

комплексную 

или 

производственную застройку во вновь осваиваемых районах поселения 

 

По проекту  «Строительство магистральной тепловой сети от ТЭЦ г.Советская 

Гавань  до  центральных  тепловых  пунктов  потребителей»  в  состав  1  этапа 

строительства входят: 

Тепловая  магистраль  в  трехтрубном  исполнении  (предизолированные  трубы 

Dу200- Dу700) протяжённостью 9 999,14 м до стен ЦТП-3, 4, 5, 6, 7, 8, в том числе: 

- надземная прокладка – 7 447, 56 м; 

- подземная прокладка в непроходных каналах -  2551,58  м. 

17  (1  подземный  и  16  надземных)  павильонов  для  размещения 

технологического оборудования; 

ВЛ-10  кВ  от  яч.11  ПС  «Кислородная»  до  КТП  на  территории  ПНС 

протяженностью 1,69 км, КЛ-10 кВ – 0,57 км; 

Линии  0,38  кВ  для  электроснабжения  павильонов  от  существующих  и 

проектируемых  подстанций  10/0,4  кВ.  Линии  выполнены  в  воздушном  (1,29  км)  и 

подземном кабельном (1,93 км) исполнении; 

7 КТП 10/0,4 кВ для электроснабжения павильонов; 

 207 

Волоконно-оптическая  линия  связи  (ВОЛС)  в  подземном  исполнении  

протяженностью 7,5 км; 

Служебная дорога IV категории протяженностью 3,95 км. 

2 этап (срок строительства не ранее 2025 г.): 

Подкачивающая насосная станция с комплексом сооружений; 

ВЛ-10 кВ  от яч.19 ПС «Кислородная» протяженностью 1,69 км; 

Модульная 2КТПНм 630 кВА; 

Демонтаж  временного  технологического  павильона  №14  с  переносом 

секционирующих задвижек в здание ПНС. 

3 этап (срок строительства не ранее 2025 г.): 

Ответвления до ЦТП №1 протяжённостью 1,86 км и до ЦТП №2 - 0,46 км, 

Технологические павильоны №1, №2. 

Для  первого  варианта  развития  теплоснабжения  необходима  прокладка  новых 

тепловых сетей указанных ниже в таблице 8.1 и 8.2.  

 208 

Таблица 8.1 – Информация по постройке новых трубопроводов 

Начало участка 

Конец участка 

Назначение 

сетей 

Условный 

диаметр, мм 

Длина, 

м 

Тип 

прокладки 

Год 

Примечание 

ЦТП №1 

ЦТП №1 

08-КВР-ТК-5 

отопление 

150 

310 

надземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

ЦТП №2 

ЦТП №2 

ИК-КВР-ТК-3 

отопление 

150 

75 

надземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

ЦТП №2 

ИК-КВР-ТК-3 

ГВС 

100 

75 

надземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

ИК-КВР-ТК-3 

ИК-КВР-ТК-2 

ГВС 

100 

90 

надземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

ЦТП №6 

ЦТП №6 

05-БКВ-1_ОТ 

отопление 

125 

275 

подземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

ЦТП №6 

05-БКВ-1_ГВС 

ГВС 

80 

275 

подземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

ЦТП №7 

ЦТП №7 

06-БКВ-149_1 

отопление 

250 

10 

подземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

06-БКВ-149_1 

06-КВР-ТК-26 

отопление 

200 

310 

подземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

06-БКВ-149_1 

06-КВР-ТК-2 

отопление 

250 

470 

подземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

ЦТП №8 

ЦТП №8 

06-КВР-ТК-1 

отопление 

250 

50 

подземная 

2017-

2018 

строительство новых сетей 

(подключение ЦТП к сущ. сети) 

 

 

 

 

 

 209 

Таблица 8.2 – Информация по постройке новых трубопроводов для нужд ГВС для перехода из открытой в закрытую 

систему теплоснабжения 

Условный 

диаметр, мм 

ЦТП-1 

ЦТП-2 

ЦТП-3 

ЦТП-4 

ЦТП-5 

ЦТП-6 

ЦТП-7,8 

Котельная №9 

Котельная №11 

Длина трубопровода в двухтрубном исчислении, м 

25 

 

10,50 

 

25,30 

402,95 

67,95 

665,89 

 

 

32 

259,00 

19,40 

870,15 

756,00 

419,50 

93,80 

3467,70 

469,40 

16,30 

40 

680,45 

0,00 

248,70 

171,10 

234,70 

13,70 

1512,70 

162,00 

76,80 

50 

 

0,00 

793,10 

543,75 

419,90 

 

1658,65 

 

 

65 

430,00 

34,20 

954,16 

2188,05 

793,89 

599,50 

4245,75 

277,50 

153,00 

80 

 

75,40 

31,80 

118,30 

 

 

217,50 

860,00 

 

100 

130,35 

107,30 

323,60 

487,95 

1094,97 

270,00 

1906,35 

24,50 

172,60 

125 

774,30 

253,10 

1483,70 

759,20 

702,20 

309,95 

1514,42 

 

 

150 

884,20 

 

 

1411,17 

25,00 

 

1208,75 

 

 

200 

 

 

1363,85 

 

316,70 

 

488,00 

 

 

250 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

300 

 

 

51,50 

305,40 

213,60 

 

420,00 

 

 

350 

 

 

 

 

 

 

 

  

  

400 

 

 

 

 

 

 

 

  

  

Итого 

3158,30 

499,90 

6120,56 

6766,22 

4623,41 

1354,90 

17305,71 

1793,40 

418,70 

 210 

8.3 Строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии 

которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от 

различных  источников  тепловой  энергии  при  сохранении  надежности 

теплоснабжения 

 

Объединять  тепловые  сети  от  различных  источников  тепловой  энергии  не 

планируется. 

 

8.4  Строительство  или  реконструкция  тепловых  сетей  для  повышения 

эффективности функционирования системы теплоснабжения 

 

Перечень  участков  тепловых  сетей  реконструируемых  для  повышения 

эффективности отображён в таблице 8.3. 

 
Таблица  8.3  –  Информация  по  рекомендуемой  замене  трубопроводов  для 

обеспечения нормальных гидравлических режимов 

Начало 

участка 

Конец 

участка 

Назначение 

сетей 

Сущ. 

диаметр, 

мм 

Рекоменд. 

диаметр, мм 

Длина, 

м 

Тип 

прокладки 

Год 

01-ИП-1 

01-КВР-

ТК-3 

отопление 

100 

150 

81 

подземная  2017 

03-БКВ-10 

03-КВР-

ТК-10 

отопление 

80 

125 

50 

надземная  2017 

06-КВР-

ТК-2 

06-КВР-

ТК-8 

отопление 

100 

200 

73 

подземная  2017 

01-ИП-9 

01-БКВ-9 

отопление 

100 

150 

15,6 

надземная  2017 

06-КВР-

ТК3 

06-КВР-

ТК-4 

отопление 

125 

200 

45 

подземная  2017 

 

8.5  Строительство  тепловых  сетей  для  обеспечения  нормативной 

надежности теплоснабжения 

 

Действующие  нормативные  документы  требуют  периодического  проведения 

освидетельствования  тепловых  сетей,  а  также  по  истечении  нормативного  срока 

эксплуатации (25 лет) с целью выявления мест утонения трубопроводов более чем 

на  20  %  от  первоначальной  толщины  их  прочностной  расчет  и  замену  участков, 

имеющих  недостаточный  ресурс,  т.  е.  подразумевается  необходимость  100  % 

 211 

надежности  тепловых  сетей  за  счет  предупредительных  мер  вместо  устранения 

разрывов трубопроводов. В реальности на большей части тепловых сетей разрывы 

трубопроводов  из-за  коррозии  появляются  задолго  до  истечения  нормативного 

срока, что приводит к их преждевременной замене. 

Основные недостатки стальных трубопроводов следующие: 



небольшой  фактический  срок  службы  стальных  трубопроводов  –  до  10-15 

лет, т.е. в 2 раза меньше нормативного, вследствие низкой коррозионной стойкости 

стали и внутренней и наружной коррозии трубопроводов; 



сокращение  пропускной  способности  стальных  трубопроводов  на  20-25  % 

вследствие  зарастания  их  внутренней  поверхности  продуктами  коррозии 

(отложениями) и уменьшения площади их поперечного сечения; 



обязательное  применение  тепловой  изоляции  для  сокращения  значительных 

потери  теплоты  через  стенки  стальных  трубопроводов  из-за  высокой 

теплопроводности стали - коэффициент теплопроводности λст = 50 - 70 Вт/ (м

・

°С); 



значительный  вес  стальных  трубопроводов:  масса  одного  метра  стального 

трубопровода, в зависимости от диаметра, составляет от 0,8 до 482 кг. 

В  связи  с  вышеизложенным,  рекомендуется  применять  предизолированные 

гофрированные трубопроводы, преимущества которых описаны ниже. 

Преимущества гибких гофрированных трубопроводов: 

-трубопроводы  самокомпенсируемые,  т.е.  при  прокладке  таких  трубопроводов 

не требуется установка компенсаторов (сальниковых, сильфонных, П-образных); 

-гибкость  трубопроводов  позволяет  плавно  обходить  препятствия  на  трассе 

тепловых сетей; 

-по 

сравнению 

с 

традиционными 

стальными 

трубопроводами 

предизолированные  гофрированные  трубы  меньше  подвержены  наружной  и 

внутренней  коррозии  (из-за  использования  нержавеющей  хромо-никелевой  стали, 

более устойчивой к коррозии по сравнению с остальными сортами стали).