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

3. Испытанию на максимальную температуру теплоносителя должны подвергаться

все тепловые сети от источника тепловой энергии до тепловых пунктов систем

теплопотребления. Данное испытание следует проводить, как правило, непосредственно

перед окончанием отопительного сезона при устойчивых суточных плюсовых

температурах наружного воздуха (п.1.3,1.4 РД 153-34.1-20.329-2001 «Методические

указания по испытанию водяных тепловых сетей на максимальную температуру

теплоносителя»).

Периодичность данных испытаний определяется техническим руководителем

эксплуатирующей организации.

За максимальную температуру следует принимать максимально достижимую

температуру сетевой воды в соответствии с утвержденным температурным графиком

регулирования отпуска тепла. Температура воды в обратном трубопроводе при

температурных испытаниях не должна превышать 90 °С (п.6.91 МДК 4-02-2001).

Испытания тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя должны

проводиться в соответствии с РД 153-34.1-20.329-2001 «Методические указания по

испытанию водяных тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя».

При этом следует иметь в виду, что испытание на максимальную температуру

теплоносителя тепловых сетей, эксплуатирующихся длительное время и имеющих

ненадежные участки, следует проводить после летнего ремонта и предварительного

гидравлического испытания этих участков на прочность и плотность, но не позднее чем за

три недели до начала отопительного сезона.

Запрещается одновременное проведение испытания тепловых сетей на максимальную

температуру теплоносителя и гидравлического испытания тепловых сетей на прочность и

плотность.

При испытании на максимальную температуру теплоносителя температура воды в

обратном трубопроводе тепловой сети не должна превышать 90 °С.

4. Испытанию на гидравлические потери должны подвергаться тепловые сети в целях

определения эксплуатационных гидравлических характеристик трубопроводов, состояния

их внутренней поверхности и фактической пропускной способности.

100

Данный вид испытаний проводится в соответствии с РД 34.20.519-97 «Методические

указания по испытанию водяных тепловых сетей на гидравлические потери». Испытания

тепловых сетей на гидравлические потери должны проводиться один раз в пять лет.

График этих испытаний устанавливается техническим руководителем эксплуатирующей

организации (п.6.97 МДК 4-02-2001).

5. Тепловые сети должны подвергаться испытаниям для определения тепловых

потерь. Целью тепловых испытаний является определение тепловых потерь различными

типами прокладок и конструкциями изоляции трубопроводов, характерными для данной

тепловой сети.

По результатам испытаний оценивается состояние изоляции испытываемых

трубопроводов в конкретных эксплуатационных условиях работы прокладок.

Испытаниям следует подвергать те участки сети, у которых тип прокладки и

конструкция изоляции являются характерными для данной сети, что дает возможность

распространить результаты испытаний на тепловую сеть в целом. Тепловые испытания

должны производиться один раз в 5 лет. При этом выявляются изменения

теплотехнических свойств изоляционных конструкций вследствие старения в процессе

эксплуатации, ввода новых и реконструкции действующих тепловых сетей (РД 34.09.255-

97).

Все виды испытаний должны проводиться раздельно. Совмещение во времени двух

видов испытаний не допускается.

На каждый вид испытаний должна быть составлена рабочая программа, которая

утверждается главным инженером ОЭТС.

При получении тепловой энергии от источника тепла, принадлежащего другой

организации, рабочая программа согласовывается с главным инженером этой организации.

За два дня до начала испытаний утвержденная программа передается диспетчеру

ОЭТС и руководителю источника тепла для подготовки оборудования и установления

требуемого режима работы сети.

Рабочая программа испытания должна содержать следующие данные:



задачи и основные положения методики проведения испытания;



перечень подготовительных, организационных и технологических мероприятий;



последовательность отдельных этапов и операций во время испытания;

101



режимы работы оборудования источника тепла и тепловой сети (расход и

параметры теплоносителя во время каждого этапа испытания);



схемы работы насосно-подогревательной установки источника тепла при каждом

режиме испытания;



схемы включения и переключений в тепловой сети;



сроки проведения каждого отдельного этапа или режима испытания;



точки наблюдения, объект наблюдения, количество наблюдателей в каждой точке;



оперативные средства связи и транспорта;



меры по обеспечению техники безопасности во время испытания;



список ответственных лиц за выполнение отдельных мероприятий.

Руководитель испытания перед началом испытания должен:



проверить выполнение всех подготовительных мероприятий;



организовать проверку технического и метрологического состояния средств

измерений согласно нормативно-технической документации;



проверить отключение предусмотренных программой ответвлений и тепловых

пунктов;



провести инструктаж всех членов бригады и сменного персонала по их

обязанностям во время каждого отдельного этапа испытания, а также мерам по

обеспечению безопасности непосредственных участников испытания и окружающих лиц.

Гидравлическое испытание на прочность и плотность тепловых сетей, находящихся в

эксплуатации, должно быть проведено после капитального ремонта до начала

отопительного периода. Испытание проводится по отдельным отходящим от источника

тепла магистралям при отключенных водонагревательных установках источника тепла,

отключенных системах теплопотребления, при открытых воздушниках на тепловых

пунктах потребителей.

Магистрали испытываются целиком или по частям в зависимости от технической

возможности обеспечения требуемых параметров, а также наличия оперативных средств

связи между диспетчером ОЭТС, персоналом источника тепла и бригадой, проводящей

испытание, численности персонала, обеспеченности транспортом.

102

Каждый участок тепловой сети должен быть испытан пробным давлением,

минимальное значение которого должно составлять 1,25 рабочего давления. Значение

рабочего давления устанавливается техническим руководителем ОЭТС в соответствии с

требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и

горячей воды.

Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии с

указанными правилами и с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на себя

неподвижные опоры.

В каждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается

техническим руководителем ОЭТС в допустимых пределах, указанных выше.

При гидравлическом испытании на прочность и плотность давление в самых высоких

точках тепловой сети доводится до значения пробного давления за счет давления,

развиваемого сетевым насосом источника тепла или специальным насосом из

опрессовочного пункта.

При испытании участков тепловой сети, в которых по условиям профиля местности

сетевые и стационарные опрессовочные насосы не могут создать давление, равное

пробному, применяются передвижные насосные установки и гидравлические прессы.

Длительность испытаний пробным давлением устанавливается главным инженером

ОЭТС, но должна быть не менее 10 мин с момента установления расхода подпиточной

воды на расчетном уровне. Осмотр производится после снижения пробного давления до

рабочего.

Тепловая сеть считается выдержавшей гидравлическое испытание на прочность и

плотность, если при нахождении ее в течение 10 мин под заданным пробным давлением

значение подпитки не превысило расчетного.

Температура воды в трубопроводах при испытаниях на прочность и плотность не

должна превышать 40 °С.

Периодичность проведения испытания тепловой сети на максимальную температуру

теплоносителя (далее - температурные испытания) определяется руководителем ОЭТС.

Температурным испытаниям должна подвергаться вся сеть от источника тепла до

тепловых пунктов систем теплопотребления.

Температурные испытания должны проводиться при устойчивых суточных плюсовых

температурах наружного воздуха.

103

За максимальную температуру следует принимать максимально достижимую

температуру сетевой воды в соответствии с утвержденным температурным графиком

регулирования отпуска тепла на источнике.

Температурные испытания тепловых сетей, находящихся в эксплуатации длительное

время и имеющих ненадежные участки, должны проводиться после ремонта и

предварительного испытания этих сетей на прочность и плотность, но не позднее чем за 3

недели до начала отопительного периода.

Температура воды в обратном трубопроводе при температурных испытаниях не

должна превышать 90 °С. Попадание высокотемпературного теплоносителя в обратный

трубопровод не допускается во избежание нарушения нормальной работы сетевых насосов

и условий работы компенсирующих устройств.

Для снижения температуры воды, поступающей в обратный трубопровод, испытания

проводятся с включенными системами отопления, присоединенными через смесительные

устройства (элеваторы, смесительные насосы) и водоподогреватели, а также с

включенными системами горячего водоснабжения, присоединенными по закрытой схеме и

оборудованными автоматическими регуляторами температуры.

На время температурных испытаний от тепловой сети должны быть отключены:



отопительные системы детских и лечебных учреждений;



неавтоматизированные системы горячего водоснабжения, присоединенные по

закрытой схеме;



системы горячего водоснабжения, присоединенные по открытой схеме;



отопительные системы с непосредственной схемой присоединения;



калориферные установки.

Отключение тепловых пунктов и систем теплопотребления производится первыми со

стороны тепловой сети задвижками, установленными на подающем и обратном

трубопроводах тепловых пунктов, а в случае неплотности этих задвижек - задвижками в

камерах на ответвлениях к тепловым пунктам. В местах, где задвижки не обеспечивают

плотности отключения, необходимо устанавливать заглушки.

104

Испытания по определению тепловых потерь в тепловых сетях должны проводиться

один раз в пять лет на магистралях, характерных для данной тепловой сети по типу

строительно-изоляционных конструкций, сроку службы и условиям эксплуатации, с целью

разработки нормативных показателей и нормирования эксплуатационных тепловых

потерь, а также оценки технического состояния тепловых сетей. График испытаний

утверждается техническим руководителем ОЭТС.

Испытания по определению гидравлических потерь в водяных тепловых сетях

должны проводиться один раз в пять лет на магистралях, характерных для данной

тепловой сети по срокам и условиям эксплуатации, с целью определения

эксплуатационных гидравлических характеристик для разработки гидравлических

режимов, а также оценки состояния внутренней поверхности трубопроводов.

График испытаний устанавливается техническим руководителем ОЭТС.

Испытания тепловых сетей на тепловые и гидравлические потери проводятся при

отключенных ответвлениях тепловых пунктах систем теплопотребления.

При проведении любых испытаний абоненты за три дня до начала испытаний должны

быть предупреждены о времени проведения испытаний и сроке отключения систем

теплопотребления с указанием необходимых мер безопасности. Предупреждение

вручается под расписку ответственному лицу потребителя.

Техническое обслуживание и ремонт

ОЭТС должны быть организованы техническое обслуживание и ремонт тепловых

сетей.

Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта несет

административно-технический персонал, за которым закреплены тепловые сети.

Объем технического обслуживания и ремонта должен определяться необходимостью

поддержания работоспособного состояния тепловых сетей.

При техническом обслуживании следует проводить операции контрольного характера

(осмотр, надзор за соблюдением эксплуатационных инструкций, технические испытания и

проверки технического состояния) и технологические операции восстановительного

характера (регулирование и наладка, очистка, смазка, замена вышедших из строя деталей

без значительной разборки, устранение различных мелких дефектов).

Основными видами ремонтов тепловых сетей являются капитальный и текущий

ремонты.

105

При капитальном ремонте должны быть восстановлены исправность и полный или

близкий к полному, ресурс установок с заменой или восстановлением любых их частей,

включая базовые.

При текущем ремонте должна быть восстановлена работоспособность установок,

заменены и (или) восстановлены отдельные их части.

Система технического обслуживания и ремонта должна носить предупредительный

характер.

При планировании технического обслуживания и ремонта должен быть проведен

расчет трудоемкости ремонта, его продолжительности, потребности в персонале, а также

материалах, комплектующих изделиях и запасных частях.

На все виды ремонтов необходимо составить годовые и месячные планы (графики).

Годовые планы ремонтов утверждает главный инженер организации.

Планы ремонтов тепловых сетей организации должны быть увязаны с планом

ремонта оборудования источников тепла.

В системе технического обслуживания и ремонта должны быть предусмотрены:



подготовка технического обслуживания и ремонтов;



вывод оборудования в ремонт;



оценка технического состояния тепловых сетей и составление дефектных

ведомостей;



проведение технического обслуживания и ремонта;



приемка оборудования из ремонта;



контроль и отчетность о выполнении технического обслуживания и ремонта.

Организационная структура ремонтного производства, технология ремонтных работ,

порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приемки и оценки состояния

отремонтированных тепловых сетей должны соответствовать НТД.

106

1.3.11

Описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой

энергии (мощности) теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных

тепловой энергии (мощности) и теплоносителя

На предприятиях тепловых сетей города ежегодно производятся расчеты

нормативных значений технологических потерь теплоносителя и тепловой энергии в

тепловых сетях и системах теплопотребления. Расчеты производятся в соответствии с

«Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации

работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче

тепловой энергии», утвержденной Приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 г. № 325.

На рисунке 38 приведена доля потерь тепловой энергии в зависимости от мощности

источника.

Рисунок38 -

Доля потерь тепловой энергии в зависимости от мощности источника

В таблице 55 приведена информация об утверждённых нормативах технологических

потерь по источникам теплоснабжения.

Таблица55 -

Утвержденные нормативы технологических потерь по источникам за 2017

год

Источник

Установленная

тепловая

мощность

Подключенная

тепловая

нагрузка

Полезный

отпуск

тепловой

энергии

Нормативные

тепловые

потери

Доля тепловых

потерь

тепловой

энергии

Гкал/ч

тыс Гкал

Гкал

ИТЭЦ

171

130,43

286,275

58400

20,40

171

162

16,8

11,2

6,24

1,86

1,2

я тепл

вых

по

те

т го

до

во

го

по

зно

го

тпу

ска,

Установленная мощность источника теплоснабжения, Гкал/ч

107

Источник

Установленная

тепловая

мощность

Подключенная

тепловая

нагрузка

Полезный

отпуск

тепловой

энергии

Нормативные

тепловые

потери

Доля тепловых

потерь

тепловой

энергии

Гкал/ч

тыс Гкал

Гкал

Водогрейная

котельная

162

36,58

102,977

36379

35,33

Котельная №1

6,24

4,0

9,15

1849

20,21

Котельная №2

11,2

1,9

6,076

1070

17,61

Котельная по ул

Лермонтова

4,0

1,93

8,12

1161,7

14,31

Котельная п.

Юсьтыдор

16,8

1,67

4,864

738

15,17

Котельная с.

Петрунь

1,2

0,33

1,228

452

36,81

Котельная с.

Косьювом

1,86

1,6

3,538

1883

53,27

Котельная пст.

Абезь

8,33

2,04

7,720

1634

21,16

1.3.12

Оценка фактических тепловых потерь в тепловых сетях

На Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» ведется учет фактических

тепловых потерь при транспортировке теплоносителя от источника до потребителей с

использованием приборов учета потребления и отпуска тепловой энергии.

В таблице 56 приведены данные по фактическим и нормативным потерям

теплоносителя при его транспортировке по тепловым сетям за период с 2013 по 2017 г.

Значительное влияние оказывает объем коммерческих потерь ТЭ (не реализация) на

изменение величины полезного отпуска тепла. При этом фактические технологические

потери тепловой энергии при транспортировке пара в 2017 году не превышают

нормативный показатель. С начала отопительного сезона 2017-2018г.г. отпуск пара

прекращен.

108

Таблица56 -

Фактические и нормативные потери тепловой энергии при

транспортировке от Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс»

Тепловые потери, Гкал

2013

2014

2015

2016

2017

Теплоноситель - вода

Нормативные

технологические

50164

53378

57080

Фактические

технологические

54054

55899

50375

50385

49942

Фактические коммерческие

Теплоноситель - пар

Нормативные

технологические

2852

2164

1320

Фактические технологические

Фактические коммерческие

8870

4489

3559

3090

2067

Всего

ООО «Водогрейная котельная» и ООО «Тепловая компания» определяют потери

тепловой энергии в сетях расчетным способом.

Величина потерь ежегодно утверждается региональной энергетической комиссией

(РЭК). Потери находятся на уровне: по Районной котельной ООО «Тепловая компания» -

35 % от полезного отпуска в сеть; по ООО «Тепловая компания» - 41 % от полезного

отпуска в сеть. Приборы учета тепловой энергии у большей части потребителей

отсутствуют.

1.3.13

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей

эксплуатации участков тепловой сети и результаты их исполнения

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков

тепловой сети МОГО «Инта» по состоянию на 2012 год отсутствуют.

109

1.3.14

Описание типов присоединений теплопотребляющих установок

потребителей к тепловым сетям с выделением наиболее

распространенных, определяющих выбор и обоснование графика

регулирования отпуска тепловой энергии потребителям

На территории МОГО «Инта» распространены две основные схемы подключения

систем отопления потребителей: зависимая с элеватором в качестве смесительного

устройства и непосредственное присоединение без смешения. Для потребителей

получающих тепловую энергию по температурному графику 95/70 °С используется

непосредственное присоединение систем отопления к тепловой сети. Это потребители

ООО «Тепловая компания» и потребители города, запитываемые от ТЭЦ через насосные

станции подмешивания НСП.

Потребители, получающие тепло по графику 130/70 °С подключены к тепловой сети с

помощью элеваторов, потребители 7-го поселка и часть потребителей от Районной

котельной ООО «Тепловая компания», получающих тепло по графику 115/70 °С

присоединены к тепловой сети непосредственно без использования смесительных

устройств.

Схемы подключения систем отопления приведены на рисунках 32,33,34.

Таблица57 -

Схемы подключения потребителей

Теплоснабжающая

организация

Количество

подключений

по элеваторной

схеме, шт

Количество подключений

непосредственно к тепловой

сети, шт

Паровое

отопление

ИТЭЦ

372

167

ООО «Водогрейная

котельная»

ООО «Тепловая

компания»

103

Всего

372

368

46 % систем отопления потребителей присоединены к тепловой сети с помощью

элеватора и 45 % используют в качестве схемы присоединения – непосредственное

присоединение к тепловой сети (таблица 57). Для 72 потребителей Восточного

микрорайона используется паровое отопление, что составляет менее 9 % от общего

количества потребителей (рисунок 47).

Изменение температурных графиков не предполагается.

110

Рисунок39 -

Схемы подключения потребителей

1.3.15

Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии,

отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по

установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя

Руководствуясь пунктом 5 статьи 13 Федерального закона от 23.11.2009 г. №261-ФЗ

«Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении

изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» собственники

жилых домов, собственники помещений в многоквартирных домах, введенных в

эксплуатацию на день вступления Закона № 261-ФЗ в силу, обязаны в срок до 1 января

2012 года обеспечить оснащение таких домов приборами учета используемых воды,

природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, а также ввод установленных

приборов учета в эксплуатацию. При этом многоквартирные дома в указанный срок

должны быть оснащены коллективными (общедомовыми) приборами учета используемых

коммунальных ресурсов, а также индивидуальными и общими (для коммунальной

квартиры) приборами учета.

Как показано на рисунке 48, в настоящее время, приборами учета тепловой энергии

оборудованы более 37 % потребителей.

Тепловые вводы большей части потребителей МОГО «Инта» (60 %) не оборудованы

теплосчетчиками. Расчеты за потребляемое тепло для этих потребителей предусмотрены

по договорным (расчетным) величинам.

46%

45%

Элеваторное
подключение

Непосредственное
подключение

Паровое отопление

111

Для 3 % потребителей нет технической возможности оборудовать приборами учета

тепловые вводы, из-за отсутствия технического подполья.

Существующие темпы установки приборов учета явно недостаточны и не

соответствуют требованиям Федерального закона от 23.11.2009 г. №261-ФЗ.

Стоит также отметить, что установка приборов учета должна осуществляться с

проведением комплексной реконструкции теплового пункта, и заменой элеватора

циркуляционным насосом. Автоматизированные тепловые пункты должны иметь

соответствующую автоматику, для регулирования отпуска теплоты в зависимости от

погодных условий для поддержания комфортных параметров микроклимата в

помещениях.

Рисунок40 -

Оснащение потребителей приборами учета потребления тепловой энергии

1.3.16

Анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих (теплосетевых)

организаций и используемых средств автоматизации, телемеханизации и

связи

Тепломеханическое оборудование на Интинской ТЭЦ имеет высокую степень

автоматизации. Подавляющее большинство запорной и регулирующей арматуры на

источнике электрифицировано.

37%

60%

Установлено приборов
учета

Не установлено приборов
учета

Нет технической
возможности установить
приборы учета

112

На выводе ТЭЦ на подающем и обратном трубопроводах установлены приборы учета

расходов тепла с выводом параметров на диспетчерский пункт. Одна группа приборов

установлена на магистрали Промышленного радиуса. Вторая на магистрали Полярного и

Кировского радиусов. Датчики приборов выведены на пульт дежурного инженера ТЭЦ.

На котельных регулирование отпуска тепловой энергии осуществляется вручную.

Тепловые сети имеют слабую диспетчеризацию. Регулирующие и запорные задвижки

в тепловых камерах не имеют средств телемеханизации. На балансе тепловых пунктов и

устройств автоматического регулирования и защиты тепловых сетей нет.

Диспетчерская «Района тепловых сетей» оборудована телефонной связью и доступом

в интернет, принимает сигналы об утечках и авариях на сетях от жильцов и

обслуживающего персонала.

1.3.17

Уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых пунктов,

насосных станций

В настоящее время, центральные тепловые пункты на территории МОГО «Инта» не

применяются.

На балансе Интинской ТЭЦ находятся 6 насосных станций, работающих в режиме

подмеса, подкачки. Насосная НСП №7 в настоящее время не эксплуатируется. Насосные

станции не автоматизированы.

На балансе ООО «Тепловая компания» находится две насосных станции НСП поселка

Южный и НСП поселка Спортивный. Насосные не автоматизированы.

1.3.18

Перечень выявленных безхозяйных тепловых сетей и обоснование выбора

организации, уполномоченной на их эксплуатацию

На территории МОГО «Инта» бесхозные тепловые сети не выявлены.

113

Часть 4. Зоны действия источников тепловой энергии

Интинская ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс»

имеет установленную

тепловую мощность - 171 Гкал/ч, электрическую мощность - 18 МВт. Присоединенная

тепловая нагрузка составляет 130,43 Гкал/ч. ТЭЦ расположена в Центральном районе

города.

Для определения зоны действия ТЭЦ был использован реестр абонентов на

09.10.2012 г.

На рисунке 49 показана зона действия Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т

Плюс».

Зона действия ООО «Тепловая компания» Районная котельная

Котельная имеет установленную тепловую мощность 162 Гкал/ч. Присоединенная

тепловая нагрузка составляет 36,58 Гкал/ч.

Водогрейная котельная расположена в Транспортном микрорайоне города Инта.

Зона действия котельной: п. Южный, п. Шахтерский, микрорайон Спортивный,

микрорайон Транспортный.

На рисунке 41 показана зона действия ООО «Водогрейная котельная».

Зона действия ООО «Тепловая компания»

В состав ООО «Тепловая компания» входит 7 угольных котельных. Суммарная

установленная тепловая мощность всех котельных составляет 49,67 Гкал/ч. Суммарная

присоединенная тепловая нагрузка – 13,49 Гкал/ч.

Зона действия котельных ООО «Тепловая компания»: Восточный микрорайон г.

Инта, пгт. Верхняя Инта, с. Абезь, пст. Юсьтыдор, село Петрунь, село Косьювом.

На рисунке 49 показана зона действия ООО «Тепловая компания».

115

Часть 5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп

потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой

энергии

1.5.1

Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах

территориального деления при расчетных температурах наружного

воздуха

Расчетные расходы теплоты потребителей в зонах действия Филиала «Коми»

ПАО «Т Плюс» и сводные данные по потребителям в зонах действия

котельных представлены в таблице 58. Расчетная температура наружного воздуха

для проектирования отопления, вентиляции и ГВС на территории города

составляет -43 °С.

Общая подключенная нагрузка отопления вентиляции и ГВС в границах

жилой застройки составляет 161,9 Гкал/ч.

Нагрузки в границах кварталов представлены в таблице 58 и на рисунке 50.

Таблица58 -

Расчетные тепловые нагрузки в границах кварталов

Наименование района

Всего

Жилые здания Административные

Прочие

Гкал/ч

Восточный

1,879

1,67

0,069

0,14

Спортивный

6,11

0,68

0,26

5,17

Заречный (сельхозный)

0,93

Шахтерский

0,03

Горный

Транспортный

0,66

0,33

Центральный

106,89

75,63

25,56

5,70

Западный

5,93

4,02

0,86

1,05

Южный

27,91

9,21

1,26

17,44

с. Петрунь

0,33

0,069

0,23

0,031

с. Косьювом

0,95

0,7

0,23

0,02

п. Юсьтыдор

1,66

1,5

0,0665

0,095

пгт. В. Инта

5,36

3,64

0,49

1,23

пст. Абезь

2,736

0,716

0,42

1,6

Всего

161,375

99,125

29,45

32,806

«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы - часть 7