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

411

3. В дальнейшем следует фаза работ, связанная с заказом энергетического

оборудования и строительством. Для блочно-модульной котельной принято, что

оборудование готово и в течение года может быть смонтировано и подготовлено к

пуску. Для мини-ТЭЦ требуется заказ оборудования и его изготовление, далее

строительство и монтаж (обычно сроки составляют 18-24 месяца) – принимаем 2

года. При строительстве блоков ПГУ принято, что фаза заказа оборудования и

строительства составляет не менее 3 лет.

4. В год вывода блока на расчетный режим вводятся затраты на пуско-

наладочные работы и прочие издержки.

10.4

Обоснования затрат в реконструкцию систем теплоснабжения при

переводе с открытой схемы на закрытую схему горячего

водоснабжения

10.4.1

Техническая и экономическая целесообразность

Исторически проектирование ТСС в России было направлено по пути

упрощенных решений в виде тупиковых (древовидных) схем, как правило, с

открытой схемой горячего водоснабжения и зависимым элеваторным (или

непосредственным) присоединением отопительной нагрузки, без устройства

автоматического регулирования отпуска и потребления тепловой энергии.

Недостатки открытой схемы хорошо известны. Это не только наиболее

расточительный вариант ГВС с точки зрения энергосбережения, но и крайне

вредный для здоровья жителей, и сложный для эксплуатации.

В 60-80-х годах в крупных системах централизованного теплоснабжения

получило широкое применение горячее водоснабжение с центральными тепловыми

пунктами (ЦТП). На них осуществляется присоединение теплопотребляющих

установок группы жилых и общественных зданий микрорайона к тепловой сети

через теплообменники. Применение ЦТП в свое время упрощало эксплуатацию

вследствие уменьшения количества узлов обслуживания и повышение комфорта в

теплоснабжаемых зданиях благодаря выносу всех насосных установок,

являющихся источником шума, в изолированное помещение ЦТП.

Получили развитие и сейчас являются наиболее перспективным направлением

развития систем теплоснабжения индивидуальные тепловые пункты (ИТП). Они

412

имеют преимущества перед ЦТП, но поскольку устанавливаются

индивидуально на отдельный потребитель, позволяют осуществлять более

точную регулировку и контроль системы.

Закрытая схема горячего водоснабжения имеет ряд преимуществ перед

открытой. Основным является подача горячей воды потребителю питьевого

качества, т.к. подается просто подогретая вода, которая подается и для холодного

водоснабжения. В открытых системах вода подается приготовленная на источнике

тепла с учетом водоподготовки по требованию эксплуатации оборудования, что

сопровождается использованием специальных реагентов. В закрытых системах

значительно снижается расход подпиточной воды, т.к. отсутствуют сливы горячей

воды у потребителей кроме нормативных и ненормативных утечек.

В системе теплоснабжения МОГО «Инта» наблюдается значительное

разнообразие схем подключения нагрузки горячего водоснабжения. В целом по

муниципальному образованию в настоящий момент преобладают открытые схемы

подключения ГВС и непосредственные схемы подключения отопительных систем

потребителей.

По закрытой схеме производится горячее водоснабжение потребителей только

от сетей котельной №1 пгт Верхняя Инта, пст. Юсьтыдор и котельной по ул.

Лермонтова.

Потребители 3 микрорайона г. Инта, запитываемые от Интинской ТЭЦ

подключены по трехтрубной схеме без рециркуляционного трубопровода ГВС.

Отдельные небольшие котельные ООО «Тепловая компания» работают по

двухтрубной схеме, с непосредственным подключением потребителей системы

отопления и открытым водоразбором на ГВС.

В настоящий момент в системе теплоснабжения города накопилось ряд

проблем связанных с горячим водоснабжением потребителей.

В основном проблемы связаны с тем, что проектировались и создавались

такие системы в 50-60-ые годы с учетом требований нормативной

документации и уровней теплопотребления тех лет.

Система теплоснабжения города получила значительное развитие и

увеличением уровня теплопотребления. В тоже время оборудование тепловых

413

сетей и источников теплоснабжения получило значительный износ, а параметры

теплоносителя и режимы работы системы вышли из расчетных значений.

Влияние на функционирование систем теплопотребления оказывают

изменившиеся санитарные нормы к параметрам теплоносителя, подаваемого на

ГВС.

В 2009 году введены новые санитарно-эпидемиологические правила и нормы

СанПиН 2.1.4.2496-09, которые были утверждены Постановлением Главного

государственного санитарного врача Российской Федерации от 07.04.2009г. №20.

Новые правила устанавливают повышенные требования к качеству воды и

организации систем централизованного горячего водоснабжения. Пункт 2.4.

СанПиН определяет температуру горячей воды в местах водоразбора независимо

от применяемой схемы горячего водоснабжения не ниже 60°С и не более 75°С.

Следующим нормативно-правовым актом, устанавливающим требования к

системам горячего водоснабжения, является Федеральный закон №417-ФЗ от

07.12.2011 г., который вносит изменения в Федеральный закон «О

теплоснабжении» №190-ФЗ. Статья 29 Федерального закона №190-ФЗ дополняется

двумя частями:

Часть 8. С 1 января 2013 года подключение объектов капитального

строительства

потребителей

централизованным

открытым

системам

теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения,

осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения,

не допускается.

Часть 9. С 1 января 2022 года использование централизованных

открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего

водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего

водоснабжения, не допускается.

Таким образом, дальнейшее развитие систем горячего водоснабжения МОГО

«Инта» на перспективу до 2029 года должно осуществляться согласно

указанным нормативно-правовым актам.

В первую очередь выполнение законодательства затрагивает потребителей,

снабжаемых от Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс», ООО «Тепловая

компания» по открытой схеме горячего водоснабжения.

414

Тепловые сети от Интинской ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» делятся

на два радиуса «Промышленный» и «Город». Радиус «Город» включает в себя три

магистральные линии – Кировский радиус, Полярный радиус, Сельхозный радиус

и паропровод «Восток».

Расчетные параметры теплоносителя в сетях 130/70 °С с изломом 70 °С.

Часть потребителей тепловой энергии подключены непосредственно к

магистралям в тепловых камерах (ТК) и тепловых узлах (УТ).

Часть потребителей присоединяются к квартальным тепловым сетям после

насосных станций подмешивания (НСП).

Все потребители от Интинской ТЭЦ снабжаются горячей водой путем

непосредственного водоразбора из двухтрубных сетей на ИТП или по

четырехтрубным квартальным сетям с приготовлением горячей воды по открытой

схеме на НСП. Имеется техническая возможность перевода этих потребителей на

ГВС по закрытой схеме, путем реконструкции существующих НСП и ИТП с

установкой водоводяных подогревателей ГВС.

Так же возможна более масштабная их реконструкция с переходом на

закрытую схему ГВС и независимое подключение нагрузки отопления.

Для потребителей, для которых нет технической возможности оборудования

ИТП, может быть предусмотрено строительство ЦТП на вводах в квартал.

Потребители, снабжаемые тепловой энергией от ООО «Водогрейная

котельная» (с 01.07.2013 года передана в введение ООО «Тепловая компания»)

подключены непосредственно к магистралям в тепловых камерах (ТК) и тепловых

узлах (УТ). Потребители п. Южный и п. Спортивный присоединяются к

квартальным тепловым сетям после насосных станций подмешивания (НСП).

Все потребители от Районной котельной снабжаются горячей водой путем

непосредственного водоразбора из двухтрубных сетей на ИТП или по

четырехтрубным квартальным сетям с приготовлением горячей воды по открытой

схеме на НСП (п. Южный и п. Спортивный).

Имеется техническая возможность перевода этих потребителей на ГВС по

закрытой схеме, путем реконструкции существующих НСП и ИТП с установкой

водоводяных подогревателей ГВС.

415

Для потребителей ООО «Тепловая компания» с. Косьювом, системы ГВС

которых присоединяются к тепловой сети по открытой схеме теплоснабжения

возможна установка теплообменников системы ГВС непосредственно в ИТП

зданий.

Для потребителей ООО «Тепловая компания» пгт Верхняя Инта

предусматривается перевод потребителей на закрытую схему ГВС путем

оборудования автоматизированных ИТП.

Проблема не соответствия требованиям нового СанПиН наиболее остро стоит

в Центральном районе. Данный район города снабжается теплом и горячей водой

от Интинской ТЭЦ.

Тепловые сети от ТЭЦ 3-го микрорайона трехтрубные: два трубопровода –

обеспечивают нагрузку отопления и вентиляции, один трубопровод – нагрузку

ГВС. Магистральных циркуляционных трубопроводов нет.

Отсутствие циркуляционного трубопровода и локального подогрева

теплоносителя на ГВС в настоящее время привело к несоответствию параметров

горячей воды новым требованиям СанПиН. У отдельных потребителей

наблюдается значительное занижение температуры подаваемой горячей воды.

Ряд потребителей подключены через насосные станции подкачки (подмеса)

(НСП). До НСП от источника тепла идет один подающий трубопровод горячего

водоснабжения, а после НСП до потребителя сеть ГВС двухтрубная. По одной

трубе горячая вода поступает потребителю на нужды ГВС, а по второй

возвращается неиспользованная остывшая. На НСП вернувшаяся от потребителя

остывшая вода смешивается с подающей и в результате значительно снижается

температура воды подаваемой потребителю. Схемы подключения потребителей

через ЦТП таких проблем не имеют.

Реконструкция схемы теплоснабжения МОГО «Инта» при переходе на

закрытую схему ГВС (в 2 этапа). 1 этап - изменение тепловой схемы НСП-1,3,4,5 с

переходом на закрытую схему ГВС (нагрев холодной питьевой воды в

пластинчатых водо-водяных теплообменниках (далее ТО) сетевой водой,

подаваемой с ТЭЦ) посредством реконструкции оборудования НСП. 2 этап -

переход на закрытую схему ГВС (нагрев холодной питьевой воды в пластинчатых

водо-водяных теплообменниках (далее ТО) сетевой водой, подаваемой с ТЭЦ)

416

посредством установки ИТП в узлах ввода МЖД. Предусматривается установка

ИТП и в МЖД, запитанных от НСП. Инвестиции всего – 370,0 млн. руб., в том

числе: 1 этап – инвестирование ПАО «Т Плюс» 55,0 млн. руб., 2 этап – совместное

инвестирование ПАО «Т Плюс», МОГО «Инта» и Республика Коми (необходимо

определиться) 315,0 млн. руб. Срок реализации: 1 этап – 2019-2020 г.г., 2 этап –

2019-2021 г.г. Проект предполагает получение дополнительной прибыли за счет

снижения условно-постоянных затрат при уменьшении среднечасового объема

подпитки теплосети. Прогнозируется, что в случае отказа от реализации проекта

качество горячей воды не будет соответствовать СанПиН 2.1.4.2496-09 (изменение

СанПиН 2.1.4.1074-01 "Вода питьевая…"), что будет являться нарушением ФЗ

№417-ФЗ (изменение ФЗ "О теплоснабжении" №190-ФЗ статья 29 часть 8,9).

Реконструкция химводоочистки (ХВО).

В настоящий момент наблюдается

несоответствие качества горячей воды, отпускаемой потребителям, по отдельным

показателям требованиям СаНПиН. Срок реализации 2 этапа – 2019 год. Проект

предусматривает доведение качества горячей воды по всем показателям до

требований СаНПиН 2.1.4.1074-01 и 2.1.4.2496-09.

Достаточное количество проблем с горячим водоснабжением за последние

годы связано с изношенностью трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры.

Таким образом, в системе горячего водоснабжения МОГО «Инта» к

настоящему моменту основные проблемы, требующие решения:

- изношенность основного оборудования сетей горячего водоснабжения;

- параметры теплоносителя, подаваемого на горячее водоснабжение не

соответствуют требованиям СанПин;

- необходимость перехода к закрытым схемам горячего водоснабжения

согласно законодательству.

10.4.2

Технические подходы и структурные изменения.

Первоочередной задачей, решаемой в целях повышения эффективности

горячего

теплоснабжения

потребителей,

является

замена

устаревшего

оборудования на новое и перевод потребителей на закрытую схему подключения

горячего водоснабжения.

417

Одновременно с решением этих проблем необходимо проведение

реконструкции внутриквартальных тепловых сетей отопления и горячего

водоснабжения и строительство новых тепловых сетей в районах, переводимых на

закрытую схему теплоснабжения.

Существующая система теплоснабжения города потребует значительных

изменений при повсеместном переходе к закрытой схеме теплоснабжения.

В существующей системе применяются НСП, капитальные затраты в

реконструкцию и развитие таких объектов значительно ниже нового строительства

ввиду наличия здания НСП, внутриквартальных разводящих сетей.

В районах, которые будут подключаться к магистральным тепловым сетям

через ЦТП экономически и технически целесообразно осуществлять их

реконструкцию и строительство с внедрением двухступенчатой смешанной схемы

включения подогревателей (рисунок 125).

Данная схема является наиболее выгодной по технико-экономическим

показателям и зарекомендовала себя многолетним опытом внедрения и

эксплуатации на объектах теплоснабжения в России и за рубежом.

Рисунок125 -

Принципиальная схема ЦТП с двухступенчатым смешанным

подключением подогревателей ГВС и независимым присоединением

систем отопления и вентиляции

Основное преимущество схем с двумя ступенями подогрева по сравнению со

схемами с одноступенчатым подогревом - использование в первой ступени

обратной воды из систем отопления температурой 40-70°С. В связи с этим

значительно уменьшается расход сетевой воды. Однако в двухступенчатых схемах

требуется увеличивать поверхность подогревателей. Но это удорожание меньше,

чем получаемое удешевление стоимости тепловой сети.

418

Реконструкцию тепловых пунктов целесообразно осуществлять не только

в направлении перехода к закрытым схемам ГВС, но и с осуществлением перехода

к независимому подключению нагрузки отопления. Суммарные затраты в данном

случае возрастают не столь значительно, т.к. увеличиваются на величину

теплообменного, насосного и регулирующего оборудования системы отопления, а

получаемый при этом эффект от экономии ресурсов значителен.

Современное оборудование тепловых (центральных и индивидуальных)

пунктов так же включает средства измерения и автоматики, электронные

устройства управления.

В МОГО «Инта» в настоящее время насчитывается 8 НСП, в которых

существует техническая возможность установки ВВП в системе ГВС. В этом

случае так же необходимо осуществить подвод холодной воды к НСП со

строительством водопровода.

Для потребителей, которые снабжаются тепловой энергией от Интинской

ТЭЦ по открытой схеме с общей нагрузкой ГВС 10,83 Гкал/ч, с

непосредственным водоразбором из тепловых сетей, целесообразен перевод на

закрытую систему теплоснабжения путем оборудования ЦТП на вводе в квартал.

В случае, когда потребители подключены к тепловым сетям непосредственно

и по двухтрубной системе, либо когда нет технической возможности

организации ЦТП на имеющихся площадках возможна реконструкция

существующих узлов подключения потребителей в индивидуальных тепловых

пунктов (ИТП). В ряде случаев ИТП имеет больше преимуществ по сравнению с

ЦТП. ИТП позволяют более точно осуществить регулировку режимов

теплопотребления по отдельным потребителям, что значительно снижает

перерасход теплоносителя на нужды отопления в переходные режимы

отопительного периода.

Схема центрального и индивидуального теплового пункта (рисунок 126)

принципиально не отличаются друг от друга. Основное отличие в данном случае в

мощности устанавливаемого оборудования. Основное отличие и удорожание ЦТП

по сравнению с ИТП заключается в необходимости проведения ремонта здания

ЦТП, а так же реконструкции внутриквартальных сетей отопления и горячего

водоснабжения.

420

В каждом конкретном случае основной перечень оборудования теплового

пункта будет зависеть от масштаба реконструкции, оборудования, которое

меняется и которое остается в эксплуатации и ряда других факторов.

Стоимости готового теплового пункта основанного на иностранном

оборудовании и с применением автоматизации выше стоимости ИТП с

отечественным оборудованием и минимумом автоматики примерно в 1,5-1,8 раза

(таблица 177).

Таблица177 -

Ориентировочная стоимость оборудования ИТП в зависимости от

компоновки

Вариант

Используемые теплообменники

Ридан

AlfaLaval

Насосы

Wilo

Grundfos

Запорная арматура

Немен

Broen

Запорно-регулирующие клапаны

Российского производства

Иностранного производства

Теплоизоляция

Фольгированная минеральная вата

R-flex Solar

Насосная станция водоснабжения

Нет

С обвязкой арматурой Hawle

Распределительная гребенка

Нет

Есть

Внутренние контуры

Один

Три с балансировочными

клапанами на выходе

Автоматика на контроллерах

Овен

Xenta

Система диспетчеризации

Нет

Есть

Примерная стоимость, руб

3 500 000

5 600 000

Кроме стоимости оборудования тепловых пунктов необходимо учитывать

стоимость проектно-сметной документации, строительно-монтажные и наладочные

работы (таблица 178).

Таблица178 -

Структура затрат по тепловым пунктам

Составление проектно-сметной документации

5-7%

Строительно-монтажные и наладочные работы

40-50%

Оборудование

43-55%

Исходя из средних значений стоимости оборудования, проектирования,

монтажа, наладки, а так же необходимого объема реконструкции были определены

суммарные капитальные вложения необходимые для перевода потребителей

Интинской ТЭЦ и Районная котельной на закрытые схемы горячего водоснабжения

и независимое подключение отопительной нагрузки (таблица 179). При этом в

стоимости реконструкции ЦТП были учтены затраты на реконструкцию

внутриквартальных сетей и подвод сетей холодного водоснабжения.

Реализация мероприятий должна производиться согласно календарному плану

освоения инвестиций по программе и завершение должно осуществляться не

позднее 2022 года, что продиктовано существующим законодательством.

421

Указанные капитальные вложения являются ориентировочными и требуют

уточнения при составлении проектно-сметной документации каждого

конкретного проекта.

Предложение:

Мероприятие «Переход на закрытую схему ГВС (2 очереди)» с оценкой

капитальных затрат на реконструкцию НСП, сетей и строительство ИТП (при

отсутствии ЦТП). Мероприятие предусматривает объединение 2 вариантов

(переоборудование существующих НСП в ЦТП и оборудование остальных МЖД

автоматизированными ИТП).

Таблица179 -

Капитальные затраты на реконструкцию НСП и индивидуальных

тепловых пунктов, тепловых сетей с целью перехода к закрытой схеме ГВС и

независимому подключению нагрузки отопления

1 вариант (переоборудование НСП в ЦТП, строительство новых ЦТП и оборудование для части

потребителей автоматизированных ИТП)

Реконструкция НСП в ЦТП и сети

Всего

ПИР и ПСД, млн руб

7,212

Реконструкция внутриквартальных сетей

Оборудование, млн руб

44,8

Строительно –монтажные и наладочные работы, млн руб

83,2

Всего капитальные затраты, млн руб

211,21

НДС, млн руб

Строительство новых ЦТП и реконструкция тепловых сетей

Всего

ПИР и ПСД, млн руб

26,5

Реконструкция внутриквартальных сетей, млн руб

179,759

Затраты на сооружение здания ЦТП

55,472

Оборудование, млн руб

44,8

Строительно –монтажные и наладочные работы, млн руб

171,582

Всего капитальные затраты, млн руб

478,113

НДС, млн руб

Индивидуальные тепловые пункты

ПИР и ПСД, млн руб

1,9

Оборудование, млн руб

Строительно –монтажные и наладочные работы, млн руб

15,274

Всего капитальные затраты, млн руб

38,174

НДС, млн руб

6,871

Всего смета проекта, млн руб

858,367

2 вариант (Оборудование у всех потребителей автоматизированных ИТП)

ПИР и ПСД, млн руб

215,6

Оборудование, млн руб

2156

Строительно –монтажные и наладочные работы, млн руб

1910

Всего капитальные затраты, млн руб

4281,6

НДС, млн руб

770,69

Всего смета проекта, млн руб

5052,3

422

10.5

Оценка финансовых потребностей для осуществления

строительства и технического перевооружения источников

тепловой энергии и тепловых сетей

10.5.1

Демонтаж и строительство новых энергетических мощностей

на существующих ТЭЦ, котельных и перспективных

площадках

Для модернизации Интинской ТЭЦ потребуется 170,5 млн. руб (в ценах

2013 года). При этом годовая выработка электроэнергии турбогенераторной

установкой с турбиной ПТ-12-35/1,2 оценивается ориентировочно в 51 000 тыс кВт

ч при удельном расходе топлива не выше 300 гут/кВтч. Турбогенераторная

установка может быть смонтирована в существующем турбинном зале. Фундамент

под установку сооружается заново с привязкой к оставшейся от турбоагрегата ст

№4 «подушке». Установка нового турбоагрегата не требует увеличения

численности обслуживающего персонала, как оперативного, так и ремонтного.

Реконструкция и модернизация оборудования и объектов ИТЭЦ на

среднесрочный период: реконструкция к/а (ВЗП, экономайзеры, п/перегреватели,

ЗУУ и др.), реконструкция золошлакопроводов (нитка А и Б), реконструкция

кровель зданий (главного корпуса, приема угля, ГРУ, ЗРУ, РУСН и др.);

модернизация насосов, оборудования КИПиА и др. Проекты предусматривают

повышение надежности и эффективности работы теплоисточника.

Оценка технико-экономической эффективности новых ТЭЦ в ценовых

условиях 2013 г. показала следующее:

- срок окупаемости инвестиций составляет 3-3,5 года, что вполне приемлемо

в современных условия.

10.5.2

Реконструкция существующих котельных

Для модернизации существующих трех котельных с уменьшением тепловой

мощности (таблица 180) потребуется 10,955 млн. руб инвестиционных затрат (в

ценах 2013 г) с учетом НДС (18 %).

При модернизации предусмотрен демонтаж существующих котлов и замена

их на современные котлы меньшей установленной мощности, так как для всех

423

модернизируемых котельных резерв мощности, с учетом перспективных нагрузок

потребителей, составляет 43-77 %.

10.5.3

Строительство новых БМК с передачей на них нагрузок от

котельных выводимых из эксплуатации

Для строительства новой блочно-модульной котельной в пгт. Верхняя Инта с

передачей на нее нагрузки от неэффективных котельных №1 и №2, которые

планируется закрыть, (таблица 181) потребуется порядка 37 млн. руб.

инвестиционных затрат (в ценах 2013 г.) с учетом НДС (18 %).

Эффективность использования небольших котельных повышенной заводской

готовности (блочно-модульные котельные) определяется:

а) простотой конструкций, быстротой и легкостью монтажа;

б) меньшей на 30-40 % металлоемкостью сооружений и на 35-80 %

стоимостью строительно-монтажных работ;

в) в 6-7 раз меньшими трудозатратами;

г) сокращением в 10 раз расхода сборного и монолитного железобетона;

д) уменьшением в 1,5-2 раза эксплуатационных затрат;

е) низкими расходами топлива, так КПД котельных БМК выше, а

удельный расход топлива на отпуск тепла составляет 173,7-180 кг у.т./Гкал вместо

существующих 228 кг у.т./Гкал.

Таким образом, на новой БМК экономия топлива составит 24 %.

10.5.4

Оснащение приборами учета тепловой энергии котельных

Узел учета на котельной – это комплекс приборов и устройств,

предназначенный для учета тепловой энергии, теплоносителя, а также для

контроля и регистрации его параметров. Конструктивно узел учета представляет

собой набор «модулей», которые врезаются в трубопроводы. В узел учета тепла

входят: вычислитель, преобразователи расхода, температуры, давления, приборы

индикации температуры и давления, а также запорная арматура.

В настоящее время на российском рынке представлен широкий спектр выбора

различных узлов учета на основе теплосчетчиков ВКТ, СПТ «Логика», Взлет,

ТеРосс, ТЭМ, ТСК, ЭСКО, МКТС, КМ-5, Магика, SA-94 и др.

424

Так, например, теплосчетчик МКТС позволяет реализовать любую из схем

узлов учёта систем теплоснабжения, приведенных в «Правилах учёта тепловой

энергии и теплоносителя» причём одновременно может быть до четырёх узлов

учёта. Теплосчетчик представляет собой многофункциональный многоканальный

прибор модульного исполнения и состоит из измерительных преобразователей

расхода, давления, термопреобразователей и вычислительного устройства,

соединенных между собой линиями связи.

Прибор многопоточный: поддерживает 4 тепловые системы, можно

подключить до 16 расходомеров (рисунок 136).

Стоимость оборудования в котельной коммерческого узла учета на основе

теплосчетчика МКТС складывается из проектной документации и стоимости

оборудования, в зависимости от мощности котельной. Стоимость оборудования

зависит от количества расходомеров и термопреобразователей.

Для одной котельной средней мощности стоимость составляет порядка 314

тыс. руб (таблица 182).

Указанная стоимость может увеличиваться в зависимости от объема

дополнительного оборудования (например, устройства для сетей диспетчеризации,

радиомодем, контроллеры-регуляторы и т.п.) и дополнительных услуг по обучению

персонала по работе с приборами, оказание консультационных услуг, поверка и

т.п.

На котельных ООО «Тепловая компания» оборудованы узлы учета тепловой

энергии на базе теплосчетчиков Взлет. В настоящее время данные приборы

требуют замены согласно Программы энергосбережения и повышения

энергетической эффективности в сфере теплоснабжения на 2012-2014 гг ООО

«Тепловая компания».

Всего необходимо заменить теплосчетчики в 5 котельных (ул. Лермонтова г.

Инта, пст. Юсьтыдор, с. Косьювом, с. Петрунь, с. Абезь). Это потребует

инвестиций в размере

1572

тыс руб.

425

Таблица180 -

Финансовые потребности в реализацию по демонтажу, реконструкции и новому строительству энергетических

мощностей на существующих и перспективных площадках (в ценах 2013 года)

Статьи затрат

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025 2026 2027 2028 2029

Всего

с 2014

-2029

гг

Вариант, предусматривающий модернизацию Интинской ТЭЦ и модернизацию существующих котельных ООО «Тепловая компания»

ПИР и ПСД

2,6

Оборудование

103,2

СМР

12,9

Прочие

12,9

Всего

2,6

116,1

25,8

НДС

0,468

4,64

Смета

3,068

137

30,44

170,5

Модернизация котельной с. Петрунь

ПИР и ПСД

0,042

Оборудование

0,56

СМР

0,622

Прочие

0,0623

Всего

0,042

1,182

0,0623

НДС

0,0076

0,213

0,011

Смета

0,05

1,395

0,0735

1,519

Модернизация котельной пст. Юсьтыдор

ПИР и ПСД

0,097

Оборудование

1,284

СМР

1,43

Прочие

0,143

Всего

0,097

2,714

0,143

426

Статьи затрат

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025 2026 2027 2028 2029

Всего

с 2014

-2029

гг

НДС

0,01746 0,48852

0,02574

Смета

0,11446 3,20252

0,16874

3,486

Модернизация котельной ул. Лермонтова

ПИР и ПСД

0,166

Оборудование

2,192

СМР

2,44

Прочие

0,244

Всего

0,166

4,632

0,244

НДС

0,02988

0,83376

0,04392

Смета

0,19588

5,46576

0,28792

5,95

Таблица181 -

Финансовые потребности в замещение котельных путем строительства БМК для рационального варианта развития

схемы теплоснабжения МОГО «Инта» (в ценах 2013 года)

Статьи затрат

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025 2026 2027 2028 2029

Всего

с 2014

-2029

гг

Вариант, предусматривающий закрытие котельных №1 и №2 пгт. Верхняя Инта и строительство новой БМК

ПИР и ПСД

1,036

Оборудование

19,87

СМР

9,1

Прочие

1,52

Всего

1,036

28,97

1,52

НДС

0,18648

5,2146

0,2736

Смета

1,22248 34,1846

1,7936

37,245

«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы - часть 26