Постановление Администрации города Благовещенска Амурской области от 19 декабря 2014 г. N 5335 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Благовещенска на период до 2030 года"

Информация об изменениях:

О внесении изменений в постановление см. постановление Администрации города Благовещенска Амурской области от 23 августа 2016 г. N 2647.

Текст постановления приводится без учета названных изменений

В соответствии со статьей 6 Федерального закона Российской Федерации от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "Об утверждении требований к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", Федеральным законом Российской Федерации от 06.10.2003 N 131-ФЗ "Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации", с учетом протокола и заключения о результатах публичных слушаний по схеме теплоснабжения,

постановляю:

1. Утвердить схему теплоснабжения города Благовещенска на период до 2030 года (прилагается).

2. В течение 15 календарных дней с даты утверждения схемы теплоснабжения разместить ее в полном объеме на официальном сайте администрации города Благовещенска в сети "Интернет", за исключением сведений, составляющих государственную тайну, и электронной модели схемы теплоснабжения.

3. Опубликовать в газете "Благовещенск" сведения о размещении схемы теплоснабжения города Благовещенска на официальном сайте администрации города Благовещенска в сети "Интернет".

4. Контроль за исполнением настоящего постановления оставляю за собой.

Мэр города Благовещенска

А.А. Козлов

Схема
теплоснабжения города Благовещенска на период до 2030 года

Глава 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения"

Функциональная структура организации теплоснабжения

Описание эксплуатационных зон теплоснабжающих и теплосетевых организаций

Функциональная структура теплоснабжения города Благовещенска представляет собой разделенное между разными теплоснабжающими организациями производство тепловой энергии и ее транспорт конечному потребителю.

Генерация тепловой энергии происходит на мощностях:

- Благовещенской ТЭЦ филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация";

- Котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис";

- Котельных ОАО "Облкоммунсервис";

- Котельной птицефабрики ООО "Амурский бройлер";

- Котельной ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции";

- Котельной ОАО "РЖД";

- Котельной ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов";

- Котельной ОАО "Ростелеком".

Передача тепловой энергии потребителям осуществляется:

- по сетям, находящимся в собственности теплогенерирующих организаций;

- по муниципальным сетям, находящихся в аренде и обслуживаемых филиалом ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" с покупкой тепловой энергии у других теплоснабжающих организаций;

- по собственным (абонентским) сетям;

- по бесхозяйным тепловым сетям.

Потребителями тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения являются потребители многоэтажной, малоэтажной и индивидуальной жилой застройки, общественные здания, промышленные потребители тепловой энергии.

Система теплоснабжения закрытая. Горячая вода на нужды ГВС приготовляется в подогревателях, преимущественно по двухступенчатой схеме, ИТП, ЦТП. На некоторых котельных имеет место 4 трубная система.

Всего на территории города по состоянию на начало 2014 года для обеспечения централизованного теплоснабжения работает 32 котельные, из них 19 малых с установленной мощностью не более 5 Гкал/час, и 1 один источник комбинированной выработки тепловой и электрической энергии - Благовещенская ТЭЦ.

Суммарная установленная тепловая мощность котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" и ОАО "Облкоммунсервис" по состоянию на начало 2014 года составляет 165,54 Гкал/час, суммарная установленная тепловая мощность ведомственных производственно-отопительных котельных составляет 125,15 Гкал/час.

Установленная тепловая мощность Благовещенской ТЭЦ филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация" составляет 817 Гкал/час в горячей воде, располагаемая мощность в горячей воде оценивается в 777 Гкал.

Суммарная располагаемая тепловая мощность источников тепловой энергии г. Благовещенска составляет 1025,068 Гкал/час, из них 777 Гкал/час составляет располагаемая мощность Благовещенской ТЭЦ и 248,068 Гкал/час - мощность котельных.

Большинство котельных и Благовещенская ТЭЦ в качестве основного топлива используют уголь, некоторые котельные - мазут.

В качестве расчетных элементов территориального деления приняты планировочные районы города Благовещенска, установленные в действующей на момент разработки схемы теплоснабжения версии Генерального плана.

Расчетные элементы территориального деления - планировочные районы - представлены на рисунке 1.1.1.

Зоны действия источников тепловой энергии в разделении по теплоснабжающим организациям представлены на рисунке 1.1.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.1.1. Расчетные элементы территориального деления - планировочные районы

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.1.2. Зоны действия источников тепловой энергии в разделении по теплоснабжающим организациям

Благовещенская ТЭЦ филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация" обеспечивает теплоснабжение потребителей многоэтажной, малоэтажной и индивидуальной жилой застройки, промышленных потребителей и общественных зданий:

1) Центрального планировочного района с транспортом теплоносителя по магистралям N 1 и N 3 с диаметрами головных участков 2 ДУ800 и 2 ДУ1000;

2) Северного планировочного района с транспортом теплоносителя по магистрали N 2 с диаметром головного участка 2ДУ800;

3) Потребителей Западного планировочного района и с. Плодопитомник с транспортом теплоносителя по магистрали N 4 с диаметром головного участка 2 ДУ800;

4) Строительного управления ТЭЦ с транспортом теплоносителя по магистрали СУТЭЦ с диаметром головного участка 2 ДУ250.

Муниципальные котельные, арендуемые филиалом ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", обеспечивают теплоснабжение потребителей многоэтажной, малоэтажной и индивидуальной жилой застройки и общественных зданий в планировочных районах: N 1 Центральный, N 2 Северный, N 3 Западный, N 4 с. Плодопитомник, N 7 Белогорье.

По муниципальным тепловым сетям, арендуемым филиалом ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", в указанных планировочных районах производится транспорт теплоносителя к потребителям тепловой энергии как от собственных источников, так и от Благовещенской ТЭЦ, источников ОАО "Облкоммунсервис", котельной птицефабрики ООО "Амурский бройлер", котельной ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов".

Котельные ОАО "Облкоммунсервис" обеспечивают теплоснабжение потребителей многоэтажной, малоэтажной и индивидуальной жилой застройки и общественных зданий в планировочных районах: N 2 Северный, N 3 Западный.

Производственно-отопительная котельная птицефабрики функционирует как для теплоснабжения собственных объектов, так и для теплоснабжения потребителей многоэтажной и малоэтажной жилой застройки и общественных зданий в п. Моховая Падь.

Производственно-отопительная котельная ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции" обеспечивает теплоснабжение собственных потребителей, юридических лиц - арендаторов на территории завода, а также потребителей многоэтажной жилой застройки и общественных зданий в Центральном планировочном районе.

Производственно-отопительная котельная ОАО "РЖД" обеспечивает теплоснабжение собственных потребителей, потребителей многоэтажной и индивидуальной жилой застройки, общественных зданий в Центральном планировочном районе.

Производственно-отопительная котельная ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов" обеспечивает теплоснабжение собственных потребителей, потребителей многоэтажной и индивидуальной жилой застройки, общественных зданий в Верхнем и Нижнем поселках в районе N 7 Белогорье.

Котельная ОАО "Ростелеком" обеспечивает теплоснабжение собственных потребителей и жилых домов по ул. Политехническая, 212/2, 212/4, 214.

Структура теплоснабжения города Благовещенска представлена на рисунке 1.1.3.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.1.3. Структура теплоснабжения города Благовещенска

Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация" владеет на праве собственности:

- Благовещенской ТЭЦ;

- Тепломагистралями NN 1-4 от ТЭЦ до границ балансовой принадлежности в ТК, магистралью СУТЭЦ;

- Насосной станцией НС в ТК-21;

Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" использует на праве аренды:

- 20 котельных;

- Муниципальные магистральные и распределительные тепловые сети по границам балансовой принадлежности;

- 9 ЦТП;

- 9 квартальных понизительных насосных станций;

ОАО "Облкоммунсервис" владеет на праве собственности:

- 6 котельными;

- Тепловыми сетями по границам балансовой принадлежности;

ОАО "Облкоммунсервис" использует на праве аренды:

- Котельную 433 квартала;

- Муниципальные тепловые сети по границам балансовой принадлежности;

ООО "Амурский бройлер" владеет на праве собственности:

- Котельной птицефабрики;

- Тепловыми сетями по границам балансовой принадлежности;

ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"

- Котельной судостроительного завода;

- Тепловыми сетями по границам балансовой принадлежности;

ОАО "РЖД" владеет на праве собственности:

- Котельной;

- Тепловыми сетями по границам балансовой принадлежности;

ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов" владеет на праве собственности:

- Котельной;

- Тепловыми сетями по границам балансовой принадлежности.

ОАО "Ростелеком" владеет на праве собственности:

- котельной ОАО "Ростелеком".

Описание структуры договорных отношений между теплоснабжающими организациями

Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" является крупной теплосетевой организацией, обслуживающей муниципальные тепловые сети. "Амуртеплосервис" заключает договоры на покупку теплоносителя с филиалом ОАО "ДГК" "Амурская Генерация", ОАО "Облкоммунсервис", ООО "Амурский бройлер", ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов", ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции", ОАО "РЖД", ОАО "Ростелеком" и осуществляет перепродажу тепловой энергии конечным потребителям.

На границах балансовой принадлежности учет тепловой энергии не производится.

Объем сгенерированной Благовещенской ТЭЦ тепловой энергии, покупаемой филиалом ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", составляет не менее 1 500 000 Гкал в год.

Описание зон действия индивидуального теплоснабжения

Ряд кварталов жилой застройки является зонами индивидуального теплоснабжения. Это зоны малоэтажной жилой застройки, не присоединенные к системам централизованного теплоснабжения. Теплоснабжение осуществляется, преимущественно, с использованием печного отопления.

Источники тепловой энергии

Общие положения

Теплоснабжение г. Благовещенска осуществляется 8-ю теплоснабжающими организациями:

1) Филиал ОАО "Дальневосточная генерирующая компания" "Амурская генерация", на балансе которой находится источник тепловой энергии Благовещенская ТЭЦ и тепловые магистрали от Благовещенской ТЭЦ.

2) Филиал ОАО "Амурские коммунальные системы" "Амуртеплосервис", в аренде у которого находятся 20 муниципальных котельных и муниципальные тепловые сети, работающие на нужды теплоснабжения потребителей жилого сектора;

3) ОАО "Облкоммунсервис", в собственности которого находятся 6 котельных и тепловые сети, в аренде - 1 котельная;

4) ОАО "РЖД", на балансе которой находится 1 котельная с тепловыми сетями.

5) ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции", на балансе которого находится 1 котельная с тепловыми сетями. ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции" вырабатывает тепловую энергию на собственные нужды, а также на нужды теплоснабжения ряда потребителей жилого сектора.

6) ОАО "Ростелеком", на балансе которого находится 1 котельная. ОАО "Ростелеком" осуществляет теплоснабжение собственных потребителей и жилых домов по ул. Политехническая, 212/2, 212/4, 214.

7) ООО "Амурский бройлер", на балансе которого находится 1 котельная с тепловыми сетями. ООО "Амурский бройлер" вырабатывает тепловую энергию на собственные нужды, а также на нужды теплоснабжения потребителей п. Моховая падь.

8) ООО "Благовещенский завод строительных материалов", на балансе которого находится 1 котельная с тепловыми сетями. ООО "Благовещенский завод строительных материалов" вырабатывает тепловую энергию на собственные нужды, а также на нужды теплоснабжения потребителей п. Белогорье.

Общая установленная тепловая мощность источников тепловой энергии г. Благовещенск на начало 2014 г. составляет 1107,69 Гкал/час. Распределение установленной мощности между теплоснабжающими организациями представлено на рисунке 2.1.1.

Общая подключенная тепловая нагрузка в горячей воде потребителей жилого сектора г. Благовещенск на начало 2014 г. составляет 899,407 Гкал/час.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.1. Распределение установленной тепловой мощности между теплоснабжающими организациями

Благовещенская ТЭЦ

Структура основного оборудования

Источник тепловой энергии Благовещенская ТЭЦ осуществляет поставку тепловой энергии в горячей воде через магистральные тепловые сети и присоединенные квартальные сети "Амуртеплосервис" потребителям Центрального, Северного, Северо-Западного и Западного промышленно-селитебного планировочных районов, а также потребителям совхозов "Благовещенский" и "Тепличный".

Установленная мощность Благовещенской ТЭЦ в горячей воде составляет 817 Гкал/ч. тепловой и 280 МВт электрической мощности. Температурный график работы 130/70°С.

Структура основного оборудования Благовещенской ТЭЦ приведена в таблицах 2.2.1а и 2.2.1б.

Таблица 2.2.1а. Структура основного оборудования Благовещенской ТЭЦ (котельное оборудование)

Станционный номер котла	Тип котла	Год ввода в эксплуатацию	Производительность, Гкал/ч. (т/ч)	Параметры пара
КП 1	БКЗ-420 - 140	1982	420 т/ч	140 кгс/см2 560°С
КП 2	БКЗ-420 - 140	1983
КП 3	БКЗ-420 - 140	1985
КП 4	БКЗ-420 - 140	1994
N 1	КВГМ-100	1976	100 Гкал/ч	-
N 2	КВГМ-100			-

Таблица 2.2.1б. Структура основного оборудования Благовещенской ТЭЦ (турбинное оборудование)

Станционный номер турбины	Тип, модификация	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВт		Параметры свежего пара		Отбор Т			Отбор П
				Номинальная	Максимальная	Давление, кгс/см2	Температура, °С	Давление пара, кгс/см2	Производительность, Гкал/ч		Давление пара, кгс/см2	Производительность, т/ч
									Ном.	Макс.		Ном.	Макс.
ТП 01	ПТ-60/75-130/13-7	ЛМЗ	1982	60	75	130	565	0,3 - 1,5	53,5	85,8	13 - 18	140	250
ТП 02	Т-110/120-130-4	УТМЗ	1983	110	120	130	555	0,5 - 2,5	175	175	-	-	-
ТП 03	Т-110/120-130-4	УТМЗ	1985	110	120	130	555	0,5 - 2,5	175	175	-	-	-

Установленная тепловая и электрическая мощность. Ограничения тепловой мощности

Установленная тепловая мощность Благовещенской ТЭЦ составляет 817 Гкал/час, электрическая мощность - 280 МВт. В течение последних пяти лет изменений установленной тепловой и электрической мощности ТЭЦ не происходило. Располагаемая тепловая мощность БТЭЦ составляет 777 Гкал/час по причине ограничения вырабатываемой мощности ПВК на уровне 80% от номинального вследствие практически полного исчерпания водогрейными котлами своего ресурса. Также необходимо отметить, что в 2016 - 2017 гг. ожидается ввод в эксплуатацию второй очереди Благовещенской ТЭЦ.

Объем потребления тепловой энергии на собственные нужды. Параметры тепловой мощности нетто

Под собственными нуждами источника понимают затраты произведенной тепловой энергии на поддержание работоспособности различных агрегатов источника тепловой энергии и отопление производственных зданий источника тепловой энергии. Перечень агрегатов Благовещенской ТЭЦ, потребляющих тепловую энергию, приведен ниже:

1. Индивидуальные механизмы СН турбины ПТ-60 - 130/13 ст. N 1.

2. Индивидуальные механизмы СН турбины Т-110/120-130-4 ст. N 2.

3. Индивидуальные механизмы СН турбины Т-110/120-130-4 ст. N 3.

4. Общестанционные механизмы СН турбин.

5. СН электроцеха.

6. Индивидуальные механизмы СН котлов БКЗ-420 - 140 ст.  14.

7. Общестанционные механизмы СН котельного цеха.

8. Механизмы топливно-транспортного хозяйства.

9. Индивидуальные механизмы СН котлов КВГМ 100 - 150 (ВК-1, ВК-2).

10. Механизмы ГЗУ.

11. Механизмы химводоочистки.

12. Теплофикационная установка.

Иллюстрация затрат тепловой энергии на отопление производственных зданий приведена на рисунке 2.2.2. Данные о выработке, потреблении тепловой энергии на собственные нужды и отпуске тепловой энергии потребителям в 2008 - 2012 гг. приведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2. Динамика расхода вырабатываемой т/э на собственные нужды БТЭЦ

	2008	2009	2010	2011	2012
Производство тепловой энергии, Гкал	3444611	3695601	3693587	4214881	4440899
Расход тепловой энергии на собственные нужды, Гкал	137094	170219	141993	165649	165180
Расход т/э на производство э/э, Гкал	1326095	1417618	1427601	1976227	2173086,5
Отпуск тепловой энергии в сеть, Гкал	1981422	2107764	2123993	2073005	2102632,5

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.2. Затраты тепловой энергии БТЭЦ на отопление производственных зданий

Ресурс основного оборудования

Сведения о сроках ввода в эксплуатацию и ресурсе основного оборудования приведены ниже в таблице 2.2.3.

Как видно из приведенных данных, по состоянию на сентябрь 2013 г. турбоагрегаты Благовещенской ТЭЦ выработали свой ресурс более чем на 59%, котлоагрегаты КП 1 - КП 3 - более чем на 42%. Котлоагрегат КП 4 по состоянию на сентябрь 2013 г. выработал свой ресурс на 29,6%.

Таблица 2.2.3. Сроки ввода и ресурс основного оборудования

Станционный N	Наименование оборудования, тип	Год ввода	Парковый ресурс				Продление паркового ресурса				Наработка за 2013 год	Остаток в часах до назначенного ресурса, ч.
			Наработка, час		Количество пусков		Назначенный ресурс на 01.09.13 (час) и далее на отчетную дату квартала 2013	Назначенное количество пусков на 01.09.13 и далее на отчетную дату квартала 2013	Количество продлений	Наименование документа о продлении сроков эксплуатации, дата выдачи и специализированная организация
			Норматив	Факт на 01.09.13	Норматив	Факт на 01.09.13
Турбоагрегаты
ТП 01	Паровая турбина ПТ-60 - 130/13	1982	220000	141 145	600	289	220 000	600	-	-	5 015	78 855
ТП 02	Паровая турбина Т-110/120-130-4	1983	220000	164 509	900	252	270 000	900	-	Согласно табл. 5.4 СТО 17230282.27.100.005 - 2008	5 606	105 491
ТП 03	Паровая турбина Т-110/120-130-4	1985	220000	133 992	900	205	270 000	900	-	Согласно табл. 5.4 СТО 17230282.27.100.005 - 2008	4 184	136 008
Котлоагрегаты
КП 1	БКЗ-420-140-7	1982	300000	152 192	300 /1400	232	300 000		-	-	4 548	147 808
КП 2	БКЗ-420-140-7	1983	300000	140 495	300 /1400	241	300 000		-	-	3 995	159 505
КП 3	БКЗ-420-140-7	1985	300000	125 810	300 /1400	204	300 000		-	-	5 017	174 190
КП 4	БКЗ-420-140-7	1994	300000	88 574	300 /1400	88	300 000		-	-	3 524	211 426

Схемы выдачи тепловой энергии. Структура теплофикационных установок

Тепловая энергия в горячей воде отпускается потребителям по четырем основным магистралям - ТМ N 1, ТМ N 2, ТМ N 3 и ТМ N 4 ТПК диаметром от 800 до 1000 мм. Схема присоединения абонентов ГВС - закрытая.

Оборудование Благовещенской ТЭЦ спроектировано на температурный график 150 - 70°С, отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется со срезкой температурного графика на 130°С.

Подогрев сетевой воды для нужд отопления и горячего водоснабжения потребителей осуществляется в бойлерах ТЭЦ, а также в пиковой водогрейной котельной (ПВК). Теплофикационные установки турбоагрегатов содержат в своем составе по два горизонтальных подогревателя сетевой воды (ПСГ). После ТФУ нагретая в сетевых подогревателях вода подается в ПВК и, далее, потребителям.

На производство пара 12 ата работает котлоагрегат N 4, пар после которого проходит через систему редуцирующих устройств (РРОУ, РОУ, ПРОУ) и подается потребителям.

Состав теплофикационного оборудования Благовещенской ТЭЦ приведен в таблице 2.2.4, оперативная схема ТЭЦ и схема теплофикационной установки - на рисунках 2.2.3 и 2.2.4.

Таблица 2.2.4. Состав теплофикационного оборудования БТЭЦ

Наименование	Тип	Количество	Расход воды, м/ч	Теплопроизводительность, Гкал/ч
Пиковые бойлера (ПБ 15)	ПСВ-500-14-23	5	1800	97
Основные бойлера (ОБ 3,4)	ПСВ-315-3-23	2	725	36
Подогреватели сырой воды (ПСВ 13)	ПСВ-125-7-15	3	250	20
ПСГ ТФУ ТА N 1	ПСВ-500-3-23	2	-	-
ПСГ ТФУ ТА N 2	ПСГ-2300-3-8	2	-	-
ПСГ ТФУ ТА N 3	ПСГ-2300-3-8	2	-	-

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.3. Оперативная схема БТЭЦ

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.4. Схема теплофикационной установки БТЭЦ

Регулирование отпуска тепловой энергии от Благовещенской ТЭЦ

Основной задачей регулирования отпуска тепловой энергии в системах теплоснабжения является поддержание заданной температуры воздуха в отапливаемых помещениях при изменяющихся в течение отопительного периода внешних климатических условиях, а также заданной температуры горячей воды, поступающей в системы горячего водоснабжения, при изменяющемся в течение суток расходе этой воды.

Проектный температурный график по зоне теплоснабжения Благовещенской ТЭЦ 150 - 70°С был выбран во время развития систем централизованного теплоснабжения и выбран для открытой системы теплоснабжения.

В отопительный период 2013 - 2014 гг. отпуск тепловой энергии от Благовещенской ТЭЦ осуществляется по температурному графику 120,7 - 70°С, приведенному на рисунке 2.2.5, при расходе сетевой воды 12250 т/ч.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.5. Температурный график качественного регулирования отпуска т/э от БТЭЦ

Среднегодовая загрузка оборудования Благовещенской ТЭЦ

Данные о загрузке основного оборудования Благовещенской ТЭЦ приведены на рисунке 2.2.6.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.6. Сведения о работе основного котельного оборудования БТЭЦ в 2013 году

Как видно из рисунка 2.2.5, в целом за год все котлоагрегаты, за исключением котлоагрегата N 4, работающего на производство пара, достигли примерно одного уровня наработки.

Способы учета тепла, отпущенного в паровые и водяные сети

Учет тепловой энергии, отпускаемой в тепловые сети Благовещенской ТЭЦ, происходит посредством использования тепловычислителя СПТ 961. Полный перечень приборов учета Благовещенской ТЭЦ приведен в таблице 2.2.5.

Таблица 2.2.5. Сведения об оснащенности приборами учета БТЭЦ

N п/п	Наименование показателя	Количество, шт.	Тип прибора		Примечание
			марка	класс точности
1.	Электрической энергии
1.1.	Количество оборудованных приборами вводов всего, в том числе:
	полученной со стороны	10	СЭТ-4ТМ.03	0,5S
	потребляемой	14	СЭТ-4ТМ.03 Ц6805А	0,5S 0,5
	отданной на сторону	8	СЭТ-4ТМ.03 Меркурий	0,5S 0,5S
2.	Тепловой энергии
2.1.	Количество оборудованных приборами вводов всего, в том числе:		-		-
	полученной со стороны		-	-	-
	потребляемой
	отданной на сторону	3	СПТ 961	0,02%
5.	Воды
5.1.	Количество оборудованных приборами мест поступления (отгрузки) всего, в том числе:
	полученной со стороны (гор. вода)	2 шт	ВТ-80 N С800315713	5 %
			СТВХ - 80 N 049969	5 %
	потребляемой (р. Зея (тех вода))	2 шт	Метран 100 N 142540	5 %
			КСУ 2 - 027 N 4110558	5 %
	отданной на сторону

Статистика отказов и восстановлений оборудования

По состоянию на начало 2014 г. сведений о крупных отказах оборудования Благовещенской ТЭЦ нет.

Характеристика водоподготовки и подпиточных устройств

Система водоразбора Благовещенской ТЭЦ закрытая. Применяется гидразино-аммиачная система водоподготовки, при которой осуществляется коррекционная обработка котловой воды тринатрий фосфатом. Применяемое оборудование - фильтры механические (ФМТ) - 4 шт., фильтры Нг - 4 шт. Общая и кальциевая жесткости на фильтрах не удаляются, поскольку выдерживается карбонатный индекс. Производительность системы ХВО 450 т/ч. Качество исходной воды и воды после фильтров приведено в таблице 2.2.6.

Таблица 2.2.6. Показатели качества исходной воды и вод после фильтров

Показатели качества
Жесткость общая, мг-э/дм3	1,18
Жесткость кальцевая, мг-э/дм3	0,96
Индекс карбонатный, мг-э/дм3	0,73

В системе ХВО применяется катионит КУ-2 - 8. Концентрация растворенного кислорода в деаэрированной воде составляет 50 мкг/дм³. Средний расход воды на ХВО летом составляет 50 т/ч., зимой - 150 т/ч.

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источника Благовещенская ТЭЦ

По состоянию на 20.11.2013 г. предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации Благовещенской ТЭЦ отсутствуют.

Котельные

В системах централизованного теплоснабжения на нужды отопления потребителей жилого сектора г. Благовещенск функционирует 32 котельных суммарной установленной тепловой мощностью 290,069 Гкал/час. 20 котельных находятся в аренде филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", 6 котельных - на балансе ОАО "Облкоммунсервис", 1 котельная также находится в аренде у ОАО "Облкоммунсервис"; по 1 котельной находится на балансе ОАО "РЖД", ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции", ОАО "Ростелеком", ООО "Амурский бройлер" и ООО "Благовещенский завод строительных материалов". Распределение установленной мощности котельных по теплоснабжающим организациям представлено на рисунке 2.3.1, распределение котельных по группам по установленной мощности - на рисунке 2.3.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.1. Распределение установленной мощности котельных по теплоснабжающим организациям

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.2. Распределение котельных по группам по установленной тепловой мощности

Структура основного оборудования

Основной парк котельного оборудования представлен ниже в таблице 2.3.1 котлами различной мощности отечественных производителей - ДКВР, КВ., Е и др. Диаграмма, иллюстрирующая состав основного котельного оборудования в г. Благовещенск представлена на рисунке 2.3.3.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.3. Состав основного оборудования котельных г. Благовещенск

Установленная мощность оборудования котельных. Наличие ограничений тепловой мощности, располагаемая тепловая мощность

Основные характеристики котельного оборудования приведены ниже в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1. Основные характеристики котельных

N п/п	Котельная	Тип и количество котлов	Производительность, Гкал/час (т/час)	Вид топлива	Год ввода в эксплуатацию	Средний КПД котлов, %	Располагаемая тепловая мощность котельной, Гкал/час	Установленная тепловая мощность котельной, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
1	Котельная 74 квартала ул. Краснофлотская, 14	ДКВР 20 - 13	20 т/ч	бурый уголь	2012	75,84	36,000	39,000
		ДКВР 20 - 13 - 2			1973
2	Котельная 101 квартала ул. Первомайская, 27	ДКВР-10 - 13	10 т/ч	бурый уголь	1969	75,60	18,000	19,500
		ДКВР-10 - 13			1998
		ДКВР-10 - 13			2000
3	Котельная 410 квартала ул. Текстильная, 27	ДКВР-10 - 13	10 т/ч	бурый уголь	1998	75,90	18,000	19,500
		ДКВР-10 - 13			2004
		ДКВР-10 - 13			2012
4	Котельная 438 квартала ул. Шимановского, 276	КВ.-4 - 3	4	бурый уголь	2011	75,60	10,000	12,000
5	Котельная 476 квартала ул. Трудовая, 276	Е 1/9	1 т/ч	мазут	1995	65,70	1,890	2,540
		Универсал 6 - 4	0,323		1986
		Универсал 6 - 3			1990
6	Котельная 481 квартала ул. Зеленая, 3	Е 1/9	1 т/ч	мазут	2002	69,96	3,110	3,760
		Е 1/9			2012
		ТВГ-1,5 - 3	0,82		2002
7	Котельная по ул. Дальневосточная, 25	Универсал 6 - 2	0,124	бурый уголь	1992	56,85	0,248	0,248
8	Котельная по ул. Лазо, 111	Универсал 6 - 2	0,221	бурый уголь	1975	55,30	0,663	0,663
		Универсал 6 - 1	0,192
9	Котельная по ул. Пограничная, 183	ЯР-4 м	-	бурый уголь	2005	67,30	12,000	12,000
		ДКВР-10 - 13	10 т/ч		1980
		ДКВР-10 - 13			2007
10	Котельная по ул. Релочная, 5	ОЦ2Т - 2	2,22	мазут	1979	67,90	9,660	9,660
		КЕ 4 - 14 - 2	4 т/ч		2003
		Е 1/9	1 т/ч	бурый уголь	2003
11	Котельная по ул. Чайковского, 155	Универсал 6 - 1	0,31	бурый уголь	1959	62,70	0,930	0,930
		Универсал 6 - 2	0,27
12	Котельная по ул. Юбилейная, 7а	Е 1/9В - 2	0,51	бурый уголь	1993 - 2005	72,63	1,000	1,000
13	Котельная школы N 31	Универсал 6	0,177	бурый уголь	1968	60,84	0,260	0,260
		Универсал 6	0,13		1975
14	Котельная Мостоотряд-64 ул. Белогорская, 25	Е 1/9	1 т/ч	мазут	1991	77,20	1,020	1,067
		НР-18 - 2	0,51		1993
15	Котельная ОРТПЦ 4 км Игнатьевского, ш.	Е 1/9	1 т/ч	мазут	1988	70,30	1,830	1,830
		Е 1/9В	0,6		1995
		ТВГ-1,5	0,82		2013
16	Котельная ВОС пер. Южный, 1	Е 1/9	1 т/ч	мазут	1987	71,50	4,505	4,505
		Е 1/9			2011
		Универсал 6	0,415		1987
		КВа-1, 86 - 3	0,7		2010
17	Котельная ДОС п. Моховая падь	Гефест-2,5-95 Шп-3	2,15	бурый уголь	2006	65,20	5,500	5,500
18	Котельная п. Аэропорт	Е 1/9	1 т/ч	мазут	1994	67,00	5,350	5,740
		Е 1/9			1995
		ТВГ-1,5	0,99		1998
		ТВГ-1,5 - 2			2005
		ТВГ-1,5 - 2			2004
19	Котельная п. Садовый	Е 1/9В	0,6	мазут	1973	76,03	2,000	2,300
		Е 1/9В			1976
		Е 1/9	1 т/ч		2003
		Е 1/9			2009
20	Электрокотельная ж/д ст. Призейская	ЭОУ 3/25	0,021	эл. энергия	2006	-	0,043	0,043
		ЭОУ 3/25
ОАО "Облкоммунсервис"
21	Котельная "База" ул. Гражданская, 119	КВр-0,54	0,46	бурый уголь	2009	70,00	1,420	1,420
		КВм-1,1Б	0,96		2012
22	Котельная "БДИ" ул. Чайковского, 307	КВр-0,54	0,96	бурый уголь	2009	70,00	0,920	0,920
		Универсал 6 - 2	0,23		1973	60,00
23	Котельная "ОЭБЦ" ул. Магистральная, 37	КВр-0,54 - 2	0,46	бурый уголь	2009	70,00	0,750	0,920
24	Котельная "ПЛ-26" ул. Зеленая, 30	Универсал 6	0,23	бурый уголь	1973	60,00	2,103	4,070
		КВм-1,1Б	0,96		2012	70,00
		КВм-1,1Б			2012
		КВм-1,1Б			2013
		КВм-1,1Б			2013
25	Котельная "ПУ-6" ул. Островского, 273	КВр-0,54 - 3	0,46	бурый уголь	2011	70,00	1,354	1,380
26	Котельная "ПУ-23" ул. Ленина, 297	КВм-1,1Б - 3	0,96	бурый уголь	2007	70,00	1,620	3,840
		КВм-1,1Б			2011
27	Котельная 433 квартала ул. Строителей, 107	КВм-2,5 КБ - 5	2,15	бурый уголь	2011	82,00	7,946	10,750
ОАО "РЖД"
28	Котельная ст. "Благовещенск-1"	Еа - 2	2,73	бурый уголь	-	-	10,620	11,310
		П.-36	2,73		-	-
		КВ. - 1,6	1,4		-	-
		КВр-2	1,72		-	-
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
29	Котельная судостроительного завода	ДКВР-10 - 13	5,7	бурый уголь	1970	-	23,400	23,400
		ДКВР-10 - 13
		КЕ-10 - 14	6		1980/1983	84,50
		КЕ-10 - 14
ОАО "Ростелеком"
30	Котельная по ул. Политехническая, 210	Универсал 6 - 2	0,22	бурый уголь	-	-	0,440	0,440
ООО "Амурский бройлер"
31	Котельная птицефабрики п. Моховая падь	КЕ-25 - 14С - 4	16,25 (25 т/ч)	бурый уголь	1980 - 1982	79,60	48,750	65,000
ООО "Благовещенский завод строительных материалов"
32	Котельная завода строительных материалов п. Белогорье	ДКВР-10 - 13 - 3	6,5	бурый уголь	1974	-	19,230	25,000
		Е 1/9 - 2	1 т/ч		1989

Величина потребления тепловой энергии на собственные нужды

Сведения о потреблении котельными тепловой энергии на собственные нужды приведены в таблице 2.3.2. Как видно из представленных данных, для большей части котельных собственные нужды находятся на уровне 5%.

Таблица 2.3.2. Собственные нужды котельных г. Благовещенск

N п/п	Котельная	Потребление т/э на собственные нужды, Гкал	Потребление т/э на собств. нужды в % от выработки, %	N п/п	Котельная	Потребление т/э на собственные нужды, Гкал	Потребление т/э на собств. нужды в % от выработки, %
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"				18	Котельная п. Аэропорт	995,31	15,00
1	Котельная 74 квартала ул. Краснофлотская, 14	3715,66	5,00	19	Котельная п. Садовый	478,09	15,00
2	Котельная 101 квартала ул. Первомайская, 27	1928,76	5,00	20	Электрокотельная ж/д ст. Призейская	-	-
3	Котельная 410 квартала ул. Текстильная, 27	1302,03	5,00	ОАО "Облкоммунсервис"
4	Котельная 438 квартала ул. Шимановского, 276	122,73	5,00	21	Котельная "База" ул. Гражданская, 119	94,54	-
5	Котельная 476 квартала ул. Трудовая, 276	670,30	15,00	22	Котельная "БДИ" ул. Чайковского, 307	63,30	2,95
6	Котельная 481 квартала ул. Зеленая, 3	541,35	15,00	23	Котельная "ОЭБЦ" ул. Магистральная, 37	24,88	5,25
7	Котельная по ул. Дальневосточная, 25	34,34	5,00	24	Котельная "ПЛ-26" ул. Зеленая, 30	116,69	-
8	Котельная по ул. Лазо, 111	61,20	5,00	25	Котельная "ПУ-6" ул. Островского, 273	85,57	2,88
9	Котельная по ул. Пограничная, 183	535,34	5,00	26	Котельная "ПУ-23" ул. Ленина, 297	257,82	3,25
10	Котельная по ул. Релочная, 5	1102,89	15,00	27	Котельная 433 квартала ул. Строителей, 107	251,75	2,60
11	Котельная по ул. Чайковского, 155	43,34	5,00	ОАО "РЖД"
12	Котельная по ул. Юбилейная, 7а	34,31	5,00	28	Котельная ст. "Благовещенск-1"	785,37	4,17
13	Котельная школы N 31	28,51	5,00	ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
14	Котельная Мостоотряд-64 ул. Белогорская, 25	165,78	15,00	29	Котельная судостроительного завода	1338,30	3,40
				ОАО "Ростелеком"
				30	Котельная по ул. Политехническая, 210	1132,41	4,07
15	Котельная ОРТПЦ 4 км Игнатьевского, ш.	289,17	15,00	ООО "Амурский бройлер"
16	Котельная ВОС пер. Южный, 1	676,61	15,00	31	Котельная птицефабрики п. Моховая падь	5719,80	4,16
17	Котельная ДОС п. Моховая падь	372,68	8,00	ООО "Благовещенский завод строительных материалов"
				32	Котельная завода строительных материалов п. Белогорье	2736,00	4,02

Ресурс основного оборудования

Данные о годе ввода в эксплуатацию котельного оборудования приведены выше в таблице 2.3.1. Данные по паспортному значению назначенного срока службы котлов отсутствуют. Исходя из СО153-34.17.469-2003, срок службы паровых водотрубных котлов составляет 24 года, водогрейных котлов всех типов - 16 лет.

Данные о капитальных ремонтах котельного оборудования котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приведены в таблице 2.3.3.

Таблица 2.3.3. Данные о капитальных ремонтах котельного оборудования котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

N п/п	Котельная	Котел	Год установки	Год капитального ремонта	N п/п	Котельная	Котел	Год установки	Год кап. ремонта
1	Котельная 74 квартала ул. Краснофлотская, 14	ДКВР 20 - 13	1973	1996	11	Котельная по ул. Чайковского, 155	Универсал-6	1959	2012
		ДКВР 20 - 13 /замена/	2012	-			Универсал-6	1959	2012
		ДКВР 20 - 13	1973	1994			Универсал-6	1959	-
2	Котельная 101 квартала ул. Первомайская, 27	ДКВР 10 - 13	1998	-	12	Котельная по ул. Юбилейная, 7а	Е 1/9В	1973	2012
		ДКВР 10 - 13	2000	-			Е 1/9В	-	-
		ДКВР 10 - 13	1969	1996	13	Котельная школы N 31	Универсал-6	1968	-
3	Котельная 410 квартала ул. Текстильная, 27	ДКВР 10 - 13	2004	-			Универсал-6	1975	-
		ДКВР 10 - 13С	2012	-	14	Котельная Мостоотряд-64 ул. Белогорская, 25	НР-18	2000	-
		ДКВР 10 - 13	1998	-			НР-18	2004	-
4	Котельная 438 квартала ул. Шимановского, 276	КВм-В-4,0-115-ПС	2011	-			Е 1/9	1991	2001
		КВм-В-4,0-115-ПС	2011	-	15	Котельная ОРТПЦ 4 км Игнатьевского, ш.	ТВГ-1.5	1995	-
		КВм-В-4,0-115-ШП-ВТ	2011	-			Е-1/9	2008	-
5	Котельная 476 квартала ул. Трудовая, 276	Универсал-6	1986	-			Е 1/9	1994	1999
		Универсал-6	1986	-	16	Котельная ВОС пер. Южный, 1	КВа-1,86	2010	-
		Универсал-6	1986	-			КВа-1,86	2010	-
		Универсал-6	1986	-			КВа-1,86	2010	-
		Универсал-6	1990	-			Универсал-6	1987	-
		Универсал-6	1990	-			Е 1/9	1987	2002
		Универсал-6	1990	-			Е 1/9	2011	-
		Е 1/9	1995	2000	17	Котельная ДОС п. Моховая падь	Гефест-2,5-Шп	2006	2010
6	Котельная 481 квартала ул. Зеленая, 3	ТВГ-1,5	2002	2006			Гефест-2,5-Шп	2006	2010
		ТВГ-1,5	2002	2007			Гефест-2,5-Шп	2006	2010
		ТВГ-1,5	2002	-	18	Котельная п. Аэропорт	ТВГ- 1.5	1998	2006
		Е 1/9	2002	-			ТВГ- 1.5	-	2007
		Е 1/9	2012	-			ТВГ- 1.5	-	2009
7	Котельная по ул. Дальневосточная, 25	Универсал-6	1992	-			ТВГ- 1.5	-	2005
		Универсал-6	1992	-			ТВГ- 1.5	-	2005
8	Котельная по ул. Лазо, 111	Универсал-6	1975	2012			Е 1/9	1994	1999
		Универсал-6	1975	2003			Е 1/9	1995	2000
		Универсал-6	1975	2003	19	Котельная п. Садовый	Е 1/9	1976	2005
9	Котельная по ул. Пограничная, 183	ДКВР 10 - 13	1980	2005			Е 1/9	1973	2009
		ЯР-4 м	2005	-			Е 1/9	2005	-
		ДКВР 10 - 13	2007	-			Е 1/9	2009	-
10	Котельная по ул. Релочная, 5	ОЦ-2Т	1979	-	20	Электрокотельная ж/д ст. Призейская	ЭОУ 3/25	2006	-
		ОЦ-2Т	1979	-			ЭОУ 3/25	2006	-
		КЕ 4/14	2003	-
		КЕ 4/14	2003	-
		Е 1/9	2003	-

Исходя из представленных данных, на большей части котельных "Амуртеплосервис" проблем со сверхнормативным износом котельного оборудования не наблюдается.

Схемы выдачи тепловой энергии котельных

Тепловая схема котельной зависит от формы отпуска тепловой энергии и от схемы тепловых сетей, связывающих котельную с потребителями пара или горячей воды, от качества исходной воды. Типовые схемы котельных г. Благовещенска приведены на рисунках 2.3.4 - 2.3.6, данные о схемах выдачи тепловой энергии и типах систем ХВО - в таблице 2.3.4.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.4. Типовая схема N 1

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.5. Типовая схема N 2

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.6. Типовая схема N 3

Таблица 2.3.4. Данные о схемах выдачи тепловой энергии котельными г. Благовещенска

N п/п	Котельная	Тип ХВО	Наличие деаэратора	Типовая схема котельной	N п/п	Котельная	Тип ХВО	Наличие деаэратора	Типовая схема котельной
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"					19	Котельная п. Садовый	-	экономайзер и пароводяной подогреватель	N 1
1	Котельная 74 квартала ул. Краснофлотская, 14	N a-кат.	нет	N 1	ОАО "Облкоммунсервис"
2	Котельная 101 квартала ул. Первомайская, 27	N a-кат.	экономайзер и пароводяной подогреватель	N 1	21	Котельная "База" ул. Гражданская, 119	-	нет	N 2
3	Котельная 410 квартала ул. Текстильная, 27	N a-кат.	нет	N 2	22	Котельная "БДИ" ул. Чайковского, 307	-	нет	N 2 с подогревателем ГВС
4	Котельная 438 квартала ул. Шимановского, 276	KWS 300	нет	N 2 с баком запаса пит. воды	23	Котельная "ОЭБЦ" ул. Магистральная, 37	-	нет	N 2
5	Котельная 476 квартала ул. Трудовая, 276	N a-кат.	нет	N 2 с баком запаса пит. воды	24	Котельная "ПЛ-26" ул. Зеленая, 30	-	нет	N 2
6	Котельная 481 квартала ул. Зеленая, 3	-	нет	N 2 с баком запаса пит. воды	25	Котельная "ПУ-6" ул. Островского, 273	-	нет	N 2 с баком запаса пит. воды
7	Котельная по ул. Дальневосточная, 25	-	нет	N 2 с баком запаса пит. воды	26	Котельная "ПУ-23" ул. Ленина, 297	-	нет	N 2
8	Котельная по ул. Лазо, 111	-	нет	N 2 с баком запаса пит. воды	27	Котельная 433 квартала ул. Строителей, 107	N a-кат.	нет	N 2
9	Котельная по ул. Пограничная, 183	N a-кат.	нет	N 2	ОАО "РЖД"
10	Котельная по ул. Релочная, 5	-	нет	N 2	28	Котельная ст. Благовещенск-1	-	нет	N 2
11	Котельная по ул. Чайковского, 155	-	нет	N 2 с баком запаса пит. воды	ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
12	Котельная по ул. Юбилейная, 7а	-	нет	N 2	29	Котельная судостроительного завода	-	нет	N 2
13	Котельная школы N 31	-	нет	N 2	ОАО "Ростелеком"
14	Котельная Мостоотряд-64 ул. Белогорская, 25	-	экономайзер	N 1	30	Котельная по ул. Политехническая, 210	-	нет	N 2
15	Котельная ОРТПЦ 4 км Игнатьевского, ш.	-	экономайзер и пароводяной подогреватель	N 3	ООО "Амурский бройлер"
16	Котельная ВОС пер. Южный, 1	KWS 300	экономайзер и пароводяной подогреватель, деаэратор в паровой части	N 1	31	Котельная птицефабрики п. Моховая падь	N a-кат.	деаэратор и подогреватель сетевой воды	N 1
17	Котельная ДОС п. Моховая падь	N a-кат.	нет	N 3	ООО "Благовещенский завод строительных материалов"
18	Котельная п. Аэропорт	N a-кат.	нет	N 2	32	Котельная завода строительных материалов п. Белогорье	N a-кат.	деаэратор, экономайзеры и подогреватели сетевой воды	N 3

Приведенные типовые схемы котельных отличаются, главным образом, наличием деаэраторов и систем ХВО, экономайзеров, пароводяных подогревателей и подогревателей ГВС.

Регулирование отпуска тепловой энергии от котельных

Муниципальные котельные, арендуемые "Амуртеплосервис" отпускают тепловую энергию в соответствии с температурными графиками, приведенными в таблице 2.3.5.

Таблица 2.3.5. Температурные графики котельных "Амуртеплосервис"

Котельные, N в соотв. с табл. 2.3.1	Температурный график
1	90 / 55,6°С (рисунок 2.3.7)
2	90 /55,5°С (аналогичен рис. 2.3.7)
3	90 / 55°С (аналогичен рис. 2.3.7)
NN 6, 8, 15, 16, 18	85 / 60°С (рисунок 2.3.8)
NN 5, 7, 9, 10, 11, 12, 13, 14	85 / 59°С (рисунок 2.3.9)
4	85 / 57°С (аналогичен рис. 2.3.8)
17	85 / 56°С (аналогичен рис. 2.3.9)
19	85 / 54,5°С (аналогичен рис. 2.3.9)
20	85 / 63°С (рисунок 2.3.7)

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.7. Температурный график первого типа котельных "Амуртеплосервис"

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.8. Температурный график второго типа котельных "Амуртеплосервис"

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.9. Температурный график третьего типа котельных "Амуртеплосервис"

Появление "нижней полки" на температурных графиках первого и второго типов муниципальных котельных объясняется работой котельных на нужды горячего водоснабжения.

Котельные ОАО "Облкоммунсервис" осуществляют отпуск тепловой энергии также по трем типам температурных графиков: 85 - 65°С без ГВС (котельные "База" и "ОЭБЦ", рисунок 2.3.10), 85 - 65°С с ГВС (котельные "БДИ", "ПЛ-26", "ПУ-6", "ПУ-23", рисунок 2.3.11) и 95 - 70°С (муниципальная котельная 433 квартала, рисунок 2.3.12).

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.10. Температурный график первого типа котельных ОАО "Облкоммунсервис"

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.11. Температурный график второго типа котельных ОАО "Облкоммунсервис"

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.12. Температурный график третьего типа котельных ОАО "Облкоммунсервис"

Температурные графики котельных ОАО "РЖД", ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции" и ООО "Амурский бройлер" приведены на рисунках 2.3.13 - 2.3.15.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.13. Температурный график котельной ОАО "РЖД"

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.14. Температурный график котельной судостроительного завода

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.15. Температурный график котельной птицефабрики

Среднегодовая загрузка оборудования котельных

Данные о среднегодовой загрузке оборудования котельных приведены в таблице 2.3.6.

Таблица 2.3.6. Данные о среднегодовой загрузке оборудования котельных

N п/п	Котельная	Котел	Наработка за 2013 г., ч	N п/п	Котельная	Котел	Наработка за 2013 г., ч
1	Котельная 74 квартала ул. Краснофлотская, 14	ДКВР 20 - 13	4296	11	Котельная по ул. Чайковского, 155	Универсал-6	5232
		ДКВР 20 - 13 /замена/	3264			Универсал-6	4368
		ДКВР 20 - 13	5016			Универсал-6	1968
2	Котельная 101 квартала ул. Первомайская, 27	ДКВР 10 - 13	5322	12	Котельная по ул. Юбилейная, 7а	Е 1/9В	5328
		ДКВР 10 - 13	4841			Е 1/9В	2770
		ДКВР 10 - 13	4119	13	Котельная школы N 31	Универсал-6	-
3	Котельная 410 квартала ул. Текстильная, 27	ДКВР 10 - 13	5352			Универсал-6	5472
		ДКВР 10 - 13С	3240	14	Котельная Мостоотряд-64 ул. Белогорская, 25	НР-18	-
		ДКВР 10 - 13	4324			НР-18	2136
4	Котельная 438 квартала ул. Шимановского, 276	КВм-В-4,0-115-ПС	768			Е 1/9	5256
		КВм-В-4,0-115-ПС	1344	15	Котельная ОРТПЦ 4 км Игнатьевского, ш.	ТВГ-1.5	8520
		КВм-В-4,0-115-ШП-ВТ	6312			Е-1/9	2928
5	Котельная 476 квартала ул. Трудовая, 276	Универсал-6	5832			Е 1/9	2160
		Универсал-6	5952	16	Котельная ВОС пер. Южный, 1	КВа-1,86	5328
		Универсал-6	-			КВа-1,86	4344
		Универсал-6	3624			КВа-1,86	2904
		Универсал-6	4488			Универсал-6	-
		Универсал-6	-			Е 1/9	5832
		Универсал-6	-			Е 1/9	2688
		Е 1/9	8400	17	Котельная ДОС п. Моховая падь	Гефест-2,5-Шп	5111
6	Котельная 481 квартала ул. Зеленая, 3	ТВГ-1,5	-			Гефест-2,5-Шп	5112
		ТВГ-1,5	2160			Гефест-2,5-Шп	5113
		ТВГ-1,5	-	18	Котельная п. Аэропорт	ТВГ- 1.5	2688
		Е 1/9	8400			ТВГ- 1.5	5832
		Е 1/9	5088			ТВГ- 1.5	5832
7	Котельная по ул. Дальневосточная, 25	Универсал-6	-			ТВГ- 1.5	5088
		Универсал-6	5256			ТВГ- 1.5	2904
8	Котельная по ул. Лазо, 111	Универсал-6	8424			Е 1/9	2904
		Универсал-6	5112			Е 1/9	-
		Универсал-6	1584	19	Котельная п. Садовый	Е 1/9	4584
9	Котельная по ул. Пограничная, 183	ДКВР 10 - 13	4080			Е 1/9	3624
		ЯР-4 м	-			Е 1/9	6072
		ДКВР 10 - 13	4344			Е 1/9	5482
10	Котельная по ул. Релочная, 5	ОЦ-2Т	-	29	Котельная судостроительного завода	ДКВР-10 - 13 N 2	6552
		ОЦ-2Т	4059			ДКВР-10 - 13 N 3	-
		КЕ 4/14	2304			КЕ-10 - 14 N 1	2160
		КЕ 4/14	2904			КЕ-10 - 14 N 4	2518
		Е 1/9	264	31	Котельная птицефабрики п. Моховая падь	КЕ-25 - 14С N 1	6232
						КЕ-25 - 14С N 2	5752
						КЕ-25 - 14С N 4	2974
						КЕ-25 - 14С N 5	2316

Как видно из приведенных данных, при продолжительности отопительного периода в г. Благовещенск 5568 часов большая часть оборудования котельных работает с высокой долей загрузки.

Способы учета тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети

На 28 из 31 котельной г. Благовещенск осуществляется учет тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети. В качестве приборов учета используются тепловычислители типа ВКТ, СПТ и МКТС.

Ниже, в таблице 2.3.7, представлены сведения по автоматизации котельных и типам применяемых приборов учета.

Таблица 2.3.7. Сводная информация по автоматизации котельных и типам приборов учета

N п/п	Котельная	Тип автоматики регулирования	Тип прибора учета отпуска т/э	N п/п	Котельная	Тип автоматики регулирования	Тип прибора учета отпуска т/э
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"				ОАО "Облкоммунсервис"
1	Котельная 74 квартала ул. Краснофлотская, 14	Авт. безопасности	СПТ-961	21	Котельная "База" ул. Гражданская, 119	-	МКТС
2	Котельная 101 квартала ул. Первомайская, 27	Авт. безопасности	ВКТ-7	22	Котельная "БДИ" ул. Чайковского, 307	-	МКТС
3	Котельная 410 квартала ул. Текстильная, 27	Авт. безопасности	ВКТ-7	23	Котельная "ОЭБЦ" ул. Магистральная, 37	-	МКТС
4	Котельная 438 квартала ул. Шимановского, 276	Авт. режимов	ВКТ-7	24	Котельная "ПЛ-26" ул. Зеленая, 30	-	МКТС
5	Котельная 476 квартала ул. Трудовая, 276	Авт. безопасности	ВКТ-7	25	Котельная "ПУ-6" ул. Островского, 273	-	МКТС
6	Котельная 481 квартала ул. Зеленая, 3	Авт. безопасности	СПТ-941	26	Котельная "ПУ-23" ул. Ленина, 297	-	МКТС
7	Котельная по ул. Дальневосточная, 25	-	ВКТ-7	27	Котельная 433 квартала ул. Строителей, 107	Авт. режимов	ВЗЛЕТ
8	Котельная по ул. Лазо, 111	-	ВКТ-7	ОАО "РЖД"
9	Котельная по ул. Пограничная, 183	Авт. безопасности	ВКТ-7	28	Котельная ст. Благовещенск-1	-	-
10	Котельная по ул. Релочная, 5	Авт. безопасности	СПТ-941	ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
11	Котельная по ул. Чайковского, 155	-	ВКТ-7	29	Котельная судостроительного завода	Авт. безопасности и режимов	-
12	Котельная по ул. Юбилейная, 7а	-	ВКТ-7	ОАО "Ростелеком"
13	Котельная школы N 31	-	ВКТ-7	30	Котельная по ул. Политехническая, 210	-	-
14	Котельная Мостоотряд-64 ул. Белогорская, 25	Авт. безопасности	ВКТ-7	ООО "Амурский бройлер"
15	Котельная ОРТПЦ 4 км Игнатьевского, ш.	Авт. безопасности	ВКТ-7	31	Котельная птицефабрики п. Моховая падь	Авт. безопасности и режимов	ВКТ-5
16	Котельная ВОС пер. Южный, 1	Авт. безопасности	ВКТ-7	ООО "Благовещенский завод строительных материалов"
17	Котельная ДОС п. Моховая падь	Авт. режимов	ВКТ-7	32	Котельная завода строительных материалов п. Белогорье	Авт. безопасности и режимов	СПТ-941
18	Котельная п. Аэропорт	Авт. безопасности	СПТ-941
19	Котельная п. Садовый	Авт. безопасности	ВКТ-5

Статистика отказов основного оборудования

В период с 2008 по 2012 гг. данные о крупных отказах оборудования на котельных г. Благовещенска отсутствуют.

Предписания надзорных органов по запрещению эксплуатации котельных г. Благовещенск

По состоянию на начало 2014 г. предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации оборудования котельных города не выдавались.

Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты

Общие положения

Система теплоснабжения города Благовещенска характеризуется существенной степенью централизации в Центральном планировочном районе и наличием нескольких десятков котельных в остальных.

Крупные тепловые магистрали Благовещенской ТЭЦ головным диаметром ДУ800 - 1000 осуществляют транспорт тепловой энергии от промплощадки ТЭЦ до потребителей.

Теплоснабжение потребителей от Благовещенской ТЭЦ осуществляется преимущественно элеваторным подключением, в меньшей степени распространены ЦТП (9 смесительно-понизительных насосных станций и 9 ЦТП Филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис") и ИТП. Котельные города Благовещенска работают по температурным графикам с температурой в подающем трубопроводе не более 95°С, схемы подключения потребителей к тепловым сетей от котельных зависимые.

Режимы работы насосных и ЦТП указаны в таблице 3.1.1. Первым контур считается контур от Благовещенской ТЭЦ, вторым - контур после ЦТП.

Таблица 3.1.1. Режимы работы насосных станций и ЦТП г. Благовещенска

ЦТП и насосные станции	Режим работы	Параметры перед ЦТП / насосной станцией	Параметры за ЦТП / насосной станцией
ЦТП и насосные станции филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
ЦТП 8 квартала	ОВ - 1-й контур, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С, 8,0 / 6,6 кгс/см2	95 - 70°С, 5,8 / 4,0 кгс/см2
Насосная станция 16 квартала	Понизительный	130 - 70°С, 7,4 / 5,6 кгс/см2	130 - 70°С, 5,6 / 4,1 кгс/см2
ЦТП 56 квартала	ОВ - 1-й контур, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С, 6,0 / 3,9 кгс/см2	130 - 70°С, 6,0 / 3,9 кгс/см2; ГВС: 70°С, 5,0 кгс/см2
Насосная станция 59 квартала	Понизительный	130 - 70°С, 7,4 / 6,5 кгс/см2	130 - 70°С, 7,4 / 4,2 кгс/см2
ЦТП 98 квартала	Смесительно-понизительный	130 - 70°С, 6,4 / 5,9 кгс/см2	95 - 70°С, 6,2 / 5,9 кгс/см2
Насосная станция 139 квартала	Понизительный	130 - 70°С, 8,0 / 5,7 кгс/см2	130 - 70°С, 5,0 / 4,5 кгс/см2
ЦТП 150 квартала	ОВ - 1-й контур, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С	130 - 70°С; ГВС: 70°С, 6,0 /1,0 кгс/см2
Насосная станция 161 квартала	Смесительно-понизительный	130 - 70°С, 7,7 / 5,4 кгс/см2	95 - 70°С, 5,7 / 5,0 кгс/см2
Насосная станция 222 квартала	Насосная в резерве	130 - 70°С	130 - 70°С
ЦТП 223 квартала (ГАИ УВД)	ОВ - 2-й контур, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С, 6,7 / 5,9 кгс/см2	95 - 70°С, 5,0 / 2,2 кгс/см2; ГВС: 70°С
ЦТП 233 квартала	ОВ - 1-й контур, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С	130 - 70°С; ГВС: 70°С, 4,8 кгс/см2
ЦТП 336 квартала	ОВ - смесительный, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С, 7,4 / 6,4 кгс/см2	95 - 70°С, 7,4 / 6,4 кгс/см2; ГВС: 70°С, 3,2 кгс/см2
ЦТП 407 квартала	ОВ - 1-й контур, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С, 6,8 / 4,6 кгс/см2	130 - 70°С, 6,8 / 4,6 кгс/см2; ГВС: 70°С, 4,4 кгс/см2
ЦТП 408 квартала	ОВ - 1-й контур, ГВС - 2-й контур	130 - 70°С, 7,2 / 4,8 кгс/см2	130 - 70°С, 7,2 / 4,8 кгс/см2; ГВС: 70°С, 7,4 кгс/см2
Насосная станция ул. Островского, 152	Смесительно-понизительный	130 - 70°С, 6,3 / 5,7 кгс/см2	95 - 70°С, 6,1 / 4,6 кгс/см2
Насосная станция ул. Чайковского, 195	Повысительный	95 - 70°С, - / 3,0 кгс/см2	95 - 70°С, - / 5,0 кгс/см2
Насосная станция по ул. Дорожников	Насосная в резерве	130 - 70°С	130 - 70°С
Насосная станция птицефабрики, п. Моховая падь	Понизительный	95 - 70°С, 7,8 / 7,5 кгс/см2	95 - 70°С, 9,0 / 7,5 кгс/см2
Насосные станции ФОАО "ДГК"
Насосная станция в ТК-21 ТМ N 1	Повысительный	130 - 70°С, 8,4 / 8,9 кгс/см2	130 - 70°С, 8,4 / 2,4 кгс/см2

Горячее водоснабжение потребителей Благовещенской ТЭЦ, не подключенных к ЦТП, осуществляется с применением подогревателей, в основном, по двухступенчатой схеме.

Магистральные тепловые сети имеют перемычки.

Квартальные тепловые сети г. Благовещенска проектировались с высокой степенью закольцованности, однако в процессе старения и износа сетей многие участки отключены в силу непригодности к эксплуатации.

Тепловые сети от Благовещенской ТЭЦ и котельных 74 и 101 кварталов образуют общую систему теплоснабжения летом и разделены секционирующими задвижками в отопительный сезон (вследствие применения различных температурных графиков).

Общая протяженность тепловых сетей в городе Благовещенск по состоянию на начало 2014 г. равняется 334,80 км. Условные диаметры тепловых сетей представлены величинами от ДУ20 до ДУ1000. Распределение протяженности тепловых сетей города Благовещенск по условному диаметру приведено на рисунке 3.1.1 и в таблице 3.1.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.1.1. Распределение протяженности тепловых сетей города Благовещенск по условному диаметру

Таблица 3.1.2. Общая статистика по тепловым сетям города Благовещенск

Классификационная группа	Протяженность, км	Процент от общей протяженности сетей
Очень малые распределительные ДУ<=50	41,45	12,38
Малые распределительные 50<ДУ<=125	120,17	35,90
Квартальные 150<ДУ<=300	133,60	39,91
Магистральные 300<ДУ<=400	15,56	4,65
Крупные магистральные 500<ДУ<=1000	23,96	7,16
Суммарно	334,80	-

Значительное количество крупных магистральных сетей говорит о высокой степени централизации теплоснабжения. Развитые квартальные сети больших диаметров характерны для жилой застройки преимущественно средней и высокой этажности.

Как было описано ранее в Части 1 "Функциональная структура организации теплоснабжения" настоящей Главы, тепловые сети города Благовещенска находятся в разных долях на балансе всех теплоснабжающих организаций.

Протяженности тепловых сетей города Благовещенск в разрезе теплоснабжающих организаций и прочих собственников приведены на рисунке 3.1.2 и в таблице 3.1.3.

Таблица 3.1.3. Общая статистика по тепловым сетям города Благовещенск

Организация	Протяженность тепловых сетей, км	Процент от общей протяженности сетей
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" (муниципальные сети)	166,93	49,86
Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"	34,79	10,39
ОАО "Облкоммунсервис"	3,03	0,90
ООО "Амурский бройлер"	7,62	2,28
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	3,01	0,90
ОАО "РЖД"	4,35	1,30
ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов"	2,08	0,62
ОАО "Ростелеком"	0,03	0,01
Абонентские сети	87,12	26,02
Бесхозяйные сети	25,79	7,70

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.1.2. Протяженность тепловых сетей города Благовещенск в разрезе теплоснабжающих организаций и прочих собственников

Практически половина тепловых сетей города Благовещенска находятся на балансе филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис". Организация осуществляет эксплуатацию, плановый и аварийный ремонт квартальных распределительных сетей.

Тепловые магистрали (ТМ NN 1 - 5) от Благовещенской принадлежат Филиалу ОАО "ДГК" "Амурская Генерация".

Протяженность бесхозяйных сетей на момент разработки схемы теплоснабжения составляет 25,79 км, что составляет 7,7% от протяженности всех тепловых сетей г. Благовещенска. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей представлен в таблице 3.1.4.

На момент разработки схемы теплоснабжения в отношении бесхозяйных сетей происходит процесс их передачи в муниципальную собственность.

Анализ ситуации в системе теплоснабжения и наличие крупной теплосетевой организации позволяет выдвинуть предложение о передаче этих тепловых сетей в аренду филиалу ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" после завершения процесса их передачи в муниципальную собственность.

Таблица 3.1.4. Перечень бесхозяйных сетей г. Благовещенск

п/п	Адрес объекта	Наименование объекта	Характеристика объекта			Принимаемые меры
			Год постройки	Протяженность п. м.	Диаметр	Постановка на учет в Росреестре	Регистрация права собственности
1	ул. Забурхановская от ТК-762 до ТК-1148	теплотрасса	до 1991 г.	427		23.09.2011
2	квартал 274 от ТК-800 до ТК-803	теплотрасса	до 1991 г.	70		23.09.2011
3	квартал 62 от ТК-113а до ТК-113	теплотрасса	до 1991 г.	13		23.09.2011
4	квартал 405 от ТК-51 м до ТК-49 м	теплотрасса	до 1991 г.	106		23.09.2011
5	квартал 405 от ТК-62 м до ТК-58 м	теплотрасса	до 1991 г.	134		23.09.2011
6	квартал 32 от ТК-205 до ТК-72	теплотрасса	до 1991 г.	30		23.09.2011
7	квартал 29 от ТК-146 до ТК-214	теплотрасса	до 1991 г.	120		23.09.2011
8	квартал 405 от ТК-55 м до жилого дома	теплотрасса	до 1991 г.	183		23.09.2011
9	ул. Красноармейская от ТК-686 до жилого дома ул. Красноармейская	теплотрасса	до 1991 г.	200		23.09.2011
10	квартал 149 от ТК- 709Б до ТК-709Б, от ТК-358 до ТК-709, через ТК709а	теплотрасса	1991 г.	176,8		20.09.2012
11	квартал 206 - 207 от ТК- 543 до ТК-1114 через ТК583	теплотрасса	1991 г.	621		20.09.2012
12	квартал 85 ул. Пушкина, 13	теплотрасса		49		23.09.2011
13	71 квартал Чайковского, 26	теплотрасса		86
14	квартал 394 по ул. Соколовская, 43/8 и 43\6	теплотрасса		69,5
15	квартал 391 к жилым домам по ул. Политехническая, 212/2, 212/4, 214	теплотрасса		42,3		20.09.2012
16	квартал 385, к жилому дому по ул. Политехническая, 174	теплотрасса	1991 г.	78,6		20.09.2012
17	ЗПУ-2	теплотрасса надземная	2005	594
18	ЗПУ-2	теплотрасса подземная	2005	140
19	153 квартал	теплотрасса подземная	2006	71
20	8 квартал	теплотрасса подземная	1986	96
21	424 квартал	поземная	2008	260
22	Астрахановка пер. от задвижки возле гаражей по пер. Транспортному до ж/д Полевой, 12		1991	578,6	2ДУ76, 2ДУ100, 2ДУ150
23	с. Белогорье, ул. Луговая, 9	теплотрасса	2011	1486
24	квартал 35, к жилому дому по ул. Шевченко, д 44 ТК - 172, до ТК -1099, от ТК - 1099 до ТК - 1100	теплотрасса
25	ТП -1 до УТ -1, Игнатьевское шоссе, д. 14, 14/1, 14/2, 14/4	теплотрасса	2010	734	2ДУ350
26	ул. Амурская, 236	теплотрасса
27	ул. Ленина, 152	теплотрасса
28	квартал 92, от ТК до жилого дома по ул. Зейская, 33)	теплотрасса	2010	58,4
29	ул. Ломоносова, 223	теплотрасса	2006
30	квартал 168, Пионерская, 64	теплотрасса	2003	21,8		06.12.2012
31	ул. Ленина, 196/2	теплотрасса
32	ул. Островского, 43	теплотрасса		40	2ДУ76
33	ул. Ленина, 154А	теплотрасса		64,5	2ДУ76; 2ДУ45
34	410 квартал, ул. Кольцевая, 31 (интернат N 8) и Кольцевая, 32 (жилой дом)	теплотрасса
35	163 квартал, ТК-405-ТК-713 (стена бомбоубежища)	теплотрасса		168	2ДУ150, 2ДУ100, 2ДУ80
36	по ул. Островского от ТК-974 (ул. Заводская) до здания ЦТП по ул. Островского, 152	теплотрасса	2010	342,6	2ДУ200
37	от здания ЦТП по ул. Островского, 152 по ул. Островского до УТ-3 на ул. Тополиная	теплотрасса	2010	403,4	2ДУ250
38	от УТ-1 на ул. Пионерской до УТ-5 на тепловой сети к троллейбусному депо; от УТ-1 на ул. Пионерской до УТ-5 на тепловой сети к троллейбусному депо; пер. Серышевский от ТК-10ц (ул. Больничная) до ТК-439 (ул. Батарейная); от УТ-1 на ул. Пионерской до УТ-5 на тепловой сети к троллейбусному депо	теплотрасса	2005	331	2ДУ150
39	пер. Серышевский от ТК-10ц (ул. Больничная) до ТК-439 (ул. Батарейная)	теплотрасса	2001	436	2ДУ300
40	ул. Студенческая от ТК-176 м до ТК-177 м	теплотрасса	2003	161	2ДУ350
41	236 квартал от ТК-846 (ул. Высокая) до ТК-985 возле автомойки	теплотрасса	1998	28	2ДУ80
42	405 квартал от ТК-48 м до жилого дома по ул. Институтская, 17	теплотрасса	1980	8	2ДУ100
43	407 квартал от ТК-101 м через подвал жилого дома по ул. Студенческая, 41/1 до ТК-114 м	теплотрасса	1990	54	2ДУ300
44	408 квартал от проходного канала до ТК-209 м	теплотрасса	1995	60	2ДУ150
45	переход через ул. Ленина от ТК-535 (на территории ЦРМ) до ТК-921 у здания СПОШ N 22	теплотрасса	1978	75	2ДУ150
46	ул. Пионерская от ТК-23ц в сторону ул. Горького до ТК-464	теплотрасса	1979	82	2ДУ250
47	ул. Зейская от ТК-214 до ТК-214а	теплотрасса	1997	82,6	2ДУ150
48	23 квартал от ТК-168 до жилого дома по ул. Горького, 240/2	теплотрасса	1980	36	2ДУ50
49	35 квартал от ТК-172 до ТК-1099	теплотрасса	2005	109,2	2ДУ125
50	30 квартал от поворота тепловой сети в сторону ул. Б. Хмельницкого до ТК-204	теплотрасса	1975	75	2ДУ125
51	33 квартал от ТК-390 до соединения с теплотрассой к жилому дому по ул. Шевченко, 14 - 18	теплотрасса	2006	36,4	2ДУ80
52	44 - 47 кварталы от ТК-247 до жилого дома по ул. Островского, 20	теплотрасса	1978	19	2ДУ125
53	50 квартал от жилого дома по ул. Трудовая, 40 до ТК-376	теплотрасса	1976	19	2ДУ100
54	63 квартал от ТК-23 до жилого дома по ул. Зейская, 99	теплотрасса	1997	19	2ДУ200
55	72 квартал от ТК-166 (ул. Политехническая) до ТК-324	теплотрасса	1980	25,50	2ДУ150
56	86 квартал от ТК-48 (ул. Лазо) до ТК-360	теплотрасса	1977	82	2ДУ125
57	150 квартал от ТК-1072 до ТК-893	теплотрасса	1989	25,4	2ДУ200
58	161 квартал от ТК-2 на тепломагистрали БТЭЦ до смесительной насосной станции	теплотрасса	2000	105,8	2ДУ200
59	214, 223 квартал переход через ул. Театральную от ТК-953 в 214 квартале до ТК-605 в 223 квартале	теплотрасса	2009	41,5	2ДУ200
60	19 квартал от ТК-192 (пер. Уралова) до ТК-491	теплотрасса	2006	22,1	2ДУ200
61	19 квартал от ТК-491 до ТК-292	теплотрасса	1981	55	2ДУ100
62	49 квартал от ТК-781 у жилого дома по ул. Зейская, 140 до ТК-782	теплотрасса	2005	72	2ДУ100
63	93 кв. от ТК-516а к ж/д по ул. Горького, 26	теплотрасса	2009	52	2ДУ32
64	по ул. Комсомольской от ТК-804 до ТК-707	теплотрасса	2001	82	2ДУ250
65	149 кв. от ТК-707 до ТК-708	теплотрасса	2000	72,8	2ДУ150; 2ДУ200
66	от т/тр. к обл. газу по ул. Мухина к ж/д по ул. Красноармейская, 179	теплотрасса	1998	154	2ДУ40
67	231 квартал от ТК-519а до ТК-1014	теплотрасса	1979	204	2ДУ150
68	405 квартал по ул. Институтской от поворота тепловой сети в 405 квартал до ТК-1 81 м	теплотрасса	2010	216	2ДУ400
69	от ТК19 сз (ул. Рабочая) по ул. Островского до ТК-914 (ул. Заводская)	теплотрасса.	1961	288	2ДУ200
70	72 квартал от ТК-708 до ТК-324	теплотрасса	1989,1996, 1994	197,5	2ДУ100
71	424 квартал от ТКИ 128 до ТК-1130А-	теплотрасса	2009	462	2ДУ200, 2ДУ150
72	424 квартал от ТК-1029 до ж/д Зейская, 319/1 ч/з ТК-1128 и ТК-1129	теплотрасса	2008	192,4	2ДУ200
73	от ТК-1129 до ж/д ул. Зейская, 319/2	теплотрасса	2009	201,9	2ДУ200, 2ДУ100, 2ДУ80
74	от ТК-1109 до ж/д ул. Пушкина, 66	теплотрасса	2007	118,7	2ДУ80
75	от ТК-733 до ж/д Островского, 251 ч/з УТ-1 и УТ-2	теплотрасса	2008	107	2ДУ150, 2ДУ125, 2ДУ80
76	8 квартал ул. Зейская, 295 от ЦТП в квартале 8 до жилого дома	теплотрасса	2009	141	2ДУ150
77	ул. Шевченко, 65 от ТК-1119 до ж/д	теплотрасса.		59,2	2ДУ100
78	от ТК-799 до ж/д ул. Фрунзе, 48	теплотрасса	2009	26,9	2ДУ125
79	к жилому дому по ул. Василенко, 16 от ТК-183 м	теплотрасса	2004	92,2	2ДУ100
80	к жилому дому по ул. Василенко, 18 от жилого дома Василенко, 16	теплотрасса	2009	19	2ДУ70
81	от ТК-1 до ж/д ул. Железнодорожная, 4/1	теплотрасса	2007	30,4	2ДУ70
82	от ТК-1 до ж/д ул. Железнодорожная, 4/2	теплотрасса	2007	81	2ДУ80
83	к жилому дому ул. Забурхановская, 93/1	теплотрасса	2006	6,2	2ДУ80
84	от УТ-1 до ж/д ул. Ленина, 197	теплотрасса	2007	99,8	2ДУ150
85	от ТК-971 до ж/д ул. Мухина, 29	теплотрасса	2007	138,8	2ДУ100
86	от ТК-1043 до ТК-639 ч/з ТК-1044 и от ТК-1044 до ж.д. ул. Пролетарская, 102/1	теплотрасса	2005	139,9	2ДУ150
87	от ТК-915 до ж/д Пушкина, 47 и от ж/д до ТК-1	теплотрасса	2008	65	2ДУ200
88	от ТК-1 до ж/д ул. Пушкина, 47/1	теплотрасса	2009	34,8	2ДУ100
89	от ТК-202 до ж/д Св. Иннокентия, 2	теплотрасса	2000	15	2ДУ100
90	От ТК-1099 до ж.д. Шевченко.44	теплотрасса	2005	64	2ДУ100
91	от ТК-365 до ж/д ч/з ТК-1 ул. Шимановского, 46/3	теплотрасса	2007	63,25	2ДУ70
92	от ТК-677 до ж/д ул. Горького, 154	теплотрасса	2008	57,3	2ДУ150
93	от К-11 до ж/д ул. Зейская, 53/1	теплотрасса	2007	121,2	2ДУ100
94	от ж/д Комсомольская, 16 ч/з ТК-1 до ж/д ул. Амурская, 230	теплотрасса	2004	90,4	2ДУ125
95	28 квартал, от ТК-577 до ТК-895 ч/з подвал ж/д Б. Хмельницкого, 20	теплотрасса	2003	122	2ДУ150
96	ул. Артиллерийская, 17 и от ул. Ленина, 213 до НС ч/з ТК-1	теплотрасса	2006	80	2ДУ150
97	ул. Лазо, 55 от ТК-421а до ж/д ч/з ТК-1 и от ТК-1 до ПНС	теплотрасса	2005	129,2	2ДУ150
98	от ТК-1046 до ж/д ул. Лазо, 55/1	теплотрасса	2006	9,8	2ДУ100
99	от ТК-1 до ж/д ул. Ленина, 211/3	теплотрасса	1999	8	2ДУ70
100	410 квартал, от ТК-16(410) ч/зТК-16 (410), ТК-23(410). ТК-24 (410) до ж/д ул. Кольцевая, 34	теплотрасса	2004	477	2ДУ200, 2ДУ150
101	410 квартал, от ТК-23 (410) до ж/д ул. Кольцевая, 34/1	теплотрасса	2007	11	2ДУ100
102	ул. Красноармейская, 77 от ТК-1138 до ж/д	теплотрасса	20007	13	2ДУ125
103	ул. Театральная, 79 от ТК-1140 до ПНС от ТК-1139	теплотрасса	2007	27	2ДУ125
104	от ТК-491 до пер. Уралова, 5	теплотрасса	2008	28,1	2ДУ50
105	пер. Уралова, 5/1, от ТК-292 до ж/д	теплотрасса	2005	4	2ДУ50
106	ЖСК ул. Соколовская, 25	теплотрасса		172	2ДУ100
107	ул. Шимановского, 10	теплотрасса		133	2ДУ100
108	ул. Пушкина, 15	теплотрасса		39,8	2ДУ100
109	ул. Кантемирова, 20	теплотрасса		17	2ДУ70
110	ул. Воронкова, 12	теплотрасса		38	2ДУ100
111	ул. Кантемирова, 20/4	теплотрасса		40	2ДУ100
112	ул. Кантемирова, 20/2	теплотрасса		37,2	2ДУ80
113	ул. Пушкина, 13	теплотрасса		54	2ДУ100
114	ул. Дьяченко, 7	теплотрасса		24	2ДУ70
115	ул. Дьяченко, 11	теплотрасса		15	2ДУ80
116	ул. Дьяченко, 5	теплотрасса		28,6	2ДУ80
117	ул. Трудовая, 49	теплотрасса		10	2ДУ100
118	ТК-113 до ул. Фрунзе и по ул. Политехнической	теплотрасса	2011	494	2ДУ400, 2ДУ250
119	от ТК-895 до ж/д ул. Зейская, 235/1	теплотрасса	1998	38,2	2ДУ50
120	к жилому дому по ул. Зейская, 36	теплотрасса	1998	31	2ДУ80
121	сети горячего водоснабжения	теплотрасса	1998	140,2	2ДУ200
122	к ж/д Нагорная, 4 от гаража	теплотрасса		37,9	2ДУ32, 2ДУ80
123	ул. Октябрьская, 162	теплотрасса
124	72 квартал к ж/д Амурская, 89	теплотрасса		133,8
125	185 кв. от Октябрьской до НС и до ж/д Октябрьская, 130	теплотрасса
126	от сущ. ТП до ж/д ул. Театральная, 65	теплотрасса		26	2ДУ100
127	в квартале 402 от ТК-З ТМ N 2 до жилого дома Игнатьевское шоссе, 17	теплотрасса		54,8	2ДУ200
128	в кв. 402 между ж/д Игнатьевское шоссе, 15 и Игнатьевское шоссе, 17	теплотрасса		116	2ДУ150
129	в кв. 402 от квартальной теплотрассы до насосной станции у ж/д Игнатьевское шоссе, 17	теплотрасса		8,7	2ДУ70
130	от УТ-1 по ул. Студенческая до УТ-8 в ЗПУ-5	теплотрасса		418	2ДУ200
131	от квартальной теплотрассы ЗПУ - 5 от УТ-7 до жилого дома Игнатьевское шоссе, 12/3	теплотрасса		72	2ДУ150
132		участок тепловой сети		33,5	2ДУ125
133	от квартальной теплотрассы ЗПУ - 5 УТ-4 до ж/д Игнатьевское шоссе, 12/6	участок тепловой сети		33,9	2ДУ125
134	от квартальной теплотрассы ЗПУ - 5 УТ-4 до ж/д ул. Студенческая, 21	участок тепловой сети		11	2ДУ125
135	от квартальной теплотрассы ЗПУ - 5 УТ-6 до ж/д Игнатьевское шоссе, 12/4	участок тепловой сети		55,1	2ДУ125
136	от квартальной теплотрассы ЗПУ - 5 УТ-7 до ж/д Игнатьевское шоссе, 12/2	теплотрасса		10	2ДУ125
137	от квартальной теплотрассы ЗПУ -5 УТ-5 до насосной станции у ж/д ул. Студенческая, 21	участок тепловой сети		10	2ДУ125
138	к ж/д по ул. 50 лет Октября, 106/1 в квартале 291	теплотрасса		204	2ДУ125
139	к ж/д по ул. Зейская, 283 в квартале 11	теплотрасса		32,5	2ДУ125
140				8	2ДУ80
141	в кв. 185 от ТК-5А ТМ N 3 до ж/д ул. 50 лет Октября, 71	теплотрасса		56	2ДУ100
142	в кв. 162 от ТК-1 ТМ N 3 до ж/д ул. Октябрьская, 213, 213/1	теплотрасса		60	2ДУ100
143	от УТ1 в районе ОАО "Молочный комбинат" до ж/д по пер. Весенний и пер. Радужный	теплотрасса		826,5	2ДУ200, 2ДУ150, 2ДУ125, 2ДУ80, 2ДУ40
144	по ул. Б/Хмельницкого от ТК-12СЗ по ул. Рабочая до ТК-551 по ул. Пролетарская	теплотрасса		185	2ДУ500
145	в кв. 666в от здания гаража ГОАУ НПО ПТЛ N 1 до ж/д ул. Нагорная, 4, 2/5	теплотрасса		61,4	2ДУ40, 2ДУ32, 2ДУ25
146	между домами по ул. Мичурина, 1А и 6А (район Плодопитомника)	участок теплотрассы		583,5
147	в кв. 385 от УТ-3 по ул. Политехническая до задвижки к многоквартирному дому по ул. Политехническая, 159	участок теплотрассы		432	2ДУ70
148	ЗПУ-2, к ж/д по Игнатьевскому шоссе, 14, 14/1, 14/2, 14/14 от УТ-1 до ЦТП	подземная теплотрасса		325	2ДУ25, 2ДУ32
149	ЗПУ-2, к ж/д по Игнатьевскому шоссе, 14, 14/1, 14/2, 14/14, от ТП-1 тепломагистрали до УТ-1	надземная теплотрасса		325	2ДУ375
150	в кв. 666Б от павильона до ж/д по ул. Нагорная, 15 до адм. зд. ул. Нагорная, 14/3	участок тепловой сети		215	2ДУ150
151	в квартале 130 по ул. Мухина	теплотрасса		460	2ДУ200, 2ДУ150, 2ДУ125
152	в кв. 153 от УТ-2 ТМ N 3 до ж/д по ул. Октябрьская, 162	подземная теплотрасса	1990	150	2ДУ70
153	от ТК 904 до адм. зд. по ул. Амурская, 154 и ул. Амурская, 160 кв. 44	участок теплотрассы		84,1	2ДУ150
154	в районе "Астрахановка", от задвижки возле гаражей по пер. Транспортному до жилого дома по пер. Полевому, 12	участок теплотрассы		531,6	2ДУ150, 2ДУ100
155	от УТ-1 (пер. ул. Больничная - ул. Северная) до ж/д ул. Северная, 175	теплотрасса		440,6	2ДУ70
156	от ТК 1 по ул. Островского до ж/д Островского, 75 и 75/1	теплотрасса		254,7	40, 108, 219
157	по ул. Кузнечная от ТК-689 до ТК-772 через ТК-668	магистральная тепловая сеть	1986
158	к ж/д ул. Северная 175	теплотрасса		440,6	2ДУ70
159	до ж/д ул. Рабочая, 144	теплотрасса
160	2-ой км Игнатьевского шоссе от УТ-2Б до здания ГКУ "Амурский центр ГЗ и ПБ"	теплотрасса
161	к ж/д по ул. Новая, 2	теплотрасса	2010
162	162 кв. от ТК-1а до здания МП "Рекламно-информационное агентство" Октябрьская, 217	теплотрасса		48	2ДУ80
163	СЗПУ от УТ-1А ТМ ТПК N 4 до надземного павильона в районе общежития по ул. Энергетической	теплотрасса		368	2ДУ200
164	в кв. 162 от ТКа участка ИЖД по ул. Октябрьской	теплотрасса		98	2ДУ50
165	УТ-1 (пер. ул. Больничная - Северная) до ж/д ул. Северная, 175	теплотрасса
166	от ТК199 М до ж/д Кантемирова, 23/3 в кв. 408	теплотрасса		209	2ДУ100, 2ДУ80, 2ДУ70, 2ДУ50
167	кв. 18 на территории гор. парка	теплотрасса		190,6	2ДУ150, 2ДУ100, 2ДУ50
168	кв. 53 от ул. Трудовая через ТК-1 до ТК-2 ул. Трудовая, 19	теплотрасса		86,5	2ДУ150
169	53 кв., от ТК-2 до ПНС	теплотрасса		5,2	2ДУ32
170	53 кв., от ТК-2 до ж/д ул. Трудовая, 19 со стороны ул. Зейская	теплотрасса		13,3	2ДУ80
171	53 кв. от ТК-1 до ж/д ул. Трудовая, 19 со стороны ул. Зейская	теплотрасса		7,2	2ДУ80
172	57 кв. от ТК-3 до ЦТП (во дворе ул. Кузнечная, 17	теплотрасса		44,4	2ДУ150
173	192 кв. от ТК-1 по ул. Островского через ТК-2 до ТК-3	теплотрасса		156,5	2ДУ200
174	192 кв. от ТК-3 до ул. Островского, 75/1	теплотрасса		10,8	2ДУ125
175	192 кв. от ТК-2 через ТК4 до ж/д ул. Островского, 75	теплотрасса		67,9	2ДУ100
176	192 кв. от ТК-4 до ПНС	теплотрасса		37,7	2ДУ40
177	к ГБУЗ АО "Детская ГКБ" ул. Ленина, 1 от котельной 101 квартала до ТК-1 - ТК-2 - ТК - 3 до здания до гаража, от ТК-2 до отв. на гараж	теплотрасса		310	2ДУ125, 2ДУ100, 2ДУ80, 2ДУ50

Общая характеристика тепловых сетей города Благовещенска

Подробно структура транспортировки тепловой энергии от источников тепловой энергии до конечных потребителей была представлена ранее в Части 1 "Функциональная структура организации теплоснабжения" настоящей Главы. Характеристики тепловых города Благовещенска приведены ниже в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1. Характеристики тепловых сетей города Благовещенска

N п/п	Тепловые сети источника	Материальная характеристика, м2	Подключенная нагрузка, Гкал/час	Удельная материальная характеристика, м2 час/Гкал
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
1	Котельная 74 квартала	2315,1	33,8964	68,30
2	Котельная 101 квартала	1033,26	16,2615	63,54
3	Котельная 410 квартала	1181,64	14,6242	80,80
4	Котельная 438 квартала	198,24	1,2481	158,83
5	Котельная 476 квартала	73,31	2,2005	33,32
6	Котельная 481 квартала	83,48	1,8177	45,93
7	Котельная Дальневосточная, 25	6,43	0,1087	59,15
8	Котельная ул. Лазо, 111	20,94	0,301	69,57
9	Котельная ул. Пограничная, 183	414,98	4,01	103,49
10	Котельная ул. Релочная, 5	854,77	2,9635	288,43
11	Котельная ул. Чайковского, 155	51,71	0,4945	104,57
12	Котельная ул. Юбилейная, 7а	78,19	0,2325	336,30
13	Котельная школы N 31	11,22	0,0776	144,59
14	Котельная Мостоотряд-64	87,58	0,5222	167,71
15	Котельная ОРТПЦ	73,72	0,8554	86,18
16	Котельная ВОС	526,48	2,7574	190,93
17	Котельная ДОС	220,05	2,9082	75,67
18	Котельная п. Аэропорт	272,8	4,1096	66,38
19	Котельная п. Садовый	60,79	1,3699	44,38
ОАО "Облкоммунсервис"
21	Котельная База	53,2	0,90196	58,98
22	Котельная БДИ	34,81	0,45081	77,22
23	Котельная ОЭБЦ	23,46	0,1369	171,37
24	Котельная ПЛ-26	139,81	2,66398	52,48
25	Котельная ПУ-6	19,2	0,75802	25,33
26	Котельная ПУ-23	130,69	2,06498	63,29
27	Котельная 433 квартала	404,39	2,804	144,22
Ведомственные котельные
28	Котельная ОАО "РЖД"	619,26	5,102	121,38
29	Котельная судостроительного завода	383,93	20,2713	18,94
30	Котельная ОАО "Ростелеком"	1,74	0,3309	5,26
31	Котельная Птицефабрики	1536,68	48,2476	31,85
32	Котельная завода стройматериалов	510,87	7,2833	70,14
100	Благовещенская ТЭЦ
	Система ТМ-1-3-2СЗР	15469,502	434,83	35,58
	ТМ N 1	6096,514	-	-
	ТМ N 3	6544,338	-	-
	ТМ N 2 СЗР	2828,65	-	-
	Система ТМ N 2 СР и ТМ N 4	6050,619	211,4756	28,61
	ТМ N 2 СР	2833,399	-	-
	ТМ N 4	3217,22	-	-
	ТМ СУ ТЭЦ	555,05	3,55475	156,14

Универсальным показателем, позволяющим сравнивать системы транспортировки теплоносителя, отличающиеся масштабом теплофицируемого района, является удельная материальная характеристика тепловой сети:

где - присоединённая тепловая нагрузка, Гкал/ч., М - материальная характеристика сети, равная:

где - диаметр i-го участка трубопровода тепловых сетей, м; - протяжённость i-го участка трубопровода тепловых сетей, м.

По этому показателю можно оценить эффективность централизованного теплоснабжения и установить зону эффективного теплоснабжения, которая при подвесной теплоизоляции определяется показателем удельной материальной характеристики до, а зона предельной эффективности - до. Применение трубопроводов в ППУ изоляции увеличивает зону предельной эффективности до.

Анализ удельных материальных характеристик свидетельствует о высокой степени загруженности тепловых сетей многих котельных, для некоторых источников значения удельной материальной характеристики выходят за зону предельных значений.

Анализ удельных материальных характеристик магистралей Благовещенской ТЭЦ свидетельствует о малой степени загруженности магистралей. Однако произведение дальнейшая загрузки возможно только после анализа гидравлического состояния системы, поскольку значения эквивалентной шероховатости трубопроводов в несколько раз превышают нормативные.

Характеристики тепловых камер, павильонов и арматуры

Павильоны на магистральных тепловых сетях города Благовещенска выполнены из бетонных блоков, кирпича, железных листов.

Тепловые камеры на магистральных и внутриквартальных тепловых сетях выполнены в подземном исполнении из бетонных блоков.

В качестве секционирующей арматуры на магистральных тепловых сетях используются стальные задвижки.

Информация о количестве тепловых камер и запорной арматуры на тепловых сетях города Благовещенска приведена в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1. Сведения о количестве тепловых камер на тепловых сетях города Благовещенска

N п/п	Название источника	Кол-во тепловых камер/узлов
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
1	Котельная 74 квартала	102
2	Котельная 101 квартала	63
3	Котельная 410 квартала	82
4	Котельная 438 квартала	7
5	Котельная 476 квартала	10
6	Котельная 481 квартала	8
7	Котельная Дальневосточная, 25	1
8	Котельная ул. Лазо, 111	2
9	Котельная ул. Пограничная, 183	44
10	Котельная ул. Релочная, 5	107
11	Котельная ул. Чайковского, 155	9
12	Котельная ул. Юбилейная, 7а	19
13	Котельная школы N 31	4
14	Котельная Мостоотряд-64	27
15	Котельная ОРТПЦ	7
16	Котельная ВОС	81
17	Котельная ДОС	22
18	Котельная п. Аэропорт	25
19	Котельная п. Садовый	9
ОАО "Облкоммунсервис"
21	Котельная База	12
22	Котельная БДИ	5
23	Котельная ОЭБЦ	6
24	Котельная ПЛ-26	11
25	Котельная ПУ-6	5
26	Котельная ПУ-23	10
27	Котельная 433 квартала	15
Ведомственные котельные
28	Котельная ОАО "РЖД"	111
29	Котельная судостроительного завода	30
30	Котельная ОАО "Ростелеком"	2
31	Котельная Птицефабрики	113
32	Котельная завода стройматериалов	55
100	Благовещенская ТЭЦ	165
	ТМ N 1	45
	ТМ N 2 Головной участок	3
	ТМ N 2 СР	38
	ТМ N 2 СЗР	31
	ТМ N 3	18
	ТМ N 4	27
	ТМ СУ ТЭЦ	3

Регулирование отпуска тепловой энергии в тепловые сети

Отпуск тепловой энергии в тепловые сети от источников тепловой энергии производится в соответствии с утвержденными температурными графиками, описанными в Части 2 "Источники тепловой энергии" настоящей Главы. Фактические температурные графики источников тепловой энергии соответствуют утвержденным.

Отпуск тепловой энергии от котельных осуществляется в соответствии с теплогидравлическими режимами, приведенными в таблице 3.4.1. Расчетные тепловые нагрузки потребителей котельных и небольшие зоны действия источников позволяют применять на котельных температурные графики с температурой в подающем трубопроводе не выше 95°С.

Таблица 3.4.1. Теплогидравлические режимы работы тепловых сетей от источников

N п/п	Тепловые сети источника	Давление в теплосети
		p1 расчетн.	p1 факт	p2 расчетн.	p2 факт
		кгс/см2	кгс/см2	кгс/см2	кгс/см2
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
1	Котельная 74 квартала	6	5,6	4	4
2	Котельная 101 квартала	6	5	4	4
3	Котельная 410 квартала	6,5	6	3,5	3
4	Котельная 438 квартала	4,5	5,3	3,5	4,6
5	Котельная 476 квартала	3	3,8	2	3
6	Котельная 481 квартала	3	3,3	2	2,4
7	Котельная Дальневосточная, 25	1,4	1,5	1	0,5
8	Котельная ул. Лазо, 111	3	4	2	2
9	Котельная ул. Пограничная, 183	4	4	2,5	2,6
10	Котельная ул. Релочная, 5	3	3,4	1,8	2,5
11	Котельная ул. Чайковского, 155	2,7	3,8	2	3,2
12	Котельная ул. Юбилейная, 7а	3	2,5	2,5	2
13	Котельная школы N 31	1,4	1,6	1	0,3
14	Котельная Мостоотряд-64	2,7	2,9	2	2,5
15	Котельная ОРТПЦ	4	3,6	3	2,8
16	Котельная ВОС	3,5	3,4	1,5	2,2
17	Котельная ДОС	3,8	3,4	2,5	2,2
18	Котельная п. Аэропорт	4,5	5	2,5	3
19	Котельная п. Садовый	2,5	2,4	2	2
Ведомственные котельные
28	Котельная ОАО "РЖД"	5,6		2,00
29	Котельная судостроительного завода	3		2,00
30	Котельная ОАО "Ростелеком"	2,5		2,00
31	Котельная Птицефабрики	8		4,00
32	Котельная завода стройматериалов	5,7		2
100	Благовещенская ТЭЦ	8,99		2,2

Благовещенская ТЭЦ осуществляет отпуск тепловой энергии потребителям по температурному графику 120/70°С, гидравлический режим в подающем/обратном трубопроводе 9,0 / 2,2 кгс/с².

Гидравлические режимы работы тепловых сетей

Расчеты теплогидравлических режимов работы тепловых сетей от источников тепловой энергии города Благовещенска были проведены в программном комплексе Zulu 7.0 на базе построенной расчетной модели системы теплоснабжения. Результаты расчетов представлены в электронной модели системы теплоснабжения и в графическом виде приведены в Приложении 1 "Пьезометрические графики систем теплоснабжения с выявленными гидравлическими проблемами на 2013 г.".

Гидравлические режимы по системам теплоснабжения в целом стабилизированные, однако по некоторым источникам наблюдаются нехватки располагаемых напоров и завышенные значения удельных потерь в тепловых сетях, что приводит к ухудшению качества теплоснабжения потребителей.

По гидравлическим режимам Благовещенской ТЭЦ наибольшая проблема заключается в сильной загруженности ТМ-1. Как видно на рисунке 3.5.1., режим течения в ТМ-1 характеризуется наибольшими скоростями движения теплоносителя, достигающими в головном участке магистрали значений 1,6 - 2,0 м/с, что приводит к существенным потерям давления.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.1. Скорости в магистралях и распределительных тепловых сетях Благовещенской ТЭЦ

Благовещенская ТЭЦ, Центральный планировочный район, потребители ТМ N 1 южнее улиц Амурская и Зейская

Большие потери давления в головном участке магистрали ТМ-1 и существенные потери давления в квартальных сетях вызывают недостаток располагаемого напора на узлах потребителей южнее ул. Амурская и ул. Зейская до 11,5 м. Фрагмент пьезометрического графика приведен для потребителя ул. Калинина, 4.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.2. Фрагмент пьезометрического графика по расчетному пути

Благовещенская ТЭЦ - ж/д ул. Калинина, 4

Благовещенская ТЭЦ, Район совхозов "Благовещенский" и "Тепличный", потребители ТМ N 4

Теплоснабжение потребителей частного сектора по ул. Дорожников и потребителей поселка "Плодопитомник". Указанные потребители по совокупности имеют малые расчетные нагрузки, при этом, однако, до этих потребителей проложены магистральные тепловые сети диаметром Dy100 - 200. Разбалансированность гидравлического режима в этой части тепловой сети приводит к малым скоростям циркуляции теплоносителя в магистральной сети до вышеуказанных потребителей, большим значениям тепловых потерь через изоляцию (надземная прокладка) и завышению температуры обратной сетей воды. Фрагмент пьезометрического графика приведен для потребителя ул. Дорожников.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.3. Фрагмент пьезометрического графика по расчетному пути

Благовещенская ТЭЦ - потребитель ул. Дорожников

Котельная ВОС

На котельной ВОС филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" у ряда потребителей на узлах выявлена нехватка до 11,8 м напора, причина - резкое уменьшение проходного сечения в теплотрассы в абонентском секторе.

Фрагмент пьезометрического графика приведен для потребителя ж/д. пер. Полевой, 18.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.4. Фрагмент пьезометрического графика по расчетному пути

Котельная ВОС - потребитель ж/д пер. Полевой, 18

Котельная по ул. Пограничная, 183

На котельной по ул. Пограничная, 183 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" у ряда потребителей на узлах выявлена нехватка напора до 5,6 а, причина - недостаточные проходные сечения теплотрассы в абонентском секторе.

Фрагмент пьезометрического графика приведен для потребителя "мех. мастерские, гараж".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.5. Фрагмент пьезометрического графика по расчетному пути

Котельная по ул. Пограничная, 183 - потребитель "мех. мастерские, гараж"

Котельная ДОС

На котельной ДОС филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" у ряда потребителей на узлах выявлена нехватка напора до 2,5 м, причина - недостаточные проходные сечения теплотрассы в абонентском секторе.

Фрагмент пьезометрического графика приведен для потребителя ж/д ДОС N 4.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.6. Фрагмент пьезометрического графика по расчетному пути

Котельная ДОС - потребитель ж/д ДОС, 4

Котельная птицефабрики ООО "Амурский бройлер"

На тепловой магистрали котельной птицефабрики ООО "Амурский бройлер" выявлен неблагоприятный гидравлический режим, вызванный большим сопротивлением сети вследствие удаленного транспорта теплоносителя и разбалансировкой гидравлической системы.

Имеющийся гидравлический режим характеризуется:

1) Снижением циркуляции (массового расхода) теплоносителя к потребителям жилой части поселка;

2) Увеличением циркуляции теплоносителя через участки тепловых сетей близко расположенных к источнику тепловой энергии потребителей;

3) Увеличенными потерями тепловой энергии в магистральной тепловой сети вследствие уменьшенных скоростей и длительного транспорта теплоносителя;

4) Перегревом близко расположенных к источнику потребителей.

Фрагмент пьезометрического графика приведен для потребителя ДОУ N 69 Моховая Падь.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.7. Фрагмент пьезометрического графика по расчетному пути

Котельная птицефабрики - потребитель ДОУ N 69 Моховая Падь

Котельная судостроительного завода

На котельной судостроительного завода у ряда потребителей на узлах выявлена нехватка напора до 43,3 м, причина - недостаточные проходные сечения теплотрассы в абонентском секторе.

Фрагмент пьезометрического графика приведен для потребителя Эллинг N 2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5.8. Фрагмент пьезометрического графика по расчетному пути

Котельная судостроительного завода - Эллинг N 2

Статистика отказов и восстановлений тепловых сетей

Статистика аварийности на тепловых сетях филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приведена на рисунке 3.6.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.6.1. Динамика аварийности на тепловых сетях филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Заметна тенденция к снижению числа инцидентов на тепловых сетях, обслуживаемых филиалом "Амуртеплосервис". Отчасти уменьшение количества инцидентов происходит из-за уменьшения количества участков тепловых сетей, ежегодно подвергаемых гидравлическим испытаниям, отчасти - благодаря работе компании по улучшению состояния обслуживаемых тепловых сетей.

В период с 2008 по ноябрь 2013 гг. на тепловых сетях птицефабрики ООО "Амурский бройлер", включая тепловые сети, относящиеся к регулируемой деятельности, технических отказов зарегистрировано не было.

Остальными теплоснабжающими организациями данных по статистике отказов и восстановления тепловых сетей предоставлено не было.

Диагностика и ремонты тепловых сетей

Контроль работы городских тепловых сетей производится аварийно-диспетчерскими службами филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация" и ОАО "Облкоммунсервис". Службы указанных организаций производят мониторинг состояния, производят аварийные и плановые ремонты соответственно муниципальных распределительных и магистральных сетей от Благовещенской ТЭЦ и котельных города.

Аварийно-диспетчерские службы указанных предприятий принимают оперативные решения самостоятельно и осуществляют взаимосвязь с другими службами города.

В качестве основного метода диагностики тепловых сетей теплоснабжающими компаниями города Благовещенска проводятся испытания на плотность и прочность тепловых сетей. Эти испытания проводятся в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды", "Типовой инструкцией по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии" и местными инструкциями.

Анализ нормативных и фактических потерь тепловой энергии и теплоносителя

Согласно приказа управления государственного регулирования цен и тарифов Амурской области от 23.09.2011 N 151-пр/н, на 2012 г. установленный норматив потерь при передаче тепловой энергии для Благовещенской ТЭЦ составил 189 784 Гкал, при потере теплоносителя 716 321 м³.

По фактическому состоянию потери в сетях при транспорте тепловой энергии составили 185 196 Гкал за 2012 г., что говорит об удовлетворительном состоянии изоляции магистральных тепловых сетей от Благовещенской ТЭЦ.

Согласно приказа управления государственного регулирования цен и тарифов Амурской области от 11.11.2011 N 183-пр/н, на 2012 г. установленный норматив потерь при передаче тепловой энергии от котельной ООО "Амурский бройлер" составил 9 419,34 Гкал, при потере теплоносителя 15 613,65 м³.

По фактическому состоянию потери в сетях при транспорте тепловой энергии составили 10 435,6 Гкал за 2012 г., что несколько превышает норматив потерь, однако говорит об удовлетворительном состоянии изоляции магистральных тепловых сетей от котельной птицефабрики.

Расчетный норматив потерь при передаче тепловой энергии от котельной Судостроительного завода, рассчитанный в соответствии с инструкцией по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, утв. Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. N 325, составил 4372,6 Гкал.

По фактическому состоянию потери в сетях при транспорте тепловой энергии составили 4351,2 Гкал за 2012 г., что говорит об удовлетворительном состоянии изоляции магистральных тепловых сетей от котельной судостроительного завода.

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловой сети

По состоянию на 2013 г. предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловых сетей теплоснабжающим организациям г. Благовещенска не выдавались.

Описание основных схем присоединения потребителей к тепловым сетям

Системы теплоснабжения от Благовещенской ТЭЦ и районных котельных закрытые.

В городе Благовещенске реализованы различные схемы подключения потребителей к тепловым сетям источников города.

Схемы подключения зависят от температурных графиков источников и прочих факторов.

Теплоснабжение потребителей от Благовещенской ТЭЦ осуществляется преимущественно элеваторным подключением, в меньшей степени распространены ЦТП и ИТП.

При подключении потребителей без ЦТП наиболее распространена схема с двухступенчатыми последовательным подогревом сетевой воды и элеваторным подключением (моделируется в электронной модели схемой N 12), гораздо реже используется схема со смесительным насосом и двухступенчатым последовательным подогревом (схема N 9), указанные схемы представлены на рисунках 3.10.1 и 3.10.2 соответственно.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.10.1. Схема подключения N 12

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.10.2. Схема подключения N 9

При подключении потребителей после ЦТП (смесительно-понизительных насосных) по пониженному температурному графику используются схемы с зависимым подключением потребителей по отоплению и двухступенчатыми подогревателями ГВС (схема N 32), та же схема преимущественно реализована при подключении потребителей к тепловым сетям котельных. Указанная схема приведена на рисунке 3.10.3

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.10.3. Схема подключения N 32

В случае использования ЦТП для нужд только ГВС с сохранением гидравлической связанности контура отопления, чаще всего используется схема подключения с элеваторным подключением по отоплению. Для моделирования нагрузки ГВС в электронной модели используется схема подключения N 26.

Указанная схема приведена на рисунке 3.10.4.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.10.4. Схема подключения N 26

Наличие приборов коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя

По состоянию на начало 2014 г. из источников централизованного теплоснабжения не оборудованы приборами учета только 3 котельных:

- котельная ОАО "РЖД" (прибор установлен, но в данный момент не функционирует ввиду систематических отказов);

- котельная ОАО "Ростелеком";

- котельная судостроительного завода.

На границах балансовой принадлежности магистралей Благовещенской ТЭЦ и квартальных сетей филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" в тепловых камерах на настоящий момент установлено 17 приборов учета из 63 необходимых.

Количество узлов потребителей тепловой энергии г. Благовещенска, оборудованных приборами учета, в целом не превышает 40% от общего числа узлов потребителей.

Тенденция к увеличению степени оснащенности потребителей тепловой энергии приборами учетами в последние годы положительная.

Уровень автоматизации центральных тепловых пунктов и насосных станций

В настоящее время для обеспечения теплоснабжения потребителей в г. Благовещенске функционируют 3 понизительных насосных станций, преобразующих температурный график, 9 ЦТП и 6 подкачивающих насосных станций.

Насосные станции и ЦТП не автоматизированы.

Сведения о наличии защиты тепловых сетей от превышения давления

Предохранительная арматура, предназначенная для защиты тепловых сетей от превышения давления, установлена на источниках тепловой энергии. Для защиты тепловых сетей от превышения допустимого давления используются предохранительные клапаны, осуществляющие сброс теплоносителя из системы теплоснабжения при превышении допустимого давления, средства защиты от гидроудара, происходящего при внезапном останове сетевых насосов, а также расширительные баки, компенсирующие термическое расширение теплоносителя при нагреве. На котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" расширительные баки не установлены.

Зоны действия источников тепловой энергии в системах теплоснабжения

На территории города Благовещенска для обеспечения централизованного теплоснабжения потребителей жилого сектора работает 32 котельных и 1 один источник комбинированной выработки тепловой и электрической энергии - Благовещенская ТЭЦ. Наиболее крупными теплоснабжающими компаниями являются Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" и Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация", обеспечивающие генерацию и транспорт тепловой энергии для большей части потребителей города Благовещенска.

Зоны действия источников тепловой энергии представлены на рисунке 4.1.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 4.1.1. Распределение зон действия теплоснабжающих компаний

Зоны действия теплоснабжающих компаний по градостроительным зонам представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Зоны деятельности теплоснабжающих организаций по градостроительным зонам

Градостроительная зона	Источники
Центральный район	ОАО "РЖД"
	ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
	Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"
Северный район	ОАО "Ростелеком"
	ОАО "Облкоммунсервис"
	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
	Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"
	ООО "Амурский бройлер"
Западный район	Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"
	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
	ОАО "Облкоммунсервис"
с. Плодопитомник	Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"
с. Садовое	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
ж/д ст. Белогорье	-
с. Белогорье	ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов"
	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
ж/д ст. Призейская	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
п. Мухинка	-

БТЭЦ является источником тепловой энергии для Центрального, Северного и Западного районов, в которых преобладает многоэтажная жилая застройка. На БТЭЦ приходится 716,46 Гкал/час подключенной тепловой нагрузки потребителей, что составляет 79,82% от суммарной расчетной тепловой нагрузки.

Остальные теплоснабжающие организации владеют локальными источниками тепловой энергии, которые осуществляют теплоснабжение Центрального, Северного, Западного районов, а также районов с. Плодопитомник, с. Садовое и с. Белогорье, где преобладает многоэтажная, малоэтажная и индивидуальная жилая застройка.

Тепловые нагрузки в зонах действия источников

Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в расчетных элементах территориального деления

В соответствии с СП 131.13330.2012 "Строительная климатология" для города Благовещенск, расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, вентиляции и ГВС на территории города составляет -33 °С.

Средняя температура отопительного сезона составляет -9,4 °С

Продолжительность отопительного сезона равна 225 дней.

Расчетные нагрузки потребителей в горячей воде приводятся в расчетных элементах территориального деления городского округа. За расчетные объекты территориального деления приняты планировочные районы, в соответствии с Генеральным Планом.

Общая расчетная тепловая нагрузка потребителей г. Благовещенск, включая нагрузки промышленных потребителей тепловой энергии, составляет 899,407 Гкал/час. При этом:

- Общая расчетная тепловая нагрузка потребителей, подключенных к Благовещенской ТЭЦ, составляет 716,457 Гкал/час;

- общая расчетная тепловая нагрузка потребителей котельных 182,95 Гкал/час.

Распределение расчетных нагрузок потребителей по планировочным районам приводится в таблице 5.1.1 и на рисунке 5.1.1.

Таблица 5.1.1. Расчетные нагрузки потребителей в расчетных элементах территориального деления

Планировочный район	Источники	Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/час
Центральный район	Котельная ст. Благовещенск-1, ОАО "РЖД"	5,102
	Котельная ул. Чайковского, 155, "Амуртеплосервис"	0,495
	Котельная судостр. з-да, Судостроительный з-д	20,271
	Котельная ул. Лазо, 111, "Амуртеплосервис"	0,301
	Котельная 101 квартала, "Амуртеплосервис"	16,262
	Котельная 74 квартала, "Амуртеплосервис"	33,896
	"Амурская Генерация"	445,388
Северный район	Котельная ОАО "Ростелеком"	0,331
	Котельная 410 квартала, "Амуртеплосервис"	14,624
	Котельная "База", ОАО "Облкоммунсервис"	1,054
	Котельная "ОЭБЦ", ОАО "Облкоммунсервис"	0,17
	Котельная "ПЛ-26", ОАО "Облкоммунсервис"	3,078
	Котельная 438 квартала, "Амуртеплосервис"	1,248
	Котельная 481 квартала, "Амуртеплосервис"	1,818
	Котельная "ПУ-23", ОАО "Облкоммунсервис"	2,22
	Котельная Дальневосточная, 25, "Амуртеплосервис"	0,109
	Котельная 476 квартала, "Амуртеплосервис"	2,201
	Котельная 433 квартала, ОАО "Облкоммунсервис"	2,804
	Котельная "Мостоотряд-64", "Амуртеплосервис"	0,522
	Котельная школы N 31, "Амуртеплосервис"	0,078
	"Амурская Генерация"	41,193
	Котельная Птицефабрики, ООО "Амурский бройлер"	48,248
	Котельная "ВОС", "Амуртеплосервис"	2,757
	Котельная ул. Пограничная, 183 "Амуртеплосервис"	4,01
	Котельная "БДИ", ОАО "Облкоммунсервис"	0,642
	Котельная "ДОС", "Амуртеплосервис"	2,908
Западный район	"Амурская Генерация"	229,876
	Котельная "ПУ-6", ОАО "Облкоммунсервис"	0,938
	Котельная п. Аэропорт, "Амуртеплосервис"	4,109
с. Плодопитомник	Котельная ОРТПЦ, "Амуртеплосервис"	0,855
с. Садовое	Котельная п. Садовый, "Амуртеплосервис"	1,37
	Котельная ул. Юбилейная, 7а, "Амуртеплосервис"	0,233
ж/д ст. Белогорье	-	-
с. Белогорье	Котельная з-да стр. материалов, ООО "БЗСМ"	7,283
	Котельная с. Белогорье н. п., "Амуртеплосервис".	2,964
ж/д ст. Призейская	Электрокотельная ж/д ст. Призейская, "Амуртеплосервис"	0,049
п. Мухинка	-	-
Суммарная расчетная тепловая нагрузка, Гкал/час		899,407

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.1.1. Распределение расчетных тепловых нагрузок потребителей по градостроительным зонам

Основная часть расчетной тепловой нагрузки потребителей приходится на Центральный планировочный район, в котором сконцентрирована основная инфраструктура города и существенно преобладает многоэтажная жилая застройка.

Такие планировочные районы, как ж/д ст. Белогорье и п. Мухинка не имеют потребителей, подключенных к системе централизованного теплоснабжения, поскольку основным типом постройки в рассматриваемых планировочных районах являются садово-огородные участки.

Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в зонах действия источников

Общая расчетная тепловая нагрузка потребителей, подключенных к теплогенерирующим мощностям Благовещенской ТЭЦ филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация" составляет 716,457 Гкал/час, из них 564,384 Гкал/час на нужды отопления и вентиляции и 141,560 Гкал/час на нужды ГВС.

Общая расчетная тепловая нагрузка потребителей, подключенных к теплогенерирующим мощностям котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"; составляет 90,808 Гкал/час, из них 76,233 Гкал/час на нужды отопления и вентиляции и 14,575 Гкал/час на нужды ГВС.

Распределение расчетной тепловой нагрузки между теплоснабжающими организациями представлено в таблице 5.2.1 и на рисунке 5.2.1.

Таблица 5.2.1. Расчетные нагрузки в зонах действия источников

Наименование теплоснабжающей компании	Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/час	Отопление, Гкал/час	ГВС, Гкал/час
Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"	716,457	564,384	141,560
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	90,808	76,233	14,575
ОАО "РЖД"	5,102	4,653	0,449
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	20,271	18,241	2,030
ОАО "Ростелеком"	0,331	0,318	0,013
ОАО "Облкоммунсервис"	9,361	8,488	0,873
ООО "Амурский бройлер"	48,248	40,197	8,051
ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов"	7,283	6,067	1,216
Суммарная расчетная тепловая нагрузка, Гкал/час	899,407

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.2.1. Распределение расчетной тепловой нагрузки между теплоснабжающими организациями г. Благовещенск

Распределение расчетных нагрузок в отоплении и ГВС по теплоснабжающим компаниям представлено на рисунках 5.2.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.2.2. Расчетные тепловые нагрузки в отоплении и ГВС по теплоснабжающим компаниям

Тепловые нагрузки крупных промышленных потребителей, подключенных к системе центрального теплоснабжения

На момент разработки схемы теплоснабжения города Благовещенск крупные промышленные потребители тепловой энергии к системам централизованного теплоснабжения не подключены. Крупные промышленные предприятия, в частности судостроительный завод, завод стройматериалов, птицефабрика, имеют собственные источники, покрывающие как собственные нагрузки предприятий, так и прилегающих к ним объектов жилого сектора и общественных зданий.

Описание случаев (условий) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии

Индивидуальные квартирные источники тепловой энергии в многоквартирных жилых домах г. Благовещенск не используются (в соответствии с предоставленными данными).

Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение

Нормативы потребления коммунальных услуг для граждан приняты в соответствии с постановлением Администрации города Благовещенск от 31.01.2014 N 564 "Об установлении рекомендуемого расчета цен (тарифов) для потребителей коммунальных услуг, оказываемых ЗАО "Амурплодсемпром"".

В таблицах 5.5.1 приводятся установленные нормативы потребления холодной воды и тепловой энергии на горячие водоснабжение, а так же нормативы потребления коммунальных услуг населением на отопление.

Таблица 5.5.1. Нормативы потребления коммунальных услуг

Параметры многоквартирного дома или жилого дома	Норматив потребления коммунальных услуг <*>
1. Холодное водоснабжение (холодная вода, используемая на нужды холодного и горячего водоснабжения)
1.1. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	6,8 м3/(чел.·мес.)
1.2. Общежитие, оборудованное холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	5,7 м3/(чел.·мес.)
1.3. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, водонагревателем на различных видах топлива, ванной и (или) душем, без водоотведения	6,8 м3/(чел.·мес.)
1.4. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, без водоотведения	3,3 м3/(чел.·мес.)
1.5. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	6,8 м3/(чел.·мес.)
1.6. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, водоотведением, водонагревателем на различных видах топлива, ванной и (или) душем	6,8 м3/(чел.·мес.)
1.7. Водопользование из водоразборной колонки	1,2 м3/(чел.·мес.)
2. Водоотведение
2.1. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	6,8 м3/(чел.·мес.)
2.2. Общежитие, оборудованное холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	5,7 м3/(чел.·мес.)
2.3. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	6,8 м3/(чел.·мес.)
2.4. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, водоотведением, водонагревателем на различных видах топлива, ванной и (или) душем	6,8 м3/(чел.·мес.)
3. Горячее водоснабжение (подогрев)
3.1. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,1229 Гкал/(чел.·мес.)
3.2. Общежитие, оборудованное холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,1024 Гкал/(чел.·мес.)
3.3. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,1229 Гкал/(чел.·мес.)
4. Горячее водоснабжение (подогрев одного куб. м воды при наличии приборов учета)
4.1. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,0512 Гкал/м3
4.2. Общежитие, оборудованное холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,0512 Гкал/м3
4.3. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,0512 Гкал/м3
5. Отопление жилого помещения
5.1. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,02063 Гкал/м2
5.2. Общежитие, оборудованное холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,02063 Гкал/м2
5.3. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, водонагревателем на различных видах топлива, ванной и (или) душем, без водоотведения	0,02063 Гкал/м2
5.4. Многоквартирный дом, оборудованный холодным водоснабжением, без водоотведения	0,02063 Гкал/м2
5.5. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, горячим водоснабжением, ванной и (или) душем, водоотведением	0,02063 Гкал/м2
5.6. Жилой дом, оборудованный холодным водоснабжением, водоотведением, водонагревателем на различных видах топлива, ванной и (или) душем	0,02063 Гкал/м2

Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии

В рамках работ по разработке перспективной схемы теплоснабжения города Благовещенска на период до 2030 г. на основании расчетных тепловых нагрузок потребителей, величин потерь в сетях, собственных нужд источников и данных по располагаемым мощностям источников тепловой энергии были разработаны балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии.

Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по источникам тепловой энергии филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

В таблице 6.1.1 приведен тепловой баланс, выполненный на основе расчетной тепловой часовой нагрузки потребителей, переведенной в годовую выработку по известным формулам, фактического количества вырабатываемого тепла, характеризующего текущий режим работы котельной и величинам тепловых потерь в сетях и собственных нужд источников, указанным в технических паспортах котельных. В таблице 6.1.2 приведен тепловой баланс котельных при работе на максимальной (располагаемой) мощности с характерными для данного режима резервами либо дефицитами тепловой мощности. По данным на 2013 г. суммарная располагаемая мощность источников тепловой энергии, находящихся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" составляет 132,2 Гкал/час. Суммарный резерв тепловой мощности при работе источников на максимальной мощности составляет 29,0948 Гкал/час.

Таблица 6.1.1. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, характеризующий текущий режим работы котельных

N п/п	Наименование котельной	Суммарная расчетная нагрузка, Гкал/час	Подключенная нагрузка ОВ, Гкал/час	Расчетный отпуск на ОВ, Гкал/год	Подключенная нагрузка ГВС, Гкал/час	Расчетный отпуск на ГВС, Гкал/год	Суммарный расчетный полезный отпуск т/э, необходимый для покрытия подключенной нагрузки, Гкал/год	Фактическая выработка т/э (паспорт источника), Гкал/год	Собственные нужды источника т/э (паспорт источника), Гкал/год	Потери т/э в сетях (паспорт источника), Гкал/год	Отпуск т/э в сеть, Гкал/год	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск т/э в сеть, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э потребителям, Гкал/год
1	Котельная "Мостоотряд-64"	0,52	0,52	1532,09	0,00	0,00	1532,09	2002,00	165,78	389,56	1836,22	0,21	1446,66	85,43
2	Котельная 476 квартала	2,20	1,70	4974,73	0,50	3784,85	8759,58	8350,00	670,30	808,96	7679,70	0,11	6870,74	-1888,84
3	Котельная Дальневосточная, 25	0,11	0,11	318,92	0,00	0,00	318,92	380,45	34,34	27,08	346,11	0,08	319,03	0,11
4	Котельная ОРТПЦ	0,86	0,71	2082,19	0,15	1092,20	3174,39	3251,46	289,17	425,57	2962,29	0,14	2536,72	-637,67
5	Котельная 481 квартала	1,82	1,51	4437,54	0,31	2287,85	6725,38	7485,50	541,35	628,73	6944,15	0,09	6315,42	-409,96
6	Котельная 438 квартала	1,6198	1,4231	4175,244	0,1967	1474,508	5649,75	4954,78	122,73	524,43	4832,05	0,11	4307,62	-1342,13
7	Котельная п. Садовый	1,7957	1,3744	4032,36	0,4213	3158,16	7190,52	6625,20	478,09	54,11	6147,11	0,01	6093,00	-1097,52
8	Котельная школы N 31	0,08	0,08	227,67	0,00	0,00	227,67	551,50	28,51	57,95	522,99	0,11	465,04	237,37
9	Котельная ул. Чайковского, 155	0,49	0,49	1450,82	0,00	0,00	1450,82	1691,50	43,34	103,17	1648,16	0,06	1544,99	94,17
10	Котельная ул. Лазо, 111	0,30	0,25	722,91	0,05	409,29	1132,21	1190,30	61,20	46,91	1129,10	0,04	1082,19	-50,02
11	Котельная ул. Юбилейная, 7а	0,2326	0,2326	682,4269	0,00	0,00	682,4269	1052,97	34,31	371,69	1018,66	0,36	646,97	-35,4569
12	Котельная ул. Пограничная, 183	4,01	3,4552	10137,24	0,55	4158,91	14296,45	12797,40	535,34	1451,60	12262,06	0,12	10810,46	-3485,98
13	Котельная 410 квартала	14,8765	11,9134	34952,81	2,9631	22211,93	57164,74	-	1302,03	3402,56	-	-	-	-
14	Котельная ВОС	2,7621	2,4013	7045,19	0,3608	2704,63	9749,83	9589,50	676,61	2512,81	8912,89	0,28	6400,08	-3349,75
15	Котельная ДОС	2,91	2,90	8515,96	0,01	41,98	8557,94	10803,10	372,68	1537,65	10430,42	0,15	8892,77	334,83
16	Котельная п. Аэропорт	4,1573	3,2558	9552,21	0,9015	6757,85	16310,06	15243,30	995,31	1036,99	14247,99	0,07	13211,00	-3099,07
17	Котельная с. Белогорье	3,166	2,902	8514,20	0,264	1979,00	10493,20	11985,40	1102,89	2372,89	10882,51	0,22	8509,62	-1983,58
18	Котельная 74 квартала	34,7426	28,961	84968,90	5,7816	43340,19	128309,1	99630,00	3715,66	11296,52	95914,34	0,12	84617,82	-43691,27
19	Котельная 101 квартала	16,3867	13,582	39848,33	2,8047	21024,67	60873,00	46844,30	1928,76	6064,34	44915,54	0,14	38851,20	-22021,80
20	Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0489	143,468	0	0	143,468	126,16	3,154	22,1	123,006	18	100,86	-42,6
	Итого по Филиалу ОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	93,084	77,8195	228315,2	15,26	114426,3	342741,6	244554,9	13101,55	33135,6	232755,3	-	203022,2	-

Анализ таблицы 6.1.1 показывает, что работа ряда котельных на паспортном режиме сопровождается недостаточным отпуском тепловой энергии потребителям. На котельных, расположенных по ул. Лазо, 111 и ул. Юбилейная, 7а, недостаток тепловой энергии, отпускаемой потребителям, является несущественным. На котельной 476 квартала, котельной ОРТПЦ, котельной 481 квартала, котельной 438 квартала, котельной по ул. Пограничная, 183, котельной ВОС, котельной п. Аэропорт, котельной с. Белогорье, котельной 74 квартала, котельной 101 квартала и электрокотельной по ул. Набережная, 47 недостаточный отпуск тепловой энергии вызывает недотоп потребителей.

Таблица 6.1.2. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, характеризующий работу котельных на располагаемой мощности

N п/п	Располагаемая тепловая мощность источника т/э, Гкал/час	Доля располагаемой мощности, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ	Доля располагаемой мощности, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ, Гкал/час	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС, Гкал/час	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ, Гкал/год	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС, Гкал/год	Суммарная затрачиваемая мощность, Гкал/год	Отпуск в сеть при работе на располагаемой мощности источника, Гкал/год	Потери в сетях при работе на располагаемой мощности источника, Гкал/ год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э потребителям, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на отопление, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на ГВС, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на отопление, Гкал/час	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на ГВС, Гкал/час	Суммарный резерв (+)/дефицит(-) тепловой мощности источника, Гкал/час
1	1,02	1,00	0,00	1,02	0,00	2992,59	0,00	2992,59	2826,81	599,72	695,00	695,00	0,00	0,24	0,00	0,24
2	1,89	0,77	0,23	1,46	0,43	4272,78	3250,79	7523,57	6853,27	721,91	-2628,22	-2025,18	-603,04	-0,69	-0,08	-0,77
3	0,44	1,00	0,00	0,44	0,00	1296,79	0,00	1296,79	1262,45	98,78	844,76	844,76	0,00	0,29	0,00	0,29
4	1,83	0,83	0,17	1,52	0,31	4454,54	2336,60	6791,14	6501,97	934,09	2393,49	1985,81	407,68	0,68	0,05	0,73
5	3,11	0,83	0,17	2,59	0,52	7592,42	3914,40	11506,82	10965,47	992,82	3247,26	2702,03	545,23	0,92	0,07	0,99
6	10,00	0,88	0,12	8,80	1,2	25776,29	9103,026	34879,3197	34756,59	3772,19	25334,65	22258,14	3076,51	7,59	0,41	8,00
7	2,00	0,77	0,23	1,53	0,47	4491,13	3517,47	8008,60	7530,51	66,287	273,70	209,49	64,21	0,07	0,01	0,08
8	0,26	1,00	0,00	0,26	0,00	762,82	0,00	762,82	734,31	81,36	425,27	425,27	0,00	0,14	0,00	0,14
9	0,93	1,00	0,00	0,93	0,00	2728,53	0,00	2728,53	2685,19	168,09	1066,29	1066,29	0,00	0,36	0,00	0,36
10	0,66	0,82	0,18	0,54	0,12	1592,33	901,53	2493,87	2432,67	101,07	1199,39	981,83	217,56	0,33	0,03	0,36
11	1,00	1,00	0,00	1,00	0,00	2933,91	0,00	2933,91	2899,60	1058,01	1159,16	1159,16	0,00	0,40	0,00	0,40
12	12,00	0,86	0,14	10,34	1,66	30335,57	12446,38	42781,95	42246,61	5001,21	22948,95	19773,67	3175,28	6,74	0,42	7,16
13	18,00	0,80	0,20	14,42	3,58	42291,64	26875,62	69167,26	67865,23	0,00	10700,49	8569,18	2131,31	2,92	0,28	3,2
14	4,505	0,87	0,13	3,92	0,59	11490,75	4411,28	15902,03	15225,42	4292,50	1183,1	1028,55	154,54	0,35	0,02	0,37
15	5,50	1,00	0,00	5,49	0,01	16105,42	79,39	16184,81	15812,13	2331,02	4923,17	4913,69	9,48	1,67	0,00	1,68
16	5,35	0,78	0,22	4,19	1,16	12292,68	8696,63	20989,31	19994,00	1455,19	2228,74	1745,44	483,30	0,595	0,065	0,66
17	9,66	0,92	0,08	8,85	0,81	25978,26	6038,276	32016,54	30913,65	6740,60	13679,84	12539,13	1140,71	4,27	0,15	4,42
18	36,00	0,83	0,17	32,51	6,49	95381,09	48651,15	144032,25	140316,58	16526,09	-4518,6	-3766,65	-751,95	-1,28	-0,1	-1,38
19	18,00	0,83	0,17	14,92	3,08	43771,47	23094,59	66866,06	64937,30	8767,61	-4703,31	-3898,31	-805,00	-1,33	-0,1	-1,43
20	0,043	1	0	0,043	0	126,16	0	126,16	123,006	22,15	-42,6	-42,6	0	-0,015	0	-0,015
Итого:	132,2	-	-	114,75	20,45	336667,17	153317,15	489984,31	476882,8	53730,69	80453,118	-	-	-	-	29,09

Анализ таблицы 6.1.2 показывает, что работа котельной ОРТПЦ, котельной 481 квартала, котельной 438 квартала, котельной по ул. Пограничная, 183, котельной ВОС, котельной п. Аэропорт и котельной с. Белогорье на располагаемой мощности позволит осуществлять теплоснабжение потребителей, подключенных к данным источникам тепловой энергии, в полном объеме. На котельных 476 квартала, 74 квартала и 101 квартала сложившийся дефицит тепловой энергии обусловлен недостаточной тепловой мощностью источников относительно подключенной нагрузки. На котельной 476 квартала дефицит тепловой энергии составляет 0,77 Гкал/час (40,7% от располагаемой мощности). На котельной 74 - 1,38 Гкал/час (3,5% от располагаемой мощности). На котельной 101 квартала - 1,43 Гкал/час (7,94% от располагаемой мощности). На электрокотельной по ул. Набережная, 47 - 0,015 Гкал/час (34,88%).

Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по источникам тепловой энергии филиала ОАО "Облкоммунсервис"

Данные необходимые для расчета тепловых балансов котельной ПЛ-26 и котельной "База" теплоснабжающей организацией предоставлены не были, ввиду чего в сводных таблицах данные источники не представлены. Основываясь на величинах располагаемых мощностей (4,07 Гкал/час для котельной ПЛ-26, 1,42 Гкал/час для котельной База), величинах подключенных нагрузок (3,08 Гкал/час для котельной ПЛ-26, 1,05 Гкал/час для котельной "База"), а также принимая величину собственных нужд источников равной 4% от выработки и величину тепловых потерь в сетях равной 10 - 15% от величины отпуска тепловой энергии в сеть, можно сделать вывод об отсутствии значительных дефицитов тепловой энергии на данных источниках. В таблице 6.2.1 приведен тепловой баланс, рассчитанный на основе расчетной тепловой часовой нагрузки потребителей, переведенной в годовую нагрузку по известным формулам, фактического количества вырабатываемого тепла, характеризующего текущий режим работы котельной и величинам тепловых потерь в сетях и собственных нужд источников. В таблице 6.2.2 приведен тепловой баланс котельных при работе на максимальной (располагаемой) мощности с характерными для данного режима резервами либо дефицитами тепловой мощности. По данным на 2013 г. суммарная располагаемая мощность источников тепловой энергии, находящихся на балансе либо в аренде у ОАО "Облкоммунсервис" составляет 23,31 Гкал/час. Резерв тепловой мощности при работе источников на максимальной мощности составляет 11,1 Гкал/час.

Таблица 6.2.1. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, характеризующий текущий режим работы котельных

N п/п	Наименование котельной	Суммарная расчетная нагрузка, Гкал/час	Подключенная нагрузка ОВ, Гкал/час	Расчетный отпуск на ОВ, Гкал/год	Подключенная нагрузка ГВС, Гкал/час	Расчетный отпуск на ГВС, Гкал/год	Суммарный расчетный полезный отпуск т/э, необходимый для покрытия подключенной нагрузки, Гкал/год	Фактическая выработка т/э (паспорт источника), Гкал/год	Собственные нужды источника т/э (паспорт источника), Гкал/год	Потери т/э в сетях (паспорт источника), Гкал/год	Отпуск т/э в сеть, Гкал/год	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск т/э в сеть, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э потребителям, Гкал/год
1	Котельная 433 квартала	2,41	2,08	6107,71	0,33	2492,22	8599,93	9938,44	251,75	1086,76	9686,69	0,11	8599,93	0,00
2	Котельная ПУ-23	2,06	1,82	5350,09	0,24	1809,92	7160,01	8185,83	257,82	768,00	7928,01	0,10	7160,01	0,00
3	Котельная БДИ	0,45	0,30	891,39	0,15	1101,87	1993,26	2210,11	63,30	153,55	2146,81	0,07	1993,26	0,00
4	Котельная ОЭБЦ	0,14	0,14	401,60	0,00	0,00	401,60	498,35	24,88	71,86	473,47	0,15	401,61	0,01
5	Котельная ПУ-6	0,76	0,61	1777,39	0,15	1140,97	2918,36	3054,34	85,57	50,40	2968,77	0,02	2918,37	0,01
	Итого по ОАО "Облкоммунсервис":	5,82	4,95	14528,19	0,87	6544,97	21073,16	23887,07	683,32	2130,57	23203,75	0,45	21073,18	0,02

Таблица 6.2.2. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, характеризующий работу котельных на располагаемой мощности

N п/п	Располагаемая тепловая мощность источника т/э, Гкал/час	Доля располагаемой мощности, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ	Доля располагаемой мощности, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ, Гкал/час	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС, Гкал/час	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ, Гкал/год	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС, Гкал/год	Суммарная затрачиваемая мощность, Гкал/год	Отпуск в сеть при работе на располагаемой мощности источника, Гкал/год	Потери в сетях при работе на располагаемой мощности источника, Гкал/ год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э потребителям, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на отопление, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на ГВС, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на отопление, Гкал/час	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на ГВС, Гкал/час	Суммарный резерв (+)/дефицит(-) тепловой мощности источника, Гкал/час
1	10,75	0,86	0,14	9,27	1,48	27196,21	11097,25	38293,47	38041,72	4267,94	25173,85	21707,17	3466,68	7,40	0,46	7,86
2	3,84	0,88	0,12	3,39	0,45	9948,93	3365,69	13314,62	13056,80	1264,83	4631,95	4090,37	541,58	1,39	0,07	1,47
3	0,928	0,67	0,33	0,63	0,30	1834,93	2268,19	4103,12	4039,82	288,95	1757,61	1184,54	573,08	0,40	0,08	0,48
4	0,92	1,00	0,00	0,92	0,00	2699,20	0,00	2699,20	2674,32	405,89	1866,83	1866,83	0,00	0,64	0,00	0,64
5	1,38	0,80	0,20	1,10	0,28	3235,81	2077,19	5313,00	5227,43	88,74	2220,33	1774,49	445,83	0,64	0,06	0,70
Итого:	17,818	-	-	15,31	2,51	44915,08	18808,32	63723,40	63040,08	6316,36	35650,57	-	-	-	-	11,14

Анализ таблиц 6.2.1 и 6.2.2 позволяет сделать вывод о наличии достаточных резервов тепловой мощности на источниках тепловой энергии, находящихся на балансе ОАО "Облкоммунсервис".

Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по источникам тепловой энергии ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции", ОАО "РЖД", ООО "Амурский бройлер", ООО "Благовещенский Завод Строительных материалов " и ОАО "Ростелеком"

В таблице 6.3.1 приведен тепловой баланс, выполненный на основе расчетной часовой нагрузки потребителей, переведенной в годовую нагрузку по известным формулам, фактического количества вырабатываемого тепла, характеризующего текущий режим работы котельной и величинам тепловых потерь в сетях и собственных нужд источников. В таблице 6.3.2 приведен тепловой баланс котельных при работе на максимальной (располагаемой) мощности с характерными для данного режима резервами (дефицитами) тепловой мощности.

Таблица 6.3.1. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, характеризующий текущий режим работы котельных

N п/п	Наименование котельной	Суммарная расчетная нагрузка, Гкал/час	Подключенная нагрузка ОВ, Гкал/час	Расчетный отпуск на ОВ, Гкал/год	Подключенная нагрузка ГВС, Гкал/час	Расчетный отпуск на ГВС, Гкал/год	Суммарный расчетный полезный отпуск т/э, необходимый для покрытия подключенной нагрузки, Гкал/год	Фактическая выработка т/э (паспорт источника), Гкал/год	Собственные нужды источника т/э (паспорт источника), Гкал/год	Потери т/э в сетях (паспорт источника), Гкал/год	Отпуск т/э в сеть, Гкал/год	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск т/э в сеть, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э потребителям, Гкал/год
1	Котельная судостроительного завода	20,27	18,24	53517,41	2,03	15219,44	68736,85	40649,40	1338,30	4372,60	39311,10	0,11	34938,50	-33798,35
2	Котельная Птицефабрики	48,25	40,20	117933,11	8,05	60352,14	178285,25	151878,70	3882,67	10435,60	147996,03	0,07	137560,43	-40724,82
3	Котельная ОАО "РЖД"	5,10	4,65	13651,77	0,45	3365,06	17016,82	19634,37	785,37	3581,31	18849,00	0,19	15267,69	-1749,14
4	Котельная завода стройматериалов	7,28	6,07	17800,72	1,22	9115,89	26916,60	68400,00	2736,00	280,00	68120,00	0,12	65384,00	38467,40
5	Котельная ОАО "Ростелеком"	0,33	0,318	932,98	0,012	89,95	1022,93	1132,415	46,08	70,78	1086,336	6,5	1015,556	82,576

Анализ таблицы 6.3.1. показывает, что работа котельной судостроительного завода, котельной Птицефабрики и котельной ОАО "РЖД" на текущем режиме сопровождается недостаточным отпуском тепловой энергии потребителям.

Таблица 6.3.2. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, характеризующий работу котельных на располагаемой мощности

N п/п	Располагаемая тепловая мощность источника т/э, Гкал/час	Доля располагаемой мощности, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ	Доля располагаемой мощности, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ, Гкал/час	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС, Гкал/час	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ОВ, Гкал/год	Мощность, затрачиваемая на покрытие нагрузки ГВС, Гкал/год	Суммарная затрачиваемая мощность, Гкал/год	Отпуск в сеть при работе на располагаемой мощности источника, Гкал/год	Потери в сетях при работе на располагаемой мощности источника, Гкал/ год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э потребителям, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на отопление, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на ГВС, Гкал/год	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на отопление, Гкал/час	Резерв (+) / дефицит(-) отпуска т/э на ГВС, Гкал/час	Суммарный резерв (+)/дефицит(-) тепловой мощности источника, Гкал/час
1	23,40	0,90	0,10	21,06	2,34	61777,42	17568,45	79345,87	78007,57	8676,83	593,88	534,40	59,48	0,18	0,01	0,19
2	48,75	0,83	0,17	40,62	8,13	119161,15	60980,58	180141,73	176259,06	12428,50	-14454,70	-12042,66	-2412,03	-4,11	-0,32	-4,43
3	10,62	0,91	0,09	9,69	0,93	28416,65	7004,49	35421,14	34635,77	6580,80	11038,15	10066,95	971,19	3,43	0,13	3,56
4	19,23	0,83	0,17	16,02	3,21	46998,988	24068,55	71067,54	68331,54	8199,78	33215,15	27669,35	5545,80	9,43	0,74	10,17
5	0,44	0,96	0,04	0,42	0,02	1232,24	149,92	1382,17	1326,88	86,25	217,7	208,99	8,708	0,071	0,001	0,072

Анализ таблицы 6.3.2. показывает, что работа на располагаемой мощности позволит котельным судостроительного завода, и котельной ОАО "РЖД" осуществлять теплоснабжение потребителей в полном объеме. На котельной Птицефабрики сложившийся дефицит тепловой энергии равный -4,43 Гкал/час (9,1% от располагаемой мощности) обусловлен недостаточной тепловой мощностью источников относительно подключенной нагрузки.

Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по Благовещенской ТЭЦ

В таблице 6.4.1 приведен тепловой баланс, выполненный на основе расчетной часовой нагрузки потребителей, переведенной в годовую нагрузку по известным формулам, фактического количества вырабатываемого тепла, характеризующего текущий режим работы котельной и величинам тепловых потерь в сетях и собственных нужд ТЭЦ. Также приведен тепловой баланс Благовещенской ТЭЦ при работе на максимальной (располагаемой) мощности с характерными для данного режима резервами либо дефицитами тепловой мощности.

Таблица 6.4.1. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки Благовещенской ТЭЦ

Наименование источника	Благовещенская ТЭЦ
Суммарная расчетная нагрузка, Гкал/час	716,457
Подключенная нагрузка ОВ, Гкал/час	564,384
Подключенная нагрузка ГВС, Гкал/час	141,56
Собственные нужды источника т/э, Гкал/час	12,25
Потери т/э в сетях, Гкал/час	49,224
Располагаемая тепловая мощность источника т/э, Гкал/час	777
Суммарный резерв (+)/дефицит(-) тепловой мощности источника, Гкал/час	-0,931

Анализ таблицы 6.4.1 позволяет сделать вывод об отсутствии на Благовещенской ТЭЦ существенного резерва тепловой мощности в случае работы при расчетных температурах наружного воздуха. Незначительный резерв тепловой мощности образуется за счет мероприятий по снижению потребления тепловой энергии, проводимых потребителями, а также ввиду того, что фактическое потребление тепловой энергии несколько ниже договорной.

Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки в паре Благовещенской ТЭЦ приведен ниже в таблице 6.4.2.

Таблица 6.4.2. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки в паре БТЭЦ

	2011	2012	2013
Отпуск, Гкал	44761	50377	49137
Потери в сетях, Гкал	8536	8700	8845
Полезный отпуск, Гкал	36225	41677	40292

Причины возникновения недостатка резервов тепловой мощности и влияние недостатка резервов на качество теплоснабжения

Наличие дефицитов тепловой мощности на котельных 476 квартала, 74 квартала, 101 квартала и котельной Птицефабрики вызвано, прежде всего, недостаточной мощностью источников тепловой энергии относительно подключенной нагрузки.

Дефициты тепловой мощности на источниках тепловой энергии города Благовещенска приводят к ухудшению качества теплоснабжения потребителей при расчетных температурах наружного воздуха и близких к ним, т.е. происходит "недотоп" потребителей, подключенных к вышеуказанным котельным с дефицитом располагаемой тепловой мощности.

Резервы тепловой мощности источников тепловой энергии

Суммарные резервы мощности тепловых источников г. Благовещенска оцениваются как 54,16 Гкал/час, что составляет 5,213% от суммарной располагаемой мощности. На рисунке 6.6.1 представлено распределение резервов тепловой мощности по теплоснабжающим организациям.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 6.6.1. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 6.6.2 демонстрирует долю резерва тепловой мощности от суммарной располагаемой мощности каждой организации.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 6.6.2. Доля резерва тепловой мощности от суммарной располагаемой мощности каждой организации

Благовещенская ТЭЦ ввиду отсутствия резервов тепловой мощности на вышеуказанных рисунках не приведена.

Описание гидравлических режимов, обеспечивающих передачу тепловой энергии

Подробное описание гидравлических режимов и проблем, возникающих при передаче тепловой энергии, представлено в Части 3 "Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты" настоящей Главы.

Балансы теплоносителя

Балансы теплоносителя котельных

Системы водоподготовки установлены на 9 наиболее крупных котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис": котельной 476 квартала, котельной по ул. Пограничная, 183, котельной 410 квартала, котельной 438 квартала, котельной ВОС, котельной ДОС, котельной п. Аэропорт, котельной 74 квартала и котельной 101 квартала, а также на котельной 433 квартала, находящейся в аренде у ОАО "Облкоммунсервис". На всех вышеперечисленных источниках тепловой энергии реализованы системы одноступенчатого натрий-катионирования, полностью удовлетворяющие требованиям СНиП 41-02-2003 по обеспечению величины нормативной подпитки.

На котельной компании ООО "Амурский бройлер" реализована система двухступенчатого натрий-катионирования. Максимальная производительность установки равна 90, что также удовлетворяет требованиям СНиП 41-02-2003.

На остальных котельных г. Благовещенска водоподготовительные установки не предусмотрены. В соответствии с п. 9.2.11 "Правил технической эксплуатации энергоустановок", утвержденных приказом N 115 Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. для защиты от внутренней коррозии системы (в т.ч. и от кислородной), система отопления должна быть заполнена деаэрированной, химически очищенной водой или конденсатом. Ввиду вышеизложенного рекомендуется установить системы водоподготовки на котельных, приведенных в таблице 7.1.1.

Таблица 7.1.1. Котельные, рекомендованные к установке систем водоподготовки

N п/п	Котельная	Балансодержатель	Объем тепловых сетей,	Величина нормативной подпитки, согласно СНиП 41-02-2003,
1	Котельная с. Белогорье	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	186,411	0,466
2	Котельная судостроительного завода	ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	94,922	0,237

Балансы производительности ВПУ котельных и нормативной подпитки тепловой сети представлены в таблице 7.1.2.

Таблица 7.1.2. Балансы производительности ВПУ котельных и нормативной подпитки тепловой сети

N п/п	Наименование котельной	Объем тепловых сетей, м3	Нормативные объемы подпитки, м3/ч	Производительность ВПУ, м3/ч	Резерв(+)/ дефицит(-) ВПУ, м3/ч	Доля резерва производительности ВПУ, %
1	Котельная 476 квартала	18,109725	0,045274	10	9,954726	99,54726
2	Котельная ул. Пограничная, 183	97,5266822	0,243817	20	19,75618	98,78092
3	Котельная 410 квартала	331,253936	0,828135	20	19,17187	95,85933
4	Котельная 438 квартала	80,1855035	0,200464	10	9,799536	97,99536
5	Котельная ВОС	117,32025	0,293301	10	9,706699	97,06699
6	Котельная ДОС	43,7753828	0,109438	10	9,890562	98,90562
7	Котельная п. Аэропорт	67,213086	0,168033	10	9,831967	98,31967
8	Котельная 74 квартала	1003,12391	2,50781	20	17,49219	87,46095
9	Котельная 101 квартала	354,097358	0,885243	20	19,11476	95,57378
10	Котельная Птицефабрики	507,768773	1,269422	20	18,73058	93,65289
11	Котельная 433 квартала	167,920	0,42	6	5,58	93

Анализ данных, приведенных в таблице 7.1.2 показывает, что на всех источниках тепловой энергии наблюдаются значительные резервы производительности ВПУ.

Балансы теплоносителя Благовещенской ТЭЦ

Балансы производительности ВПУ Благовещенской ТЭЦ и подпитки тепловой сети представлены в таблице 7.2.1.

Таблица 7.2.1. Балансы производительности ВПУ Благовещенской ТЭЦ и подпитки тепловой сети

N п/п	Наименование источника т/э	Объем тепловых сетей, м3	Фактические объемы подпитки, м3/ч	Производительность ВПУ, м3/ч	Резерв(+)/ дефицит(-) ВПУ, м3/ч	Доля резерва производительности ВПУ, %
1	Благовещенская ТЭЦ	19490,003	150	450	300	66,67

Анализ данных, приведенных в таблице 7.2.1 показывает, что на Благовещенской ТЭЦ наблюдается значительный резерв производительности ВПУ.

Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом

Описание видов и количества используемого топлива

Основными видами топлива для котлоагрегатов котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" являются мазут марки М-100 и Бурый уголь 2БР. Годовое потребление основного топлива по каждой котельной приведено в таблице 8.1.1. Низшая теплота сгорания топлива, указанная в паспортах на топливо, предоставленных теплоснабжающей организацией, для топочного мазута марки М-100 составляет 9818 ккал/кг, для Райчихинского угля 2823 ккал/кг

Таблица 8.1.1. Годовое потребление топлива по котельным филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Наименование источника	Основное топливо	Годовой расход топлива, тыс. т./год
Котельная "Мостоотряд-64"	Мазут М-100	0,268
Котельная 476 квартала	Мазут М-100	1,136
Котельная Дальневосточная, 25	Бурый уголь 2БР	0,206
Котельная ОРТПЦ	Мазут М-100	0,533
Котельная 481 квартала	Мазут М-100	1,094
Котельная 438 квартала	Бурый уголь 2БР	-
Котельная п. Садовый	Мазут М-100	0,898
Котельная школы N 31	Бурый уголь 2БР	0,218
Котельная ул. Чайковского, 155	Бурый уголь 2БР	0,829
Котельная ул. Лазо, 111	Уголь	0,666
Котельная ул. Юбилейная, 7а	Бурый уголь 2БР	0,448
Котельная ул. Пограничная, 183	Уголь	5,877
Котельная 410 квартала	Уголь	15,833
Котельная ВОС	Мазут М-100	1,384
Котельная ДОС	Бурый уголь 2БР	5,115
Котельная п. Аэропорт	Мазут М-100	2,047
Котельная с. Белогорье	Мазут М-100/Бурый уголь Б2	1,83/0,024
Котельная 74 квартала	Бурый уголь 2БР	40,641
Котельная 101 квартала	Бурый уголь 2БР	19,137
Итого:		75,808
Расход мазута:		9,190
Расход угля:		66,618

На котельных, находящихся на балансе ОАО "Облкоммунсервис" в качестве основного топлива используется бурый уголь 2БР, добываемый на Ерковецком разрезе. Анализ паспортов топлива, предоставленных теплоснабжающей организацией показывает, что минимальная теплота сгорания поставляемого топлива составляет 2905 ккал/кг. Годовое потребление основного топлива по всем источникам ОАО "Облкоммунсервис" в 2010 г. составило 12,64571 тыс. т.

В качестве основного топлива на котельной ООО "Амурский бройлер" используется бурый уголь с низшей теплотворной способностью 3800 ккал/кг. В 2012 году топливопотребление составило 49,5104 тыс. т. Динамика потребления топлива в период с 2010 по 2012 гг. представлена на рисунке 8.1.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 8.1.1. Динамика потребления топлива на котельной ООО "Амурский бройлер"

На котельной судостроительного завода в качестве основного топлива используется бурый уголь с низшей теплотой сгорания 2915 ккал/кг. Расход условного топлива за 2012 пересчитанный из удельного расхода топлива и выработки тепловой энергии составил 7,701 тыс. т.у.т.

В качестве основного топлива на источнике ОАО "РЖД" используется уголь. Годовое потребление за 2012 г. составило 8444 т.

Основными видами топлива для котлоагрегатов котельной БЗСМ являются Мазут марки М-100 и Бурый уголь 2БР. Топливопотребление мазута в 2013 г. составило 3,35863 тыс. т., угля - 16 тыс. т.

В качестве основного топлива на котельной ОАО "Ростелеком" используется уголь. Годовое потребление за 2013 г. составило 297,6 т.у.т.

На Благовещенской ТЭЦ в качестве основного топлива используются Бурый уголь БР 2, добываемый на Ерковецком разрезе. В качестве аварийного топлива используется топочный мазут 100 с низшей теплотой сгорания 41694 кДж/кг. Анализ паспортов угля, предоставленных теплоснабжающей организацией показывает, что теплота минимальная сгорания поставляемого топлива составляет 2908 ккал/кг. Топливопотребление за 2010 г., составило 1400,998 тыс. т. угля и 0,6793 тыс. т. мазута.

Описание видов резервного и аварийного топлива и возможности их обеспечения в соответствии с нормативными требованиями

На всех источниках тепловой энергии г. Благовещенска в качестве резервного топлива используется основное топливо. В качестве аварийного топлива на Благовещенской ТЭЦ используется мазут. На котельных аварийного топлива не предусмотрено. Поставка топлива на источники осуществляется в соответствии с договорами поставки. Объемы запасов топлива выдерживаются в соответствии с порядком создания и использования тепловыми источниками запасов топлива.

Описание особенностей характеристик топлив в зависимости от мест поставки

Бурый уголь 2БР поставляется на источники тепловой энергии преимущественно из Ерковецкого разреза. Основные характеристики топлива указаны в удостоверении качества угля, пример которого приведен на рисунке 8.3.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 8.3.1. Удостоверение качества бурого угля 2БР

Основные характеристики мазута, поставляемые на источники тепловой энергии г. Благовещенска, указаны в паспорте топлива, пример которого приведен на рисунке 8.3.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 8.3.2. Паспорт на топочный мазут 100

Анализ поставки топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха

Статистика и анализ поставки топлива в зависимости от температуры наружного воздуха теплоснабжающими компаниями не ведется.

Надежность теплоснабжения

Общие положения

Под надежностью системы теплоснабжения понимают способность проектируемых и действующих источников тепловой энергии, тепловых сетей и системы теплоснабжения в целом обеспечивать в течение заданного времени требуемые режимы, параметры и качество теплоснабжения. Основным критерием надежности теплоснабжения является вероятность безотказной работы системы P (далее - ВБР) - способность системы не допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12°С, в промышленных зданиях - ниже +8°С, более числа раз, установленного нормативами.

Расчет надежности теплоснабжения г. Благовещенск выполнен в соответствии с методическим указаниям, приведенными в приложении N 9 Методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения, утвержденных приказом Министерства регионального развития Российской Федерации и Министерством энергетики Российской Федерации N 565/667 от 29.12.2012.

Согласно СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" расчет надежности теплоснабжения должен производиться для каждого потребителя, при этом минимально допустимый показатель ВБР для тепловых сетей следует принимать равным 0,9.

Методика расчета надежности теплоснабжения

Показатели надежности, определяемые числом нарушений в подаче тепловой энергии, определяются интенсивностью (частотой) отказов участков тепловой сети . Под интенсивностью отказов понимается число отказов за год, отнесенное к единице (1 км или 1 м) протяженности тепловых сетей.

Расчет надежности не резервируемых участков тепловой сети

На первом этапе определяется путь передачи теплоносителя от источника тепловой энергии до конечного потребителя. Поскольку число конечных потребителей для г. Благовещенск чрезвычайно велико, для каждого источника тепловой энергии устанавливается наиболее удаленный потребитель, для которого производится расчет надежности теплоснабжения. Такое допущение справедливо, поскольку надежность теплоснабжения наиболее удаленных потребителей зависит от надежности наибольшего количества участков тепловой сети, следовательно, является наименьшей для данной системы теплоснабжения.

На следующем этапе устанавливается перечень расчетных участков, составляющих путь передачи теплоносителя от источника тепловой энергии до конечного потребителя. Под расчетным участком понимается участок тепловой сети, ограниченный с той и другой стороны секционирующими задвижками. Для каждого расчетного участка устанавливается протяженность, диаметр и год ввода в эксплуатацию.

На основе статистической обработки данных об отказах тепловых сетей вычисляется интенсивность устойчивых отказов ₀, являющая собой некоторую константу участка тепловой сети в зависимости от его срока службы. Поскольку для значительной части квартальных тепловых сетей отсутствуют точные сведения о годе прокладки и статистика отказов, будем пользоваться эмпирической зависимостью, предложенной Е.Я. Соколовым:

(9.1)

Далее для каждого участка определяется интенсивность отказов в зависимости от срока эксплуатации по зависимости, близкой к распределению Вейбулла:

(9.2)

где - срок эксплуатации участка;

На основе статистической обработки данных о времени, затрачиваемом на ремонт аварийных участков тепловых сетей, вводится зависимость времени восстановления участка от его диаметра. Поскольку достоверные данные о времени восстановления теплоснабжения отсутствуют, будем пользоваться эмпирической зависимостью, предложенной Е.Я. Соколовым:

где a, b, c - эмпирические коэффициенты, зависящие от типа прокладки трубопровода, способа диагностики места повреждения и уровня организации ремонтных работ; - расстояние между секционирующими задвижками; Dу - условный диаметр трубопровода.

Далее на основе данных СНиП 2.01.01.82 о повторяемости температур для города Благовещенск вычисляется время снижения температуры в отапливаемых помещениях до +12°С (до +8°С в промышленных зданиях) в случае аварии на тепловых сетях:

где - температура наружного воздуха; - температура внутри помещения на момент аварии (принимаем равной 18°С); - температура порога отказа теплоснабжения (+12°С); - коэффициент аккумуляции жилого здания.

Отказом участка будет считаться событие, в результате которого время восстановления теплоснабжения превысит время снижения температуры до критической отметки +12°С. Результаты расчета времени снижения температуры представлены в таблице 9.2.1.

Таблица 9.2.1. Время снижения температуры в отапливаемых помещениях

Температура наружного воздуха, °C	Повторяемость температур наружного воздуха, час	Время снижения температуры воздуха внутри отапливаемого помещения до +12°С
-37	9	6,05
-35	44	6,29
-33	61	6,55
-31	114	6,83
-29	149	7,13
-27	208	7,46
-25	257	7,83
-23	273	8,23
-21	290	8,68
-19	315	9,18
-17	335	9,74
-15	299	10,38
-13	260	11,11
-11	255	11,94
-10	201	12,41
-8	202	13,46
-6	237	14,71
-4	263	16,22
-2	289	18,08
0	289	20,43
2	289	23,51
4	289	27,73
6	307	33,89
8	333	43,94

Для каждой градации температуры наружного воздуха вычисляется относительная доля отказов и поток отказов участка:

(9,5)

(9,6)

где i - индекс, соответствующий участку во всей цепи до конечного потребителя; j - индекс, соответствующий градации температуры наружного воздуха; - повторяемость градации температуры наружного воздуха; - продолжительность отопительного периода (для города Благовещенск продолжительность отопительного периода составляет 5568 ч); - относительная доля отказов участка; - поток отказов участка.

На последнем этапе определяется ВБР участка:

(9,7)

ВБР всей расчетной цепи от источника тепловой энергии до конечного потребителя для не резервируемого пути определяется как произведение ВБР всех последовательных участков, входящих в ее состав:

(9,8)

Вероятность отказа участка и всей расчетной цепи в этом случае определяются следующим образом:

(9,9)

(9.10)

Расчет надежности резервируемых участков тепловой сети

При расчете надежности резервируемых участков на первом этапе, так же, как и для не резервируемых участков, выделяется путь от источника тепловой энергии до конечного потребителя. Далее выполняется структурный анализ тепловой сети, позволяющий выделить все пути, по которым можно осуществить передачу теплоносителя от источника до выделенного потребителя.

Путь от источника тепловой энергии до выделенного потребителя представляется как последовательно-параллельная или параллельно-последовательная расчетная цепь. Расчет ВБР последовательных (нерезервированных) участков тепловой сети производится в соответствии с приведенной выше методикой. Для резервированного участка, как для набора параллельных друг другу последовательных участков тепловой сети, показатели надежности которых определены в соответствии с приведенной выше методикой, устанавливается вероятность отказа:

(9.11)

Зная вероятность отказа резервируемого участка, находим ВБР резервируемого участка:

(9,12)

Результаты расчетов надежности теплоснабжения

В настоящем разделе приводятся описания выбранных расчетных путей и расчет надежности теплоснабжения конечных потребителей от Благовещенской ТЭЦ на 2014 год. Расчеты надежности теплоснабжения от котельных не приводятся в силу сравнительно малой длины расчетных путей от этих источников тепловой энергии до конечных потребителей и, как следствие, достаточно высокой надежности теплоснабжения конечных потребителей.

Надежность теплоснабжения потребителей Центрального района

Теплоснабжение потребителей Центрального района осуществляется от двух тепломагистралей Благовещенской ТЭЦ - ТМ N 1 и ТМ N 3 (рисунки 9.3.1 и 9.3.2). Тепловые сети этих магистралей закольцованы двумя перемычками - перемычкой между тепловыми камерами ТК-20АЦ ТМ N 1 и УТ-2 ТМ N 3 и перемычкой между тепловыми камерами ТК-30АЦ ТМ N 1 и УТ-10 ТМ N 3.

Кроме того, через квартальные сети "Амуртеплосервис" теплоноситель потребителям Центрального района в случае аварии в ограниченном количестве может также подаваться от тепломагистрали ТМ N 2 (СЗР ответвление), рисунок 9.3.3. В силу малых проходных диаметров квартальных трубопроводов на этом участке (минимальный диаметр - ДУ250) этим резервированием будем пренебрегать.

При расчете надежности теплоснабжения тепловых сетей Центрального района не учитываются квартальные перемычки между тепловыми магистралями диаметром меньше ДУ300.

В качестве наиболее удаленного потребителя для расчета надежности теплоснабжения Центрального района выберем потребителя по ул. Краснофлотская, 77 (МN 1). Трассировка расчетного пути представлена на рисунке 9.3.4. Результаты расчета надежности теплоснабжения наиболее удаленного потребителя Центрального района приведены в таблице 9.3.1 и в графическом виде на рисунке 9.3.5.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.1. Трассировка тепломагистрали ТМ N 1

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.2. Трассировка тепломагистрали ТМ N 3

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.3. Трассировка тепломагистрали ТМ N 2 (СЗР ответвление)

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.4. Трассировка расчетного пути до наиболее удаленного потребителя Центрального района (М N 1)

Таблица 9.3.1. Результаты расчета надежности теплоснабжения потребителей Центрального района

Номер участка	Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего трубопровода, м	Внутренний диаметр обратного трубопровода, м	Вид прокладки тепловой сети	Год прокладки сети	, 1/м/год	Zр, ч	Относительная доля отказов тепловой сети	Поток отказов тепловой сети	ВБР
Благовещенская ТЭЦ
М N 1: БТЭЦ - ул. Краснофлотская, 77
Участок N 1 (узел "А" - ТК-20АЦ по ТМ N 1) резервированный
1	Узел А	УТ-1Ц	793,1	0,8	0,8	Надземная	1986	0,00008587	15,96	0,238724154	0,016257	0,98387443
2	УТ-1Ц	УТ-4Ц	1200,8	0,8	0,8	Надземная	2004	0,00001065	19,39	0,31923745	0,00408088	0,99592743
3	УТ-4Ц	УТ-5Ц	174,3	0,8	0,8	Надземная	2000	0,00001490	10,75	0,086044348	0,00022347	0,99977655
4	УТ-5Ц	УТ-6Ц	185,6	0,8	0,8	Надземная	2000	0,00001490	10,85	0,089006437	0,00024621	0,99975382
5	УТ-6Ц	УТ-7Ц	136,5	0,8	0,8	Подземная канальная	2005	0,00000958	12,33	0,135283962	0,00017693	0,99982309
6	УТ-7Ц	УТ-10АЦ	309,0	0,8	0,8	Подземная канальная	1990	0,00004554	14,05	0,187419201	0,00263667	0,9973668
7	УТ-10АЦ	ТК-17Ц	1332,2	0,8	0,8	Подземная канальная	1992	0,00003480	24,23	0,410712587	0,0190386	0,98114149
8	ТК-17Ц	ТК-20АЦ	542,3	0,8	0,8	Подземная канальная	1988	0,00006145	16,37	0,248917273	0,00829479	0,99173952
											ВБР	0,95032186
											ВО	0,04967814
Участок N 1 (узел "А" - ТК-20АЦ по ТМ N 3) резервирующий
1	Узел А	УТ-1А ТМ3	1397,0	1	1	Надземная	1997	0,00001034	25,82	0,436742886	0,00630721	0,99371264
2	УТ-1А ТМ3	УТ-1 ТМ3	1332,2	1	1	Надземная	1997	0,00001034	25,10	0,42549433	0,00585991	0,99415723
3	УТ-1 ТМ3	УТ-2 ТМ3	788,3	1	1	Надземная	1997	0,00001034	19,12	0,313425704	0,0025543	0,99744896
4	УТ-2 ТМ3	УТ-3 ТМ3	775,6	0,8	0,8	Надземная	1997	0,00001810	15,81	0,235086655	0,00329986	0,99670558
5	УТ-3 ТМ3	ТК-20 АЦ (ТМN 1)	102,9	0,8	0,8	Подземная канальная	1997	0,00001810	12,00	0,124684943	0,00023209	0,99976794
											ВБР	0,98191222
											ВО	0,01808778
										ВО участка N 1		0,00089857
										ВБР участка N 1		0,99910143
Участок N 2 (ТК-20АЦ - ТК-30АЦ по ТМ N 1) резервированный
1	ТК-20 АЦ (ТМN 1)	Насосная ТМ N 1	163,6	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,60	0,143970863	0,00202241	0,99797963
2	Насосная ТМ N 1	ТК-21 (ТМN 1)	64,7	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	11,62	0,113184008	0,00062853	0,99937167
3	ТК-21 (ТМN 1)	ТК-22Ц (ТМN 1)	287,9	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	13,84	0,181352774	0,00448274	0,99552729
4	ТК-22Ц (ТМN 1)	ТК-23Ц (ТМN 1)	101,5	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	11,99	0,124247372	0,00108291	0,99891768
5	ТК-23Ц (ТМN 1)	ТК-24Ц (ТМN 1)	121,5	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,18	0,130621798	0,00136246	0,99863847
6	ТК-24Ц (ТМN 1)	ТК-25Ц (ТМN 1)	77,1	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	11,74	0,116929113	0,00077393	0,99922637
7	ТК-25Ц (ТМN 1)	ТК-25АЦ (ТМN 1)	124,0	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,21	0,131420825	0,00139957	0,99860141
8	ТК-25АЦ (ТМN 1)	ТК-26Ц (ТМN 1)	131,8	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,29	0,133832082	0,00151442	0,99848672
9	ТК-26Ц (ТМN 1)	ТК-27Ц (ТМN 1)	113,3	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,10	0,128045587	0,00124597	0,9987548
10	ТК-27Ц (ТМN 1)	ТК-28Ц (ТМN 1)	129,6	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,26	0,133157758	0,00148187	0,99851923
11	ТК-28Ц (ТМN 1)	ТК-29Ц (ТМN 1)	218,3	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	13,15	0,160838713	0,00301524	0,9969893
12	ТК-29Ц (ТМN 1)	ТК-30Ц (ТМN 1)	127,7	0,8	0,8	Подземная канальная	2005	0,00000958	12,25	0,132568097	0,0001622	0,99983781
13	ТК-30Ц (ТМN 1)	ТК-30АЦ (ТМN 1)	110,0	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,07	0,126983018	0,00119932	0,99880139
											ВБР	0,97983452
											ВО	0,02016548
Участок N 2 (УТ-2 ТМ3 - ТК-30АЦ по ТМ N 3) резервирующий
1	УТ-2 ТМ3	смена типа прокладки ТМ3	136,05	1	1	Надземная	2000	0,00000851	11,95	0,122980519	0,00014244	0,99985757
2	смена типа прокладки ТМ3	ТК-1 ТМ-3	113,56	1	1	Подземная канальная	2000	0,00000851	13,83	0,180984743	0,00017497	0,99982504
3	ТК-1 ТМ-3	ТК-2 ТМ3	216,92	1	1	Подземная канальная	2000	0,00000851	15,17	0,21829799	0,00040314	0,99959694
4	ТК-2 ТМ3	ТК-3 ТМ3	222,19	1	1	Подземная канальная	2000	0,00000851	15,24	0,22014988	0,00041643	0,99958365
5	ТК-3 ТМ3	ТК-4 ТМ3	54,95	1	1	Подземная канальная	2004	0,00000608	13,06	0,158363469	5,2917E-05	0,99994708
6	ТК-4 ТМ3	смена типа прокладки ТМ3	169,14	1	1	Подземная канальная	2004	0,00000608	14,55	0,201180701	0,00020692	0,9997931
7	смена типа прокладки ТМ3	смена типа прокладки ТМ3	47,8	1	1	Надземная	2005	0,00000547	10,98	0,092857859	2,4292E-05	0,99997571
8	смена типа прокладки ТМ3	ТК-5А ТМ3	75,62	1	1	Подземная канальная	2005	0,00000547	13,33	0,166283888	6,8818E-05	0,99993118
9	ТК-5А ТМ3	ТК-5 ТМ3	65,33	1	1	Подземная канальная	2005	0,00000547	13,20	0,162381232	5,8059E-05	0,99994194
10	ТК-5 ТМ3	ТК- 6 ТМ3	68,65	1	1	Подземная канальная	2005	0,00000547	13,24	0,163649014	6,1485E-05	0,99993852
11	ТК- 6 ТМ3	смена типа прокладки ТМ3	289,66	1	1	Подземная канальная	2005	0,00000547	16,12	0,242467809	0,00038438	0,99961569
12	смена типа прокладки ТМ3	ТК-7 ТМ3	42,15	1	1	Надземная	2005	0,00000547	10,91	0,09097909	2,0987E-05	0,99997901
13	ТК-7 ТМ3	ТК-8 ТМ3	53,86	1	1	Подземная канальная	2005	0,00000547	13,05	0,157936744	4,6555E-05	0,99995345
14	ТК-8 ТМ3	ТК-9 ТМ3	144,13	1	1	Подземная канальная	2005	0,00000547	14,22	0,192346797	0,00015173	0,99984829
15	ТК-9 ТМ3	УТ-10 ТМ3	268,88	1	1	Надземная	2005	0,00000547	13,41	0,168427044	0,00024785	0,99975218
16	УТ-10 ТМ3	ТК-11 ТМ3	244,62	0,7	0,7	Надземная	2005	0,00001268	10,48	0,07726054	0,00023959	0,99976044
17	ТК-11 ТМ3	ТК-12 ТМ3	162,05	0,7	0,7	Подземная канальная	2005	0,00001268	11,69	0,115234059	0,00023673	0,9997633
18	ТК-12 ТМ3	ТК-13 ТМ3	84,19	0,7	0,7	Подземная канальная	2005	0,00001268	11,03	0,094373022	0,00010072	0,99989928
19	ТК-13 ТМ3	ТК-14 ТМ3	110,99	0,7	0,7	Подземная канальная	2005	0,00001268	11,25	0,101615105	0,00014298	0,99985703
20	ТК-14 ТМ3	ТК-30АЦ (ТМN 1)	99,84	0,7	0,7	Подземная канальная	2005	0,00001268	11,16	0,098500641	0,00012467	0,99987534
											ВБР	0,99669978
											ВО	0,00330022
										ВО участка N 2		6,655E-05
										ВБР участка N 2		0,99993345
									ВБР уз. "А" - ТК-30АЦ			0,99903494
ТК-30АЦ - ул. Краснофлотская, 77
3	ТК-30АЦ (ТМN 1)	ТК-31Ц (ТМN 1)	152,33	0,8	0,8	Подземная канальная	2000	0,00001490	12,49	0,140318166	0,00031857	0,99968148
4	ТК-31Ц (ТМN 1)	ТК-32Ц (ТМN 1)	95,88	0,8	0,8	Подземная канальная	2000	0,00001490	11,93	0,12245497	0,00017499	0,99982503
5	ТК-32Ц (ТМN 1)	ТК-33Ц (ТМN 1)	136,95	0,8	0,8	Подземная канальная	2004	0,00001065	12,34	0,135421806	0,00019744	0,99980258
6	ТК-33Ц (ТМN 1)	ТК-33АЦ (ТМN 1)	136,25	0,8	0,8	Подземная канальная	1996	0,00002193	12,33	0,135207339	0,00040407	0,99959602
7	ТК-33АЦ (ТМN 1)	ТК-34Ц (ТМN 1)	35,23	0,8	0,8	Подземная канальная	1996	0,00002193	11,33	0,103973058	8,0343E-05	0,99991966
8	ТК-34Ц (ТМN 1)	ТК-110	14,99	0,3	0,3	Подземная канальная	1986	0,00034822	7,93	0,012186401	6,361E-05	0,99993639
9	ТК-110	ТК-111	72,22	0,4	0,4	Подземная канальная	1986	0,00026318	8,76	0,028858221	0,0005485	0,99945165
10	ТК-111	ТК-112	82,61	0,4	0,4	Подземная канальная	1986	0,00026318	8,81	0,029999767	0,00065223	0,99934799
11	ТК-112	ТК-112А1	96,06	0,4	0,4	Подземная канальная	1986	0,00026318	8,86	0,031460307	0,00079534	0,99920498
12	ТК-112А1	ТК-112А	127,03	0,4	0,4	Подземная канальная	1986	0,00026318	9,00	0,034751476	0,00116179	0,99883889
13	ТК-112А	ТК	151,27	0,4	0,4	Подземная канальная	1982	0,00058157	9,10	0,037259813	0,0032779	0,99672747
14	ТК	ТК-926	112,67	0,4	0,4	Подземная канальная	1982	0,00058157	8,94	0,033237725	0,00217792	0,99782445
15	ТК-926	ТК-864	72,67	0,2	0,2	Подземная канальная	1982	0,00101814	7,48	0,006131416	0,00045365	0,99954645
16	ТК-864	ТК-104 (БТЭЦ)	131,5	0,25	0,25	Подземная канальная	1982	0,00088513	7,93	0,012306842	0,00143245	0,99856858
17	ТК-104 (БТЭЦ)	ТК-105	101,5	0,2	0,2	Подземная канальная	1982	0,00101814	7,54	0,006844331	0,0007073	0,99929295
18	ТК-105	Аб. ТК	51,47	0,2	0,2	Подземная канальная	1982	0,00101814	7,44	0,005693138	0,00029834	0,9997017
19	Аб. ТК	УТ-2	109	0,15	0,15	Подземная канальная	1982	0,00117114	7,25	0,003989008	0,00050921	0,99949092
20	УТ-2	ж/д, ул. Краснофлотская, 77	75	0,065	0,065	Подземная канальная	1982	0,00148583	6,76	0,001061347	0,00011827	0,99988173
								ВБР БТЭЦ - ул. Краснофлотская, 77				0,98576485
								ВО БТЭЦ - ул. Краснофлотская, 77				0,01423515

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.5. Изменение ВБР по участкам для расчетного маршрута N 1 от БТЭЦ

Для оценки надежности теплоснабжения потребителей северных районов выберем для второго расчетного маршрута в качестве наиболее удаленного потребителя жилой дом по ул. Политехническая, 157. Трассировка расчетного маршрута N 2 приведена на рисунке 9.3.6, результаты расчета надежности - в таблице 9.3.2 и на рисунке 9.3.7. Перемычка квартальными сетями тепломагистралей ТМ N 2 (СР ответвление) и ТМ N 4 в расчете не учитывается в силу малого диаметра (2ДУ400).

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.6. Трассировка расчетного пути до наиболее удаленного потребителя Северного района (М N 2)

Таблица 9.3.2. Результаты расчета надежности теплоснабжения потребителей Северного района

Номер участка	Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего трубопровода, м	Внутренний диаметр обратного трубопровода, м	Вид прокладки тепловой сети	Год прокладки сети	, 1/м/год	Zр, ч	Относительная доля отказов тепловой сети	Поток отказов тепловой сети	ВБР
М N 2: БТЭЦ - ул. Политехническая, 157
1	Узел А	ТП-2С N 2	1386,9	0,8	0,8	Надземная	1986	0,00008587	20,96	0,351191225	0,04182412	0,95903844
2	ТП-2С N 2	Смена типа прокладки	547,46	0,8	0,8	Надземная	2000	0,00001490	13,89	0,182982126	0,00149303	0,99850808
3	Смена типа прокладки	Смена типа прокладки	76,9	0,8	0,8	Подземная канальная	2004	0,00001065	11,74	0,116875355	9,5682E-05	0,99990432
4	Смена типа прокладки	Смена типа прокладки	29,74	0,8	0,8	Надземная	2004	0,00001065	9,54	0,049157943	1,5564E-05	0,99998444
5	Смена типа прокладки	ТК-2АС (N 2)	112,66	0,8	0,8	Подземная канальная	2005	0,00000958	12,10	0,12783545	0,00013799	0,99986202
6	ТК-2АС (N 2)	ТК-3АС (ТМ N 2)	212,72	0,8	0,8	Подземная канальная	2005	0,00000958	13,09	0,159177208	0,00032442	0,99967563
7	ТК-3АС (ТМ N 2)	ТК-3С N 2	119,03	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,16	0,129854117	0,00132724	0,99867364
8	ТК-3С N 2	ТК-4С (ТМN 2)	149,32	0,8	0,8	Подземная канальная	1986	0,00008587	12,46	0,139330613	0,0017865	0,9982151
9	ТК-4С (ТМN 2)	ТК-5С N 2	211,62	0,8	0,8	Подземная канальная	2000	0,00001490	13,08	0,158849179	0,00050101	0,99949911
10	ТК-5С N 2	ТК-5АС N 2	47,58	0,8	0,8	Подземная канальная	1998	0,00001703	11,45	0,107894393	8,7443E-05	0,99991256
11	ТК-5АС N 2	ТК-5БС N 2	18,4	0,8	0,8	Подземная канальная	2004	0,00001065	11,16	0,09849026	1,9293E-05	0,99998071
12	ТК-5БС N 2	ТК-6АС N 2	310,89	0,8	0,8	Подземная канальная	2004	0,00001065	14,07	0,187968146	0,00062212	0,99937808
13	ТК-6АС N 2	ТК-6С N 2	302,02	0,7	0,7	Подземная канальная	2004	0,00001409	12,87	0,152497384	0,00064876	0,99935146
14	ТК-6С N 2	ТК-7С (ТМ N 2)	284,04	0,7	0,7	Подземная канальная	2004	0,00001409	12,72	0,147719924	0,00059102	0,99940916
15	ТК-7С (ТМ N 2)	ТК-8С (ТМN 2)	130,19	0,7	0,7	Подземная канальная	2004	0,00001409	11,42	0,106857317	0,00019596	0,99980406
16	ТК-8С (ТМN 2)	ТП-9С (ТМN 2)	106,52	0,7	0,7	Надземная	2004	0,00001409	9,49	0,047863938	7,1816E-05	0,99992819
17	ТП-9С (ТМN 2)	УТ-9АС (ТМN 2)	135	0,7	0,7	Надземная	2004	0,00001409	9,69	0,053362446	0,00010147	0,99989853
18	УТ-9АС (ТМN 2)	ТП-10С (ТМN 2)	153,66	0,7	0,7	Надземная	2004	0,00001409	9,83	0,057350919	0,00012413	0,99987588
19	ТП-10С (ТМN 2)	Смена диаметра	55,63	0,7	0,7	Надземная	2004	0,00001409	9,13	0,037783736	2,9607E-05	0,99997039
20	Смена диаметра	ТП-10АС (ТМN 2)	67,85	0,5	0,5	Надземная	1986	0,00019890	7,98	0,013128944	0,00017718	0,99982283
21	ТП-10АС (ТМN 2)	ТП-11С (ТМN 2)	103,16	0,5	0,5	Надземная	1986	0,00019890	8,15	0,015994071	0,00032818	0,99967187
22	ТП-11С (ТМN 2)	УТ-12С (ТМN 2)	243,75	0,4	0,4	Надземная	1998	0,00005220	8,04	0,014191736	0,00018059	0,99981943
23	УТ-12С (ТМN 2)	Смена диаметра	159,39	0,4	0,4	Подземная канальная	1986	0,00026318	9,14	0,038087183	0,00159767	0,9984036
24	Смена диаметра	ТК-13С N 2	29,22	0,5	0,5	Подземная канальная	2004	0,00002466	9,21	0,03997276	2,8803E-05	0,9999712
25	ТК-13С N 2	УТ-1 ЦЭС	14,62	0,3	0,3	Подземная канальная	1997	0,00007339	7,92	0,0121665	1,3054E-05	0,99998695
26	УТ-1 ЦЭС	УТ-1А ЦЭС	68,3	0,3	0,3	Подземная канальная	1997	0,00007339	8,09	0,014995305	7,5165E-05	0,99992484
27	УТ-1А ЦЭС	УТ-2А ЦЭС	110,44	0,3	0,3	Подземная канальная	1997	0,00007339	8,22	0,017136609	0,0001389	0,99986111
28	УТ-2А ЦЭС	УТ-2 ЦЭС	83,33	0,3	0,3	Подземная канальная	1997	0,00007339	8,13	0,015766842	9,6425E-05	0,99990358
29	УТ-2 ЦЭС	ТП-2Б ЦЭС	593,92	0,3	0,3	Надземная	1997	0,00007339	8,21	0,016969174	0,00073966	0,99926062
30	ТП-2Б ЦЭС	ТП-3 ЦЭС	124,96	0,3	0,3	Надземная	1997	0,00007339	6,99	0,002199636	2,0173E-05	0,99997983
31	ТП-3 ЦЭС	ТП-3А ЦЭС	133,65	0,3	0,3	Надземная	1997	0,00007339	7,01	0,002324161	2,2797E-05	0,9999772
32	ТП-3А ЦЭС	УТ-3Б ЦЭС	75,32	0,3	0,3	Надземная	1997	0,00007339	6,86	0,001472629	8,1404E-06	0,99999186
33	УТ-3Б ЦЭС	УТ-4А ЦЭС	71,78	0,3	0,3	Надземная	1997	0,00007339	6,85	0,00141974	7,4792E-06	0,99999252
34	УТ-4А ЦЭС	УТ-4 ЦЭС	237,75	0,3	0,3	Надземная	1997	0,00007339	7,28	0,004321609	7,5406E-05	0,9999246
35	УТ-4 ЦЭС	УТ-5 ЦЭС	70,43	0,3	0,3	Надземная	1997	0,00007339	6,85	0,001399533	7,2341E-06	0,99999277
36	УТ-5 ЦЭС	УТ-6 ЦЭС	53,99	0,15	0,15	Надземная	1997	0,00011170	6,07	5,2672E-06	3,1764E-08	0,99999997
37	УТ-6 ЦЭС	УТ-7 ЦЭС	60,09	0,15	0,15	Подземная канальная	1997	0,00011170	7,18	0,003409899	2,2887E-05	0,99997711
38	УТ-7 ЦЭС	УТ-8 ЦЭС	358,13	0,15	0,15	Подземная канальная	1997	0,00011170	7,58	0,007350121	0,00029402	0,99970602
39	УТ-8 ЦЭС	ТК-1	83,49	0,15	0,15	Подземная канальная	1986	0,00052997	7,21	0,00368827	0,0001632	0,99983682
40	ТК-1	ТК-2	84,24	0,125	0,125	Подземная канальная	1986	0,00056840	7,07	0,002645711	0,00012668	0,99987333
41	ТК-2	ТК-3	119,92	0,1	0,1	Подземная канальная	1986	0,00060961	6,97	0,002066924	0,0001511	0,99984891
42	ТК-3	Уз. N 1 Политехническая, 159	52,81	0,08	0,08	Подземная канальная	1982	0,00142472	6,82	0,001228653	9,2443E-05	0,99990756
43	Уз. N 1 Политехническая, 159	Уз. N 2 Политехническая, 159	10,43	0,065	0,065	Подвальная	1982	0,00148583	6,73	0,000970177	1,5035E-05	0,99998497
44	Уз. N 2 Политехническая, 159	Уз. N 3 Политехническая, 159	15,96	0,065	0,065	Подвальная	1982	0,00148583	6,73	0,000978019	2,3193E-05	0,99997681
45	Уз. N 3 Политехническая, 159	Ж/д ул. Политехническая, 157	30,13	0,065	0,065	Подземная канальная	1982	0,00148583	6,73	0,000998084	4,4682E-05	0,99995532
								ВБР БТЭЦ - ул. Политехническая, 157				0,94700841
								ВО БТЭЦ - ул. Политехническая, 157				0,05299159

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.7. Изменение ВБР по участкам для расчетного маршрута N 2 от БТЭЦ

Как видно из полученных результатов, надежность теплоснабжения потребителей от Благовещенской ТЭЦ находится на достаточном уровне, имея запас относительно нормативной величины. Зоны ненормативной надежности в ходе проведенных расчетов не выявлены.

Анализ аварийных отключений потребителей

Статистика инцидентов на тепловых сетях "Амуртеплосервис" приведена на рисунке 9.3.8.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3.8. Статистика отказов на тепловых сетях "Амуртеплосервис"

Заметна тенденция к снижению числа инцидентов на тепловых сетях, обслуживаемых филиалом "Амуртеплосервис". Отчасти уменьшение количества инцидентов происходит из-за уменьшения количества участков тепловых сетей, ежегодно подвергаемых гидравлическим испытаниям, отчасти - благодаря работе компании по улучшению состояния обслуживаемых тепловых сетей.

По данным остальных теплоснабжающих организаций на их сетях за последние 5 лет аварий и инцидентов зафиксировано не было.

Анализ времени восстановления теплоснабжения после аварийных отключений

По предоставленным исходным данным время восстановления теплоснабжения после аварийных отключений не превышает 24 часов.

Технико-экономические показатели теплоснабжающих и теплосетевых организаций

В соответствии с предоставленными теплоснабжающими организациями г. Благовещенска данными, производство тепловой энергии всеми источниками тепловой энергии за 2012 год составило 2 816 690,7 Гкал. В том числе выработка тепловой энергии котельными города Благовещенска составила 548 878,2 Гкал, Благовещенской ТЭЦ - 2 267 812,5 Гкал. Потери в тепловых сетях составляют 222 032,4 Гкал. На диаграмме 10.1 наглядно представлено участие источников тепловой энергии города в долях по производству тепловой энергии.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.1 Производство тепловой энергии источниками г. Благовещенска

Технико-экономические показатели работы Благовещенской ТЭЦ

Производство тепловой энергии Благовещенской ТЭЦ составляет 81,2 % от общего производства источниками г. Благовещенска. В таблице 10.1.1 приведены основные показатели работы Благовещенской ТЭЦ.

Таблица 10.1.1 Технико-экономические показатели работы Благовещенской ТЭЦ

N п/п	Наименование	Ед. измерения	Период
			2009	2010	2011	2012
1	Производство тепловой энергии	Гкал	3695601	3693587	4214881	4440899
2	Выработка тепловой энергии	Гкал	3525382	3551594	4049232	4275719
3	Отпуск тепловой энергии в сеть	Гкал	2107764	2123993	2073005	2102632,5
4	Расход тепловой энергии на собственные нужды	Гкал	170219	141993	165649	165180
5	Расход тепловой энергии на выработку э/э	Гкал	1417618	1427601	1976227	2173086,5
6	Производство электрической энергии	тыс. кВт·ч	1106086,3	1131276	1389341	1492749
7	Удельный расход топлива на производство э/э	г. ут/ кВт·ч.	324,4	322,6	333,2	332,8
8	Удельный расход топлива на производство т/э	кг ут/Гкал	144,3	143	143,7	143,6

Наибольшее значение производства тепловой энергии было достигнуто в 2012 году, произошло увеличение по сравнению с 2011 годом на 5,08% (в 2011 году производство тепловой энергии составило 4 214 881 Гкал.). На рисунке 10.1.1 представлены ретроспективные данные по выработке и отпуску тепловой энергии Благовещенской ТЭЦ.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.1.1. Динамика изменения показателей выработки и отпуска тепловой энергии Благовещенской ТЭЦ

Динамика потребления электрической энергии в последние годы в г. Благовещенск неуклонно растет. Это находит отражение в увеличении отпуска электрической энергии Благовещенской ТЭЦ как основа генератора для потребителей города.

Увеличение спроса на электрическую энергию столь значительно, что работа ТЭЦ в когенерационном режиме с выработкой необходимого объема электрической энергии не представляется возможным, учитывая объем и сезонную структуру тепловых нагрузок потребителей.

В 2011 году выработка электроэнергии составила 1 389 341 тыс. кВт-час, что на 22,8 % больше, чем значение выработки в 2010 году. Это связано с увеличением доли выработки э/э по конденсационному циклу, в том числе в межотопительный период. По этой причине, показатели расхода тепловой энергии и удельного расхода условного топлива на выработку э/э возросли по сравнению с показателями 2010 года.

На рисунке 10.1.2 представлена динамика удельного расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии в период с 2009 по 2012 год.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.1.2. Динамика изменения показателей удельного расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии

Технико-экономические показатели работы котельных

Всего на территории города Благовещенска функционирует 31 котельная, входящих в состав различных теплоснабжающих организаций. Доля производства тепловой энергии котельными города Благовещенска составляет 20,16% от суммарного производства энергоисточниками города. На диаграмме 10.2.1 наглядно представлено участие теплоснабжающих организаций в производстве тепловой энергии котельными.

Из рисунка 10.2.1 видно, что котельные, принадлежащие Филиалу ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" и ОАО "Облкоммунсервис" обеспечивают более 60% производства тепловой энергии котельными.

В связи с тем, что некоторыми предприятиями не была представлена информация о работе энергоисточников, полный анализ технико-экономических показателей котельных не представляется возможным. При составлении сводных таблиц и диаграмм, были использованы данные по работе котельных Филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" (19 котельных), ОАО "Облкоммунсервис" (7 котельных), ООО "Амурский бройлер" (1 котельная), ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции" (1 котельная), ОАО "РЖД" (1 котельная) и ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов" (1 котельная).

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.2.1. Производство тепловой энергии котельными г. Благовещенска

В таблице 10.2.1 представлены показатели по производству и отпуску тепловой энергии котельными по балансовой принадлежности.

Таблица 10.2.1. Показатели по производству тепловой энергии котельными по принадлежности

Наименование	Ед. измерения	Теплоснабжающие организации
		Филиал "АКС" "Амуртеплосервис"	ОАО "Облкоммунсервис"	ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	ООО "Амурский бройлер"	ОАО "РЖД"	ООО "Благовещенский завод Строительных материалов"
Выработка тепловой энергии	Гкал	244428,66	23887,07	40649,4	151878,7	19634,37	68400
Собственные нужды котельной	Гкал	13098,4	683,32	1338,3	3882,67	785,3748	2736
Отпущено тепловой энергии в сеть	Гкал	231330,26	23203,75	39311,1	147996,03	18848,9952	68120
Потери тепловой энергии в сети	Гкал	33113,52	2130,57	4372,6	10435,6	3581,309088	280
Полезный отпуск тепловой энергии	Гкал	198216,74	21073,18	34938,5	137560,43	15267,68611	65384

Детализация удельных расходов топлива по всем действующим котельным приведена на диаграмме 10.2.2. Как видно на диаграмме, уровень удельного расхода топлива на производство тепловой энергии котельной ОАО "Амурский бройлер" имеет максимальное значение (346 кг у.т./Гкал), что говорит о низкой эффективности источника. Диапазон изменения удельных расходов топлива на котельных составляет от 184 кг у.т/Гкал до 346 кг у.т/Гкал.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.2.2. Удельные расходы топлива котельных г. Благовещенска за 2013 год

Структура себестоимости производства, передачи и распределения тепловой энергии

Структура себестоимости составлена выборочно по представленным теплоснабжающими предприятиями данным за 2013 год.

Основные технико-экономические показатели финансово-хозяйственной деятельности теплоснабжающих организаций представлены в таблице 10.3.1.

Отчет о финансово-хозяйственной деятельности организации Филиала ОАО "ДГК" "Амурская генерация" составлен на основании показателей работы двух входящих в состав предприятия ТЭЦ.

На основании показателей, представленных в отчетах, можно сказать о себестоимости единицы тепловой энергии от теплоснабжающих организаций.

Так, для Филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация" этот показатель равен 573,48 руб/Гкал. При этом 61,25% составляют расходы на топливо. Единица тепловой энергии от Филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" имеет себестоимость 6485,093 руб/Гкал, топливная составляющая равна 21,56%. Для этой организации основой прибыли является передача тепловой энергии по принадлежащим ей сетям. Для ООО "Амурский бройлер" тот же показатель равен 902,2 руб/Гкал, затраты на топливо составляют 65%; у ОАО "РЖД" единица тепловой энергии имеет себестоимость равную 1044,8 руб/Гкал, топливная составляющая - 44,59%. Себестоимость тепловой энергии от котельной БЗСМ равна 1232,66 руб/Гкал, затраты на топливо составляют 21,2%. Себестоимость тепловой энергии от котельных "Облкоммунсервис" составляет 1725,14 руб/Гкал (топливная составляющая 32,68%), от котельной 433 квартала - 2575,32 руб/Гкал (топливная составляющая 18,78%).

Таблица 10.3.1. Основные показатели финансово-хозяйственной деятельности теплоснабжающих предприятий в 2013 году

N п/п	Наименование	Ед. измерения	ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"	ОАО "ДГК" "Амурская Генерация"	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	ООО "Амурский бройлер"	ОАО "РЖД"	ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов"	ОАО "Облкоммунсервис"	ОАО "Облкоммунсервис" кот. 433 квартала
1	Вид регулируемой деятельности		комбинированная выработка	передача и сбыт	некомбинированная выработка +передача	некомбинированная выработка +передача	некомбинированная выработка +передача	некомбинированная выработка +передача	некомбинированная выработка +передача	некомбинированная выработка+ передача
2	Выручка от регулируемой деятельности		1 344 283,74	140 032,74	2 179 634,92	139 579,88	22 559,03	14 838,20	41 589,60	20 321,38
3	Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности, в том числе:	тыс. руб	1 274 450,54	121 745,71	1 999 648,99	137 363,82	21 965,90	84 313,01	40 127,04	19 331,33
3.1	Расходы на покупаемую тепловую энергию	тыс. руб	223,92		1 238 590,65	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
3.2	Расходы на топливо (бурый уголь)	тыс. руб	780 608,83	0,00	131 361,36	89 913,77	9 794,99	17 890,07	13 113,76	3 630,17
3.2.1	стоимость	тыс. руб	774 532,34		131 361,36	89 913,77	9 794,99	17 890,07	13 113,76	3 630,17
3.2.2	объем	тнт	747 267,86		95 417,32	45 264,68	9 622,52	16 408,15	10 308,99	3 097,91
3.2.3	стоимость 1-ой единицы объема с учетом доставки (транспортировки)	тыс. руб	1,04		1,38	1,99	1,02	1,09	1,27	1,17
	способ приобретения		конкурсные торги		торги/аукционы	прямые договора	прямые договора	прочее	торги/аукционы	торги/аукционы
	Расходы на топливо (мазут)		6 076,49	0,00	135 757,88			43 003,96
	стоимость		6 076,49		135 757,88			43 003,96
	объем		387,32		10 098,91			3 358,63
	стоимость 1-ой единицы объема с учетом доставки (транспортировки)		15,69		13,44			12,80
3.2.4	способ приобретения		конкурсные торги		торги/аукционы			прочее
3.3	Расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность)	тыс. руб	0,24	1 522,64	61 295,01	17 399,15	6 656,09	4 089,39	3 630,58	867,62
3.4	Средневзвешенная стоимость за 1 кВт.ч	руб	4,44		4,50	3,20	3,20	2,39	4,19	4,43
3.5	Объем приобретенной электрической энергии	тыс. кВт.ч	0,05	342,84	13 627,72	5 438,69	1 684,00	1 711,04	866,79	195,80
3.6	Расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе	тыс. руб	0,00		2 820,48	0,00	110,87	199,06	0,00	80,12
3.5	Расходы на химреагенты	тыс. руб	1 263,67		0,00	0,00	122,83	0,00	0,00	0,00
3.6	Расходы на оплату труда основного производственного персонала	тыс. руб	206 162,61	51 273,03	205 000,00	9 583,44	2 990,19	4 206,61	9 974,33	5 792,94
3.7	Отчисления на социальные нужды основного производственного персонала	тыс. руб	62 261,11	15 484,46	61 910,00	2 012,52	1 028,63	4 206,61	3 411,22	1 749,47
3.8	Расходы на амортизацию основных производственных средств	тыс. руб	47 053,01	33 135,00	16 603,56	195,31	21,35	827,83	0,00	0,00
3.9	Расходы на аренду имущества	тыс. руб	55,38		1 192,48	0,00	0,00	0,00	2 044,38	3 640,54
3.10	Общепроизводственные расходы	тыс. руб	71 455,22	12 087,21	35 951,52	8 847,70	0,00	9 147,16	1 565,58	1 203,05
3.11	Общехозяйственные расходы	тыс. руб	7 295,58	1 379,69	28 552,72	838,35	0,00	0,00	2 987,82	1 515,37
3.12	Расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств	тыс. руб	81 906,20	2 625,75	76 766,07	8 303,58	419,56	3 510,27	43,38	244,49
3.13	Расходы на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического процесса	тыс. руб	8 467,76	4 773,93	3 847,26	270,00	771,00	0,00	3 355,99	607,56
4	Валовая прибыль от продажи товаров и услуг по регулируемому виду деятельности	тыс. руб	69 833,21	140 032,74	188 311,54	2 216,06	22 559,03	14 843,60	1 462,57	990,06
5	Чистая прибыль от регулируемого вида деятельности	тыс. руб			164 423,79	2 083,10	593,13	0,00	1 180,84	799,67
6	Установленная тепловая мощность	Гкал/час	1 055,10	1 055,10	156,82	64,80	10,62	19,50	16,38	10,80
7	Присоединенная нагрузка	Гкал/час	772,77	772,76	113,52	37,80	4,91	0,00	7,31	2,80
8	Объем вырабатываемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс. Гкал	2 222,29	2 222,79	308,35	152,28	21,02	68,40	23,26	7,51
9	Объем покупаемой тепловой энергии	тыс. Гкал	0,00		1 614,14	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
10	Объем тепловой энергии отпускаемой потребителям	тыс. Гкал	1 986,93	1 986,93	1 725,00	146,51	17,96	10,55	17,83	6,33
10	Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям	%	9,78	9,78	9,53	6,54	11,48	2,70	21,11	13,33
11	Потери тепла через изоляцию труб	тыс. Гкал	170,25	170,25	165,30	9,58	2 330,00	0,28	0,00
	Потери тела всего	тыс. Гкал	170,25		165,30	9,58	2 330,00	0,28	4,77	0,97
12	Протяженность магистральных сетей (в однотрубном исчислении)	км	0,00		115,86	19,75	9,75	0,40	0,00	3,55
13	Протяженность разводящих сетей (в однотрубном исчислении)	км	0,00		205,53	5,16	0,00	0,00	0,00	0,00
14	Количество теплоэлектростанций	ед	2,00	2,00	0,00		0,00	0,00	0,00	0,00
15	Количество тепловых станций и котельных	ед	0,00		24,00	1,00	1,00	1,00	2,00	1,00
16	Количество тепловых пунктов	ед	0,00		17,00	1,00	0,00	0,00	0,00	0,00
17	Среднесписочная численность основного производственного персонала	чел	440,03	148,00	702,00	37,00	20,00	30,00	36	20

Тарифы в системе теплоснабжения

Утвержденные тарифы на тепловую энергию

В таблицах 11.1.1 представлены ретроспективные данные по тарифам на тепловую энергию (руб/Гкал), установленных и утвержденных Управлением Государственного регулирования цен и тарифов Амурской области. Сведения о тарифах на тепловую энергию теплоснабжающей организации ОАО "Ростелеком" предоставлены не были. Котельная 433 квартала является собственностью ОАО "Облкоммунсервис", тариф на тепловую энергию, отпускаемой источником, вводится с 19.10.2012 года.

Ниже на рисунке 11.1.1 представлена динамика тарифов на тепловую энергию для бюджетных потребителей. Как видно из диаграммы, наибольший рост цен на тепловую энергию приходится на втрое полугодие 2012 года.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 11.1.1. Динамика роста утвержденных тарифов на тепловую энергию

Таблица 11.1.1. Тарифы на тепловую энергию теплоснабжающих организаций г. Благовещенска

Теплоснабжающая организация	Категории потребителей	Период
		2010 год	2011 год	2012 год			2013 год		2014 год
		01.01.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013	01.01.2014	01.07.2014
ОАО "РЖД"	Прочие, без учета НДС	1 122,79	1 255,93	1 255,93	1 255,93	1 255,93	1 255,93	1 255,93	1 255,93	1 308,62
	Население	1 122,79	1 255,93	1 482,00	1 482,00	1 482,00	1 482,00	1 482,00	1 482,00	1 544,17
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис	Прочие, без учета НДС	1 101,42	1 208,98	1 208,98	1 252,62	1 263,55	1 263,55	1 263,55	1 263,51	1 263,51
	Население	1 101,42	1 208,98	1 426,60	1 478,09	1 490,99	1 490,99	1 490,99	1 490,94	1 490,94
ООО "Амурский бройлер"	Прочие, без учета НДС		1 003,98	1 003,98	1 035,01	1 038,82	1 019,30	1 019,30	1 019,30	1 157,42
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	Прочие, без учета НДС		1 424,26	1 424,26	1 538,66	1 618,35	1 618,35	1 646,72	1 646,72	1 715,07
	Население		1 680,63	1 680,63	1 815,62	1 909,65	1 909,65	1 943,13	1 943,13	2 023,78
ООО "Благовещенский Завод Строительных материалов"	Прочие, без учета НДС		1 397,78	1 397,78	1 421,09	1 421,09	1 407,43	1 407,43	1 407,43	1 407,43
	Население		1 397,78	1 649,38	1 676,89	1 696,89	1 660,77	1 660,77	1 660,77	1 660,77
ОАО "Облкоммунсервис"	Прочие, без учета НДС		2 532,85	2 532,85	2 686,28	2 773,75	2 633,08	2 633,08	2 443,52	2 443,52
	Население		2 988,76	2 988,76	3 169,91	3 273,03	3 107,03	3 107,03	2 883,35	2 883,35
Котельная 433 квартала	Прочие, без учета НДС					3 112,79	3 112,79	3 322,64	2 772,17	2 722,17
	Население					3 673,09	3 673,09	3 920,72	3 212,16	3 212,16
Филиал ОАО "ДГК" "Амурская генерация"	Прочие, без учета НДС	661,30	716,29	716,29	735,47	750,18	745,97	745,97	745,97	745,97
	Население			845,22	867,85	885,21	880,24	880,24	880,24	880,24

Диапазон изменения тарифов на 2014 год для теплоснабжающих организаций, снабжающих потребителей теплом от котельных, находится в пределах от 1019,30 руб/Гкал до 2443,52 руб/Гкал. Самый высокий показатель стоимости тепловой энергии 2443,52 руб/Гкал от котельной 433 квартала, находящейся в аренде ОАО "Облкоммунсервис".

Плата за подключение к системе теплоснабжения

Плата за подключение к системе теплоснабжение устанавливается Управлением Государственного регулирования цен и тарифов Амурской области. В соответствии с приказом N 142-пр/т от 31.08.2012 года утверждена инвестиционная программа ОАО "ДГК" по развитию систем теплоснабжения города Благовещенска на 2012 - 2016 годы и установлен размер платы за подключение теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей тепловой энергии к системе теплоснабжения ОАО "Дальневосточная генерирующая компания" (филиал "Амурская генерация") на 2012 - 2016 годы.

Приказом установлена плата за подключение к системе теплоснабжения в размере 5 199 869,39 руб/Гкал/ч. для каждого конкретного лица, обратившегося к теплоснабжающей организации с заявкой на подключение к системе Филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация", для которого в соответствии с выданными условиями подключения необходимо выполнение мероприятий, указанных в Инвестиционной программе.

Для иных теплоснабжающих организаций плата за подключение не устанавливалась.

Описание существующих технических и технологических проблем

Описание существующих проблем организации качественного теплоснабжения

Системы водоподготовки

На котельных с. Белогорье и судостроительного завода, обладающих протяженными, разветвленными тепловыми сетями, отсутствуют системы водоподготовки, что способствует развитию как химической, так и кислородной коррозии трубопроводов тепловых сетей вышеперечисленных источников. Для снижения темпов коррозии и продления сроков службы трубопроводов тепловых сетей необходимо установить системы водоподготовки на указанных котельных.

Гидравлические режимы

Выявленные неблагоприятные гидравлические в системе Благовещенской ТЭЦ режимы связаны, прежде всего, с сильной загруженностью тепломагистрали ТМ N 1 Благовещенской ТЭЦ.

Гидравлические проблемы в системах локальных котельных объясняются разбалансировкой гидравлических систем, несогласованностью диаметров сетей и подключенных нагрузок.

Выявленные в результате гидравлического расчета неблагоприятные гидравлические режимы подробно описаны в Части 3 "Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты" Главы 1 "Текущее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения".

Отсутствие приборов учета

По состоянию на момент разработки схемы теплоснабжения, менее половины тепловых узлов потребителей г. Благовещенска оборудованы приборами учета тепловой энергии.

Данный фактор является негативным с точки зрения обеспечения качественного теплоснабжения потребителей и формирования здравой тарифной политики, ввиду невозможности корректной оценки фактической тепловой нагрузки потребителей и фактических потерь тепловой энергии при ее транспорте.

Низкая оприборенность узлов потребителей не позволяет корректно оценивать фактическую нагрузку на систему теплоснабжения в период расчетных температур наружного воздуха, что ставит под сомнение корректность оценок фактических резервов располагаемой тепловой мощности источников.

Регулирование и температурные графики

Применение для регулирования отпуска теплоносителя температурных графиков с нижней "полкой" 70°С и завышенной температурной обратной сетевой воды при положительных температурах окружающей среды для обеспечения нагрузки ГВС потребителей приводит к:

- Перегреву потребителей в периоды применения "полки";

- Завышенным потерям тепловой энергии при транспорте теплоносителя.

Описание существующих проблем развития систем теплоснабжения

Подключение тепловой нагрузки вновь вводимых потребителей требует наличия достаточных резервов тепловой мощности на источниках тепловой энергии. Большинство источников тепловой энергии г. Благовещенска осуществляют эффективное теплоснабжение потребителей только при работе на располагаемой (максимальной) мощности, т.е. не имеют резервов тепловой мощности и, как следствие, возможности подключения новых потребителей. На котельных 476 квартала, 74 квартала, 101 квартала и котельной ООО "Амурский бройлер" наблюдаются дефициты тепловой мощности, вызванные недостаточной тепловой мощностью источников относительно подключенной нагрузки.

Резервы тепловой мощности Благовещенской ТЭЦ на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют. Суммарные резервы мощности тепловых источников г. Благовещенска оцениваются как 54,16 Гкал/час. Значительная часть данных резервов приходится на взаимно удаленные котельные, работающие на изолированные системы теплоснабжения, что делает невозможным транспорт теплоносителя из зон действия источников с имеющимися резервами тепловой мощности в зоны действия источников с дефицитами тепловой мощности. Котельное оборудование Благовещенской ТЭЦ было введено в эксплуатацию в 1976 - 1994 гг., паровые турбины - в 1982 - 1985 гг., таким образом, срок эксплуатации основного оборудования превышает 25 лет. Несмотря на достаточный остаток паркового ресурса основного оборудования, фактор его старения необходимо учитывать, говоря о надежности и бесперебойности теплоснабжения города.

Ввиду вышеизложенного, для эффективного и надежного развития систем теплоснабжения и г. Благовещенска в целом является необходимым постройка крупного источника теплоснабжения (2-ой ТЭЦ) с возможностью подключения к нему перспективных потребителей тепловой энергии.

Описание существующих проблем надежного и эффективного снабжения топливом действующих систем теплоснабжения

Город Благовещенск находится на некотором удалении от основной ветки Дальневосточной железной дороги, что определяет соответствующую географическому положению специфику доставки топлива.

Поставка топлива осуществляется в соответствии с договорами поставки, нормативы неснижаемого запаса топлива источников ежегодно проходят защиту и утверждаются, сбоев в поставке топлива зафиксировано не было.

Тем не менее, для предупреждения ситуаций со сбоем поставок топлива, представляется полезным рассмотреть возможность нежелезнодорожных поставок топлива с использованием развитой гидрографической сети Амурской области.

Глава 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения"

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

5. Общие положения

Прогноз перспективной застройки в городе Благовещенск на период до 2030 г. определялся в соответствии с:

- Данными по планируемым к постройке объектам в соответствии с Генеральным планом города Благовещенска.

- Перечнем объектов на территории г. Благовещенска находящихся в стадии строительства и реконструкции и планируемых к строительству на 01.01.2014 г.

- Техническими условиями на подключение тепловой мощности, выданными теплоснабжающими организациями.

Прогноз приростов тепловой нагрузки в городе Благовещенск на период до 2030 г. определялся в соответствии с:

- Данными по планируемым к постройке объектам: этажности строений, назначению общественных построек, количеству мест в учреждениях дошкольного и среднего образования и т.д., путем проведения экспертной оценки.

- Перспективным удельным расходом тепловой энергии на отопление и коэффициентами повышения энергоэффективности.

- Техническими условиями на подключение тепловой мощности, выданными теплоснабжающими организациями.

6. Данные базового уровня потребления тепла на цели теплоснабжения

Для оценки перспективного потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения использовались данные текущего потребления тепловой энергии, представленные в Части 5 "Тепловые нагрузки потребителей в зонах действия источников" Главы 1 "Текущее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения".

Общая расчетная тепловая нагрузка потребителей г. Благовещенск, включая нагрузки промышленных потребителей тепловой энергии, составляет 899,407 Гкал/час. При этом:

- Общая расчетная тепловая нагрузка потребителей, подключенных к Благовещенской ТЭЦ, составляет 716,457 Гкал/час.

- общая расчетная тепловая нагрузка потребителей котельных 182,95 Гкал/час.

7. Прогнозы приростов площади строительных фондов, сгруппированные по расчетным элементам территориального деления с разделением объектов строительства по типам

7.1. Прогноз перспективной застройки на период до 2019 г.

В период до 2019 гг. в городе Благовещенск прогнозируется прирост фондов строительных площадей:

- жилищного на уровне 2378,29 тыс. м²;

- общественного на уровне 531,509 тыс. м².

Суммарный ввод строительных площадей оценивается как 2378,29 тыс. м². Прироста площадей производственных зданий промышленных предприятий, подключаемых к системе теплоснабжения, по предоставленным данным не выявлено.

В расчетных элементах территориального деления площади перспективной застройки составят:

Центральный район - 939,03 тыс. м², 39,48%.

Северный район - 271,87 тыс. м², 11,43%.

Западный район - 291,87 тыс. м², 12,27%.

с. Плодопитомник - 639,40 тыс. м², 26,88%.

п. Садовое - 0,00 тыс. м², 0,00%.

ж/д ст. Белогорье - 0,00 тыс. м², 0,00%.

с. Белогорье - 0,67 тыс. м², 0,03%;

ж/д ст. Призейская - 0,00 тыс. м², 0,00%.

п. Мухинка - 0,00 тыс. м², 0,00%.

Амурская область - 235,45 тыс. м², 9,90%.

Прирост фондов строительных площадей по градостроительным зонам представлен на рисунке 3.1.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.1.1. Площади перспективной застройки по градостроительным зонам на период до 2019 г.

Ввод строительных фондов по градостроительным зонам представлен в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1. Ввод строительных фондов в период до 2019 г. по градостроительным зонам

	Площадь застраиваемого объекта тыс. м2
1) Центральный район	939,03
Жилая застройка	578,92
Общественные постройки	360,10
2) Северный район	271,87
Жилая застройка	229,36
Общественные постройки	42,50
3) Западный район	291,87
Жилая застройка	268,66
Общественные постройки	23,21
4) с. Плодопитомник	639,40
Жилая застройка	533,72
Общественные постройки	105,68
5) п. Садовое	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
6) ж/д ст. Белогорье	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
7) с. Белогорье	0,67
Жилая застройка	0,67
Общественные постройки	0,00
8) ж/д ст. Призейская	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
9) п. Мухинка	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
10) Амурская область	235,45
Жилая застройка	235,45
Общественные постройки	0,00

7.2. Прогноз перспективой застройки на период 2019 - 2030 гг.

В период с 2019 до 2030 гг. в городе Благовещенск прогнозируется прирост фондов строительных площадей:

- жилищного на уровне 2598,53 тыс. м²;

- общественного на уровне 335,11 тыс. м².

Суммарный ввод строительных площадей оценивается как 2933,64 тыс. м². Прироста площадей производственных зданий промышленных предприятий, подключаемых к системе теплоснабжения, по предоставленным данным не выявлено.

В расчетных элементах территориального деления площади перспективной застройки составят:

Центральный район - 398,45 тыс. м², 13,58%;

Северный район - 1451,42 тыс. м², 49,48%;

Западный район - 224,46 тыс. м², 7,65%;

с. Плодопитомник - 280,09 тыс. м², 9,55%;

п. Садовое - 0,00 тыс. м², 0,00%;

ж/д ст. Белогорье - 0,00 тыс. м², 0,00%;

с. Белогорье - 0,00 тыс. м², 0,00%;

ж/д ст. Призейская - 0,00 тыс. м², 0,00%;

п. Мухинка - 0,00 тыс. м², 0,00%;

Амурская область - 579,22 тыс. м², 19,74%

Прирост фондов строительных площадей по градостроительным зонам представлен на рисунке 3.1.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.2.1. Площади перспективной застройки по градостроительным зонам на период с 2019 по 2030 гг.

Ввод строительных фондов по градостроительным зонам представлен в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1. Ввод строительных фондов в период с 2019 по 2030 гг. по градостроительным зонам

	Площадь застраиваемого объекта тыс. м2
1) Центральный район	398,45
Жилая застройка	330,67
Общественные постройки	67,78
2) Северный район	1451,42
Жилая застройка	1220,06
Общественные постройки	231,36
3) Западный район	224,46
Жилая застройка	208,96
Общественные постройки	15,50
4) с. Плодопитомник	280,09
Жилая застройка	259,62
Общественные постройки	20,47
5) п. Садовое	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
6) ж/д ст. Белогорье	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
7) с. Белогорье	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
8) ж/д ст. Призейская	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
9) п. Мухинка	0,00
Жилая застройка	0,00
Общественные постройки	0,00
10) Амурская область	579,22
Жилая застройка	579,22
Общественные постройки	0,00

7.3. Сводный прогноз перспективной застройки

В период до 2030 гг. в городе Благовещенск прогнозируется прирост фондов строительных площадей:

- жилищного на уровне 4445,31 тыс. м²;

- общественного на уровне 866,615 тыс. м².

Суммарный ввод строительных площадей оценивается как 5311,93 тыс. м².

Прироста площадей производственных зданий промышленных предприятий, подключаемых к системе теплоснабжения, по предоставленным данным не выявлено.

В расчетных элементах территориального деления площади перспективной застройки составят:

Центральный район - 1337,47 тыс. м², 25,18%;

Северный район - 1723,29 тыс. м², 32,44%;

Западный район - 516,33 тыс. м², 9,72%;

с. Плодопитомник - 919,49 тыс. м², 17,31%;

п. Садовое - 0 тыс. м², 0%;

ж/д ст. Белогорье - 0 тыс. м², 0%;

с. Белогорье -0,67 тыс. м², 0,01%;

ж/д ст. Призейская - 0,00 тыс. м², 0,00%;

п. Мухинка - 0,00 тыс. м², 0,00%;

Амурская область - 814,67 тыс. м², 15,34%.

Прирост фондов строительных площадей по градостроительным зонам представлен на рисунке 3.3.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.3.1. Площади перспективой застройки по градостроительным зонам на период 2014 - 2030 гг.

Сводный прогноз перспективной застройки представлен на рисунке 3.3.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.3.2. Сводный прогноз перспективной застройки по градостроительным зонам на период 2014 - 2030 гг.

Основными зонами перспективной застройки являются Северный и Центральный районы. Также крупный перспективный прирост площадей наблюдается в районе с. Плодопитомник, где в основном планируется ввод индивидуального жилищного строительства.

Ввод строительных фондов по градостроительным зонам представлен в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1. Ввод строительных фондов в период с 2014 по 2030 гг. по градостроительным зонам

Элементы территориального деления	Площадь застраиваемого объекта.м2	2014	2015	2016	2017	2018	2019 - 2024	2025 - 2030
1) Центральный район	1337,47	234,46	232,50	160,43	193,87	117,75	228,05	170,40
Жилая застройка	909,59	59,81	214,27	114,71	172,00	18,13	180,02	150,65
Общественные постройки	427,88	174,65	18,23	45,73	21,87	99,62	48,03	19,75
2) Северный район	1723,29	35,93	61,09	69,70	52,55	52,61	1111,34	340,08
Жилая застройка	1449,42	6,89	61,09	56,29	52,55	52,55	972,11	247,95
Общественные постройки	273,86	29,04	0,00	13,41	0,00	0,06	139,23	92,13
3) Западный район	516,33	63,11	137,31	43,78	0,00	47,67	58,94	165,52
Жилая застройка	477,62	57,40	119,80	43,78	0,00	47,67	43,44	165,52
Общественные постройки	38,71	5,70	17,51	0,00	0,00	0,00	15,50	0,00
4) с. Плодопитомник	919,49	118,91	131,06	129,81	129,81	129,81	144,64	135,45
Жилая застройка	793,34	14,48	129,81	129,81	129,81	129,81	129,81	129,81
Общественные постройки	126,15	104,43	1,25	0,00	0,00	0,00	14,83	5,64
5) п. Садовое	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Жилая застройка	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Общественные постройки	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
6) ж/д ст. Белогорье	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Жилая застройка	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Общественные постройки	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
7) с. Белогорье	0,67	0,67	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Жилая застройка	0,67	0,67	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Общественные постройки	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
8) ж/д ст. Призейская	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Жилая застройка	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Общественные постройки	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
9) п. Мухинка	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Жилая застройка	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Общественные постройки	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
10) Амурская область	814,67	0,00	77,61	26,61	26,61	104,61	289,61	289,61
Жилая застройка	814,67	0,00	77,61	26,61	26,61	104,61	289,61	289,61
Общественные постройки	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00

8. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

Норматив потребления тепловой энергии на отопление для населения города Благовещенск установлен в размере 0,02063 Гкал/м². Норматив потребления тепловой энергии на 1 м² общей площади пересчитан в удельный расход тепловой энергии на отопление. Удельный расход тепловой энергии на отопление по состоянию на начало 2013 года для города Благовещенск составляет 54,364 Ккал/(ч.·м²).

В соответствии с Постановлением правительства РФ от 25 января 2011 года N 18 "Об утверждении Правил установления требований энергетической эффективности для зданий, строений, сооружений и требований к правилам определения класса энергетической эффективности многоквартирных домов" теплопотребление вновь строящихся зданий снижается ежегодно до 2028 года.

Перерасчет в соответствии с Постановлением предусматривает высокие темпы снижения нормируемого удельного энергопотребления по годам на цели отопления и вентиляции по классу энергоэффективности по отношению к базовому уровню.

Для достоверного прогноза перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление, вентиляцию и ГВС был выполнен пересчет базовых удельных расходов тепловой энергии в соответствии с Проектом внесения изменений в действующий Генеральный План города Благовещенск.

Пересчет выполнялся с введением коэффициентов энергоэффективности. Коэффициенты энергоэффективности приводятся в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Коэффициенты энергоэффективности для вновь возводимых зданий

Период	2014	2015	2016	2017	2018	2019 - 2024	2025 - 2030
Коэффициент	0,96	0,96	0,96	0,96	0,96	0,93	0,88

В соответствии с Проектом внесения изменений в действующий Генеральный План города Благовещенск удельное потребление ГВС на протяжении всего периода до 2030 года не изменяется.

9. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии для обеспечения технологических процессов

На период до 2030 г. изменения промышленными предприятиями удельных расходов тепловой энергии для обеспечения технологических процессов не предусматривается.

10. Прогнозы увеличения расчетных тепловых нагрузок потребителей в расчетных элементах территориального деления

Прогнозирование перспективных расчетных тепловых нагрузок производилось с применением методических подходов, описанных в разделе 1 "Общие положения" текущей Главы.

Прогноз перспективного прироста тепловых нагрузок в горячей воде на срок до 2030 г. в расчетных элементах территориального деления представлен в Приложении 2 "Перечень объектов перспективной застройки".

Суммарный прирост расчетной тепловой нагрузки в горячей воде потребителей без учета прироста нагрузки промышленных потребителей в период с 2014 по 2030 год составит 351,104 Гкал/час, в том числе:

- 276,86 Гкал/час на нужды отопления и вентиляции;

- 74,24 Гкал/час на нужды ГВС.

В расчетных элементам территориального деления приросты расчетной нагрузки потребителей в горячей воде составят:

Центральный район - 100,75 Гкал/час, 28,69 %;

Северный район - 109,08 Гкал/час, 31,07%;

Западный район - 32,34 Гкал/час 9,21%;

с. Плодопитомник - 58,76 Гкал/час, 16,73%;

п. Садовое - 0,00 Гкал/час, 0,00%;

ж/д ст. Белогорье - 0,00 Гкал/час, 0,00%;

с. Белогорье -0,04 Гкал/час, 0,01%;

ж/д ст. Призейская - 0,00 Гкал/час, 0,00%;

п. Мухинка - 0,00 Гкал/час, 0,00%;

Амурская область - 50,15 Гкал/час, 14,28%.

Динамика прироста расчетной нагрузки потребителей в расчетных элементах территориального деления представлена на рисунке 6.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 6.1. Прирост расчетной тепловой нагрузки в горячей воде по градостроительным зонам на период 2014 - 2030 гг.

11. Прогнозы увеличения расчетных тепловых нагрузок потребителей в зонах действия источников тепловой энергии

Для обеспечения необходимой тепловой мощностью перспективных потребителей требуется как задействование мощностей текущих источников тепловой энергии, так и строительство новых источников.

Обоснование предложений по строительству и реконструкции источников тепловой энергии подробно приводится в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии".

Распределение приростов расчетной тепловой нагрузки потребителей по зонам действия источников приводится в таблицах 7.1 - 7.7.

Таблица 7.1. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2014 г.

Источник	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	0,966	0,1684
Котельная 101 квартала	0,195	0,0183
Котельная 410 квартала	0,2150	0,0359
Котельная 438 квартала	1,8069	0,2933
Котельная 481 квартала	0,038	0,0075
Котельная ВОС	0,0173	0,0000
Котельная ДОС	0,1564	0,0000
Котельная Юбилейная, 7а	0,0496	0,0000
Котельная БАЗА	0,003	0,0000
Котельная БДИ	0,0336	0,0143
Благовещенская ТЭЦ	36,7346	10,3355

Таблица 7.2. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2015 г.

Источник	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 410 квартала	0,4531	0,0414
Котельная ВОС	0,2029	0,0442
Котельная 433 квартала	0,8352	0,1819
Котельная ОАО "Ростелеком"	-0,3180	-0,0120
Благовещенская ТЭЦ	35,0040	7,9169
Котельная НК-1	1,5217	0,3314
Котельная НК-2	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0,1162	0,0253

Таблица 7.3. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2016 г.

Источник	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 410 квартала	0,1351	0,0294
Котельная 438 квартала	0,1950	0,0425
Котельная ВОС	0,2029	0,0442
Котельная Пограничная, 183	1,6521	0,0000
Котельная ул. Юбилейная, 7а	-0,2822	0,0000
Котельная п. Садовый	-1,3699	0,0000
Котельная 433 квартала	0,4247	0,0925
Благовещенская ТЭЦ	16,0438	4,0989
Котельная НК-1	1,3808	0,3007
Котельная НК-2	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0,1162	0,0253
Котельная СПР	0,4106	0,0894

Таблица 7.4. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2017 г.

Источник	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	-5,1386	-1,4113
Котельная 101 квартала	-3,0800	-0,6876
Котельная 410 квартала	0,1351	0,0294
Котельная ВОС	0,2029	0,0442
Котельная ул. Чайковского, 155	-0,4945	0,0000
Котельная ул. Лазо, 111	-0,2464	-0,0546
Котельная 433 квартала	0,4247	0,0925
Котельная ПУ-6	-0,6050	-0,1520
Котельная ОАО "РЖД"	-3,1831	-0,3000
Благовещенская ТЭЦ	26,0171	4,9375
Котельная НК-1	1,3808	0,3007
Котельная НК-2	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0,1162	0,0253
Котельная СПР	0,4106	0,0894

Таблица 7.5. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2018 г.

Источник	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	0,4510	0,0990
Котельная 410 квартала	0,1351	0,0294
Котельная ВОС	0,2029	0,0442
Котельная ДОС	-3,0564	-0,0056
Котельная 433 квартала	0,4247	0,0925
Благовещенская ТЭЦ	27,2545	8,5702
Котельная НК-1	1,3838	0,3010
Котельная НК-2	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0,1162	0,0253
Котельная СПР	0,4106	0,0894
Котельная МП	7,1687	1,1378

Таблица 7.6. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2019 - 2024 гг.

Источник	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	0,3335	0,0592
Котельная 101 квартала	1,4208	0,3190
Котельная 410 квартала	-12,9860	-3,1287
Котельная 438 квартала	-3,4250	-0,5325
Котельная 476 квартала	-1,6956	-0,5049
Котельная ул. Пограничная, 183	-5,1073	-0,5548
Котельная 481 квартала	-1,5480	-0,3175
Котельная ВОС	-3,2303	-0,5376
Котельная Дальневосточная, 25	-0,1087	0,0000
Котельная Мостоотряд 64	-0,5222	0,0000
Котельная школы N 31	-0,0776	0,0000
Котельная 433 квартала	-4,1911	-0,7918
Котельная БДИ	-0,3336	-0,1643
Котельная ОЭБЦ	-0,1369	0,0000
Котельная ПЛ-26	-3,0780	0,0000
Котельная ПУ-23	-1,8230	-0,2420
Благовещенская ТЭЦ	-46,6957	-7,1784
Благовещенская ТЭЦ-2	160,5721	33,1287
Котельная НК-1	4,4016	0,9836
Котельная НК-2	0,7245	0,1575
Котельная НК-3	1,1641	0,2527
Котельная МП	1,2650	0,3625
Котельная СПР	8,4478	1,8901

Таблица 7.7. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2025 - 2030 гг.

Источник	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Благовещенская ТЭЦ	22,0495	6,8646
Благовещенская ТЭЦ-2	19,0154	5,4842
Котельная НК-1	0,1842	0,0485
Котельная НК-2	0,9416	0,2226
Котельная НК-3	1,7181	0,4406
Котельная СПР	6,1138	1,7048
Котельная МП	0,9922	0,2345

12. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии отдельными категориями потребителей, в том числе социально значимых, для которых устанавливаются льготные тарифы на тепловую энергию

Согласно п. 15, Ст. 10, ФЗ N 190 "О теплоснабжении": "Перечень потребителей или категорий потребителей тепловой энергии (мощности), теплоносителя, имеющих право на льготные тарифы на тепловую энергию (мощность), теплоноситель (за исключением физических лиц), подлежит опубликованию в порядке, установленном правилами регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации".

При установлении для отдельных категорий потребителей льготных тарифов на тепловую энергию (мощность), теплоноситель, регулирование которых осуществляется в соответствии с настоящим Федеральным законом, повышение тарифов на тепловую энергию (мощность), теплоноситель для других потребителей не допускается.

Расчетная нагрузка в горячей воде социально значимых потребителей, подключенных на настоящий момент к системам теплоснабжения городского округа Благовещенск, в рассматриваемом периоде до 2030 года изменений не претерпевает.

В рассматриваемом периоде до 2030 года суммарная расчетная тепловая нагрузка социально значимых потребителей составит 45,29 Гкал/час, что составляет 12,9% от суммарного перспективного прироста расчетной нагрузки потребителей в горячей воде.

13. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми могут быть заключены свободные долгосрочные договоры теплоснабжения

Согласно ст. 10 ФЗ N 190 "О теплоснабжении", поставки тепловой энергии (мощности), теплоносителя потребителям, введенным в эксплуатацию после 1 января 2010 года, могут осуществляться на основании долгосрочных (на срок более чем один год) нерегулируемых договоров теплоснабжения, заключенных в установленном Правительством Российской Федерации порядке между потребителями тепловой энергии и теплоснабжающими организациями по ценам, определенным соглашением сторон. Государственное регулирование цен (тарифов) в отношении объема тепловой энергии (мощности), теплоносителя, продажа которых осуществляется по таким договорам, не применяется.

Заключение долгосрочных (на срок более чем один год) нерегулируемых договоров теплоснабжения возможно при соблюдении следующих условий:

1) заключение договоров в отношении тепловой энергии, произведенной источниками тепловой энергии, введенными в эксплуатацию до 1 января 2010 года, не влечет за собой отрицательных тарифных последствий для потребителей, объекты которых введены в эксплуатацию до 1 января 2010 года;

2) существует технологическая возможность снабжения тепловой энергией (мощностью), теплоносителем от источников тепловой энергии потребителей, которые являются сторонами договоров.

В соответствии с Приказом Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 22 февраля 2013 г. N 43 "Об утверждении Правил подготовки и предоставления заключения об отсутствии отрицательных тарифных последствий, возникающих в результате заключения долгосрочных договоров теплоснабжения, по ценам, определяемым по соглашению сторон", заключение об отсутствии отрицательных тарифных последствий выдается органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов). Таким образом, для всех потребителей, вводимых во время действия настоящей схемы теплоснабжения, могут быть заключены свободные долгосрочные договоры теплоснабжения при условии соблюдения определяемых ФЗ N 190 требований.

Динамика максимального потребления тепловой энергии потребителями, с которыми могут быть заключены свободные долгосрочные договоры теплоснабжения, представлена в таблице 9.1.

Таблица 9.1. Максимальное возможное потребление тепловой энергии потребителями, заключившими свободные долгосрочные договоры

Годовое потребление тепловой энергии в горячей воде, Гкал
2014	2015	2016	2017	2018	2019 - 2024	2025 - 2030
141680	154900	105445	94164	158810	445441	268392

ГАРАНТ:

Нумерация глав приводится в соответствии с источником

Глава 4 "Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки"

1. Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов существующей располагаемой мощности

1.1. Общие положения

Балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и присоединенной тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии города Благовещенска на 2013 г. представлены в Части 6 "Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии" Главы 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения".

В настоящей главе рассмотрены балансы перспективной располагаемой тепловой мощности и перспективной присоединенной тепловой нагрузки с учетом потерь тепловой энергии в сетях и собственных нужд источников. В связи с отсутствием данных по росту потребления тепловой энергии в паре балансы по отпуску пара Благовещенской ТЭЦ предполагаются неизменными на протяжении всего расчетного периода и приводятся ниже, в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Баланс по отпуску пара БТЭЦ на период 2014 - 2030 гг.

	2014 - 2030
Отпуск, Гкал	49137
Потери в сетях, Гкал	8845
Полезный отпуск, Гкал	40292

Мероприятия по устранению дефицитов мощности, необходимые для обеспечения темпов прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии". В настоящей главе представлены перспективные балансы тепловых мощностей источников и присоединенных нагрузок, отражающие результаты проведения данных мероприятий.

1.2. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на перспективу до 2030 г. с выделением этапов в 2014, 2015, 2016, 2017, 2018, 2019 - 2024, 2025 - 2030 гг.

1.2.1. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2014 г.

Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за 2014 г. в зонах действия источников тепловой энергии приведены в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2014 г.

Источник	Базовая нагрузка на 2013 г.	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	34,7426	0,966	0,1684
Котельная 101 квартала	16,3867	0,195	0,0183
Котельная 410 квартала	14,8765	0,2150	0,0359
Котельная 438 квартала	1,6198	1,8069	0,2933
Котельная 481 квартала	1,82	0,038	0,0075
Котельная ВОС	2,7621	0,0173	0,0000
Котельная ДОС	2,91	0,1564	0,0000
Котельная Юбилейная, 7а	0,2326	0,0496	0,0000
Котельная БАЗА	1,05	0,003	0,0000
Котельная БДИ	0,45	0,0336	0,0143
Благовещенская ТЭЦ	716,457	36,7346	10,3355
Итого:		40,2154	10,8732

Прирост нагрузки в 2014 г. относительно базовых нагрузок в 2013 г. составит 5,68%. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2014 г. представлены в таблице 1.2.2.

Таблица 1.2.2. Перспективные балансы тепловых мощностей и тепловых нагрузок в зонах действия источников на 2014 г.

Наименование источника	Нагрузка ОВ, Гкал/час	Нагрузка ГВС, Гкал/час	Суммарная подключенная нагрузка, Гкал/час	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск в сеть, необходимый для покрытия нагрузки, Гкал/час	Собственные нужды источника (% от фактической выработки)	Выработка т/э источником, необходимая для покрытия нагрузки Гкал/час	Располагаема тепловая мощность источника, Гкал/час	Суммарный дефицит тепловой мощности источника, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
Котельная 74 квартала	29,9270	5,9500	35,8770	0,1178	40,6666	0,0373	42,2420	36,0000	-6,2420
Котельная 101 квартала	13,7770	2,8230	16,6000	0,1350	19,1911	0,0412	20,0152	18,0000	-2,0152
Котельная 410 квартала	12,1284	2,9990	15,1273	0,1350	17,4883	0,0400	18,2169	18,0000	-0,2169
Котельная 438 квартала	3,2300	0,4900	3,7200	0,1085	4,1729	0,0248	4,2788	10,0000	5,7212
Котельная 476 квартала	1,6956	0,5049	2,2005	0,1053	2,4595	0,0803	2,6742	1,8900	-0,7842
Котельная 481 квартала	1,5480	0,3175	1,8655	0,0905	2,0512	0,0723	2,2111	3,1100	0,8989
Котельная ВОС	2,4186	0,3608	2,7794	0,2819	3,8707	0,0706	4,1645	4,5050	0,3405
Котельная ул. Дальневосточная, 25	0,1087	0,0000	0,1087	0,0782	0,1179	0,0903	0,1296	0,4420	0,3124
Котельная ДОС	3,0564	0,0056	3,0620	0,1474	3,5915	0,0345	3,7198	5,5000	1,7802
Котельная Мостоотряд 64	0,5222	0,0000	0,5222	0,2122	0,6629	0,0828	0,7227	1,0200	0,2973
Котельная ОРТПЦ	0,7097	0,1457	0,8554	0,1437	0,9989	0,0889	1,0965	1,8300	0,7335
Котельная п. Садовый	1,3699	0,0000	1,3699	0,0088	1,3821	0,0722	1,4896	2,0000	0,5104
Котельная п. Аэропорт	3,1771	0,9325	4,1096	0,0728	4,4322	0,0653	4,7418	5,3500	0,6082
Котельная ул. Пограничная, 183	3,4552	0,5548	4,0100	0,1184	4,5485	0,0418	4,7470	12,0000	7,2530
Котельная ул. Релочная, 5 (Белогорье)	2,7036	0,2599	2,9635	0,2180	3,7899	0,0920	4,1740	9,6600	5,4860
Котельная ул. Юбилейная, 7а	0,2822	0,0000	0,2822	0,3649	0,4443	0,0326	0,4593	1,0000	0,5407
Котельная школы N 31	0,0776	0,0000	0,0776	0,1108	0,0873	0,0517	0,0920	0,2600	0,1680
Котельная ул. Чайковского, 155	0,4945	0,0000	0,4945	0,0626	0,5275	0,0256	0,5414	0,9300	0,3886
Котельная ул. Лазо, 111	0,2464	0,0546	0,3010	0,0415	0,3140	0,0514	0,3311	0,6630	0,3319
Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0000	0,0489	0,1300	0,0562	0,0250	0,0576	0,0430	-0,0146
Итого по ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	80,9769	15,3983	96,3752	-	110,8533	-	116,1051	132,2030	25,3709
ОАО "Облкоммунсервис"
Котельная 433 квартала	2,0818	0,3325	2,4142	0,1122	2,7193	0,0253	2,7900	7,9500	5,1600
Котельная БАЗА	-	-	1,0530	0,1500	1,2388	0,0400	1,2904	1,4200	0,1296
Котельная БДИ	0,3336	0,1643	0,4979	0,0715	0,5363	0,0286	0,5521	0,9200	0,3679
Котельная ОЭБЦ	0,1369	0,0000	0,1369	0,1518	0,1614	0,0499	0,1699	0,9200	0,7501
Котельная ПЛ-26	3,0780	0,0000	3,0780	0,1000	3,4200	0,0400	3,5625	4,0700	0,5075
Котельная ПУ-6	0,6050	0,1520	0,7570	0,0170	0,7701	0,0280	0,7923	1,3800	0,5877
Котельная ПУ-23	1,8230	0,2420	2,0650	0,0969	2,2865	0,0315	2,3609	3,8400	1,4791
Итого по ОАО "Облкоммунсервис":	-	-	10,0020	-	11,1324	-	11,5180	20,5000	8,9820
ООО "БЗСМ"
Котельная завода стройматериалов	6,0672	1,2161	7,2833	0,1200	8,2765	0,0400	8,6213	19,2300	10,6087
ООО "Амурский Бройлер"
Котельная птицефабрики	40,1966	8,0510	48,2476	0,0705	51,9078	0,0256	53,2696	48,7500	-4,5196
ОАО "РЖД"
Котельная ОАО "РЖД"	4,6531	0,4500	5,1031	0,1900	6,3001	0,0400	6,5626	10,6200	4,0574
ОАО "Ростелеком"
Котельная ОАО "Ростелеком"	0,3180	0,0120	0,3300	0,1000	0,3667	0,0400	0,3819	0,4400	0,0581
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
Котельная судостроительного завода	18,2410	2,0303	20,2713	0,1112	22,4701	0,0329	23,2099	23,4000	0,1901
Благовещенская ТЭЦ
Благовещенская ТЭЦ	611,6316	151,8955	763,5271	0,0600	812,2629	0,0158	825,2739	777,0000	-48,2739
Итого по г. Благовещенску:	-	-	951,1397	-	-	-	-	1032,1430	49,2671

Анализ таблицы 1.2.2 позволяет сделать следующие выводы:

- на котельной 74 квартала, котельной 101 квартала, котельной 410 квартала, котельной 476 квартала, электрокотельной по ул. Набережная 76, котельной Птицефабрики и Благовещенской ТЭЦ наблюдаются дефициты тепловой мощности, вызванные недостаточной располагаемой мощностью источников. Мероприятия по устранению дефицита мощности, необходимые для обеспечения темпа прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии";

- суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 49,2671 Гкал/час. На источники ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приходится 25,3709 Гкал/час, на источники ОАО "Облкоммунсервис" - 8,9820 Гкал/час, на котельную ООО "БЗСМ" - 10,6087 Гкал/час, на котельную ОАО "РЖД" - 4,0574 Гкал/час, на котельную ОАО "Ростелеком" - 0,0581 Гкал/час. Распределение резерва тепловой мощности по теплоснабжающим организациям г. Благовещенска также приведено на рисунке 1.2.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.2.1. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

1.2.2. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2015 г.

Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за 2015 г. в зонах действия источников тепловой энергии приведены в таблице 1.2.3.

Таблица 1.2.3. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2015 г.

Источник	Базовая нагрузка на 2014 г.	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 410 квартала	15,1273	0,4531	0,0414
Котельная ВОС	2,7794	0,2029	0,0442
Котельная 433 квартала	2,4142	0,8352	0,1819
Котельная ОАО "Ростелеком"	0,3300	-0,3180	-0,0120
Благовещенская ТЭЦ	763,527	35,0040	7,9169
Котельная НК-1	0	1,5217	0,3314
Котельная НК-2	0	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0	0,1162	0,0253
Итого:		37,8882	8,5451

Прирост нагрузки в 2015 г. относительно базовых нагрузок в 2014 г. составит 4,88%. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2015 г. представлены в таблице 1.2.4.

Таблица 1.2.4. Перспективные балансы тепловых мощностей и тепловых нагрузок в зонах действия источников на 2015 г.

Наименование источника	Нагрузка ОВ, Гкал/час	Нагрузка ГВС, Гкал/час	Суммарная подключенная нагрузка, Гкал/час	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск в сеть, необходимый для покрытия нагрузки, Гкал/час	Собственные нужды источника (% от фактической выработки)	Выработка т/э источником, необходимая для покрытия нагрузки Гкал/час	Располагаема тепловая мощность источника, Гкал/час	Суммарный дефицит тепловой мощности источника, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
Котельная 74 квартала	29,9270	5,9500	35,8770	0,1178	40,6666	0,0373	42,2420	36,0000	-6,2420
Котельная 101 квартала	13,7770	2,8230	16,6000	0,1350	19,1911	0,0412	20,0152	18,0000	-2,0152
Котельная 410 квартала	12,5814	3,0404	15,6218	0,1350	18,0599	0,0400	18,8124	18,0000	-0,8124
Котельная 438 квартала	3,2300	0,4900	3,7200	0,1085	4,1729	0,0248	4,2788	10,0000	5,7212
Котельная 476 квартала	1,6956	0,5049	2,2005	0,1053	2,4595	0,0803	2,6742	1,8900	-0,7842
Котельная 481 квартала	1,5480	0,3175	1,8655	0,0905	2,0512	0,0723	2,2111	3,1100	0,8989
Котельная ВОС	2,6215	0,4050	3,0265	0,2819	4,2148	0,0706	4,5348	4,5050	-0,0298
Котельная Дальневосточная, 25	0,1087	0,0000	0,1087	0,0782	0,1179	0,0903	0,1296	0,4420	0,3124
Котельная ДОС	3,0564	0,0056	3,0620	0,1474	3,5915	0,0345	3,7198	5,5000	1,7802
Котельная Мостоотряд 64	0,5222	0,0000	0,5222	0,2122	0,6629	0,0828	0,7227	1,0200	0,2973
Котельная ОРТПЦ	0,7097	0,1457	0,8554	0,1437	0,9989	0,0889	1,0965	1,8300	0,7335
Котельная п. Садовый	1,3699	0,0000	1,3699	0,0088	1,3821	0,0722	1,4896	2,0000	0,5104
Котельная п. Аэропорт	3,1771	0,9325	4,1096	0,0728	4,4322	0,0653	4,7418	5,3500	0,6082
Котельная ул. Пограничная, 183	3,4552	0,5548	4,0100	0,1184	4,5485	0,0418	4,7470	12,0000	7,2530
Котельная ул. Релочная, 5 (Белогорье)	2,7036	0,2599	2,9635	0,2180	3,7899	0,0920	4,1740	9,6600	5,4860
Котельная ул. Юбилейная, 7а	0,2822	0,0000	0,2822	0,3649	0,4443	0,0326	0,4593	1,0000	0,5407
Котельная школы N 31	0,0776	0,0000	0,0776	0,1108	0,0873	0,0517	0,0920	0,2600	0,1680
Котельная ул. Чайковского, 155	0,4945	0,0000	0,4945	0,0626	0,5275	0,0256	0,5414	0,9300	0,3886
Котельная ул. Лазо, 111	0,2464	0,0546	0,3010	0,0415	0,3140	0,0514	0,3311	0,6630	0,3319
Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0000	0,0489	0,1300	0,0562	0,0250	0,0576	0,0430	-0,0146
Итого по ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	81,6329	15,4839	97,1168	-	111,7691	-	117,0709	132,2030	25,0304
ОАО "Облкоммунсервис"
Котельная 433 квартала	2,9170	0,5144	3,4314	0,1122	3,8650	0,0253	3,9655	7,9500	3,9845
Котельная БАЗА	-	-	1,0530	0,1500	1,2388	0,0400	1,2904	1,4200	0,1296
Котельная БДИ	0,3336	0,1643	0,4979	0,0715	0,5363	0,0286	0,5521	0,9200	0,3679
Котельная ОЭБЦ	0,1369	0,0000	0,1369	0,1518	0,1614	0,0499	0,1699	0,9200	0,7501
Котельная ПЛ-26	3,0780	0,0000	3,0780	0,1000	3,4200	0,0400	3,5625	4,0700	0,5075
Котельная ПУ-6	0,6050	0,1520	0,7570	0,0170	0,7701	0,0280	0,7923	1,3800	0,5877
Котельная ПУ-23	1,8230	0,2420	2,0650	0,0969	2,2865	0,0315	2,3609	3,8400	1,4791
Итого по ОАО "Облкоммунсервис":	-	-	11,0192	-	12,2781	-	12,6935	20,5000	7,8065
ООО "БЗСМ"
Котельная завода стройматериалов	6,0672	1,2161	7,2833	0,1200	8,2765	0,0400	8,6213	19,2300	10,6087
ООО "Амурский Бройлер"
Котельная птицефабрики	40,1966	8,0510	48,2476	0,0705	51,9078	0,0256	53,2696	48,7500	-4,5196
ОАО "РЖД"
Котельная ОАО "РЖД"	4,6531	0,4500	5,1031	0,1900	6,3001	0,0400	6,5626	10,6200	4,0574
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
Котельная судостроительного завода	18,2410	2,0303	20,2713	0,1112	22,4701	0,0329	23,2099	23,4000	0,1901
Благовещенская ТЭЦ
Благовещенская ТЭЦ	646,6357	159,8124	806,4480	0,0600	857,9234	0,0158	871,6659	777,0000	-94,6659
Новые источники
Котельная НК-1	1,5217	0,3314	1,8531	0,1000	2,0590	0,0400	2,1448	8,0000	5,8552
Котельная НК-2	0,0731	0,0159	0,0890	0,1000	0,0989	0,0400	0,1030	2,0000	1,8970
Котельная НК-3	0,1162	0,0253	0,1414	0,1000	0,1572	0,0400	0,1637	2,0000	1,8363
Итого по г. Благовещенску:	-	-	997,5730	-	-	-	-	1043,7030	57,2815

Анализ таблицы 1.2.4 позволяет сделать следующие выводы:

- на котельной 74 квартала, котельной 101 квартала, котельной 476 квартала, котельной 410 квартала, электрокотельной по ул. Набережная, 47, котельной ВОС, котельной Птицефабрики и Благовещенской ТЭЦ наблюдаются дефициты тепловой мощности, вызванные недостаточной располагаемой мощностью источников. Мероприятия по устранению дефицита мощности, необходимые для обеспечения темпа прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии";

- резерв располагаемой тепловой мощности составит 57,2815 Гкал/час. На источники ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приходится 25,0304 Гкал/час, на источники ОАО "Облкоммунсервис" - 7,8065 Гкал/час, на котельную ООО "БЗСМ" - 10,6087 Гкал/час, на котельную ОАО "РЖД" - 4,0574 Гкал/час, на новые источники теплоснабжения: котельные НК-1, НК-2 и НК-3 - 9,5884 Гкал/час. Распределение резерва тепловой мощности по теплоснабжающим организациям г. Благовещенска также приведено на рисунке 1.2.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.2.2. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

1.2.3. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2016 г.

Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за 2016 г. в зонах действия источников тепловой энергии приведены в таблице 1.2.5.

Таблица 1.2.5. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2016 г.

Источник	Базовая нагрузка на 2015 г.	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 410 квартала	15,6218	0,1351	0,0294
Котельная 438 квартала	3,7199	0,1950	0,0425
Котельная ВОС	3,02654	0,2029	0,0442
Котельная Пограничная, 183	4,01	1,6521	0,0000
Котельная ул. Юбилейная, 7а	0,2822	-0,2822	0,0000
Котельная п. Садовый	1,3699	-1,3699	0,0000
Котельная 433 квартала	3,43139	0,4247	0,0925
Благовещенская ТЭЦ	806,448	16,0438	4,0989
Котельная НК-1	1,8531	1,3808	0,3007
Котельная НК-2	0,0890	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0,14145	0,1162	0,0253
Котельная СПР	0	0,4106	0,0894
Итого:		18,9821	4,7388

Прирост нагрузки в 2016 г. относительно базовых нагрузок в 2015 г. составит 2,38%. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2016 г. представлены в таблице 1.2.6.

Таблица 1.2.6. Перспективные балансы тепловых мощностей и тепловых нагрузок в зонах действия источников на 2016 г.

Наименование источника	Нагрузка ОВ, Гкал/час	Нагрузка ГВС, Гкал/час	Суммарная подключенная нагрузка, Гкал/час	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск в сеть, необходимый для покрытия нагрузки, Гкал/час	Собственные нужды источника (% от фактической выработки)	Выработка т/э источником, необходимая для покрытия нагрузки Гкал/час	Располагаема тепловая мощность источника, Гкал/час	Суммарный дефицит тепловой мощности источника, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
Котельная 74 квартала	29,9270	5,9500	35,8770	0,1178	40,6666	0,0373	42,2420	36,0000	-6,2420
Котельная 101 квартала	13,7770	2,8230	16,6000	0,1350	19,1911	0,0412	20,0152	18,0000	-2,0152
Котельная 410 квартала	12,7165	3,0698	15,7863	0,1350	18,2501	0,0400	19,0105	18,0000	-1,0105
Котельная 438 квартала	3,4250	0,5325	3,9574	0,1085	4,4392	0,0248	4,5520	10,0000	5,4480
Котельная 476 квартала	1,6956	0,5049	2,2005	0,1053	2,4595	0,0803	2,6742	1,8900	-0,7842
Котельная 481 квартала	1,5480	0,3175	1,8655	0,0905	2,0512	0,0723	2,2111	3,1100	0,8989
Котельная ВОС	2,8245	0,4492	3,2737	0,2819	4,5590	0,0706	4,9051	4,5050	-0,4001
Котельная Дальневосточная, 25	0,1087	0,0000	0,1087	0,0782	0,1179	0,0903	0,1296	0,4420	0,3124
Котельная ДОС	3,0564	0,0056	3,0620	0,1474	3,5915	0,0345	3,7198	5,5000	1,7802
Котельная Мостоотряд 64	0,5222	0,0000	0,5222	0,2122	0,6629	0,0828	0,7227	1,0200	0,2973
Котельная ОРТПЦ	0,7097	0,1457	0,8554	0,1437	0,9989	0,0889	1,0965	1,8300	0,7335
Котельная п. Аэропорт	3,1771	0,9325	4,1096	0,0728	4,4322	0,0653	4,7418	5,3500	0,6082
Котельная ул. Пограничная, 183	5,1073	0,5548	5,6621	0,1184	6,4224	0,0418	6,7028	18,0000	11,2972
Котельная ул. Релочная, 5 (Белогорье)	2,7036	0,2599	2,9635	0,2180	3,7899	0,0920	4,1740	9,6600	5,4860
Котельная школы N 31	0,0776	0,0000	0,0776	0,1108	0,0873	0,0517	0,0920	0,2600	0,1680
Котельная ул. Чайковского, 155	0,4945	0,0000	0,4945	0,0626	0,5275	0,0256	0,5414	0,9300	0,3886
Котельная ул. Лазо, 111	0,2464	0,0546	0,3010	0,0415	0,3140	0,0514	0,3311	0,6630	0,3319
Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0000	0,0489	0,1300	0,0562	0,0250	0,0576	0,0430	-0,0146
Итого по ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	82,1659	15,6000	97,7659	-	112,6174	-	117,9193	135,2030	26,7398
ОАО "Облкоммунсервис"
Котельная 433 квартала	3,3417	0,6069	3,9485	0,1122	4,4475	0,0253	4,5631	7,9500	3,3869
Котельная БАЗА	-	-	1,0530	0,1500	1,2388	0,0400	1,2904	1,4200	0,1296
Котельная БДИ	0,3336	0,1643	0,4979	0,0715	0,5363	0,0286	0,5521	0,9200	0,3679
Котельная ОЭБЦ	0,1369	0,0000	0,1369	0,1518	0,1614	0,0499	0,1699	0,9200	0,7501
Котельная ПЛ-26	3,0780	0,0000	3,0780	0,1000	3,4200	0,0400	3,5625	4,0700	0,5075
Котельная ПУ-6	0,6050	0,1520	0,7570	0,0170	0,7701	0,0280	0,7923	1,3800	0,5877
Котельная ПУ-23	1,8230	0,2420	2,0650	0,0969	2,2865	0,0315	2,3609	3,8400	1,4791
Итого по ОАО "Облкоммунсервис":	-	-	11,5364	-	12,8606	-	13,2911	20,5000	7,2089
ООО "БЗСМ"
Котельная завода стройматериалов	6,0672	1,2161	7,2833	0,1200	8,2765	0,0400	8,6213	19,2300	10,6087
ООО "Амурский Бройлер"
Котельная птицефабрики	40,1966	8,0510	48,2476	0,0705	51,9078	0,0256	53,2696	48,7500	-4,5196
ОАО "РЖД"
Котельная ОАО "РЖД"	4,6531	0,4500	5,1031	0,1900	6,3001	0,0400	6,5626	10,6200	4,0574
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
Котельная судостроительного завода	18,2410	2,0303	20,2713	0,1112	22,4701	0,0329	23,2099	23,4000	0,1901
Благовещенская ТЭЦ
Благовещенская ТЭЦ	662,6795	163,9113	826,5908	0,0600	879,3519	0,0158	893,4375	777,0000	-116,4375
Новые источники
Котельная НК-1	2,9025	0,6322	3,5346	0,1000	3,9274	0,0400	4,0910	8,0000	3,9090
Котельная НК-2	0,1462	0,0318	0,1780	0,1000	0,1978	0,0400	0,2060	2,0000	1,7940
Котельная НК-3	0,2323	0,0506	0,2829	0,1000	0,3143	0,0400	0,3274	2,0000	1,6726
Котельная СПР	0,4106	0,0894	0,5000	0,1000	0,5556	0,0400	0,5787	2,0000	1,4213
Итого по г. Благовещенску:	-	-	1021,2938	-	-	-	-	1048,7030	57,6017

Анализ таблицы 1.2.6 позволяет сделать следующие выводы:

- на котельной 74 квартала, котельной 101 квартала, котельной 476 квартала, котельной ВОС, электрокотельной по ул. Набережная 47, котельной Птицефабрики и Благовещенской ТЭЦ наблюдаются дефициты тепловой мощности, вызванные недостаточной располагаемой мощностью источников. Мероприятия по устранению дефицита мощности, необходимые для обеспечения темпа прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии";

- суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 57,6017 Гкал/час. На источники ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приходится 26,7398 Гкал/час, на источники ОАО "Облкоммунсервис" - 7,2089 Гкал/час, на котельную ООО "БЗСМ" - 10,6087 Гкал/час, на котельную ОАО "РЖД" - 4,0574 Гкал/час, на новые источники теплоснабжения: котельные НК-1, НК-2, НК-3 и котельную СПР - 8,7968 Гкал/час. Распределение резерва тепловой мощности по теплоснабжающим организациям г. Благовещенска также приведено на рисунке 1.2.3.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.2.3. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

1.2.4. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2017 г.

Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за 2017 г. в зонах действия источников тепловой энергии приведены в таблице 1.2.7.

Таблица 1.2.7. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2017 г.

Источник	Базовая нагрузка на 2016 г.	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	35,877	-5,1386	-1,4113
Котельная 101 квартала	16,6	-3,0800	-0,6876
Котельная 410 квартала	15,7863	0,1351	0,0294
Котельная ВОС	3,27368	0,2029	0,0442
Котельная ул. Чайковского, 155	0,4945	-0,4945	0,0000
Котельная ул. Лазо, 111	0,3010	-0,2464	-0,0546
Котельная 433 квартала	3,94854	0,4247	0,0925
Котельная ПУ-6	0,7570	-0,6050	-0,1520
Котельная ОАО "РЖД"	5,1031	-3,1831	-0,3000
Благовещенская ТЭЦ	826,591	26,0171	4,9375
Котельная НК-1	3,5346	1,3808	0,3007
Котельная НК-2	0,1780	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0,2829	0,1162	0,0253
Котельная СПР	0,5000	0,4106	0,0894
Итого:		16,0127	2,9294

Прирост нагрузки в 2017 г. относительно базовых нагрузок в 2016 г. составит 1,85%. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2017 г. представлены в таблице 1.2.8.

Таблица 1.2.8. Перспективные балансы тепловых мощностей и тепловых нагрузок в зонах действия источников на 2017 г.

Наименование источника	Нагрузка ОВ, Гкал/час	Нагрузка ГВС, Гкал/час	Суммарная подключенная нагрузка, Гкал/час	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск в сеть, необходимый для покрытия нагрузки, Гкал/час	Собственные нужды источника (% от фактической выработки)	Выработка т/э источником, необходимая для покрытия нагрузки Гкал/час	Располагаема тепловая мощность источника, Гкал/час	Суммарный дефицит тепловой мощности источника, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
Котельная 74 квартала	24,7884	4,5387	29,3270	0,1178	33,2422	0,0373	34,5300	36,0000	1,4700
Котельная 101 квартала	10,6970	2,1354	12,8323	0,1350	14,8353	0,0412	15,4724	18,0000	2,5276
Котельная 410 квартала	12,8516	3,0992	15,9508	0,1350	18,4403	0,0400	19,2086	24,5000	5,2914
Котельная 438 квартала	3,4250	0,5325	3,9574	0,1085	4,4392	0,0248	4,5520	10,0000	5,4480
Котельная 476 квартала	1,6956	0,5049	2,2005	0,1053	2,4595	0,0803	2,6742	1,8900	-0,7842
Котельная 481 квартала	1,5480	0,3175	1,8655	0,0905	2,0512	0,0723	2,2111	3,1100	0,8989
Котельная ВОС	3,0274	0,4934	3,5208	0,2819	4,9032	0,0706	5,2754	6,5050	1,2296
Котельная Дальневосточная, 25	0,1087	0,0000	0,1087	0,0782	0,1179	0,0903	0,1296	0,4420	0,3124
Котельная ДОС	3,0564	0,0056	3,0620	0,1474	3,5915	0,0345	3,7198	5,5000	1,7802
Котельная Мостоотряд 64	0,5222	0,0000	0,5222	0,2122	0,6629	0,0828	0,7227	1,0200	0,2973
Котельная ОРТПЦ	0,7097	0,1457	0,8554	0,1437	0,9989	0,0889	1,0965	1,8300	0,7335
Котельная п. Аэропорт	3,1771	0,9325	4,1096	0,0728	4,4322	0,0653	4,7418	5,3500	0,6082
Котельная ул. Пограничная, 183	5,1073	0,5548	5,6621	0,1184	6,4224	0,0418	6,7028	18,0000	11,2972
Котельная ул. Релочная, 5	2,7036	0,2599	2,9635	0,2180	3,7899	0,0920	4,1740	9,6600	5,4860
Котельная школы N 31	0,0776	0,0000	0,0776	0,1108	0,0873	0,0517	0,0920	0,2600	0,1680
Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0000	0,0489	0,1300	0,0562	0,0250	0,0576	0,0430	-0,0146
Итого по ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	73,5444	13,5201	87,0644	-	100,5300	-	105,3604	142,1100	37,5484
ОАО "Облкоммунсервис"
Котельная 433 квартала	3,7664	0,6993	4,4657	0,1122	5,0300	0,0253	5,1608	7,9500	2,7892
Котельная БАЗА	-	-	1,0530	0,1500	1,2388	0,0400	1,2904	1,4200	0,1296
Котельная БДИ	0,3336	0,1643	0,4979	0,0715	0,5363	0,0286	0,5521	0,9200	0,3679
Котельная ОЭБЦ	0,1369	0,0000	0,1369	0,1518	0,1614	0,0499	0,1699	0,9200	0,7501
Котельная ПЛ-26	3,0780	0,0000	3,0780	0,1000	3,4200	0,0400	3,5625	4,0700	0,5075
Котельная ПУ-23	1,8230	0,2420	2,0650	0,0969	2,2865	0,0315	2,3609	3,8400	1,4791
Итого по ОАО "Облкоммунсервис":	-	-	11,2965	-	12,6730	-	13,0965	19,1200	6,0235
ООО "БЗСМ"
Котельная завода стройматериалов	6,0672	1,2161	7,2833	0,1200	8,2765	0,0400	8,6213	19,2300	10,6087
ООО "Амурский Бройлер"
Котельная птицефабрики	40,1966	8,0510	48,2476	0,0705	51,9078	0,0256	53,2696	48,7500	-4,5196
ОАО "РЖД"
Котельная ОАО "РЖД"	-	-	1,6200	0,1900	2,0000	0,0400	2,0833	10,6200	8,5367
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
Котельная судостроительного завода	18,2410	2,0303	20,2713	0,1112	22,4701	0,0329	23,2099	23,4000	0,1901
Благовещенская ТЭЦ
Благовещенская ТЭЦ	688,6966	168,8487	857,5453	0,0600	912,2823	0,0158	926,8954	965,0000	38,1046
Новые источники
Котельная НК-1	4,2832	0,9329	5,2161	0,1000	5,7957	0,0400	6,0372	8,0000	1,9628
Котельная НК-2	0,2193	0,0478	0,2670	0,1000	0,2967	0,0400	0,3090	2,0000	1,6910
Котельная НК-3	0,3485	0,0759	0,4243	0,1000	0,4715	0,0400	0,4911	2,0000	1,5089
Котельная СПР	0,8211	0,1789	1,0000	0,1000	1,1111	0,0400	1,1574	2,0000	0,8426
Итого по г. Благовещенску:	-	-	1040,2359	-	-	-	-	1242,2300	107,0172

Анализ таблицы 1.2.8 позволяет сделать следующие выводы:

- на котельной 476 квартала, электрокотельной по ул. Набережная 47 и котельной Птицефабрики наблюдаются дефициты тепловой мощности, вызванные недостаточной располагаемой мощностью источников. Мероприятия по устранению дефицита мощности, необходимые для обеспечения темпа прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии".

- суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 107,0172 Гкал/час. На источники ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приходится 37,5484 Гкал/час, на источники ОАО "Облкоммунсервис" - 6,0235 Гкал/час, на котельную ООО "БЗСМ" - 10,6087 Гкал/час, на котельную ОАО "РЖД" - 8,5367 Гкал/час, на Благовещенскую ТЭЦ - 38,1046, на новые источники теплоснабжения: котельные НК-1, НК-2, НК-3 и котельную СПР - 6,0052 Гкал/час. Распределение резерва тепловой мощности по теплоснабжающим организациям г. Благовещенска также приведено на рисунке 1.2.4.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.2.4. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

1.2.5. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2018 г.

Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за 2018 г. в зонах действия источников тепловой энергии приведены в таблице 1.2.9.

Таблица 1.2.9. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2018 г.

Источник	Базовая нагрузка на 2017 г.	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	29,3270	0,4510	0,0990
Котельная 410 квартала	15,9508	0,1351	0,0294
Котельная ВОС	3,52081	0,2029	0,0442
Котельная ДОС	3,0620	-3,0564	-0,0056
Котельная 433 квартала	4,4657	0,4247	0,0925
Благовещенская ТЭЦ	857,545	27,2545	8,5702
Котельная НК-1	5,2161	1,3838	0,3010
Котельная НК-2	0,2670	0,0731	0,0159
Котельная НК-3	0,4243	0,1162	0,0253
Котельная СПР	1,0000	0,4106	0,0894
Котельная МП	0,0000	7,1687	1,1378
Итого:		30,4518	9,2669

Прирост нагрузки в 2018 г. относительно базовых нагрузок в 2017 г. составит 3,82%. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2018 г. представлены в таблице 1.2.10.

Таблица 1.2.10. Перспективные балансы тепловых мощностей и тепловых нагрузок в зонах действия источников на 2018 г.

Наименование источника	Нагрузка ОВ, Гкал/час	Нагрузка ГВС, Гкал/час	Суммарная подключенная нагрузка, Гкал/час	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск в сеть, необходимый для покрытия нагрузки, Гкал/час	Собственные нужды источника (% от фактической выработки)	Выработка т/э источником, необходимая для покрытия нагрузки Гкал/час	Располагаема тепловая мощность источника, Гкал/час	Суммарный дефицит тепловой мощности источника, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
Котельная 74 квартала	25,2394	4,6377	29,8770	0,1178	33,8656	0,0373	35,1776	36,0000	0,8224
Котельная 101 квартала	10,6970	2,1354	12,8323	0,1350	14,8353	0,0412	15,4724	18,0000	2,5276
Котельная 410 квартала	12,9867	3,1287	16,1153	0,1350	18,6304	0,0400	19,4067	24,5000	5,0933
Котельная 438 квартала	3,4250	0,5325	3,9574	0,1085	4,4392	0,0248	4,5520	10,0000	5,4480
Котельная 476 квартала	1,6956	0,5049	2,2005	0,1053	2,4595	0,0803	2,6742	1,8900	-0,7842
Котельная 481 квартала	1,5480	0,3175	1,8655	0,0905	2,0512	0,0723	2,2111	3,1100	0,8989
Котельная ВОС	3,2303	0,5376	3,7680	0,2819	5,2473	0,0706	5,6457	6,5050	0,8593
Котельная Дальневосточная, 25	0,1087	0,0000	0,1087	0,0782	0,1179	0,0903	0,1296	0,4420	0,3124
Котельная Мостоотряд 64	0,5222	0,0000	0,5222	0,2122	0,6629	0,0828	0,7227	1,0200	0,2973
Котельная ОРТПЦ	0,7097	0,1457	0,8554	0,1437	0,9989	0,0889	1,0965	1,8300	0,7335
Котельная п. Аэропорт	3,1771	0,9325	4,1096	0,0728	4,4322	0,0653	4,7418	5,3500	0,6082
Котельная ул. Пограничная, 183	5,1073	0,5548	5,6621	0,1184	6,4224	0,0418	6,7028	18,0000	11,2972
Котельная ул. Релочная, 5 (Белогорье)	2,7036	0,2599	2,9635	0,2180	3,7899	0,0920	4,1740	9,6600	5,4860
Котельная школы N 31	0,0776	0,0000	0,0776	0,1108	0,0873	0,0517	0,0920	0,2600	0,1680
Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0000	0,0489	0,1300	0,0562	0,0250	0,0576	0,0430	-0,0146
Итого по ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	71,2770	13,6871	84,9640	-	98,0963	-	102,8566	136,6100	34,5522
ОАО "Облкоммунсервис"
Котельная 433 квартала	4,1911	0,7918	4,9829	0,1122	5,6125	0,0253	5,7584	7,9500	2,1916
Котельная БАЗА	-	-	1,0530	0,1500	1,2388	0,0400	1,2904	1,4200	0,1296
Котельная БДИ	0,3336	0,1643	0,4979	0,0715	0,5363	0,0286	0,5521	0,9200	0,3679
Котельная ОЭБЦ	0,1369	0,0000	0,1369	0,1518	0,1614	0,0499	0,1699	0,9200	0,7501
Котельная ПЛ-26	3,0780	0,0000	3,0780	0,1000	3,4200	0,0400	3,5625	4,0700	0,5075
Котельная ПУ-23	1,8230	0,2420	2,0650	0,0969	2,2865	0,0315	2,3609	3,8400	1,4791
Итого по ОАО "Облкоммунсервис":	-	-	11,8137	-	13,2555	-	13,6942	19,1200	5,4258
ООО "БЗСМ"
Котельная завода стройматериалов	6,0672	1,2161	7,2833	0,1200	8,2765	0,0400	8,6213	19,2300	10,6087
ООО "Амурский Бройлер"
Котельная птицефабрики	36,0844	6,9188	43,0032	0,0705	46,2655	0,0256	47,4793	48,7500	1,2707
ОАО "РЖД"
Котельная ОАО "РЖД"	-	-	1,6200	0,1900	2,0000	0,0400	2,0833	10,6200	8,5367
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
Котельная судостроительного завода	18,2410	2,0303	20,2713	0,1112	22,4701	0,0329	23,2099	23,4000	0,1901
Благовещенская ТЭЦ
Благовещенская ТЭЦ	715,9511	177,4189	893,3700	0,0600	950,3936	0,0158	965,6172	965,0000	-0,6172
Новые источники
Котельная НК-1	5,6670	1,2339	6,9009	0,1000	7,6676	0,0400	7,9871	8,0000	0,0129
Котельная НК-2	0,2923	0,0637	0,3560	0,1000	0,3956	0,0400	0,4120	2,0000	1,5880
Котельная НК-3	0,4646	0,1012	0,5658	0,1000	0,6287	0,0400	0,6549	2,0000	1,3451
Котельная СПР	1,2317	0,2683	1,5000	0,1000	1,6667	0,0400	1,7361	2,0000	0,2639
Котельная МП	7,1687	1,1378	8,3065	0,1000	9,2294	0,0400	9,6140	14,0000	4,3860
Итого по г. Благовещенску:	-	-	1079,9547	-	-	-	-	1250,7300	68,1801

Анализ таблицы 1.2.10 позволяет сделать следующие выводы:

- на котельной 476 квартала, электрокотельной по ул. Набережная 47 и Благовещенской ТЭЦ наблюдаются дефициты тепловой мощности, вызванные недостаточной располагаемой мощностью источников. Мероприятия по устранению дефицита мощности, необходимые для обеспечения темпа прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии";

- суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 68,1801 Гкал/час. На источники ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приходится 34,5522 Гкал/час, на источники ОАО "Облкоммунсервис" - 5,4258 Гкал/час, на котельную ООО "БЗСМ" - 10,6087 Гкал/час, на котельную птицефабрики - 1,2707 Гкал/час, на котельную ОАО "РЖД" - 8,5367 Гкал/час, на новые источники теплоснабжения: котельные НК-1, НК-2, НК-3, котельную СПР и котельную МП - 7,5959 Гкал/час. Распределение резерва тепловой мощности по теплоснабжающим организациям г. Благовещенска также приведено на рисунке 1.2.5.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.2.5. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

1.2.6. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2019 - 2024 гг.

Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за 2019 - 2024 гг. в зонах действия источников тепловой энергии приведены в таблице 1.2.11.

Таблица 1.2.11. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2019 - 2024 гг.

Источник	Базовая нагрузка на 2018 г.	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Котельная 74 квартала	29,8770	0,3335	0,0592
Котельная 101 квартала	12,8323	1,4208	0,3190
Котельная 410 квартала	16,1153	-12,9860	-3,1287
Котельная 438 квартала	3,95743	-3,4250	-0,5325
Котельная 476 квартала	2,2005	-1,6956	-0,5049
Котельная ул. Пограничная, 183	5,6621	-5,1073	-0,5548
Котельная 481 квартала	1,86549	-1,5480	-0,3175
Котельная ВОС	3,76795	-3,2303	-0,5376
Котельная Дальневосточная, 25	0,1087	-0,1087	0,0000
Котельная Мостоотряд 64	0,5222	-0,5222	0,0000
Котельная школы N 31	0,0776	-0,0776	0,0000
Котельная 433 квартала	4,98286	-4,1911	-0,7918
Котельная БДИ	0,49793	-0,3336	-0,1643
Котельная ОЭБЦ	0,1369	-0,1369	0,0000
Котельная ПЛ-26	3,0780	-3,0780	0,0000
Котельная ПУ-23	2,0650	-1,8230	-0,2420
Благовещенская ТЭЦ	893,3700	-46,6957	-7,1784
Благовещенская ТЭЦ-2	0	160,5721	33,1287
Котельная НК-1	6,9009	4,4016	0,9836
Котельная НК-2	0,3560	0,7245	0,1575
Котельная НК-3	0,565794	1,1641	0,2527
Котельная МП	8,3065	1,2650	0,3625
Котельная СПР	1,5	8,4478	1,8901
Итого:		93,3705	23,2008

Прирост нагрузки в 2019 - 2024 гг. относительно базовых нагрузок в 2018 г. составит 10,79%. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2019 - 2024 гг. представлены в таблице 1.2.12.

Таблица 1.2.12. Перспективные балансы тепловых мощностей и тепловых нагрузок в зонах действия источников на 2019 - 2024 гг.

Наименование источника	Нагрузка ОВ, Гкал/час	Нагрузка ГВС, Гкал/час	Суммарная подключенная нагрузка, Гкал/час	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск в сеть, необходимый для покрытия нагрузки, Гкал/час	Собственные нужды источника (% от фактической выработки)	Выработка т/э источником, необходимая для покрытия нагрузки Гкал/час	Располагаема тепловая мощность источника, Гкал/час	Суммарный дефицит тепловой мощности источника, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
Котельная 74 квартала	25,5729	4,69688	30,26974	0,11778	34,3108	0,03729	35,6399	36,0000	0,3601
Котельная 101 квартала	12,1177	2,45438	14,57211	0,13502	16,8467	0,04117	17,5701	18,0000	0,4299
Котельная ОРТПЦ	0,7097	0,1457	0,8554	0,1437	0,99895	0,0889	1,0965	1,8300	0,7335
Котельная п. Аэропорт	3,1771	0,93249	4,10959	0,07278	4,43217	0,0653	4,7418	5,3500	0,6082
Котельная ул. Релочная, 5 (Белогорье)	2,7036	0,2599	2,9635	0,21805	3,78987	0,0920	4,1740	9,6600	5,4860
Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0000	0,0489	0,1300	0,0562	0,0250	0,0576	0,0430	-0,0146
Итого по ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	44,3299	8,48936	52,81924	-	60,4347	-	63,2799	70,8830	7,6177
ОАО "Облкоммунсервис"
Котельная БАЗА	-	-	1,053	0,15	1,23882	0,0400	1,2904	1,4200	0,1296
ООО "БЗСМ"
Котельная завода стройматериалов	6,06724	1,21606	7,283301	0,1200	8,27648	0,0400	8,6213	19,2300	10,6087
ООО "Амурский Бройлер"
Котельная птицефабрики	36,0844	6,9188	43,0032	0,0705	46,2655	0,0256	47,4793	48,7500	1,2707
ОАО "РЖД"
Котельная ОАО "РЖД"	-	-	1,62	0,1900	2	0,0400	2,0833	10,6200	8,5367
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
Котельная судостроительного завода	18,241	2,03028	20,27128	0,1112	22,4701	0,0329	23,2099	23,4000	0,1901
Благовещенская ТЭЦ
Благовещенская ТЭЦ	669,2554	170,2405	839,4959	0,0600	893,0807	0,0158	907,3863	965,0000	57,6137
Новые источники
Благовещенская ТЭЦ-2	160,5721	33,1287	193,7009	0,0600	206,0648	0,0150	209,2028	300,0000	90,7972
Котельная НК-1	10,0686	2,2174	12,2861	0,1000	13,6512	0,0400	14,2200	16,0000	1,7800
Котельная НК-2	1,0169	0,2212	1,2380	0,1000	1,3756	0,0400	1,4329	4,0000	2,5671
Котельная НК-3	1,6287	0,3539	1,9826	0,1000	2,2029	0,0400	2,2947	4,0000	1,7053
Котельная СПР	9,6795	2,1584	11,8379	0,1000	13,1532	0,0400	13,7013	15,0000	1,2987
Котельная МП	8,43374	1,50031	9,9341	0,1000	11,0378	0,0400	11,4977	14,0000	2,5023
Итого по г. Благовещенску:	-	-	1196,5254	-	-	-	-	1492,2600	186,6178

Анализ таблицы 1.2.12 позволяет сделать следующие выводы:

- на электрокотельной по ул. Набережная, 47 наблюдается дефицит тепловой мощности, вызванный недостаточной располагаемой мощностью источника. Мероприятия по устранению дефицита мощности, необходимые для обеспечения темпа прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии".

- суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 186,6178 Гкал/час. На источники ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приходится 7,6177 Гкал/час, на источники ОАО "Облкоммунсервис" - 0,1296 Гкал/час, на котельную ОАО "Амурский Бройлер" - 1,2707 Гкал/час, на котельную ООО "БЗСМ" - 10,6087 Гкал/час, на котельную ОАО "РЖД" - 8,5367 Гкал/час, на Благовещенскую ТЭЦ - 57,6137 Гкал/час, на новые источники теплоснабжения: котельные НК-1, НК-2, НК-3, котельную СПР, котельную МП и Благовещенскую ТЭЦ-2 - 100,6507 Гкал/час. Распределение резерва тепловой мощности по теплоснабжающим организациям г. Благовещенска также приведено на рисунке 1.2.6.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.2.6. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

1.2.7. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2025 - 2030 гг.

Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за 2025 - 2030 гг. в зонах действия источников тепловой энергии приведены в таблице 1.2.13.

Таблица 1.2.13. Приросты тепловых нагрузок в зонах действия источников (Гкал/час), прогнозируемые к 2025 - 2030 гг.

Источник	Базовая нагрузка на 2019 - 2024 гг.	Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию	Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
Благовещенская ТЭЦ	839,4960	22,0495	6,8646
Благовещенская ТЭЦ-2	193,7009	19,0154	5,4842
Котельная НК-1	12,2861	0,1842	0,0485
Котельная НК-2	1,2380	0,9416	0,2226
Котельная НК-3	1,9826	1,7181	0,4406
Котельная СПР	11,8379	6,1138	1,7048
Котельная МП	9,9341	0,9922	0,2345
Итого:		51,015	14,9997

Прирост нагрузки в 2025 - 2030 гг. относительно базовых нагрузок в 2019 - 2024 гг. составит 5,52%. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2025 - 2030 гг. представлены в таблице 1.2.14.

Таблица 1.2.14. Перспективные балансы тепловых мощностей и тепловых нагрузок в зонах действия источников на 2025 - 2030 гг.

Наименование источника	Нагрузка ОВ, Гкал/час	Нагрузка ГВС, Гкал/час	Суммарная подключенная нагрузка, Гкал/час	Потери т/э в сетях (% от отпуска)	Полезный отпуск в сеть, необходимый для покрытия нагрузки, Гкал/час	Собственные нужды источника (% от фактической выработки)	Выработка т/э источником, необходимая для покрытия нагрузки Гкал/час	Располагаема тепловая мощность источника, Гкал/час	Суммарный дефицит тепловой мощности источника, Гкал/час
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
Котельная 74 квартала	25,5729	4,69688	30,26974	0,11778	34,3108	0,03729	35,6399	36,0000	0,3601
Котельная 101 квартала	12,1177	2,45438	14,57211	0,13502	16,8467	0,04117	17,5701	18,0000	0,4299
Котельная ОРТПЦ	0,7097	0,1457	0,8554	0,1437	0,99895	0,0889	1,0965	1,8300	0,7335
Котельная п. Аэропорт	3,1771	0,93249	4,10959	0,07278	4,43217	0,0653	4,7418	5,3500	0,6082
Котельная ул. Релочная, 5 (Белогорье)	2,7036	0,2599	2,9635	0,21805	3,78987	0,0920	4,1740	9,6600	5,4860
Электрокотельная ул. Набережная, 47	0,0489	0,0000	0,0489	0,1300	0,0562	0,0250	0,0576	0,0430	-0,0146
Итого по ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис":	44,3299	8,48936	52,81924	-	60,4347	-	63,2799	70,8830	7,6177
ОАО "Облкоммунсервис"
Котельная БАЗА	-	-	1,053	0,15	1,23882	0,0400	1,2904	1,4200	0,1296
ООО "БЗСМ"
Котельная завода стройматериалов	6,06724	1,21606	7,283301	0,1200	8,27648	0,0400	8,6213	19,2300	10,6087
ООО "Амурский Бройлер"
Котельная птицефабрики	36,0844	6,9188	43,0032	0,0705	46,2655	0,0256	47,4793	48,7500	1,2707
ОАО "РЖД"
Котельная ОАО "РЖД"	-	-	1,62	0,1900	2	0,0400	2,0833	10,6200	8,5367
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"
Котельная судостроительного завода	18,241	2,03028	20,27128	0,1112	22,4701	0,0329	23,2099	23,4000	0,1901
Благовещенская ТЭЦ
Благовещенская ТЭЦ	691,3049	177,1051	868,4100	0,0600	923,8404	0,0158	938,6387	965,0000	26,3613
Новые источники
Благовещенская ТЭЦ-2	179,5875	38,6129	218,2004	0,0600	232,1281	0,0150	235,6631	300,0000	64,3369
Котельная НК-1	10,2529	2,2659	12,5188	0,1000	13,9098	0,0400	14,4894	16,0000	1,5106
Котельная НК-2	1,9585	0,4437	2,4022	0,1000	2,6691	0,0400	2,7803	4,0000	1,2197
Котельная НК-3	3,3468	0,7945	4,1413	0,1000	4,6014	0,0400	4,7932	7,0000	2,2068
Котельная СПР	15,7933	3,8632	19,6566	0,1000	21,8406	0,0400	22,7506	30,0000	7,2494
Котельная МП	9,4259	1,7348	11,1607	0,1000	12,4008	0,0400	12,9175	14,0000	1,0825
Итого по г. Благовещенску:	-	-	1262,5400	-	-	-	-	1510,3030	132,3207

Анализ таблицы 1.2.14 позволяет сделать следующие выводы:

- на электрокотельной по ул. Набережная 47 наблюдается дефицит тепловой мощности, вызванный недостаточной располагаемой мощностью источника. Мероприятия по устранению дефицита мощности, необходимые для обеспечения темпа прироста тепловой нагрузки, приведены в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии".

- суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 132,3207 Гкал/час. На источники ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис" приходится 7,6177 Гкал/час, на источники ОАО "Облкоммунсервис" - 0,1296 Гкал/час, на котельную ООО "БЗСМ" - 10,6087 Гкал/час, на котельную ООО "Амурский бройлер" - 1,2707 Гкал/час, на котельную ОАО "РЖД" - 8,5367 Гкал/час, на Благовещенскую ТЭЦ - 26,3613 Гкал/час, на новые источники теплоснабжения: котельные НК-1, НК-2, НК-3, котельную СПР, котельную МП и Благовещенскую ТЭЦ-2 - 77,6059 Гкал/час. Распределение резерва тепловой мощности по теплоснабжающим организациям г. Благовещенска также приведено на рисунке 1.2.7.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 1.2.7. Распределение резервов тепловой мощности по теплогенерирующим организациям

ГАРАНТ:

Нумерация глав приводится в соответствии с источником

Глава 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии"

1. Определение условий организации централизованного теплоснабжения, индивидуального теплоснабжения, а также поквартирного отопления

По существующему состоянию системы теплоснабжения индивидуальное теплоснабжение применяется в индивидуальном малоэтажном жилищном фонде. Под индивидуальным теплоснабжением понимается печное отопление; теплоснабжение и обеспечение ГВС от индивидуальных источников тепловой энергии (котлов).

Индивидуальный жилищный фонд характеризуется малыми расчетными тепловыми нагрузками и большим числом потребителей, что определяет необходимость строительства тепловых сетей малых диаметров и большой протяженности. Капитальные вложения и расходы на техническое обслуживание тепловых сетей в этом случае велики, сроки окупаемости неприемлемы ввиду малых значений расчетных тепловых нагрузок потребителей. В перспективе перевода потребителей индивидуального малоэтажного жилого фонда на централизованное теплоснабжение осуществлять не планируется.

Ввиду указанных выше причин, а также удаленности от действующих в настоящее время источников тепловой энергии, теплоснабжение потребителей перспективной индивидуальной жилищной застройки планируется осуществлять при помощи индивидуальных источников тепловой энергии. Исключение составляют потребители индивидуальной жилищной застройки в Северном планировочном районе, районе "Пятая стройка", а также в "Зоне коллективных садов". Эти районы индивидуальной жилищной застройки находятся на существенном удалении от источника централизованного теплоснабжения - Благовещенской ТЭЦ (БТЭЦ) - кроме того, они существенно удалены друг от друга. В этой связи наиболее целесообразным решением для теплоснабжения этих потребителей представляется введение трех локальных источников тепловой энергии - котельных НК-1, НК-2, НК-3.

Индивидуальные квартирные источники тепловой энергии в многоквартирных жилых домах города Благовещенска в настоящий момент не используются.

Потребителями тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения являются потребители многоэтажной и малоэтажной жилой застройки, общественные здания, промышленные потребители. Описание систем теплоснабжения приводится в Части 1 "Функциональная структура организации теплоснабжения" Главы 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения".

В рассматриваемый период до 2030 г. будет наблюдаться прирост тепловой нагрузки, обусловленный подключением к системам теплоснабжения потребителей многоэтажной и малоэтажной жилой застройки, а также общественных зданий.

Согласно статье 14 ФЗ N 190 "О теплоснабжении" от 27.07.2010 года, подключение потребителей тепловой энергии, в том числе застройщиков, к системе теплоснабжения осуществляется в порядке, установленном законодательством о градостроительной деятельности для подключения объектов капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения, с учетом особенностей, предусмотренных ФЗ N 190 "О теплоснабжении" и правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.

Обоснование предложений, приведенное в данной Главе, опирается на следующую информацию:

- информацию по перспективным приростам строительных фондов и прогнозу перспективного потребления тепловой энергии, Глава 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения";

- информацию по перспективным балансам тепловой мощности источников и тепловой нагрузке, Глава 4 "Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки";

- информацию по необходимым мероприятиям по строительству и реконструкции тепловых сетей, Глава 7 "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них".

Мероприятия, рассмотренные в данной главе, описывают оптимальный вариант развития системы теплоснабжения, т.е. вариант, обеспечивающий достижение в заданные сроки качественного теплоснабжения текущих и перспективных потребителей тепловой энергии.

2. Обоснование предлагаемых для строительства источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

В соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" расположение основных районов с приростами тепловых нагрузок и общее значение прироста расчетных тепловых нагрузок не позволяет допустить возможность инерционного варианта развития системы теплоснабжения без принятия превентивных мер обеспечения качественного и надежного теплоснабжения потребителей тепловой энергии. Так, суммарный прирост тепловой нагрузки в Северном планировочном районе до 2030 г. за счет ввода потребителей многоэтажной и малоэтажной застройки, общественных зданий составит более 120 Гкал/час. Рассредоточенность потребителей перспективной застройки с одной стороны, а также значительная удаленность от действующего источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, БТЭЦ, (более 6 километров), с другой, приводят к невозможности организации теплоснабжения потребителей перспективной застройки в Северном планировочном районе от действующих источников тепловой энергии.

Для обеспечения теплоснабжения потребителей перспективной застройки в Северном планировочном районе возможны два сценария развития системы теплоснабжения г. Благовещенска:

1) Дальнейшая децентрализация теплоснабжения северных районов города за счет строительства локальных котельных;

2) Централизация теплоснабжения северных районов города за счет строительства второго источника комбинированной выработки тепловой энергии - Благовещенской ТЭЦ-2 (БТЭЦ-2).

Строительство локальных котельных для обеспечения приростов расчетных тепловых нагрузок в северной части городского округа привлекательно ввиду необходимости относительно малых инвестиций, однако имеет ряд существенных недостатков:

1) Использование "высокого" температурного графика на локальных котельных является экономически неоправданным ввиду высокой стоимости оборудования. Типичными графиками для районных котельных являются графики 95/70°С и ниже. Системы, рассчитанные на такие температурные графики, являются локальными, поскольку низкий температурный график обуславливает большие расходы теплоносителя и не оправдан экономически для дальнего транспорта тепловой энергии. Системы магистральных и квартальных трубопроводов ТЭЦ, спроектированные на температурный график 150/70°С, не способны принять необходимый расход теплоносителя от котельных в случае необходимости резервирования системы. Таким образом, осуществить резервирование системы Благовещенской ТЭЦ от локальных котельных не представляется возможным. Отсутствие возможности резервирования подтверждается серией теплогидравлических расчетов, моделирующих аварийный режим отключения ТЭЦ.

2) Тариф на вырабатываемую котельными тепловую энергию существенно выше тарифа при комбинированной выработке тепловой энергии;

3) Использование локальных котельных, расположенных на небольшом удалении от районов жилой застройки, менее привлекательно в экологическом плане, чем использование удаленной ТЭЦ.

Таким образом, сценарий, отвечающий децентрализации теплоснабжения северных районов г. Благовещенск, является противоречивым по отношению к требованиям пункта 8.3 Статьи 23 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", согласно которому обязательными критериями принятия решений в отношении развития системы теплоснабжения являются:

1) обеспечение надежности теплоснабжения потребителей;

2) минимизация затрат на теплоснабжение в расчете на каждого потребителя в долгосрочной перспективе;

3) приоритет комбинированной выработки тепловой и электрической энергии с учетом экономической обоснованности.

Принимая во внимание вышеуказанное, настоящая Схема теплоснабжения предусматривает строительство второго источника тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии - Благовещенской ТЭЦ-2 (БТЭЦ-2). Строительство БТЭЦ-2 на севере г. Благовещенска:

- обеспечит тепловой энергией потребителей перспективной застройки г. Благовещенск;

- повысит надежность теплоснабжения за счет возможности резервирования системы Благовещенской ТЭЦ;

- позволит обеспечить электроснабжение новых жилых районов;

- позволит осуществить закрытие большого количества малых нерентабельных угольных и мазутных котельных;

- улучшит экологическую ситуацию в городе вследствие консервации угольных и мазутных котельных и выноса источника теплоснабжения на значительное удаление от потребителей;

- будет иметь благоприятные тарифные последствия для населения и коммерческих потребителей тепловой энергии.

Площадка для строительства БТЭЦ-2 была предложена Управлением архитектуры и строительства г. Благовещенска и приводится на рисунке 2.1. Ввод БТЭЦ-2 планируется осуществить к 2022 г.

В соответствии с балансами тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки, приведенными в Главе 4 "Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки", для обеспечения централизованного теплоснабжения перспективных потребителей Северного планировочного района, а также обеспечения резервирования БТЭЦ за счет, в том числе, создания на ней резерва тепловой мощности, предусматривается, что вновь вводимая БТЭЦ-2 будет иметь установленную тепловую мощность 300 Гкал/час и установленную электрическую мощность 240 МВт.

Создание достаточного резерва тепловой мощности на БТЭЦ планируется за счет переключения потребителей Северного района, расположенных восточнее Новотроицкого шоссе, на БТЭЦ-2 (рисунок 2.2). Суммарная тепловая нагрузка переключаемых потребителей составит при этом 40,3 Гкал/час.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.1. Схема размещения БТЭЦ-2

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2. Предлагаемое разграничение зон действия БТЭЦ и БТЭЦ-2

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3. Первый и второй контуры БТЭЦ-2 (слева направо)

Осуществление такого переключения планируется путем введения двухконтурной схемы (рисунок 2.3): первый контур, связанный непосредственно с БТЭЦ-2, будет работать по температурному графику 150/70°С и иметь закольцованную тепловую сеть с двумя главными тепловыми магистралями; второй контур, гидравлически независимый от первого, будет работать по температурному графику 130/70°С во избежание переналадки тепловых узлов переключаемых от БТЭЦ потребителей. Применение более высокого температурного графика для первого контура БТЭЦ-2 связано, в первую очередь, с дальним транспортом тепловой энергии, при котором самые удаленные потребители находятся от БТЭЦ-2 на расстоянии порядка 8 км. Развязка первого и второго контуров будет осуществляться в ЦТП БТЭЦ-2, строительство которого планируется осуществить западнее 433 квартала (рисунок 2.3).

В качестве основного оборудования ЦТП БТЭЦ-2 предусмотрено использование теплообменника типа РИДАН ННN 201, а также двух насосов типа СЭ2500-60-8 (один основной и один резервный). В соответствии с гидравлическими расчетами, произведенными в пакете Zulu Thermo для перспективной электронной модели схемы теплоснабжения, для работы БТЭЦ-2 предложены следующие гидравлические режимы: для первого контура - 4,0 / 1,0 кгс/см²; для второго контура - 8,3 / 2,0 кгс/см².

Оборудование источника, его компоновка и, в конечном счете, стоимость постройки во многом определяются выбором топлива. Проектирование источника для работы на твердом и газообразном топливе является экономически неоправданным вследствие существенно различающегося оборудования. Так, угольная ТЭЦ требует наличия железнодорожной ветки для поставки угля, склада топлива, золошламоотвалов, оборудования для измельчения и осушения топлива, жидкотопливных систем розжига и т.д. Кроме того, любой универсальный парогенератор, работающий на твердом и газообразном топливе, в первую очередь спроектирован для работы на твердом топливе, как более сложном для процесса сжигания. Разница в поверхностях теплообмена и других конструктивных параметрах, в конечном счете, приводит к неоптимальному процессу горения, и, как следствие, к более низкому КПД оборудования. Пониженная эффективность работы оборудования при увеличенных капитальных затратах приводит к тому, что сроки окупаемости источника существенно увеличиваются, тарифные последствия такого решения также неблагоприятны.

На настоящий момент при постройке второй очереди Благовещенской ТЭЦ, при отсутствии газоснабжения Амурской области, вариант угольной ТЭЦ выглядит безальтернативным. Однако к 2019 г. планируется завершение проекта постройки газовых магистралей до Амурской области. При этом г. Благовещенск находится на пути следования магистралей и подлежит газификации.

Официальная информация об организации поставок природного газа в г. Благовещенск на данный момент отсутствует. В этой связи, проектные работы по Благовещенской ТЭЦ-2 рекомендуется начинать при наличии официальной информации о газификации и проектов по газоснабжению городского округа.

При подтверждении газификации источник рекомендуется проектировать как парогазовый дубль-блок, что позволит достичь значений эффективного электрического КПД не менее 55% при применении современного оборудования с высокими начальными параметрами турбоагрегатов. При получении информации об откладывании сроков газификации на более поздний период проектировать БТЭЦ-2 следует, очевидно, на твердое топливо.

В Схеме теплоснабжения, как в документе ранней предпроектной проработки, в качестве основного топлива БТЭЦ-2 принимается природный газ, в качестве резервного - также природный газ (ввиду дороговизны мазутов в Амурской области и сильной зависимости поставок от железнодорожного транспорта). Данное решение принято как наиболее технически и экономически оправданное в свете большой степени вероятности газификации Амурской области.

3. Обоснование предлагаемых для реконструкции действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения перспективных приростов тепловых нагрузок

В соответствии с Частью 6 "Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии" Главы 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения" по состоянию на начало 2014 г. на действующем источнике тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, Благовещенской ТЭЦ, наблюдается полное отсутствие резерва располагаемой тепловой мощности. По этой причине на настоящий момент подключение перспективных потребителей тепловой энергии к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ не представляется возможным. Тем не менее, в соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в расчетный период до 2030 г. в зоне действия БТЭЦ прирост тепловой нагрузки составит более 170 Гкал/час. Принимая во внимание, в соответствии с ФЗ N 190 "О теплоснабжении" от 27.07.2010 года, приоритет комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, а также отсутствие возможности реконструкции существующих, либо постройки новых районных котельных в Центральном планировочном районе, настоящая Схема предусматривает ввод к 2017 г. второй очереди БТЭЦ установленной тепловой мощностью 188 Гкал/час и установленной электрической мощностью 160 МВт. После проведения реконструкции установленная тепловая мощность БТЭЦ в горячей воде вырастет до 1005 Гкал/час. Важно отметить, что по состоянию на начало 2014 г. работы по строительству второй очереди БТЭЦ уже начаты.

В соответствии с положениями Главы 4 "Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки" в расчетный период до 2030 г. настоящая Схема предусматривает переключение ряда потребителей Северного планировочного района с БТЭЦ на вновь вводимую БТЭЦ-2 (рисунок 2.3) для обеспечения резерва располагаемой тепловой мощности. Такая динамика изменения подключенной тепловой нагрузки приведет к появлению на БТЭЦ в расчетный период до 2030 г. резерва тепловой мощности в размере 26,36 Гкал/час. Создание резерва располагаемой тепловой мощности позволит постепенно осуществлять ремонт и замену выработавшего свой ресурс оборудования, а также создаст возможность резервирования районных котельных 74 и 101 кварталов.

4. Обоснование предлагаемых для реконструкции котельных для выработки электроэнергии в комбинированном цикле на базе существующих и перспективных тепловых нагрузок

В рассматриваемом периоде до 2030 г. в г. Благовещенск произведения реконструкции районных котельных для выработки электроэнергии в комбинированном цикле не предусмотрено.

5. Обоснование предлагаемых для вывода в резерв котельных по отношению к источникам тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии

По состоянию на момент разработки схемы теплоснабжения, в системах централизованного теплоснабжения на нужды отопления потребителей жилого сектора г. Благовещенск функционирует 32 котельных суммарной установленной тепловой мощностью 290,069 Гкал/час. 20 муниципальных котельных находятся в аренде филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", 6 котельных - на балансе ОАО "Облкоммунсервис", 1 муниципальная котельная находится в аренде у ОАО "Облкоммунсервис"; по 1 котельной находится на балансе ОАО "РЖД", ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции", ОАО "Ростелеком", ООО "Амурский бройлер" и ООО "Благовещенский завод строительных материалов". Из всех действующих на нужды централизованного теплоснабжения котельных г. Благовещенска только 6 являются крупными и имеют установленную мощность более 15 Гкал/час. 26 котельных имеют установленную мощность менее 15 Гкал/час, причем зачастую подключенная тепловая нагрузка в несколько раз меньше установленной мощности источника тепловой энергии.

Большинство малых котельных, имея подключенную нагрузку до 2 Гкал/час, имеют штатную численность персонала более 20 человек. Степень автоматизации преимущественно низкая, на многих источниках отсутствуют устройства автоматической подачи топлива, автоматические регуляторы и системы управления. Оборудование на источниках устаревшее, с низкой эффективностью и низкой степенью надежности. Все это определяет нерентабельность многих котельных, высокие тарифы на тепловую энергию для населения (для некоторых источников тариф превышает 3200 руб./Гкал), низкую степень надежности теплоснабжения от локальных источников тепловой энергии.

В этой связи в настоящем разделе даны предложения по выводу в резерв районных котельных, которые оказываются в зоне действующих и вновь вводимых источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.

Сети локальных котельных запроектированы на работу по температурному графику 95/70°С, 85/60°С и ниже. Подача в такие системы теплоносителя по графику 150/70°С приведет к существенному снижению скорости и расхода теплоносителя, в результате чего произойдет существенное увеличение потерь тепловой энергии.

С другой стороны, установка крупных редуцирующих узлов (смесительно-понизительных насосных или ЦТП, преобразующих тепловой график) является финансово существенной задачей. При этом, тем не менее, важно отметить, что функции водоподготовки и подпитки сети ложатся на систему водоподготовки ТЭЦ, обладающую, как правило, значительным резервом. Нагрузка на сети городского водопровода при этом снижается.

Решения по потребителям каждого конкретного источника принимались индивидуально с учетом числа потребителей тепловой энергии, расчетной тепловой нагрузки и диаметров тепловой сети. Для локальных котельных с большим числом потребителей и/или с тепловыми сетями больших проходных сечений принимались, преимущественно, решения, связанные с установкой смесительно-понизительных станций для минимизации тепловых потерь и затрат на установку элеваторных узлов. Для малых котельных полная консервация и перевод потребителей на теплоснабжение от ТЭЦ с установкой элеваторных узлов предпочтительнее ввиду малых значений тепловых потерь в сетях малой протяженности.

5.1. Котельные, расположенные в Центральном планировочном районе

5.1.1. Котельная по ул. Чайковского, 155 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной по ул. Чайковского, 155 составляет 0,93 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,49 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы "Универсал", установленные в 1959 г. Капитальный ремонт котлов произведен в 2012 г.

В расчетный период до 2030 г. в соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в непосредственной близости от котельной появятся два перспективных потребителя тепловой энергии суммарной тепловой нагрузкой более 1,2 Гкал/час, рисунок 5.1. При условии реализации проекта по вводу данных потребителей подключение планируется произвести к тепломагистрали N 2 СЗР БТЭЦ. В этой связи, а также ввиду большой наработки и низкой эффективности оборудования котельной целесообразным представляется вывод в 2017 г. котельной в резерв с подключением сетей котельной к системе БТЭЦ с переводом насосов котельной в смесительно-понизительный режим (95/70°С) и установкой соответствующего оборудования.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.1. Перспективные потребители в зоне действия котельной по ул. Чайковского, 155

5.1.2. Котельная по ул. Лазо, 111 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной по ул. Лазо, 111 составляет 0,66 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,3 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы "Универсал", установленные в 1975 г. Капитальный ремонт котлов произведен в 2003 - 2012 гг.

В расчетный период до 2030 г. в соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в непосредственной близости от котельной будет осуществляться строительство жилого комплекса "Зейская набережная" суммарной тепловой нагрузкой 5,61 Гкал/час, рисунок 5.2. Подключение этих потребителей планируется произвести к внутриквартальной тепловой сети ДУ500, соединяющей тепловые магистрали N 2 СЗР и N 3 БТЭЦ. В связи с тем, что теплотрасса до этих потребителей пройдет в непосредственной близости от котельной, для обеспечения централизованного теплоснабжения представляется целесообразным вывод в 2017 г. котельной по ул. Лазо, 111 в резерв с установкой элеваторных узлов у потребителей котельной.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.2. Перспективные потребители в зоне действия котельной по ул. Лазо, 111

5.2. Котельные, расположенные в Северном планировочном районе

5.2.1. Котельная "ДОС" филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

По состоянию на 2014 г. поселок Моховая Падь отапливается от двух котельных - котельной "ДОС" филиала "АКС" "Амуртеплосервис" и котельной птицефабрики. Резерв располагаемой тепловой мощности котельной ДОС по состоянию на начало 2014 г. составляет 1,68 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют мазутные котлы "Гефест", установленные в 2006 г. На котельной птицефабрики наблюдается дефицит располагаемой тепловой мощности в размере 0,32 Гкал/час. Кроме того, в соответствии с положениями Главы 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения", в системе теплоснабжения котельной птицефабрики в силу большой удаленности потребителей жилого сектора имеет место неблагоприятный гидравлический режим, сопровождающийся нехваткой располагаемого напора.

В соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в расчетный период до 2030 г. в зоне действия котельных "ДОС" и птицефабрики будет наблюдаться прирост тепловой нагрузки в размере 0,75 Гкал/час.

В целях стабилизации гидравлического режима сети и обеспечения качественного теплоснабжения потребителей настоящая Схема предусматривает к 2018 г. переключение потребителей котельной "ДОС" и потребителей жилой застройки котельной птицефабрики на новую котельную, которая будет расположена на территории бывшего танкового училища. Котельная "ДОС" при этом выводится в резерв.

5.2.2. Котельные по ул. Пограничная, 183, ул. Юбилейная, 7а, п. Садовый филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной по ул. Юбилейная, 7а составляет 1 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,23 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы "Е", установленные в 1993 - 2005 гг. Располагаемая мощность котельной п. Садовый составляет 2 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 1,79 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют мазутные котлы "Е", установленные в 2005 и 2009 гг.

Обе котельные находятся в радиусе эффективного теплоснабжения котельной по ул. Пограничная, 183. Располагаемая мощность котельной по ул. Пограничная, 183 составляет 12 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 4,1 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы ЯР-4 м и ДКВР-10 - 13, установленные в 1980, 2005, 2007 гг. Капитальный ремонт котла ДКВР-10 - 13 произведен в 2005 г.

В связи с большим износом оборудования и отрицательной рентабельностью котельных по ул. Юбилейная, 7а и п. Садовый настоящая Схема предусматривает переключение в 2016 г. потребителей этих котельных на котельную по ул. Пограничная, 183, в радиусе эффективного теплоснабжения которой они находятся (рисунок 5.3). В связи с большой степенью износа оборудования котельной по ул. Пограничная, 183 настоящая Схема также предусматривает проведение реконструкции котельной с заменой котельных агрегатов ЯР-4 м ст.N 2 и ДКВР-10/13 ст.N 3 и увеличением располагаемой мощности котельной до 18 Гкал/час. При проведении реконструкции котельной по ул. Пограничная, 183 предусматривается также автоматизация подачи угля, замена оборудования водоподготовки, замена сетевых и подпиточных насосов. В соответствие с проведенными гидравлическими расчетами, для обеспечения качественного теплоснабжения необходимо увеличение располагаемого напора на котельной до 30 м вод. ст. Температурный график отпуска тепловой энергии предлагается сохранить 85/60°С.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.3. Организация подключения потребителей котельных по ул. Юбилейная, 7а и п. Садовый к котельной по ул. Пограничная, 183

Для организации горячего водоснабжения потребителей котельной п. Садовый, подключенных по трехтрубной системе, предусматривается установка у потребителей индивидуальных водоподогревателей ГВС.

К 2022 г. планируется ввод нового источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии - БТЭЦ-2. Одна из тепломагистралей БТЭЦ-2 проследует по ул. Театральной в сторону города в непосредственной близости от котельной по ул. Пограничная, 183, рисунок 5.4.

В связи с близостью действующей котельной к тепломагистрали БТЭЦ-2 представляется целесообразным перевод в 2022 г. котельной по ул. Пограничная, 183 в резервно-пиковый режим работы по отношению к БТЭЦ-2 с организацией двухконтурной системы теплоснабжения. При этом потребуется установка в здании котельной теплообменника типа РИДАН НН N 42 ДУ150 - 10.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.4. Перспективная организация теплоснабжения потребителей котельной по ул. Пограничная, 183

5.2.3. Котельная школы N 31 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной школы N 31 составляет 0,26 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,08 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы "Универсал", установленные в 1968 и 1975 гг.

В связи с тем, что распределительные сети вводимой к 2022 г. БТЭЦ-2 пройдут в непосредственной близости от котельной (рисунок 5.5), а также учитывая износ оборудования, представляется целесообразным вывод котельной школы N 31 к 2022 г. в резерв с подключением сетей котельной к системе БТЭЦ-2 и установкой элеваторных узлов на вводах потребителей.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.5. Организация теплоснабжения потребителей котельной школы N 31

5.2.4. Котельная "Мостоотряд-64" филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной "Мостоотряд-64" составляет 1,02 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,52 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют мазутные котлы "Е" и НР-18, установленные в 2000 и 2004 гг. В расчетный период до 2030 г. котельная оказывается в непосредственной близости от тепломагистрали вводимого в 2022 г. источника тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии - БТЭЦ-2, рисунок 5.6. Также в 2022 г. к сетям котельной планируется подключение перспективного потребителя с тепловой нагрузкой 1 Гкал/час.

В этой связи, а также учитывая нерентабельность малого источника, представляется целесообразным вывод котельной "Мостоотряд-64" к 2022 г. в резерв с подключением сетей котельной к системе БТЭЦ-2 с переводом насосов котельной в смесительно-понизительный режим (95/70°С) и установкой соответствующего оборудования.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.6. Организация теплоснабжения потребителей котельной "Мостоотряд-64"

5.2.5. Котельная "ВОС" филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной "ВОС" составляет 4,51 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 2,76 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют мазутные котлы "Е", Универсал-6, КВа-1,86, установленные в 1987, 2010 и 2011 гг., капитальный ремонт одного из котлов "Е" проводился в 2002 г.

В расчетный период до 2030 г. в зоне действия котельной будет наблюдаться прирост тепловой нагрузки в 1,53 Гкал/час, рисунок 5.7. К 2022 г. дефицит располагаемой тепловой мощности на котельной составит 1,93 Гкал/час, что составит 43% от располагаемой мощности котельной. В этой связи для обеспечения качественного теплоснабжения потребителей перспективной застройки настоящая Схема предусматривает проведение реконструкции котельной в 2017 г. с увеличением установленной тепловой мощности на 2 Гкал/час.

В 2022 г. котельная оказывается в непосредственной близости от тепломагистрали вводимого источника тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии - БТЭЦ-2, рисунок 5.7.

Вывод источника, основным топливом которого является мазут, в резерв и подключение сетей источника к системе БТЭЦ-2 позволит достигнуть более экономичной выработки тепловой энергии и, кроме того, будет иметь положительные экологические последствия. В этой связи к 2022 г. планируется перевод котельной "ВОС" в резервно-пиковый режим относительно БТЭЦ-2 с подключением сети котельной к системе БТЭЦ-2.

Потребители котельной "ВОС" подключены к сети с большими проходными сечениями. Подача в эту сеть теплоносителя с параметрами 150/70°С приведет к гидравлическому режиму с малыми скоростями течения теплоносителя и, следовательно, к существенному росту тепловых потерь. Кроме того, ряд потребителей удалены от источника на расстояние 1 км и более, сеть достаточно разветвленная. В связи с этим, для стабилизации гидравлического режима рекомендуется перевод насосов котельной в смесительно-понизительный режим (95/70°С) и установка соответствующего оборудования.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.7. Организация теплоснабжения потребителей котельной "ВОС"

5.2.6. Котельная "БДИ" ОАО "Облкоммунсервис"

Располагаемая мощность котельной "БДИ" составляет 0,92 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,45 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы КВр-0,54, Универсал-6 - 2, установленные в 2009 и 1973 гг. В 2014 - 2015 гг. планируется увеличение расчетной тепловой нагрузки в зоне действия источника на 0,047 Гкал/час (рисунок 5.8).

В расчетный период до 2030 г. котельная оказывается в непосредственной близости от тепломагистрали вводимого к 2022 г. источника тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии - БТЭЦ-2, рисунок 5.8.

В связи с тем, что магистральная сеть БТЭЦ-2 будет располагаться в непосредственной близости от котельной, а также учитывая нерентабельность малого источника тепловой энергии, представляется целесообразным вывод котельной "БДИ" к 2022 г. в резерв с подключением сетей котельной к системе БТЭЦ-2 и установкой элеваторных узлов на вводах потребителей.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.8. Организация теплоснабжения потребителей котельной "БДИ"

5.2.7. Котельная 481 квартала филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной 481 квартала составляет 3,11 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 1,82 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы "Е" и ТВГ, установленные в 2002 - 2012 гг.

В 2014 г. к котельной планируется подключить перспективного потребителя с тепловой нагрузкой 0,05 Гкал/час.

К 2022 г. в непосредственной близости от котельной будут проложены распределительные сети вводимого источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии - БТЭЦ-2, рисунок 5.9. В этой связи, а также учитывая нерентабельность малого источника тепловой энергии, представляется целесообразным вывод котельной 481 квартала к 2022 г. в резерв с подключением сетей котельной к системе БТЭЦ-2 и установкой элеваторных узлов на вводах потребителей.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.9. Организация теплоснабжения потребителей котельной 481 квартала

5.2.8. Котельная 410 квартала филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной 410 квартала составляет 18 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 14,88 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы ДКВР-10 - 13, установленные в 1998, 2004 и 2012 гг. С 2013 г. котельная расширила свою зону действия за счет потребителей выведенных в резерв котельных по ул. Чайковского, 195, ул. Театральная, 181, котельной школы-интерната N 21.

В расчетный период до 2030 г. к сетям котельной предполагается подключение перспективных потребителей суммарной тепловой нагрузкой 2,75 Гкал/час, рисунок 5.10. Для обеспечения качественного теплоснабжения потребителей перспективной застройки в период с 2015 по 2022 гг. необходимо проведение в 2017 г. реконструкции котельной с увеличением располагаемой мощности на 6,5 Гкал/час.

В связи с организацией второго контура системы вводимого к 2022 г. источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, БТЭЦ-2, непосредственной близостью котельной 410 квартала к тепломагистрали "ЦЭС" этой системы, а также более низкой стоимостью тепловой энергии при комбинированной выработке целесообразным является перевод котельной к 2022 г. в резервно-пиковый режим работы относительно БТЭЦ-2. Тепловые сети котельной при этом, ввиду большой разветвленности и удаленности ряда потребителей, подключаются к системе второго контура БТЭЦ-2 с переводом насосов котельной в смесительно-понизительный режим (95/70°С) и установкой соответствующего оборудования.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.10. Организация теплоснабжения потребителей котельной 410 квартала

5.2.9. Котельная ОАО "Ростелеком"

Располагаемая мощность котельной ОАО "Ростелеком" составляет 0,44 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,33 Гкал/час. Котельная оборудована двумя котлами Универсал 6 с ручной загрузкой угля.

В период 2015 - 2030 гг. ожидается активная застройка 392 квартала (рисунок 5.10), суммарная расчетная нагрузка новой застройки квартала составит 1,6 Гкал/час. Перспективные потребители тепловой энергии будут подключаться к сетям котельной 410 квартала.

Ввиду непосредственной близости вводимых объектов к котельной ОАО "Ростелеком" и высокой степени износа оборудования котельной целесообразным является переключение в 2015 г. жилых домов, подключенных в настоящее время к котельной ОАО "Ростелеком", к сетям котельной 410 квартала.

5.2.10. Котельная "ОЭБЦ" ОАО "Облкоммунсервис"

Располагаемая мощность котельной ОЭБЦ составляет 0,75 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,14 Гкал/час. На котельной в 2009 г. установлены котлы КВр-0,54.

В связи с организацией второго контура системы вводимого к 2022 г. источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, БТЭЦ-2, непосредственной близостью котельной "ОЭБЦ" к тепломагистрали "ЦЭС" этой системы, а также более низкой стоимостью тепловой энергии при комбинированной выработке целесообразным является вывод котельной к 2022 г. в резерв с подключением сетей котельной к системе второго контура БТЭЦ-2 с установкой элеваторных узлов на вводах потребителей.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.11. Организация теплоснабжения потребителей котельной "ОЭБЦ"

5.3. Котельные 433, 438, 476 и смежных кварталов

В период 2015 - 2030 гг. ожидается массовая застройка квартала 800 и смежных с ним кварталов. Суммарный прирост тепловой нагрузки в этом районе составит 48,64 Гкал/час.

По состоянию на 2014 г. в непосредственной близости от квартала 800 расположены 6 котельных: котельные 438 и 476 кварталов, котельная по ул. Дальневосточная, 25 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", котельные "ПУ-23" и "ПЛ-26" ОАО "Облкоммунсервис" и муниципальная котельная 433 квартала, находящаяся в аренде ОАО "Облкоммунсервис". Располагаемые мощности этих котельных, а также присоединенная тепловая нагрузка невелики, наблюдается очень сильная децентрализация теплоснабжения.

Располагаемая мощность котельной 438 квартала составляет 10 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 1,62 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы КВ.-4, установленные в 2011 г. В 2014 г. к сетям котельной планируется подключение перспективных потребителей суммарной тепловой нагрузкой 0,2 Гкал/час (рисунок 5.13).

Располагаемая мощность котельной 476 квартала составляет 1,89 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 2,2 Гкал/час, на котельной наблюдается дефицит располагаемой мощности. Основное оборудование котельной составляют мазутные котлы "Универсал" и "Е", установленные в 1986 г.

Располагаемая мощность котельной по ул. Дальневосточная, 25 составляет 0,44 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,11 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы "Универсал", установленные в 1992 г.

Располагаемая мощность котельной "ПУ-23" составляет 3,84 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 2,06 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы КВм, установленные в 2007 и 2011 гг.

Располагаемая мощность котельной "ПЛ-26" составляет 2,1 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 3,78 Гкал/час, наблюдается дефицит располагаемой мощности котельной. Основное оборудование котельной составляют котлы "Универсал" и КВм, установленные в 1973 и 2012 гг.

Располагаемая мощность котельной 433 квартала составляет 7,95 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 2,41 Гкал/час. Котельная введена в эксплуатацию в 2011 г. В расчетный период до 2022 г. к сетям котельной планируется подключение перспективных потребителей суммарной тепловой нагрузкой 2,57 Гкал/час, что приведет к значительному снижению резерва располагаемой тепловой мощности котельной.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.12. Организация теплоснабжения потребителей перспективной застройки квартала 800 и смежных с ним кварталов

Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей котельной 438 квартала в летний период предусматривается строительство в 2015 г. перемычки между тепловыми сетями котельных 433 и 438 кварталов (рисунок 5.12). Горячее водоснабжение потребителей котельной 438 квартала в летний период будет осуществляться от котельной 433 квартала.

Введение к 2022 г. второго источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для целей теплоснабжения объектов перспективной застройки Северного планировочного района приводит к необходимости создания условий для централизованного теплоснабжения потребителей квартала 800 и смежных с ним кварталов. В этой связи, а также учитывая нерентабельность малых источников тепловой энергии, представляется целесообразным вывод к 2022 г. котельных 433, 438, 476 кварталов, котельных ул. Дальневосточная, 25, "ПУ-23" и "ПЛ-26" в резерв. В условиях сложившейся в рассматриваемом районе сильной децентрализации теплоснабжения, различных температурных графиков котельных и достаточно разветвленных тепловых сетей наиболее оправданным представляется формирование единого контура теплоснабжения района с температурным графиком 95/70°С (рисунок 5.12). Точкой входа в контур предлагается считать котельную 433 квартала, насосы которой для этого необходимо перевести в смесительно-понизительный режим с установкой соответствующего оборудования. Котельную "ПУ-23" при этом предлагается подключить к вновь вводимой котельной "СПР", от которой будет осуществляться теплоснабжение левой половины контура.

5.4. Котельные, расположенные в западном районе

5.4.1. Котельная "ПУ-6" ООО "Облкоммунсервис"

Располагаемая мощность котельной "ПУ-6" составляет 1,35 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 0,76 Гкал/час. На источнике установлены котлы КВр-0,54, год установки 2011. Котельная располагается в непосредственной близости от распределительных сетей БТЭЦ (рисунок 5.13). Перекладка ряда головных участков тепломагистрали ТМ N 1 БТЭЦ на ДУ1000 в 2017 г. позволит обеспечить нормальный гидравлический режим удаленных потребителей БТЭЦ.

В связи с возможностью обеспечения теплоснабжения потребителей зоны действия котельной "ПУ-6" в 2017 г. от БТЭЦ, а также учитывая нерентабельность малого источника тепловой энергии, представляется целесообразным вывод котельной "ПУ-6" в 2017 г. в резерв с подключением сетей котельной к системе БТЭЦ и установкой элеваторных узлов на вводах потребителей.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 5.13. Организация теплоснабжения потребителей котельной "ПУ-6"

6. Обоснование предложений по расширению зон действия действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии

В период до 2022 г. расширение зоны действия существующего источника тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, БТЭЦ, будет происходить за счет подключения перспективных потребителей Центрального, Северного, Западного планировочных районов, а также с. Плодопитомник. При этом зона действия БТЭЦ в Центральном районе дополнительно расширится за счет вывода в 2017 г. в резерв котельных по ул. Чайковского, 155 и по ул. Лазо, 111, а также за счет переключения ряда потребителей котельных 74 и 101 кварталов на БТЭЦ для ликвидации дефицитов и обеспечения условий для подключения к этим котельным перспективных потребителей.

После введения в эксплуатацию второго источника тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, БТЭЦ-2, зона действия БТЭЦ сократится за счет переключения на БТЭЦ-2 потребителей Северного планировочного района, расположенных восточнее Новотроицкого шоссе.

Перспективные зоны действия источников тепловой энергии в разделении по теплоснабжающим организациям представлены в слое "Перспективные зоны действия источников тепловой энергии" электронной модели Схемы теплоснабжения.

7. Обоснование организации индивидуального теплоснабжения в зонах застройки поселения малоэтажными жилыми зданиями

Обоснование организации индивидуального теплоснабжения приводится в разделе 1 "Определение условий организации централизованного теплоснабжения, индивидуального теплоснабжения, а также поквартирного отопления" текущей Главы. Исключение составляет жилая застройка Северного планировочного района, районов "5-я стройка", "Лесная-1" и "Лесная-2", для нужд теплоснабжения потребителей которой предполагается строительство новых котельных НК-1 - НК-3 средней и малой мощности. Обоснование строительства этих котельных приводится ниже.

8. Обоснование организации теплоснабжения в производственных зонах

По предоставленным исходным данным в расчетный период до 2030 г. приростов потребления тепловой энергии среди промышленных потребителей, подключенных к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ и районных котельных, происходить не будет. Подключения промышленных потребителей, имеющих собственные источники тепловой энергии, к генерирующим мощностям БТЭЦ и районных котельных в расчетный период также не планируется.

9. Обоснование организации теплоснабжения локальными котельными

9.1. Организация теплоснабжения Центрального района

9.1.1. Котельные 74 и 101 кварталов филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной 74 квартала составляет 36 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 34,74 Гкал/час. С учетом собственных нужд источника и потерь в тепловых сетях на котельной наблюдается дефицит располагаемой мощности 1,38 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы ДКВР-20 - 13, установленные в 1973 и 2012 гг. Котлы 1973 г. прошли капитальный ремонт в 1994 и 1996 гг. Настоящая Схема предусматривает проведение реконструкции котельной с заменой этих котлов по истечении нормативного срока службы, который для паровых котлов составляет 24 года (в 2018 и 2020 гг. соответственно).

Располагаемая мощность котельной 101 квартала составляет 18 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 16,39 Гкал/час. С учетом собственных нужд источника и потерь в тепловых сетях на котельной наблюдается дефицит располагаемой мощности 1,43 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы ДКВР-10 - 13, установленные в 1969, 1998 и 2000 гг. Котел 1969 г. прошел капитальный ремонт в 1996 г. Настоящая Схема предусматривает проведение реконструкции котельной с заменой всех котлов по истечении нормативного срока службы, который для паровых котлов составляет 24 года (в 2020, 2022 и 2024 гг. соответственно).

В расчетный период до 2030 г. в зонах действия котельных 74 и 101 квартала будет наблюдаться прирост тепловой нагрузки, который составит 1,59 Гкал/час для котельной 74 квартала и 2,04 Гкал/час для котельной 101 квартала (рисунок 9.1).

Для ликвидации дефицитов располагаемой тепловой мощности на котельных 74 и 101 кварталов, а также для обеспечения резервов располагаемой мощности для покрытия перспективных приростов тепловой нагрузки в зонах действия этих котельных настоящая Схема предусматривает переключение в 2017 г. ряда потребителей вышеуказанных котельных к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ. Для котельной 74 квартала речь идет о переключении на БТЭЦ жилых домов по ул. Политехническая, 19, 19/1, ул. Лазо, 55, 57, 64, 64/2, 65, ул. Ленина, 60, 62, 72, 74, 77, 79, ул. Амурская, 27, а также МДБОУ ДСН N 3 по ул. Лазо, 45; для котельной 101 квартала речь идет о переключении на БТЭЦ жилых домов по ул. Амурская, 12, 19, 22, 23, 24, 25, ул. Ленина, 20, ул. Партизанская, 67, 68, ул. Лазо, 55/1, 65, ул. Горького, 24, 26, 28. Переключение этих жилых домов на БТЭЦ потребует установки элеваторных узлов на вводах потребителей. Соответствующие затраты учтены в Главе 10 "Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.1. Перспективная застройка в зонах действия котельных 74 и 101 кварталов

9.1.2. Котельная ОАО "РЖД"

Котельная ОАО "РЖД" ст. "Благовещенск-1" имеет располагаемую мощность 10,62 Гкал/час, подключенная нагрузка составляет 5,1 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы различных марок с ручной загрузкой угля, фактически полностью исчерпавшие свой ресурс. В непосредственной близости от котельной, по улице Островского и на территории Троллейбусного парка проходят распределительные сети Благовещенской ТЭЦ.

Учитывая изношенность оборудования котельной ОАО "РЖД", представляется целесообразным произвести подключение в 2017 г. части потребителей жилищного сектора, административных и хозяйственных зданий к распределительным сетям БТЭЦ за смесительно-понизительной насосной станцией по ул. Островского, 152. Котельная ОАО "РЖД" в таком случае будет работать, преимущественно, на отопление собственных потребителей организации (хозяйственные, ремонтные и административные помещения ОАО "РЖД") и небольшого числа организаций-арендаторов площадей около здания вокзала.

Схема переключения потребителей котельной ОАО "РЖД" представлена на рисунке 9.2. После проведения мероприятий по переключению расчетная нагрузка потребителей котельной ОАО "РЖД" будет составлять 1,62 Гкал/час.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.2. Схема переключения потребителей котельной ОАО "РЖД"

9.2. Организация теплоснабжения Северного планировочного района

9.2.1. Котельная "База" ОАО "Облкоммунсервис"

Располагаемая мощность котельной "База" составляет 1,42 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 1,05 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют котлы КВр и КВм, установленные в 2009 и 2012 гг.

В соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в расчетный период до 2030 г. в зоне действия котельной будет введен перспективный потребитель с тепловой нагрузкой 0,003 Гкал/час (рисунок 9.3). Мероприятий по реконструкции котельной в период до 2030 г. не предусматривается.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.3. Перспективный потребитель в зоне действия котельной "База"

9.2.2. Котельная по ул. Релочная, 5 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Располагаемая мощность котельной по ул. Релочная, 5 составляет 9,66 Гкал/час, подключенная нагрузка по состоянию на начало 2014 г. - 3,17 Гкал/час. Основное оборудование котельной составляют мазутные (ОЦ2Т, КЕ) и угольные ("Е") котлы, установленные в 1979 и 2003 гг. Рекомендуется провести капитальный ремонт котлов в связи с истечением нормативного срока службы, составляющего для паровых котлов 24 года.

В соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в расчетный период до 2030 г. в зоне действия котельной будет введен перспективный потребитель с тепловой нагрузкой 0,035 Гкал/час. Мероприятий по реконструкции котельной в период до 2030 г. не предусматривается.

9.2.3. Новая котельная "МП" на территории бывшего танкового училища

По состоянию на 2014 г. поселок Моховая Падь отапливается от двух котельных - котельной "ДОС" филиала "АКС" "Амуртеплосервис" и котельной птицефабрики. Резерв располагаемой тепловой мощности котельной ДОС по состоянию на начало 2014 г. составляет 1,68 Гкал/час. На котельной птицефабрики наблюдается дефицит располагаемой тепловой мощности в размере 0,32 Гкал/час. Кроме того, в системе теплоснабжения котельной птицефабрики в силу большой удаленности потребителей жилого сектора имеет место неблагоприятный гидравлический режим, сопровождающийся нехваткой располагаемого напора.

В соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в расчетный период до 2030 г. в зоне действия котельных "ДОС" и птицефабрики будет наблюдаться прирост тепловой нагрузки в размере 0,75 Гкал/час, рисунок 9.4.

В целях стабилизации гидравлического режима сети и обеспечения качественного и надежного теплоснабжения потребителей поселка Моховая Падь настоящая Схема предусматривает в 2018 г. строительство новой котельной "МП" установленной тепловой мощностью 14 Гкал/час на территории бывшего танкового училища. Подключение потребителей жилой застройки поселка и перспективной застройки будет осуществлено к сетям новой котельной, котельная "ДОС" будет выведена в резерв, котельная птицефабрики будет осуществлять теплоснабжение потребителей птицефабрики.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.4. Перспективная организация теплоснабжения потребителей п. Моховая Падь

9.2.4. Новая котельная "СПР" в Северном планировочном районе

Сложная ситуация, сложившаяся в результате массовой застройки квартала 800 и смежных с ним кварталов (рисунок 5.11), и отсутствие ближайших перспектив по вводу крупных источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии приводят к необходимости поиска компромиссных решений. С одной стороны, дальнейшая децентрализация теплоснабжения района продолжит негативно сказываться на тарифе на тепловую энергию для данного района. С другой стороны, отсутствие до 2022 г. возможности поставок тепловой энергии от источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии приводит к необходимости строительства котельной для покрытия перспективных приростов тепловой нагрузки.

В связи с вышеизложенным, настоящая Схема предусматривает ввод в 2016 г. новой котельной "СПР" тепловой мощностью 30 Гкал/час. Ввод тепловой мощности котельной экономически целесообразно осуществлять в три этапа: 2016 г. - 2 Гкал/час, 2019 г. - 13 Гкал/час, 2025 г. - 15 Гкал/час. Площадка для строительства новой котельной была предложена Управлением архитектуры и строительства г. Благовещенска и приводится на рисунке 9.5.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.5. Схема размещения новой котельной в Северном планировочном районе

Настоящей Схемой предусматривается, что новая котельная будет работать на нужды теплоснабжения потребителей западной части рассматриваемого района (рисунок 5.11). Кроме того, в 2018 г. предусматривается переключение на новую котельную потребителей малой котельной "ПУ-23" с выводом последней в резерв.

Предусматривается основной вид топлива для котельной - уголь, доставку которого возможно осуществлять автотранспортом. Температурный график отпуска тепловой энергии потребителям - 95/70°С, гидравлический режим отпуска тепловой энергии в сеть - 5,3 / 2,0 кгс/см².

9.2.5. Новая котельная НК-1

Индивидуальная жилая застройка в Северном планировочном районе, а также застройка района "5-я стройка" в 2014 - 2022 гг. (рисунок 9.6) при отсутствии в этом районе в указанный период централизованного теплоснабжения приводит к необходимости строительства в этом районе котельной средней мощности.

Настоящая Схема предусматривает в этом районе строительство в 2014 г. новой котельной НК-1 установленной тепловой мощностью 16 Гкал/час. Ввод тепловой мощности котельной экономически целесообразно осуществлять в два этапа: ввод в 2014 г. 8 Гкал/час тепловой мощности и ввод в период с 2019 по 2024 гг. еще 8 Гкал/час.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.6. Перспективная застройка в Северном планировочном районе и районе "5-я стройка"

Основной вид топлива для котельной - уголь, доставку которого возможно осуществлять автотранспортом. Температурный график отпуска тепловой энергии потребителям - 95/70°С, гидравлический режим отпуска тепловой энергии в сеть - 6,4 / 3,2 кгс/см².

9.2.6. Новые котельные НК-2 и НК-3

Индивидуальная жилая застройка в районах "Лесная-1" и "Лесная-2" в 2015 - 2030 гг. (рисунок 9.7) при отсутствии в этом районе централизованного теплоснабжения, большой удаленности потребителей друг от друга и сложном рельефе местности приводит к необходимости строительства в этом районе двух котельных малой мощности.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 9.7. Индивидуальная жилая застройка в районах "Лесная-1" и Лесная-2"

Настоящая Схема предусматривает в этом районе строительство в 2015 г. трех новых котельных НК-2 и НК-3 тепловой мощностью 4 и 7 Гкал/час соответственно. Ввод тепловой мощности котельных НК-2 и НК-3 экономически целесообразно осуществлять в следующем порядке: ввод в 2015 г. 2 Гкал/час тепловой мощности для котельных НК-2 и НК-3; ввод в период с 2019 по 2024 гг. еще 2 Гкал/час для котельных НК-2 и НК-3 и, наконец, ввод в период с 2025 по 2030 гг. 3 Гкал/час для котельной НК-3.

Основной вид топлива для всех котельных - уголь, доставку которого возможно осуществлять автотранспортом. Температурный график отпуска тепловой энергии потребителям для всех котельных - 95/70°С. Гидравлические режимы отпуска тепловой энергии в сеть: 5,7 / 2,0 кгс/см² для котельной НК-2, 4,2 / 2,0 кгс/см² для котельной НК-3.

10. Обоснование перспективных балансов тепловой мощности источников тепловой энергии и присоединенной тепловой нагрузки по каждому источнику тепловой энергии

Обоснование перспективных балансов тепловой мощности и подключенной нагрузки по вновь вводимым и реконструируемым источникам тепловой энергии, обоснование установленного года реконструкции, введения или отключения источников были приведены выше.

Ниже, в таблице 10.1, приводится динамика ввода и вывода тепловой мощности по источникам тепловой энергии с разделением по планировочным районам.

Таблица 10.1. Динамика ввода и вывода тепловой мощности по источникам

Источник	Адрес источника	Суммарное увеличение установленной мощности, Гкал/час	2014	2015	2016	2017	2018	2019 - 2024	2025 - 2030
Центральный планировочный район
Благовещенская ТЭЦ	-	188	0	0	0	188	0	0	0
Котельная 74 квартала	ул. Краснофлотская, 14	0	0	0	0	0	0	0	0
Котельная 101 квартала	ул. Первомайская, 27	0	0	0	0	0	0	0	0
Котельная по ул. Лазо, 111	ул. Лазо, 111	0	0	0	0	Резерв
Котельная по ул. Чайковского, 155	ул. Чайковского, 155	0	0	0	0
Котельная ОАО "РЖД"	ст. "Благовещенск-1"	0	0	0	0	0	0	0	0
Котельная судостроительного завода	-	0	0	0	0	0	0	0	0
Северный планировочный район
Котельная "База"	ул. Гражданская, 119	0	0	0	0	0	0	0	0
Котельная ОАО "Ростелеком"	ул. Политехническая, 210	0	0	0	0	0	0	0	0
Котельная 410 квартала	ул. Текстильная, 27	6,5	0	0	0	6,5	0	Резервно-пиковый
Котельная "ОЭБЦ"	ул. Магистральная, 37	0	0	0	0	0	0	Резерв
Котельная 438 квартала	ул. Шимановского, 276	0	0	0	0	0	0
Котельная 433 квартала	ул. Строителей, 107	0	0	0	0	0	0
Котельная 476 квартала	ул. Трудовая, 276	0	0	0	0	0	0
Котельная 481 квартала	ул. Зеленая, 3	0	0	0	0	0	0
Котельная по ул. Дальневосточная, 25	ул. Дальневосточная, 25	0	0	0	0	0	0	Резерв
Котельная "ПЛ-26"	ул. Зеленая, 30	0	0	0	0	0	0
Котельная "ПУ-23"	ул. Ленина, 297	0	0	0	0	0	Резерв
Котельная "БДИ"	ул. Чайковского, 307	0	0	0	0	0	0	Резерв
Котельная школы N 31	-	0	0	0	0	0	0
Котельная "Мостоотряд-64"	ул. Белогорская, 25	0	0	0	0	0	0
Котельная "ВОС"	пер. Южный, 1	2	0	0	0	2	0	Резервно-пиковый
Котельная ул. Пограничная, 183	ул. Пограничная, 183	6	0	0	6	0	0
Котельная п. Садовый	п. Садовый	0	0	0	Резерв
Котельная по ул. Юбилейная, 7а	ул. Юбилейная, 7а	0	0	0
Котельная "ДОС"	п. Моховая Падь	0	0	0	0	0	Резерв
Котельная птицефабрики	п. Моховая Падь	0	0	0	0	0	0	0	0
БТЭЦ-2	-	300	0	0	0	0	0	300	0
Новая котельная "СПР"	-	30	0	0	2	0	0	13	15
Новая котельная НК-1	-	16	8	0	0	0	0	8	0
Новая котельная НК-2	-	7	0	2	0	0	0	2	0
Новая котельная НК-3	-	7	0	2	0	0	0	2	3
Новая котельная "МП"	-	14	0	0	0	0	14	0	0
Западный планировочный район
Котельная "ПУ-6"	ул. Островского, 273	0	0	0	0	Резерв
Котельная п. Аэропорт	п. Аэропорт	0	0	0	0	0	0	0	0
"Плодопитомник"
Котельная ОРТПЦ	4 км Игнатьевского ш.	0	0	0	0	0	0	0	0
"Белогорье"
Котельная по ул. Релочная, 5	ул. Релочная, 5	0	0	0	0	0	0	0	0
Котельная завода строительных материалов	п. Белогорье	0	0	0	0	0	0	0	0
"ж/д ст. Призейская"
Электрокотельная	ул. Набережная, 47	0	0	0	0	0	0	0	0

Глава 7 "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них"

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

11. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них

В настоящей главе приводятся предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них в городе Благовещенск в период до 2030 г. При выработке рекомендаций, представленных в настоящей главе, использовались результаты теплогидравлических расчетов, проведенных для перспективной модели теплоснабжения города Благовещенска в программном комплексе Zulu Thermo 7.0 и результаты расчетов надежности теплоснабжения. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них делятся на 7 категорий:

1 - Предложения по реконструкции и строительству тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой мощности из зон с избытком тепловой мощности в зоны с дефицитом тепловой мощности;

2 - Предложения по строительству тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку во вновь осваиваемых районах поселения;

3 - Предложения по строительству тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения;

4 - Предложения по строительству или реконструкции тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных;

5 - Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения;

6 - Предложения по реконструкции тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

7 - Предложения по реконструкции тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса.

8 - Предложения по строительству насосных станций.

Для удобства предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них сгруппированы по каждому источнику тепловой энергии.

2. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них от источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии

2.1. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них Благовещенской ТЭЦ

Неблагоприятный гидравлический режим, сложившийся в системе тепломагистралей БТЭЦ и подключенных к ним распределительных сетей филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", характеризуется нехваткой располагаемого напора и завышенным давлением в обратных трубопроводах. Как следствие, имеет место некачественное теплоснабжение удаленных потребителей. Основными мероприятиями, позволяющими нормализовать гидравлический режим работы системы тепловых сетей от БТЭЦ и обеспечить качественное теплоснабжение перспективных потребителей, являются:

1) Перекладка головного участка тепломагистрали N 1 от узла "А" до УТ-4Ц длиной 1994 м с ДУ800 на ДУ1000.

2) Перекладка участка тепломагистрали N 3 от УТ-10 до ТК-13 длиной 491 м с ДУ700 на ДУ800.

3) Задействование перемычки 2ДУ600 между тепломагистралями N 2 и N 3.

4) Строительство понизительных насосных станций на обратных трубопроводах тепломагистралей N 2 и N 3.

В соответствии с положениями Главы 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" в расчетный период до 2030 г. в зоне действия БТЭЦ прирост тепловой нагрузки составит более 170 Гкал/час. Наиболее крупными районами жилой застройки, подключение которых планируется осуществить к тепловым сетям БТЭЦ, являются застройка районов ЗПУ-2 и ЗПУ-5, "Игнатьевская усадьба", "Золотая миля", "Зейская набережная", района Мебельной фабрики, а также на ранних этапах строительства микрорайон "Европейский" и многоквартирный жилой комплекс в п. Чигири. Кроме того, в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" были обоснованы предложения по переключению потребителей котельных по ул. Чайковского, 155, ул. Лазо, 111, "ПУ-6", а также ряда потребителей котельной ОАО "РЖД" к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ. Наконец, для ликвидации дефицитов располагаемой тепловой мощности на котельных 74 и 101 кварталов в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" также было обосновано переключение ряда потребителей этих котельных на БТЭЦ.

Подключение потребителей застраиваемых районов ЗПУ-2 и ЗПУ-5, суммарная тепловая нагрузка которых составляет 32,3 Гкал/час, планируется осуществить к проложенным в этих районах распределительным сетям от тепломагистрали N 4 БТЭЦ. Схема подключения потребителей застраиваемого района приведена на рисунке 2.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.1. Схема подключения потребителей застраиваемых районов ЗПУ-2 и ЗПУ-5

Подключение потребителей застраиваемого района "Игнатьевская усадьба", суммарная тепловая нагрузка которых составляет 48,8 Гкал/час, планируется осуществить к тепломагистрали СХПК "Тепличный" от ТП-8 тепломагистрали N 4 БТЭЦ. При этом необходимо осуществить перекладку 695 м тепломагистрали СХПК "Тепличный" на трубопровод 2ДУ600 и прокладку 463,7 м трубопровода 2ДУ500. Схема подключения потребителей застраиваемого района приведена на рисунке 2.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2. Схема подключения потребителей застраиваемого района "Игнатьевская усадьба"

Подключение потребителей застраиваемого района "Золотая миля", суммарная тепловая нагрузка которых составляет 15,8 Гкал/час, планируется осуществить к распределительным сетям от БТЭЦ в ТК-76 трубопроводом 2ДУ350. Схема подключения потребителей застраиваемого района приведена на рисунке 2.3.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3. Схема подключения потребителей застраиваемого района "Золотая миля"

Подключение потребителей застраиваемого района "Зейская набережная", суммарная тепловая нагрузка которых составляет 5,2 Гкал/час, планируется осуществить к распределительной сети 2ДУ500 от тепломагистрали N 2СР БТЭЦ в УТ-1 трубопроводом 2ДУ200 (рисунок 2.4). При этом потребуется перекладка участка тепловой сети от ТК-522 до УТ-1 длиной 384 м на диаметр ДУ250 и прокладка 965,6 м трубопровода 2ДУ200.

В связи с тем, что тепловая сеть до застраиваемого района пройдет в непосредственной близости от котельной по ул. Лазо, 111, подключение потребителей котельной будет осуществлено от этой сети трубопроводом 2ДУ50. Потребителям при этом будет произведена установка элеваторных узлов. Схема подключения потребителей застраиваемого района приведена на рисунке 2.4.

Подключение потребителей застраиваемого района близ Мебельной фабрики, суммарная тепловая нагрузка которых составляет 3,27 Гкал/час, планируется осуществить к распределительным сетям по ул. Ленина трубопроводом 2ДУ150. Схема подключения потребителей застраиваемого района приведена на рисунке 2.5.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.4. Схема подключения потребителей застраиваемого района "Зейская набережная" и котельной по ул. Лазо, 111

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.5. Схема подключения потребителей застраиваемого района близ Мебельной фабрики

Застройка микрорайонов "Европейский" и строительство многоквартирных жилых домов в п. Чигири суммарной тепловой нагрузкой 32,9 Гкал/час в период до 2022 г. при условии отсутствия в этом районе, помимо БТЭЦ, других крупных источников тепловой энергии приводит к необходимости принятия мер по подключению этих потребителей к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ до ввода БТЭЦ-2. Подключение потребителей вышеуказанных районов планируется осуществить трубопроводом 2ДУ500 к существующей тепловой сети до потребителей промышленной зоны по Новотроицкому шоссе, рисунок 2.6. Для этого необходимо осуществить перекладку 780,9 м существующей тепловой сети на трубопровод 2ДУ350 и прокладку 1804,3 м трубопровода 2ДУ500. Значительный объем прокладки новых тепловых сетей вызван, в первую очередь, соображениями переключения вышеуказанных потребителей на вводимую к 2022 г. БТЭЦ-2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.6. Схема временного подключения потребителей застраиваемого микрорайона "Европейский" и п. Чигири

Подключение потребителей котельной по ул. Чайковского, 155 в 2014 г. к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ планируется осуществить от тепловых сетей ГБУЗ "Противотуберкулезный диспансер" с прокладкой участка тепловой сети 2ДУ70 и переводом насосов котельной в смесительно-понизительный режим и установкой соответствующего оборудования. Схема подключения приведена на рисунке 2.7.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.7. Схема переключения на БТЭЦ потребителей котельной по ул. Чайковского, 155

Подключение потребителей котельной "ПУ-6" в 2017 г. к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ планируется осуществить от существующих в этом районе тепловых сетей (рисунок 2.8) с установкой элеваторных узлов на вводах потребителей.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.8. Схема переключения на БТЭЦ потребителей котельной "ПУ-6"

Переключение в 2014 г. части потребителей котельной ОАО "РЖД" к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ планируется осуществить за смесительно-понизительной насосной станцией по ул. Островского, 152 путем открытия секционирующей арматуры в УТ-3 и закрытия секционирующей арматуры в ТК-2 котельной ОАО "РЖД". Котельная ОАО "РЖД" в таком случае будет работать, преимущественно, на отопление собственных потребителей организации (хозяйственные, ремонтные и административные помещения ОАО "РЖД") и небольшого числа организаций-арендаторов площадей около здания вокзала. Схема переключения потребителей котельной ОАО "РЖД" представлена на рисунке 2.9.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.9. Схема переключения на БТЭЦ потребителей котельной ОАО "РЖД"

Для ликвидации дефицитов располагаемой тепловой мощности на котельных 74 и 101 кварталов, а также для обеспечения резервов располагаемой мощности для покрытия перспективных приростов тепловой нагрузки в зонах действия этих котельных настоящая Схема предусматривает переключение в 2014 - 2016 гг. ряда потребителей вышеуказанных котельных к теплогенерирующим мощностям БТЭЦ. Для котельной 74 квартала речь идет о переключении на БТЭЦ жилых домов по ул. Политехническая, 19, 19/1, ул. Лазо, 55, 57, 64, 64/2, 65, ул. Ленина, 60, 62, 72, 74, 77, 79, ул. Амурская, 27, а также МДБОУ ДСН N 3 по ул. Лазо, 45. Для котельной 101 квартала речь идет о переключении на БТЭЦ жилых домов по ул. Амурская, 12, 19, 22, 23, 24, 25, ул. Ленина, 20, ул. Партизанская, 67, 68, ул. Лазо, 55/1, 65, ул. Горького, 24, 26, 28. Переключение этих жилых домов на БТЭЦ планируется осуществить за счет открытия секционирующих задвижек в ТК-99, ТК-421 для котельной 74 квартала и задвижки в ТК по ул. Горького, 26 для котельной 101 квартала и соответствующего закрытия секционирующих задвижек в ТК-10, ТК-102 и ТК-944 для котельных 74 и 101 кварталов соответственно (рисунок 2.10). Переключение потребителей потребует установки элеваторных узлов на вводах потребителей.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.10. Схема переключения части потребителей котельных 74 и 101 кварталов на БТЭЦ

Требования обеспечения нормативной надежности теплоснабжения при старении тепловых сетей приводят к необходимости постепенной замены участков наиболее ответственных тепломагистралей. В этой связи для тепловых магистралей БТЭЦ на основе расчетов надежности были выработаны предложения по замене ряда участков тепломагистралей, приведенные в Приложении 3, категория 7. Полный перечень мероприятий по тепловым сетям от БТЭЦ также приведен в Приложении 3.

2.1.1. Предложения по строительству насосных станций на тепловых сетях от Благовещенской ТЭЦ

Неблагоприятных гидравлический режим, сложившийся в системе теплоснабжения Благовещенской ТЭЦ, характеризуется нехваткой располагаемого напора и завышенным давлением в обратных трубопроводах. В целях снижения давления в обратных трубопроводах до допустимых величин настоящая Схема предусматривает строительство трех понизительных насосных станций на тепломагистралях N 2 и N 3. Строительство понизительных насосных станций позволит снизить давление в обратных трубопроводах и нормализовать гидравлический режим в системе тепломагистралей Благовещенской ТЭЦ.

Характеристика предусмотренных к строительству насосных станций, состав основного оборудования и места строительства приведены ниже в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Характеристика предусмотренных к строительству насосных станций

Местоположение	Год ввода	Марка и количество насосов	ДУ	Расход сетевой воды, м3/ч	Напор, м	Мощность электродвигателя, кВт	Размеры ПНС, м
ТП-2С ТМN 2	2015	3 х Д3200 - 75 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом	800	4900	50	600	18х36
ТК-3 ТМN 3	2016	3 х Д3200 - 75 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом	1000	5100	50	600	18х36
ТК-13С ТМN 2	2017	3 х СЭ500 - 70 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом	500	960	70	160	18х36

Альтернативой перекладке головного участка ТМ N 1 с ДУ800 на ДУ1000 протяженностью 1994 м может стать строительство понизительной насосной станции в районе пересечения улиц Красноармейская и Больничная. Объем необходимых инвестиций в реализацию того или иного варианта при этом сопоставим.

2.2. Предложения по строительству тепловых сетей и сооружений на них Благовещенской ТЭЦ-2

В Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" был обоснован ввод к 2022 г. второго источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии - БТЭЦ-2. Строительство БТЭЦ-2 предполагается осуществить в Северном планировочном районе западнее поселка Моховая Падь.

Для осуществления резервирования действующего источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, БТЭЦ, предлагается создание двухконтурной системы тепловых сетей БТЭЦ-2 (рисунок 2.11): первый контур, характеризующийся большой удаленностью источника тепловой энергии, будет работать по температурному графику 150/70°С, второй контур, включающий в себя часть существующих тепловых сетей БТЭЦ, - по температурному графику 130/70°С. Необходимость создания двухконтурной системы обусловлена, помимо стремления обеспечить резервирование основного источника тепловой энергии города, большими приростами тепловой нагрузки в застраиваемом микрорайоне "Европейский", п. Чигири, а также в части Северного планировочного района, теплоснабжение которого осуществляется по тепломагистрали N 2 СР БТЭЦ. Кроме того, в связи с большой наработкой оборудования БТЭЦ необходимо создание на ней резерва располагаемой тепловой мощности для обеспечения возможности проведения плановых ремонтов оборудования за счет переключения части потребителей на вновь вводимый источник с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.11. Первый и второй контуры БТЭЦ-2 (слева направо)

Развязка первого и второго контуров будет осуществляться в ЦТП БТЭЦ-2, строительство которого планируется осуществить западнее 433 квартала (рисунок 2.11). В качестве основного оборудования ЦТП БТЭЦ-2 предусмотрено использование теплообменника типа РИДАН ННN 201, а также двух насосов типа СЭ2500-60-8 (один основной и один резервный). В соответствии с гидравлическими расчетами, произведенными в пакете Zulu Thermo для перспективной электронной модели схемы теплоснабжения, для работы БТЭЦ-2 предложены следующие гидравлические режимы: для первого контура - 4,0 / 1,0 кгс/см²; для второго контура - 8,3 / 2,0 кгс/см².

2.2.1. Первый контур БТЭЦ-2

Первый контур БТЭЦ-2, согласно проведенным теплогидравлическим расчетам, будет представлять из себя систему из двух закольцованных тепломагистралей ТМ "Западная" 2ДУ800 и ТМ "Восточная" 2ДУ500 протяженностью более 7 км каждая. Суммарная потребность в трубопроводах различного диаметра при строительстве тепловых сетей от БТЭЦ-2 приведена в Приложении 3. В связи с значительным перепадом высот между БТЭЦ-2 и конечными потребителями настоящая Схема предусматривает строительство на каждой из тепломагистралей понизительной насосной станции с целью снижения давления в обратных трубопроводах. Характеристика предусмотренных к строительству насосных станций приведена ниже в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Характеристика предусмотренных к строительству ПНС на тепломагистралях от БТЭЦ-2

Местоположение	Год ввода	Тип и количество насосов	ДУ	Расход сетевой воды, м3/ч	Напор, м
ТМ "Западная", пересечение ул. Школьная и Новотроицкого шоссе	2018	3 х СЭ1250 - 70 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом	800	2100	70
ТМ "Восточная", пересечение ул. Молодежная и Театральная	2020	2 х СЭ500 - 70 (1 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом	500	480	70

В Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" был обоснован вывод в резерв целого ряда котельных Северного планировочного района в связи с вводом к 2022 г. нового источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии - БТЭЦ-2. Это котельные по ул. Пограничная, 183, ул. Дальневосточная, 25, котельные школы N 31, "Мостоотряд-64", "ВОС", "БДИ", "ПЛ-26", 433, 438, 476, 481 кварталов, потребители которых подключаются к первому контуру БТЭЦ-2. Подача в такие системы теплоносителя по графику 150/70°С приведет к существенному снижению скорости и расхода теплоносителя, в результате чего произойдет существенное увеличение потерь тепловой энергии.

С другой стороны, установка крупных редуцирующих узлов (смесительно-понизительных насосных или ЦТП, преобразующих тепловой график) является финансово существенной задачей. При этом, тем не менее, важно отметить, что функции водоподготовки и подпитки сети ложатся на систему водоподготовки ТЭЦ, обладающую, как правило, значительным резервом. Нагрузка на сети городского водопровода при этом снижается.

Анализ протяженности тепловых сетей выводимых в резерв котельных, подключенной тепловой нагрузки и количества потребителей тепловой энергии позволил сделать выводы по необходимым мероприятиям при подключении потребителей к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Перечень мероприятий приведен в таблице 2.3.

Таблица 2.3. Мероприятия по подключению потребителей котельных к системе БТЭЦ-2

Котельная	Мероприятие по подключению потребителей к системе теплоснабжения БТЭЦ-2
Котельная по ул. Пограничная, 183	Перевод в резервно-пиковый режим, подключение по двухконтурной схеме
Котельная школы N 31	Установка элеваторных узлов на вводах потребителей
Котельная "Мостоотряд-64"	Перевод насосов котельной в смесительно-понизительный режим с установкой соответствующего оборудования
Котельная "ВОС"
Котельная "БДИ"	Установка элеваторных узлов на вводах потребителей
Котельная 481 квартала

Потребители перспективной застройки, вводимые до 2022 г. и располагающиеся в зонах действия выводимых с 2022 г. в резерв котельных, подключаются к тепловым сетям этих котельных с проведением необходимых мероприятий по обеспечению качественного теплоснабжения. Полный перечень этих мероприятий приводится в Приложении 3.

2.2.2. Организация теплоснабжения квартала 800 и смежных с ним кварталов

В период 2015 - 2030 гг. ожидается массовая застройка квартала 800 и смежных с ним кварталов. Суммарный прирост тепловой нагрузки в этом районе составит 48,64 Гкал/час. По состоянию на 2014 г. в непосредственной близости от квартала 800 расположены 6 котельных: котельные 438 и 476 кварталов, котельная по ул. Дальневосточная, 25 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", котельные "ПУ-23" и "ПЛ-26" ОАО "Облкоммунсервис" и муниципальная котельная 433 квартала, находящаяся в аренде ОАО "Облкоммунсервис". Располагаемые мощности этих котельных, а также присоединенная тепловая нагрузка невелики, наблюдается очень сильная децентрализация теплоснабжения.

Отсутствие в указанном районе до 2022 г. централизованного теплоснабжения на фоне активной застройки приводит к необходимости строительства нового источника тепловой энергии - котельной "СПР". До момента введения централизованного теплоснабжения предлагается осуществлять теплоснабжение перспективных потребителей района за счет котельной 433 квартала и новой котельной "СПР". Предлагаемая трассировка тепловых сетей котельной "СПР" приведена на рисунке 2.12, полный объем необходимых мероприятий по строительству тепловых сетей приведен в Приложении 3.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.12. Организация теплоснабжения перспективных потребителей квартала 800 и смежных с ним кварталов новой котельной в Северном планировочном районе

Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей котельной 438 квартала в летний период предусматривается строительство в 2015 г. перемычки между тепловыми сетями котельных 433 и 438 кварталов (рисунок 2.12). Горячее водоснабжение потребителей котельной 438 квартала в летний период будет осуществляться от котельной 433 квартала.

Введение к 2022 г. второго источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для целей теплоснабжения объектов перспективной застройки Северного планировочного района приводит к необходимости создания условий для централизованного теплоснабжения потребителей квартала 800 и смежных с ним кварталов. В этой связи, а также учитывая нерентабельность малых источников тепловой энергии, представляется целесообразным вывод к 2022 г. котельных 433, 438, 476 кварталов, котельных ул. Дальневосточная, 25, "ПУ-23" и "ПЛ-26" в резерв. В условиях сложившейся в рассматриваемом районе сильной децентрализации теплоснабжения, различных температурных графиков котельных и достаточно разветвленных тепловых сетей наиболее оправданным представляется формирование единого контура теплоснабжения района с температурным графиком 95/70°С (рисунок 2.12). Точкой входа в контур предлагается считать котельную 433 квартала, насосы которой для этого необходимо перевести в смесительно-понизительный режим с установкой соответствующего оборудования. Котельную "ПУ-23" при этом предлагается подключить к вновь вводимой котельной "СПР", от которой будет осуществляться теплоснабжение левой половины контура.

2.2.3. Второй контур БТЭЦ-2

Предлагаемая трассировка второго контура БТЭЦ-2 приведена на рисунке 2.11. Для создания резерва располагаемой мощности на БТЭЦ планируется переключить потребителей, расположенных восточнее Новотроицкого шоссе, на БТЭЦ-2. Формирование второго контура БТЭЦ-2 предлагается произвести на базе тепломагистрали N 2 СР БТЭЦ за ТК-6АС путем закрытия соответствующей секционирующей арматуры. Резервирование БТЭЦ планируется осуществить по двум тепломагистралям: ТМ N 2 СР и ТМ N 4. Для резервирования БТЭЦ по ТМ N 4 предусматривается прокладка трубопровода 2ДУ600 от жилой застройки мкр. "Европейский" до ТП-9 ТМ N 4 (рисунок 2.13).

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.13. Трассировка трубопровода для резервирования БТЭЦ по ТМ N 4

В связи с формированием второго контура БТЭЦ-2 в Главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" был обоснован вывод в резерв к 2022 г. котельных 410 квартала и "ОЭБЦ". Кроме того, обоснована необходимость переключения потребителей жилой застройки котельной ОАО "Ростелеком" к сетям котельной 410 квартала.

Переключение потребителей котельной 410 квартала на второй контур БТЭЦ-2 планируется осуществить за счет перевода насосов котельной в смесительно-понизительный режим с установкой соответствующего оборудования; котельной "ОЭБЦ" - за счет установки элеваторных узлов на вводах потребителей. Переключение потребителей жилого сектора котельной ОАО "Ростелеком" дополнительных мероприятий не потребует.

Тепломагистраль "ЦЭС" БТЭЦ расположена в непосредственной близости от котельной 410 квартала, поэтому целесообразно провести подключение путем врезки в тепломагистраль. Подключение потребителей котельной "ОЭБЦ" целесообразно провести в УТ-3Б тепломагистрали "ЦЭС" с прокладкой 560 м трубопровода 2ДУ100.

Потребители перспективной застройки, вводимые до 2022 г. и располагающиеся в зоне действия котельной 410 квартала, подключаются к тепловым сетям котельной с проведением необходимых мероприятий по обеспечению качественного теплоснабжения. Полный перечень этих мероприятий приводится в Приложении 3.

3. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них от локальных котельных

3.1. Предложения по реконструкции тепловых сетей от котельной судостроительного завода

В соответствии с положениями Главы 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения" на котельной судостроительного завода по состоянию на текущий момент имеет место неблагоприятный гидравлический режим работы тепловых сетей, выражающийся в значительной нехватке располагаемого напора. В этой связи настоящая Схема предусматривает перекладку ряда участков тепловых сетей судостроительного завода для стабилизации гидравлического режима. Полный перечень предложений сформулирован в Приложении 3.

3.2. Предложения по строительству тепловых сетей от вновь вводимой котельной "СПР"

Ввод котельной "СПР" предусматривается в 2016 г. Установленная мощность котельной к 2030 г. составит 30 Гкал/час. Котельная будет работать на нужды теплоснабжения перспективных потребителей левой части квартала 800 и смежных с ним кварталов (рисунок 2.12). Для обеспечения резервирования системы БТЭЦ-2 предусматривается прокладка 300 м резервного трубопровода 2ДУ300 по ул. Зеленая до тепловых сетей правой части вновь формируемого контура теплоснабжения квартала 800 (рисунок 3.1).

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.1. Резервный трубопровод между перспективными системами теплоснабжения котельной "СПР" и БТЭЦ-2

3.3. Предложения по строительству тепловых сетей от вновь вводимой котельной "МП"

В соответствии с положениями Главы 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" настоящая Схема предусматривает к 2018 г. введение котельной на территории бывшего танкового училища, п. Моховая Падь. Ввод котельной предусматривается осуществить для обеспечения качественного теплоснабжения потребителей поселка, запитанных от котельной "ДОС" и котельной птицефабрики. Для подключения потребителей поселка к вновь вводимой котельной необходима прокладка 500 м трубопровода 2ДУ300 и сооружение путепровода над железной дорогой (рисунок 3.2).

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.2. Перспективное теплоснабжение потребителей п. Моховая Падь от вновь вводимой котельной "МП"

3.4. Предложения по строительству тепловых сетей от вновь вводимых котельных НК-1, НК-2, НК-3

В соответствии с положениями Главы 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" настоящая Схема предусматривает строительство в 2015 г. новых котельных НК-1, НК-2, НК-3 для обеспечения нужд теплоснабжения потребителей перспективной застройки районов "5-я стройка", "Лесная-1" и "Лесная-2", рисунки 3.3 и 3.4.

Ориентировочная потребность в прокладке тепловых сетей различного диаметра для котельных НК-1, НК-2, НК-3 представлена на рисунках 3.5 и 3.6. При этом средний диаметр участков тепловых сетей для котельной НК-1 будет ДУ150, для котельной НК-2 - ДУ100, для котельной НК-3 - ДУ100.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.3. Перспективная застройка в Северном планировочном районе и районе "5-я стройка"

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.4. Индивидуальная жилая застройка в районах "Лесная-1" и Лесная-2"

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5. Потребность в прокладке новых трубопроводов при строительстве котельных НК-1 и НК-2 (слева направо)

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.6. Потребность в прокладке новых трубопроводов при строительстве котельной НК-3

4. Предложения по реконструкции действующих ЦТП и насосных станций на тепловых сетях от БТЭЦ

В рамках настоящей Схемы предусматривается проведение в период 2015 - 2017 гг. реконструкции ЦТП и насосных станций на тепловых сетях от БТЭЦ. Основными причинами для реализации реконструкции являются:

- морально и физически устаревшее оборудование;

- высокие энергетические затраты на работу насосных станций;

- ручное регулирование заданных технологических параметров (температура, расход, давление), что приводит к несоблюдению температурных графиков и перерасходу тепловой энергии.

Целью проведения реконструкции является полная автоматизация действующих ЦТП и насосных станций путем замены существующих систем релейно-контактного управления насосным оборудованием на системы с частотно-инверторным управлением с автоматизированным поддержанием заданных параметров регулирования, а также замена ручных гидравлических регуляторов (задвижек) на регуляторы прямого действия.

Замена схем управления силового электрооборудования электродвигателями насосов позволит избавиться от морально и физически устаревшего неэффективного существующего релейно-контакторного оборудования, требующего больших ремонтных затрат при эксплуатации и больших технологических издержек при отсутствии расчетного автоматизированного регулирования технологических параметров.

Настоящая схема предусматривает проведение реконструкции действующих ЦТП и насосных станций в соответствии со следующим графиком: в 2015 г. - ЦТП 8 квартала, НС 16 квартала, ЦТП 56 квартала, НС 59 квартала; в 2016 г. - ЦТП 98 квартала, НС 139 квартала, ЦТП 150 квартала, НС 161 квартала, НС 222 квартала, ЦТП 223 квартала; в 2017 г. - ЦТП 233 квартала, ЦТП 336 квартала, ЦТП 407 и 408 кварталов, НС по ул. Островского, 152, НС Птицефабрики, НС по ул. Дорожников, ЦДП по ул. Мухина, 73а.

Глава 8 "Перспективные топливные балансы"

12. Перспективные топливные балансы

Данная глава содержит расчеты перспективных максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива для зимнего, летнего и переходного периодов по каждому источнику тепловой энергии, а также расчеты нормативных запасов аварийных видов топлива по каждому источнику тепловой энергии.

12.1. Расчеты перспективных максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива для зимнего, летнего и переходного периодов по каждому источнику тепловой энергии

Данные по расходам топлива необходимы для обеспечения качественного теплоснабжения потребителей тепловой энергии города Благовещенск.

Описание основных видов и количества топлива, используемого источниками тепловой энергии, а также текущие топливные балансы представлены в Части 8 "Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом" Главы 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения". Расчеты максимальных перспективных часовых и среднегодовых расходов условного и натурального топлива для зимнего, летнего и переходного режимов эксплуатации источников тепловой энергии приведены в Приложении 4 "Перспективные топливные балансы".

12.2. Расчеты по каждому источнику тепловой энергии нормативных запасов аварийных видов топлива

Расчет нормативного запаса аварийного топлива по источникам тепловой энергии произведен для котельных с указанными видами резервного топлива и Благовещенской ТЭЦ. На всех источниках тепловой энергии г. Благовещенска в качестве резервного топлива используется основное топливо.

Нормативный запас аварийного топлива определен по методике, регламентированной приказом Министерства энергетики Российской Федерации N 66 от 04.09.2008 (с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России N 377 от 10 августа 2012 года) "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях".

Приказ N 66 регламентирует три вида нормативных запасов топлива:

- Общий нормативный запас топлива (ОНЗТ);

- Неснижаемый нормативный запас топлива (ННЗТ);

- Нормативный эксплуатационный запас топлива (НЭЗТ).

Общий нормативный запас топлива определяется суммой неснижаемого нормативного запаса топлива и нормативного эксплуатационного запаса топлива.

12.2.1. Нормативный запас аварийного топлива Благовещенской ТЭЦ

ННЗТ создается для поддержания плюсовых температур в главном корпусе, вспомогательных зданиях и сооружениях в режиме "выживания" с минимальной расчетной электрической и тепловой нагрузкой по условиям самого холодного месяца года.

В расчете ННЗТ учтен расход тепловой энергии на собственные нужды электростанции при расчетных температурах наружного воздуха, объекты систем теплоснабжения и нагрузка неотключаемых потребителей. ННЗТ обеспечивает работу электростанции в режиме "выживания" в течение 7 суток.

Основные исходные данные и результаты расчета нормативного неснижаемого запаса топлива (ННЗТ) для Благовещенской ТЭЦ представлены в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1. Основные исходные данные и результаты расчета ННЗТ для ТЭЦ

Вид топлива (резервного)	Теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг	Теплота сгорания условного топлива, ккал/кг	Вусл. - расход условного топлива на производство электро- и теплоэнергии в режиме "выживания" за 1 сутки;	Количество суток для расчета запаса	ННЗТ, тонн
мазут	9672,00	7000,00	1778,23	7	9008,80
уголь	2998,00	7000,00	1778,23	7	29063,75

12.2.2. Нормативный запас аварийного топлива котельных

ННЗТ для котельных определяется в размере, обеспечивающем поддержание плюсовых температур в главном корпусе, вспомогательных зданиях и сооружениях в режиме "выживания" с минимальной расчетной тепловой нагрузкой по условиям самого холодного месяца года.

В расчете ННЗТ учитываются следующие объекты:

- объекты социально значимых категорий потребителей - в размере максимальной тепловой нагрузки за вычетом тепловой нагрузки горячего водоснабжения;

- центральные тепловые пункты, насосные станции, собственные нужды источников тепловой энергии в осенне-зимний период.

ННЗТ необходим для обеспечения работы котельной в режиме "выживания" на срок, определяемый видом сжигаемого топлива и способом его доставки. Данные зависимости приведены в таблице 1.2.2.

Таблица 1.2.2. Объем запаса аварийного топлива

Вид топлива	Объём запаса топлива
Твёрдое топливо:
при доставке автотранспортом	на 7-суточный расход
при доставке по железной дороге	на 14-суточный расход
Жидкое топливо:
при доставке автотранспортом	на 5-суточный расход
при доставке по железной дороге	на 10-суточный расход

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации N 66 ННЗТ рассчитывается один раз в три года. Результаты оценки перспективных значений запасов аварийного топлива на 2014, 2017 гг. и для периодов 2019 - 2024 гг., 2025 - 2030 гг., рассчитанные на основании перспективных тепловых нагрузок, представлены соответственно в таблицах 1.2.3 - 1.2.6.

Для котельных, имеющих в качестве резервного топлива более одного вида топлива, произведен расчет неснижаемого нормативного запаса топлива для каждого вида топлива в отдельности.

Таблица 1.2.3. Прогноз нормативов создания запасов топлива на 2014 г.

Наименование котельной	Вид топлива (резервного)	Среднесуточная выработка теплоэнергии, Гкал/сут.	Норматив удельного расхода топлива, т.у.т./Гкал	Коэф. перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	ННЗТ, т.
Котельная ст. Благовещенск-1	бур. уголь	18,842	0,213	0,420	7	66,989
Котельная судостр. з-да	бур. уголь	74,848	0,213	0,420	7	266,105
Котельная 101 квартала	бур. уголь	61,292	0,213	0,420	7	217,911
Котельная 74 квартала	бур. уголь	132,469	0,213	0,420	7	470,964
Котельная ОАО "Ростелеком"	бур. уголь	1,218	0,213	0,420	7	35,000
Котельная 410 квартала	бур. уголь	55,855	0,213	0,420	7	198,579
Котельная "База"	бур. уголь	3,888	0,213	0,420	7	13,823
котельная "ОЭБЦ"	бур. уголь	0,505	0,230	0,420	7	1,942
котельная ПЛ-26	бур. уголь	11,365	0,213	0,420	7	40,405
Котельная 438 квартала	бур. уголь	13,735	0,213	0,420	7	48,833
Котельная 481 квартала	мазут	6,888	0,166	1,370	7	5,842
Котельная ПУ-23	бур. уголь	7,625	0,218	0,420	7	27,761
Котельная Дальневосточная, 25	бур. уголь	0,401	0,213	0,420	7	1,427
Котельная 476 квартала	мазут	8,125	0,166	1,370	7	6,891
Котельная 433 квартала	бур. уголь	8,914	0,177	0,420	7	26,233
Котельная "Мостоотряд-64"	мазут	1,928	0,166	1,370	7	1,635
Котельная школы N 31,	бур. уголь	0,287	0,213	0,420	7	1,019
Котельная "ПУ-6"	бур. уголь	2,795	0,215	0,420	7	10,017
Котельная Птицефабрики	бур. уголь	178,145	0,213	0,420	7	633,355
Котельная "ВОС"	мазут	10,262	0,166	1,370	7	8,704
Котельная ул. Пограничная, 183	бур. уголь	14,806	0,213	0,420	7	52,640
Котельная п. Садовый	бур. уголь	5,058	0,213	0,420	7	17,983
Котельная "БДИ"	бур. уголь	1,839	0,213	0,420	7	6,536
Котельная ул. Юбилейная, 7а	бур. уголь	1,042	0,213	0,420	7	3,705
Котельная "ДОС"	бур. уголь	11,306	0,213	0,420	7	40,195
Котельная п. Аэропорт	мазут	15,174	0,166	1,370	7	12,870
Котельная з-да стр. материалов	мазут	26,892	0,166	1,370	7	22,809
	бур. уголь	26,892	0,226	0,420	7	101,312
Котельная с. Белогорье н. п.	мазут	10,942	0,166	1,370	7	9,281
	бур. уголь	10,942	0,213	0,420	7	38,902
Котельная ОРТПЦ	мазут	3,158	0,166	1,370	7	2,679
Котельная ул. Чайковского, 155	бур. уголь	1,826	0,213	0,420	7	6,491
Котельная ул. Лазо, 111	бур. уголь	1,111	0,213	1,420	7	1,169

Таблица 1.2.4. Прогноз нормативов создания запасов топлива на 2017 г.

Наименование котельной	Вид топлива (резервного)	Среднесуточная выработка теплоэнергии, Гкал/сут.	Норматив удельного расхода топлива, т.у.т./Гкал	Коэф. перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	ННЗТ, т.
Котельная ст. Благовещенск-1	бур. уголь	5,982	0,213	0,420	7	21,266
Котельная судостр. з-да	бур. уголь	74,848	0,213	0,420	7	266,105
Котельная 101 квартала	бур. уголь	47,381	0,213	0,420	7	168,452
Котельная 74 квартала	бур. уголь	108,284	0,213	0,420	7	384,981
Котельная 410 квартала	бур. уголь	58,895	0,213	0,420	7	209,389
Котельная "База"	бур. уголь	3,888	0,213	0,420	7	13,823
котельная "ОЭБЦ"	бур. уголь	0,505	0,230	0,420	7	1,942
котельная ПЛ-26	бур. уголь	11,365	0,213	0,420	7	40,405
Котельная 438 квартала	бур. уголь	13,735	0,213	0,420	7	48,833
Котельная 481 квартала	мазут	6,888	0,166	1,370	7	5,842
Котельная ПУ-23	бур. уголь	7,625	0,218	0,420	7	27,761
Котельная Дальневосточная, 25	бур. уголь	0,401	0,213	0,420	7	1,427
Котельная 476 квартала	мазут	8,125	0,166	1,370	7	6,891
Котельная 433 квартала	бур. уголь	16,489	0,177	0,420	7	48,524
Котельная "Мостоотряд-64"	мазут	1,928	0,166	1,370	7	1,635
Котельная школы N 31,	бур. уголь	0,287	0,213	0,420	7	1,019
Котельная Птицефабрики	бур. уголь	178,145	0,213	0,420	7	633,355
Котельная "ВОС"	мазут	13,000	0,166	1,370	7	11,026
Котельная ул. Пограничная, 183	бур. уголь	20,906	0,213	0,420	7	74,327
Котельная "БДИ"	бур. уголь	1,839	0,213	0,420	7	6,536
Котельная "ДОС"	бур. уголь	11,306	0,213	0,420	7	40,195
Котельная п. Аэропорт	мазут	15,165	0,166	1,370	7	12,862
Котельная з-да стр. материалов	мазут	26,892	0,166	1,370	7	22,809
	бур. уголь	26,892	0,226	0,420	7	101,312
Котельная с. Белогорье н. п.	мазут	10,942	0,166	1,370	7	9,281
	бур. уголь	11,071	0,213	0,420	7	38,902
Котельная ОРТПЦ	мазут	3,158	0,166	1,370	7	2,679

Таблица 1.2.5. Прогноз нормативов создания запасов топлива на 2019 - 2024 гг.

Наименование котельной	Вид топлива (резервного)	Среднесуточная выработка теплоэнергии, Гкал/сут.	Норматив удельного расхода топлива, т.у.т./Гкал	Коэф. перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	ННЗТ, т.
Котельная ст. Благовещенск-1	бур. уголь	5,982	0,213	0,420	7	21,266
Котельная судостр. з-да	бур. уголь	74,848	0,213	0,420	7	266,105
Котельная 101 квартала	бур. уголь	53,805	0,213	0,420	7	191,291
Котельная 74 квартала	бур. уголь	111,765	0,213	0,420	7	397,357
Котельная "База"	бур. уголь	3,888	0,213	0,420	7	13,823
Котельная Птицефабрики	бур. уголь	158,781	0,213	0,420	7	564,511
Котельная "ДОС"	бур. уголь	0,000	0,213	0,420	7	0,000
Котельная п. Аэропорт	мазут	15,165	0,166	1,370	7	12,862
Котельная з-да стр. материалов	мазут	26,892	0,166	1,370	7	22,809
	бур. уголь	26,892	0,226	0,420	7	101,312
Котельная с. Белогорье н. п.	мазут	10,942	0,166	1,370	7	9,281
	бур. уголь	11,071	0,213	0,420	7	39,362
Котельная ОРТПЦ	мазут	3,158	0,166	1,370	7	2,679

Таблица 1.2.6. Прогноз нормативов создания запасов топлива на 2025 - 2030 гг.

Наименование котельной	Вид топлива (резервного)	Среднесуточная выработка теплоэнергии, Гкал/сут.	Норматив удельного расхода топлива, т.у.т./Гкал	Коэф. перевода натурального топлива в условное топливо	Количество суток для расчета запаса	ННЗТ, т.
Котельная ст. Благовещенск-1	бур. уголь	5,982	0,213	0,420	7	21,266
Котельная судостр. з-да	бур. уголь	74,848	0,213	0,420	7	266,105
Котельная 101 квартала	бур. уголь	53,805	0,213	0,420	7	191,291
Котельная 74 квартала	бур. уголь	111,765	0,213	0,420	7	397,357
Котельная "База"	бур. уголь	3,888	0,213	0,420	7	13,823
Котельная Птицефабрики	бур. уголь	158,781	0,213	0,420	7	564,511
Котельная "ДОС"	бур. уголь	0,000	0,213	0,420	7	0,000
Котельная п. Аэропорт	мазут	15,165	0,166	1,370	7	12,862
Котельная з-да стр. материалов	мазут	26,892	0,166	1,370	7	22,809
	бур. уголь	26,892	0,226	0,420	7	101,312
Котельная с. Белогорье н. п.	мазут	10,942	0,166	1,370	7	9,281
	бур. уголь	11,071	0,213	0,420	7	39,362
Котельная ОРТПЦ	мазут	3,158	0,166	1,370	7	2,679

ГАРАНТ:

Нумерация глав приводится в соответствии с источником

Глава 10 "Обоснование инвестиции в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение"

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

13. Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции и технического перевооружения источников тепловой энергии, тепловых сетей и сооружений на них

ГАРАНТ:

Нумерация подразделов приводится в соответствии с источником

1.1. Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции и технического перевооружения источников тепловой энергии

1.1.1. Перечень мероприятий

Схемой теплоснабжения г. Благовещенска предусмотрены следующие мероприятия по развитию систем теплоснабжения:

1. Строительство источника комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на севере г. Благовещенска БТЭЦ-2 в 2022 году. Установленная тепловая мощность источника 300 Гкал/час, электрическая - 240 МВт.

2. Строительство центрального теплового пункта БТЭЦ-2 в 2022 году.

3. Строительство новой угольной котельной блочного типа НК-1 установленной мощностью 16 Гкал/час. Ввод тепловой мощности котельной целесообразно осуществлять в два этапа: ввод в 2015 году 8 Гкал/час тепловой мощности, в 2022 году 8 Гкал/час тепловой мощности.

4. Строительство двух угольных котельных блочного типа НК-2, НК-3 в районах "Лесная-1" и "Лесная-2" суммарной тепловой мощностью 4 Гкал/час и 7 Гкал/час соответственно. Ввод тепловой мощности котельных НК-2 экономически целесообразно осуществлять в два этапа: ввод в 2015 г. 2 Гкал/час тепловой мощности, ввод в 2021 году еще 2 Гкал/час. Ввод тепловой мощности котельной НК-3 экономически целесообразно осуществлять в три этапа: ввод в 2015 г. 2 Гкал/час тепловой мощности, ввод в 2019 г. еще 2 Гкал/час, и, наконец, в 2027 году - 3 Гкал/час.

5. Строительство новой угольной котельной блочного типа в Северном планировочном районе в 2019 году установленной мощностью 30 Гкал/час (поэтапный ввод тепловой мощности: 2016 г. - 2 Гкал/час, 2019 г. - 13 Гкал/час, 2025 г. - 15 Гкал/час).

6. Строительство новой котельной "МП" на территории бывшего танкового училища в 2018 году установленной мощностью 14 Гкал/час.

7. Реконструкция в 2017 г. котельной "ВОС" с увеличением располагаемой тепловой мощности на 2 Гкал/час.

8. Реконструкция в 2017 г. котельной 410 квартала с увеличением располагаемой тепловой мощности на 6,5 Гкал/час.

9. Реконструкцию в 2018 - 2024 гг. котельных 74 и 101 кварталов с заменой котлов с истекшим нормативным сроком службы.

10. Реконструкцию в 2015 - 2017 гг. действующих ЦТП и насосных станций на тепловых сетях от БТЭЦ.

11. Переключение в 2016 г. потребителей котельных по ул. Юбилейная, 7а и п. Садовый на котельную по ул. Пограничная, 183. В связи с большой степенью износа оборудования котельной по ул. Пограничная, 183 настоящая Схема также предусматривает проведение реконструкции котельной с заменой котельных агрегатов ЯР-4 м ст.N 2 и ДКВР-10/13 ст.N 3 и увеличением располагаемой мощности котельной до 18 Гкал/час (на 6 Гкал/ч). При проведении реконструкции котельной по ул. Пограничная, 183 предусматривается также автоматизация подачи угля, замена оборудования водоподготовки, замена сетевых и подпиточных насосов. Установка 4 потребителям котельной п. Садовый индивидуальных водоподогревателей ГВС.

12. Переключение в 2018 г. потребителей котельной "ПУ-23" на новую котельную СПР. Котельная "ПУ-23" выводится в резерв

13. Вывод котельных по ул. Чайковского 155, ул. Лазо, 111 (филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис") в резерв в 2017 году с переключением потребителей к системе БТЭЦ. Перевод насосов котельной ул. Чайковского 155 в смесительно-понизительный режим, установка элеваторных узлов у потребителей котельной по ул. Лазо, 111.

14. Переключение части потребителей котельной ОАО "РЖД" в 2017 году к системе БТЭЦ.

15. Переключение в 2015 г. потребителей жилой застройки котельной ОАО "Ростелеком" на котельную 410 квартала

16. Переключение части потребителей котельных 74 и 101 кварталов к системе БТЭЦ в 2014 - 2016 гг., установка элеваторных узлов у потребителей.

17. Вывод котельной "ПУ-6" ОАО "Облкоммунсервис" в 2017 году в резерв, с переключением потребителей к системе БТЭЦ. Установка элеваторных узлов у потребителей.

18. Переключение потребителей жилого сектора котельной птицефабрики и потребителей котельной "ДОС" на новую котельную "МП". Вывод котельной "ДОС" в резерв.

19. В связи со строительством БТЭЦ-2 в 2022 году планируется вывод в резерв следующих котельных:

- котельная по ул. Пограничная, 183 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" переводится в резервно-пиковый режим работы;

- котельная 410 квартала филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" переводится в резервно-пиковый режим работы;

- котельные 476, 438 кварталов, котельная по ул. Дальневосточная, 25 филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис";

- котельные 433 квартал, "ПЛ-26", ОАО "Облкоммунсервис", перевод насосов котельной 433 квартала в смесительно-понизительный режим;

- котельные 481 квартала, школы N 31, филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", котельная "БДИ", "ОЭБЦ" ОАО "Облкоммунсервис", установка элеваторных узлов у потребителей;

- котельные "Мостоотряд-64", "ВОС" филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис", перевод насосов котельных в смесительно-понизительный режим.

1.1.2. Оценка финансовых потребностей

Для оценки инвестиций в строительство источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии использовался метод оценки объектов-аналогов.

Строительство аналогичного парогазового блока выполнялось в г. Тула в 2008 году. Для реализации установки теплофикационного энергоблока на Новомосковской ГРЭС потребовалось 7 675 900,00 тыс. руб. Для оценки необходимых капиталовложений на строительство ПГУ в г. Благовещенск использовались индексы перевода стоимости в цены 2014 года для Амурской области.

Строительство станции с учетом проведения проектно-изыскательских и пуско-наладочных работ планируется в течение 3 лет с 2019 по 2022 гг. Стоимость строительства ПГУ-ТЭЦ определена на основе объектов-аналогов и составила 10 010 020 тыс. руб. (без НДС).

Для строительства центрального теплового пункта потребуются инвестиции в размере 15 287,20 тыс. руб. без учета НДС. Расчет стоимости строительства ЦТП был выполнен по данным поставщиков оборудования, а также по среднерыночной стоимости монтажных работ для Амурской области в ценах 2014 года.

Капитальные вложения в строительство блочно-модульных угольных котельных (БМК) включают в себя:

- Стоимость оборудования БМК;

- Затраты на строительно-монтажные и пуско-наладочные работы (СМР и ПНР);

- Прочие расходы (в том числе проектно-изыскательские работы, непредвиденные расходы).

Анализ цен заводов-изготовителей (по состоянию на начало 2013 года) на угольные БМК показывает, что их удельная стоимость в значительной степени зависит от комплектации отечественным или импортным оборудованием, а также от тепловой мощности котельной.

Расчеты объема инвестиционных затрат в строительство блочно-модульных котельных выполнены на основании среднерыночных цен на котельные, оснащенные котлами отечественного производства.

Суммарные капиталовложения на мероприятия по строительству новых котельных составят 352 966,15 тыс. руб. в ценах 2014 года без учета НДС.

Определение объема капиталовложений, необходимых для обновления основных фондов существующих котельных, а также строительства новой котельной, выполнено на основании ориентировочных данных поставщиков оборудования, а также с использованием данных по объектам-аналогам.

Суммарные капиталовложения в мероприятия по реконструкции действующих ЦТП и насосных станций на тепловых сетях от БТЭЦ составят 150 909,44 тыс. руб.

При выводе в резерв котельных в связи с передачей их нагрузки на другие источники необходимость вложения инвестиций не учитывается. Считаем, что котельная, находящаяся на балансе теплоснабжающей организации может быть в будущем реализована путем продажи части основных фондов либо переоборудована для дальнейшего использования территории, зданий, сооружений и т.д.

В таблице 10.1.1 и рисунке 10.1.1 представлено распределение затрат на строительство новых источников, а также реконструкцию существующих в ценах 2014 года. Объем необходимых финансовых вложений по годам реализации мероприятий в ценах соответствующих лет определен путем применения индексов-дефляторов инвестиций в соответствии с Прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года, разработанным Минэкономразвития РФ от 08.11.2013 г. (консервативный сценарий).

Суммарные инвестиции в строительство и реконструкцию источников энергии в период 2014 - 2030 гг. составят 10 496 789,11 тыс. руб. в ценах 2014 года без учета НДС.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.1.1 Распределение инвестиций в мероприятия по котельным г. Благовещенска в период с 2014 по 2030 гг.

Таблица 10.1.1. Финансовые потребности для строительства, реконструкции и технического перевооружения источников тепловой энергии, в ценах 2014 года без учета НДС

N п/п	Мероприятие	Значения по годам реализации мероприятий, с НДС, тыс. руб.
		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	Итого за весь период планирования
1	Мероприятия по котельным ФОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
1.1	Реконструкция котельной по ул. Пограничная, 183	0,00	0,00	23115,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	23115,00
1.2	Реконструкция котельной 410 квартала	0,00	0,00	0,00	34848,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	34848,00
1.3	Реконструкция котельной "ВОС"	0,00	0,00	0,00	11819,08	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	11819,08
1.4	Реконструкция котельной 74 квартала	0,00	0,00	0,00	0,00	12480,00	0,00	12480,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	24960,00
1.5	Реконструкция котельной 101 квартала	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	6400,00	0,00	6400,00	0,00	6400,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	19200,00
1.6	Перевод в резервно-пиковый режим котельной по ул. Пограничная, 183	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	960,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	960,00
1.7	То же, котельной 410 квартала	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1306,67	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1306,67
1.8	Вывод в резерв котельной по ул. Чайковского, 155, перевод насосов в смесительно-понизительный режим	0,00	0,00	0,00	270,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	270,00
1.9	То же, котельной "Мостоотряд-64"	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	296,13	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	296,13
1.10	То же, котельной "ВОС"	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	629,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	629,03
2	Мероприятия по котельным ОАО "Облкоммунсервис"
2.1	Вывод в резерв котельной 433 квартала, перевод насосов в смесительно-понизительный режим	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	571,85	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	571,85
3	Строительство новых источников
3.1	Строительство БТЭЦ-2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1001002,00	4504509,00	4504509,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	10010020,00
3.2	Строительство ЦТП БТЭЦ-2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	15827,20	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	15827,20
3.3	Строительство котельной НК-1	0,00	37218,46	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	37218,46	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	74436,92
3.4	Строительство котельной НК-2	0,00	10744,62	0,00	0,00	0,00	0,00	10744,62	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	21489,23
3.5	Строительство котельной НК-3	0,00	10744,62	0,00	0,00	0,00	0,00	10744,62	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	16449,23	0,00	0,00	0,00	37938,46
3.6	Строительство котельной СПР	0,00	0,00	10744,62	0,00	0,00	64080,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	74824,62	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	149649,23
3.7	Строительство котельной МП	0,00	0,00	0,00	0,00	69452,31	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	69452,31
4	Итого инвестиций в мероприятия по источникам теплоснабжения в ценах 2014 года, тыс. руб.	0,00	58707,69	33859,62	46937,08	81932,31	1065082,00	4544878,23	4520336,20	47382,14	0,00	6400,00	74824,62	0,00	16449,23	0,00	0,00	0,00	10496789,11
5	Индекс-дефлятор инвестиций	1,000	1,051	1,051	1,052	1,046	1,040	1,031	1,029	1,029	1,031	1,029	1,024	1,021	1,022	1,023	1,024	1,023
6	Итого инвестиций в мероприятия по источникам теплоснабжения в ценах соответствующих лет, тыс. руб.	0,00	61701,78	37401,37	54542,77	99588,24	1346384,93	5923346,15	6062209,94	65386,83	0,00	9369,78	112174,49	0,00	25731,90	0,00	0,00	0,00	13797838,18

1.2. Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции тепловых сетей и сооружений на них

Оценка объема капитальных вложений, необходимых для реализации мероприятий по перекладке тепловых сетей, выполнена с использованием укрупненных нормативов цены строительства НЦС 81-02-13-2012 "Наружные тепловые сети", утвержденных приказом Министерства регионального развития РФ N 643 от 30.12.2011.

НЦС рассчитаны в ценах на 1 января 2012 года для базового района (Московская область).

Укрупненные нормативы представляют собой объем денежных средств, необходимый и достаточный для строительства 1 км наружных тепловых сетей.

Стоимостные показатели в НЦС приведены на 1 км двухтрубной теплотрассы.

В показателях стоимости учтена вся номенклатура затрат, которые предусматриваются действующими нормативными документами в сфере ценообразования для выполнения основных, вспомогательных и сопутствующих этапов работ для строительства тепловых сетей в нормальных (стандартных) условиях, не осложненных внешними факторами.

Нормативы разработаны на основе ресурсно-технологических моделей, в основу которых положена проектно-сметная документация по объектам-представителям. Проектно-сметная документация объектов-представителей имеет положительное заключение государственной экспертизы и разработана в соответствии с действующими нормами проектирования.

Приведенные показатели предусматривают стоимость строительных материалов, затраты на оплату труда рабочих и эксплуатацию строительных машин и механизмов, накладные расходы и сметную прибыль, а также затраты на строительство временных титульных зданий и сооружений и дополнительные затраты на производство работ в зимнее время, затраты, связанные с получением заказчиком и проектной организацией исходных данных, технических условий на проектирование и проведение необходимых согласований по проектным решениям, расходы на страхование строительных рисков, затраты на проектно-изыскательские работы и экспертизу проекта, содержание службы заказчика строительства и строительный контроль, резерв средств на непредвиденные расходы.

Стоимость материалов учитывает все расходы (отпускные цены, наценки снабженческо-сбытовых организаций расходы на тару, упаковку и реквизит, транспортные, погрузочно-разгрузочные работы и заготовительно-складские расходы), связанные с доставкой материалов, изделий, конструкций от баз (складов) организаций-подрядчиков или организаций-поставщиков до приобъектного склада строительства.

Оплата труда рабочих-строителей и рабочих, управляющих строительными машинами, включает в себя все виды выплат и вознаграждений, входящих в фонд оплаты труда.

При прокладке сетей в стесненных условиях застроенной части города к показателям применяется повышающий коэффициент 1,06.

Затраты на демонтаж существующих сетей рассчитаны в соответствии с рекомендациями СНиП 4.06-91 "Общие положения по применению расценок на монтаж оборудования", утвержденными Постановлением Государственного строительного комитета СССР от 29 декабря 1990 года N 114 и введенными в действие с 01.01.1991 г. При этом принято, что демонтируемое оборудование направляется в лом, т. е. подготавливается к утилизации.

Для приведения стоимости капитальных вложений к ценам 2014 г. для г. Благовещенск использованы "Индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пуско-наладочных работ" для внешних инженерных сетей теплоснабжения на 2014 и 1 кв. 2012 г. в соответствии с письмами Минрегиона России N 3058-ЕС от 28.02.2014 г. и N 4122-ИП/08 от 28.01.2012 г. соответственно.

Коэффициент перехода от цен базового района (Московской области) к уровню цен г. Благовещенск для наружных тепловых сетей принят в соответствии с приложением 17 к приказу Министерства регионального развития РФ от 30.12.2011 N 643 и составляет 1,09.

В таблице 10.2.1 приведены финансовые потребности для осуществления мероприятий по тепловым сетям, распределенные по годам и категориям работ. Объем необходимых финансовых вложений по годам реализации мероприятий в ценах соответствующих лет определен путем применения индексов-дефляторов инвестиций в соответствии с Прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года, разработанным Минэкономразвития РФ от 08.11.2013 г. (консервативный сценарий).

Схемой также предусматриваются следующие мероприятия:

1) Реконструкция в 2015 - 2017 гг. действующих ЦТП и насосных станций на тепловых сетях от БТЭЦ (150 909,44 тыс. руб.).

2) Строительство в 2015 г. ПНС на ТМ N 2 БТЭЦ в районе ТП-2С. 3 насоса Д3200 - 75 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом (стоимость работ составит 102 711,47 тыс. руб.).

2) Строительство в 2016 г. ПНС на ТМ N 3 БТЭЦ в районе ТК-3. 3 насоса Д3200 - 75 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом (стоимость работ составит 106 903,77 тыс. руб.).

3) Строительство в 2017 г. ПНС на ТМ N 2 в районе ТК-13С. 3 насоса СЭ500 - 70 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом (стоимость работ составит 25 123,06 тыс. руб.).

4) Строительство в 2018 г. ПНС на ТМ "Западная" БТЭЦ-2. 3 насоса СЭ1250 - 70 (2 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом (стоимость работ составит 66 028,8 тыс. руб.).

5) Строительство в 2020 г. ПНС на ТМ "Восточная" БТЭЦ-2 в районе пересечения ул. Молодежная и ул. Театральная. 2 насоса СЭ500 - 70 (1 в работе, 1 резервный) с частотным регулируемым приводом (стоимость работ составит 15 721,14 тыс. руб.).

На рисунке 10.2.1 показана динамика необходимых капиталовложений в тыс. руб. для осуществления предлагаемых Схемой мероприятий по тепловым сетям и сооружениям на них.

Суммарные капиталовложения, необходимые для осуществления строительства, реконструкции тепловых сетей и сооружений на них в период с 2014 по 2030 гг. составят 3 926 235,07 тыс. руб.

Таблица 10.2.1. Финансовые потребности в строительство и реконструкцию тепловых сетей и сооружений на них, в ценах на I квартал 2014 г.

N п/п	Показатель	Значения по годам реализации мероприятий, с НДС, тыс. руб.
		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	Итого за весь период планирования
Тепловые сети от Благовещенской ТЭЦ филиала ОАО "ДГК" "Амурская генерация"
1.1	Инвестиции в строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки (2), тыс. руб.	218585,57	277945,04	41804,36	32747,34	106515,18	3122,85	23467,74	36639,17	6450,09	0,00	6876,84	6149,84	5275,37	5009,51	2080,34	2515,45	2850,53	778 035
1.2	Инвестиции в реконструкцию тепловых сетей с изменением диаметра трубопроводов (4 и 6), тыс. руб.	44200,25	76940,49	55800,28	152033,39	8270,10	0,00	955,17	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	19381,47	0,00	0,00	0,00	357 581
1.3	Инвестиции в реконструкцию тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения (7), тыс. руб.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	110569,73	0,00	0,00	27903,24	68838,30	0,00	0,00	98568,44	26739,77	0,00	191878,76	0,00	524 498
1.4	Инвестиции в строительство насосных станций, тыс. руб.	0,00	102711,47	106903,77	25123,06	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	234 738
1.5	ВСЕГО, тыс. руб. в ценах 2014 года	262785,82	457597,00	204508,41	209903,79	114785,28	113692,58	24422,91	36639,17	34353,33	68838,30	6876,84	6149,84	103843,80	51130,75	2080,34	194394,20	2850,53	1 894 853
1.6	Индекс-дефлятор инвестиций	1	1,051	1,050	1,052	1,046	1,040	1,031	1,029	1,029	1,030	1,029	1,024	1,021	1,020	1,020	1,024	1,023
1.7	Инвестиции в мероприятия по тепловым сетям в ценах соответствующих лет, тыс. руб.	262785,82	480934,44	225685,26	243684,58	139388,09	143583,63	31800,13	49089,93	47362,11	94813,65	10048,55	9201,92	158643,06	79675,14	3306,55	316390,98	4746,16	2 301 140
Тепловые сети от котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"
2.1	Инвестиции в строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки (2), тыс. руб.	54089,18	10912,71	89122,65	685,71	5951,98	0,00	0,00	1105,37	1759,89	0,00	0,00	26335,37	0,00	1795,11	0,00	0,00	574,05	192 332
2.2	Инвестиции в реконструкцию тепловых сетей с изменением диаметра трубопроводов (1, 4 и 6), тыс. руб.	1326,00	26315,30	30505,44	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	58 147
2.3	Инвестиции в установку потребителям элеваторных узлов и теплообменного оборудования, тыс. руб.	0,00	1155,00	6613,50	165,00	0,00	0,00	0,00	0,00	825,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	8 759
2.4	Инвестиции в реконструкцию насосных станций, тыс. руб.	0,00	45289,71	46991,14	58628,59	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	150 909
2.5	ВСЕГО, тыс. руб. в ценах 2014 года	55415,19	83672,72	173232,73	59479,30	5951,98	0,00	0,00	1105,37	2584,89	0,00	0,00	26335,37	0,00	1795,11	0,00	0,00	574,05	410 147
2.6	Индекс-дефлятор инвестиций	1	1,051	1,050	1,052	1,046	1,040	1,031	1,029	1,029	1,030	1,029	1,024	1,021	1,020	1,020	1,024	1,023
2.7	Инвестиции в мероприятия по тепловым сетям в ценах соответствующих лет, тыс. руб.	55415,19	87940,03	191170,98	69051,58	7227,72	0,00	0,00	1481,00	3563,73	0,00	0,00	39405,26	0,00	2797,26	0,00	0,00	955,80	459 009
Тепловые сети от котельных ОАО "Облкоммунсервис"
3.1	Инвестиции в строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки (2), тыс. руб.	5857,58	8004,94	1182,07	1346,10	3960,67	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	20 351
3.2	Инвестиции в установку потребителям элеваторных узлов и теплообменного оборудования, тыс. руб.	0,00	0,00	0,00	330,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1485,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1 815
3.3	ВСЕГО, тыс. руб. в ценах 2014 года	5857,58	8004,94	1182,07	1676,10	3960,67	0,00	0,00	0,00	1485,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	22 166
3.4	Индекс-дефлятор инвестиций	1	1,051	1,050	1,052	1,046	1,040	1,031	1,029	1,029	1,030	1,029	1,024	1,021	1,020	1,020	1,024	1,023
3.5	Инвестиции в мероприятия по тепловым сетям в ценах соответствующих лет, тыс. руб.	5857,58	8413,20	1304,47	1945,84	4809,58	0,00	0,00	0,00	2047,33	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	24 378
Тепловые сети от котельной судостроительного завода
4.1	Инвестиции в реконструкцию тепловых сетей с изменением диаметра трубопроводов (4), тыс. руб.	0,00	5884,39	16333,79	15758,23	8138,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	46 114
4.2	Индекс-дефлятор инвестиций	1	1,051	1,050	1,052	1,046	1,040	1,031	1,029	1,029	1,030	1,029	1,024	1,021	1,020	1,020	1,024	1,023
4.3	Инвестиции в мероприятия по тепловым сетям в ценах соответствующих лет, тыс. руб.	0,00	6184,50	18025,16	18294,27	9882,32	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	52 386
Тепловые сети от Благовещенской ТЭЦ-2
5.1	Инвестиции в строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки (2), тыс. руб.	0,00	0,00	130435,51	118526,72	150834,19	112610,03	133798,85	182535,52	199887,38	2953,89	0,00	2485,93	929,68	3663,70	8787,00	0,00	8145,29	1 055 594
5.2	Инвестиции в реконструкцию тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов (6), тыс. руб.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	10148,95	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	10 149
5.3	Инвестиции в строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения (5), тыс. руб.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	19871,84	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	19 872
5.4	Инвестиции в строительство насосных станций, тыс. руб.	0,00	0,00	0,00	0,00	66028,80	0,00	15721,14	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	81 750
5.5	ВСЕГО, тыс. руб. в ценах 2014 года	0,00	0,00	130435,51	118526,72	216862,99	112610,03	149519,99	182535,52	229908,16	2953,89	0,00	2485,93	929,68	3663,70	8787,00	0,00	8145,29	1 167 364
5.6	Индекс-дефлятор инвестиций	1	1,051	1,050	1,052	1,046	1,040	1,031	1,029	1,029	1,030	1,029	1,024	1,021	1,020	1,020	1,024	1,023
5.7	Инвестиции в мероприятия по тепловым сетям в ценах соответствующих лет, тыс. руб.	0,00	0,00	143942,10	137601,78	263344,88	142216,45	194684,20	244564,94	316968,85	4068,50	0,00	3719,67	1420,28	5709,01	13966,31	0,00	13561,98	1 485 769
Тепловые сети от новых котельных
6.1	Инвестиции в строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки (2), тыс. руб.	0,00	98924,07	29986,18	19218,51	56339,03	0,00	102944,72	2370,33	29634,29	0,00	3661,63	6570,23	11908,40	1832,07	0,00	0,00	11102,68	374 492
6.2	Инвестиции в реконструкцию тепловых сетей с изменением диаметра трубопроводов (4), тыс. руб.	0,00	0,00	0,00	0,00	11098,09	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	11 098
6.3	ВСЕГО, тыс. руб. в ценах 2014 года	0,00	98924,07	29986,18	19218,51	67437,12	0,00	102944,72	2370,33	29634,29	0,00	3661,63	6570,23	11908,40	1832,07	0,00	0,00	11102,68	385 590
6.4	Индекс-дефлятор инвестиций	1	1,051	1,050	1,052	1,046	1,040	1,031	1,029	1,029	1,030	1,029	1,024	1,021	1,020	1,020	1,024	1,023
6.5	Инвестиции в мероприятия по тепловым сетям в ценах соответствующих лет, тыс. руб.	0,00	103969,20	33091,24	22311,43	81891,43	0,00	134040,34	3175,82	40856,08	0,00	5350,43	9830,95	18192,57	2854,85	0,00	0,00	18486,06	474 050

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.2.1. Динамика финансовых потребностей (тыс. руб.) для осуществления строительства, реконструкции тепловых сетей и сооружений на них

1.3. Оценка суммарных финансовых потребностей

Суммарный объем необходимых инвестиций в мероприятия по осуществлению строительства, реконструкции и технического перевооружения источников тепловой энергии, тепловых сетей и сооружений на них города Благовещенска в период с 2014 по 2030 гг. оценивается в 14 423 024,17 тыс. руб.

Потребность в инвестициях теплоснабжающих организаций по годам отражена в таблице 10.3.1.

Суммарные потребности в инвестициях составят:

- Для филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" - 527 550,60 тыс. руб.;

- Для ОАО "Облкоммунсервис" - 22 738,21 тыс. руб.;

- Для филиала ОАО "ДГК" "Амурская генерация" - 1 894 852,90 тыс. руб.

- Для ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции" - 46 114,45 тыс. руб.

- Для строительства БТЭЦ-2 и присоединенных тепловых сетей - 11 193 211,61 тыс. руб.

- Для строительства новых котельных и присоединенных тепловых сетей - 738 556,39 тыс. руб.

Таблица 10.3.1. Потребности теплоснабжающих организаций в инвестициях

	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	ВСЕГО
Инвестиции по источникам тепловой энергии, тыс. руб.
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	0,00	0,00	23115,00	46937,08	12480,00	0,00	18880,00	0,00	9591,83	0,00	6400,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	117403,90
ОАО "Облкоммунсервис"	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	571,85	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	571,85
БТЭЦ-2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1 001 002,00	4 504 509,00	4 520 336,20	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	10025847,20
Новые котельные	0,00	58 707,69	10 744,62	0,00	69 452,31	64 080,00	21 489,23	0,00	37 218,46	0,00	0,00	74 824,62	0,00	16 449,23	0,00	0,00	0,00	352 966,15
Суммарно по источникам	0,00	58 707,69	33 859,62	46 937,08	81 932,31	1 065 082,00	4 544 878,23	4 520 336,20	47 382,14	0,00	6 400,00	74 824,62	0,00	16 449,23	0,00	0,00	0,00	10 496 789,11
Инвестиции по тепловым сетям, тыс. руб.
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	55 415,19	83 672,72	173 232,73	59 479,30	5 951,98	0,00	0,00	1 105,37	2 584,89	0,00	0,00	26 335,37	0,00	1 795,11	0,00	0,00	574,05	410 146,71
ОАО "Облкоммунсервис"	5 857,58	8 004,94	1 182,07	1 676,10	3 960,67	0,00	0,00	0,00	1 485,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	22 166,36
Филиал ОАО "ДГК" "Амурская генерация	262 785,82	457 597,00	204 508,41	209 903,79	114 785,28	113 692,58	24 422,91	36 639,17	34 353,33	68 838,30	6 876,84	6 149,84	103 843,80	51 130,75	2 080,34	194 394,20	2 850,53	1 894 852,90
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	0,00	5884,39	16333,79	15758,23	8138,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	46 114,45
Новые котельные	0,00	98 924,07	29 986,18	19 218,51	67 437,12	0,00	102 944,72	2 370,33	29 634,29	0,00	3 661,63	6 570,23	11 908,40	1 832,07	0,00	0,00	11 102,68	385 590,23
БТЭЦ-2	0,00	0,00	130 435,51	118 526,72	216 862,99	112 610,03	149 519,99	182 535,52	229 908,16	2 953,89	0,00	2 485,93	929,68	3 663,70	8 787,00	0,00	8 145,29	1 167 364,41
Суммарно по теплосетям	324 058,59	654 083,12	555 678,69	424 562,66	417 136,08	226 302,61	276 887,62	222 650,39	297 965,67	71 792,18	10 538,46	41 541,37	116 681,89	58 421,64	10 867,35	194 394,20	22 672,56	3 926 235,07
Суммарные инвестиции, тыс. руб.
Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	55415,19	83672,72	196347,73	106416,38	18431,98	0,00	18880,00	1105,37	12176,72	0,00	6400,00	26335,37	0,00	1795,11	0,00	0,00	574,05	527550,62
ОАО "Облкоммунсервис"	5 857,58	8 004,94	1 182,07	1 676,10	3 960,67	0,00	0,00	0,00	2 056,85	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	22738,21
Филиал ОАО "ДГК" "Амурская генерация	262 785,82	457 597,00	204 508,41	209 903,79	114 785,28	113 692,58	24 422,91	36 639,17	34 353,33	68 838,30	6 876,84	6 149,84	103 843,80	51 130,75	2 080,34	194 394,20	2 850,53	1894852,90
ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	0,00	5884,39	16333,79	15758,23	8138,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	46114,45
Новые котельные	0,00	157631,76	40730,79	19218,51	136889,43	64080,00	124433,95	2370,33	66852,75	0,00	3661,63	81394,85	11908,40	18281,30	0,00	0,00	11102,68	738556,39
БТЭЦ-2	0,00	0,00	130 435,51	118 526,72	216 862,99	1 113 612,03	4 654 028,99	4 702 871,72	229 908,16	2 953,89	0,00	2 485,93	929,68	3 663,70	8 787,00	0,00	8 145,29	11193211,61
Итого инвестиций	324 058,59	712 790,82	589 538,30	471 499,74	499 068,38	1 291 384,61	4 821 765,85	4 742 986,59	345 347,80	71 792,18	16 938,46	116 365,99	116 681,89	74 870,87	10 867,35	194 394,20	22 672,56	14423024,17

1.4. Предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые потребности

Финансирование мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии и тепловых сетей может осуществляться из двух основных источников: бюджетных и внебюджетных.

Бюджетное финансирование указанных проектов осуществляется из федерального бюджета РФ, бюджетов субъектов РФ и местных бюджетов в соответствии с бюджетным кодексом РФ.

Дополнительная государственная поддержка может быть оказана в соответствии с законодательством о государственной поддержке инвестиционной деятельности, в том числе при реализации мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.

Внебюджетное финансирование осуществляется за счет собственных средств теплоснабжающих и теплосетевых организаций, состоящих из нераспределенной прибыли и амортизационного фонда, заемных средств теплоснабжающих и теплосетевых организаций путем привлечения банковских кредитов, а также за счет средств, полученных в качестве платы за подключение перспективных потребителей тепловой энергии.

В соответствии с действующим законодательством и по согласованию с органами тарифного регулирования в тарифы теплоснабжающих и теплосетевых организаций может включаться инвестиционная составляющая, необходимая для реализации инвестиционных проектов по развитию системы теплоснабжения.

Расходы на капитальные вложения (инвестиции) в расчетный период регулирования определяются на основе утвержденных в установленном порядке инвестиционных программ регулируемой организации.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 22.10.2012 N 1075 "О ценообразовании в сфере теплоснабжения" предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни тарифов на тепловую энергию (мощность) устанавливаются федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов с учетом инвестиционных программ регулируемых организаций, утвержденных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

Тарифы устанавливаются на основании необходимой валовой выручки, определенной для соответствующего регулируемого вида деятельности, и расчетного объема полезного отпуска соответствующего вида продукции (услуг) на расчетный период регулирования, определенного в соответствии со схемой теплоснабжения.

1.5. Расчеты эффективности инвестиций

На основании анализа необходимых капиталовложений в предлагаемые мероприятия по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии и тепловых сетей были выполнены расчеты эффективности инвестиций. Расчеты эффективности инвестиций выполнялись с учетом средств, полученных в качестве платы за подключение перспективных потребителей тепловой энергии.

1.5.1. Расчеты эффективности инвестиций в финансирование мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению новых источников и присоединенных тепловых сетей

Суммарные капиталовложения необходимые для строительства нового источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, а также строительства присоединенных сетей составляет 11 193 211,61 тыс. руб. Строительство БТЭЦ-2 планируется в течение трех лет, затраты на строительство новых тепловых сетей распределены неравномерно в период с 2016 - 2030 гг.

Оценка эффективности инвестиций в развитие системы теплоснабжения выполнена в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов", утвержденными Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике N ВК 477 от 21.06.1999 г., а также с использованием "Рекомендаций по оценке экономической эффективности инвестиционного проекта теплоснабжения", разработанных НП "АВОК" в 2005 г.

Для приведения финансовых параметров проекта к ценам соответствующих лет применены индексы изменения цен, установленные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года, разработанном Минэкономразвития РФ от 08.11.2013 г. (консервативный сценарий).

Ставка рефинансирования принята 8,25% в соответствии с Указанием Банка России от 13.09.2012 N 2873-У "О размере ставки рефинансирования Банка России". Ставка дисконтирования принята 14%.

Для расчета производственных расходов, относящихся к затратам на сырье использовались топливные балансы по БТЭЦ-2, представленные в Главе 8 "Перспективные топливные балансы". Считаем, что топливная составляющая ежегодных издержек равна 60%.

На рисунке 10.5.1 представлено распределение прибыли накопленным итогом от реализации тепловой и электрической энергии с учетом и без учета ставки дисконтирования. Для строительства такого крупного объекта простой срок окупаемости составляет 12 лет; дисконтированный срок окупаемости выходит за рамки периода, рассматриваемого в настоящей Схеме.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.5.1. Прибыль от производства тепловой энергии БТЭЦ-2 (ЧПДС - чистый поток денежных средств)

Суммарные капиталовложения, необходимые для строительства пяти новых котельных, а также присоединенных сетей составляют 738 556,39 тыс. руб.

Для расчета производственных расходов, относящихся к затратам на сырье, использовались топливные балансы по новым котельным, представленные в Главе 8 "Перспективные топливные балансы". Считаем, что топливная составляющая ежегодных издержек равна 60%.

На рисунке 10.5.2 представлено распределение прибыли накопленным итогом от реализации тепловой энергии котельной НК-1 с учетом и без учета ставки дисконтирования. Простой строк окупаемости составит 6 лет, дисконтированный срок окупаемости - 9 лет. Основные капиталовложения по строительству источника приходятся на 2015 и 2020 года, затраты на строительство присоединенных сетей распределены неравномерно.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.5.2. Прибыль от производства тепловой энергии котельной НК-1

На рисунке 10.5.3 представлено распределение прибыли накопленным итогом от реализации тепловой энергии котельной НК-2 с учетом и без учета ставки дисконтирования. Простой строк окупаемости составит 11 лет, дисконтированный срок окупаемости - 16 лет.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.5.3. Прибыль от производства тепловой энергии котельной НК-2

Длительный срок окупаемости котельной НК-2 связан с малой величиной подключаемой тепловой нагрузки.

Строительство котельной НК-3 планируется также поэтапно в 2015, 2021 и 2027 годах. Затраты на строительство присоединенных тепловых сетей распределены неравномерно на период реализации Схемы. На рисунке 10.5.4 представлено распределение чистых денежных потоков нарастающим итогом до 2030 года. Простой срок окупаемости источника составит 10 лет, дисконтированный срок окупаемости - 12 лет.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.5.4. Прибыль от производства тепловой энергии котельной НК-3

Распределение прибыли котельной "МП" на период до 2030 года представлено на рисунке 10.5.5. Простой срок окупаемости котельной составит 5 лет, дисконтированный - 6 лет.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.5.5. Прибыль от производства тепловой энергии котельной "МП"

Схемой теплоснабжения города Благовещенска также предлагается строительство новой котельной "СПР" установленной мощностью 30 Гкал/час с поэтапным вводом 2016 г.- 2 Гкал/час, 2019 г.- 13 Гкал/час, 2025 г.- 15 Гкал/час. Реализация данного мероприятия потребует средств в размере 277 379,57 тыс. руб. (с учетом затрат на строительство присоединенных сетей). Простой срок окупаемости котельной составит 11 лет, дисконтированный - 14 лет. Распределение прибыли котельной "СПР" на период до 2030 года представлено на рисунке 10.5.6.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.5.6. Прибыль от производства тепловой энергии котельной "СПР"

1.5.2. Расчеты эффективности инвестиций в финансирование мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников и присоединенных тепловых сетей теплоснабжающих и теплосетевых организации города Благовещенска

Для оценки эффективности инвестиций в мероприятия по развитию систем теплоснабжения г. Благовещенска был проведен анализ текущих затрат теплоснабжающих и теплосетевых организаций в настоящее время, а также их изменение в результате реализации мероприятий по трем вариантам.

Результаты проведенного анализа показали, что реализация мероприятий по развитию систем теплоснабжения приведет к следующим основным экономическим эффектам:

Снижение затрат на топливо;

Снижение затрат на текущие и капитальные ремонты;

Снижение затрат на компенсацию потерь в тепловых сетях.

Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"

Суммарные инвестиции на реализацию мероприятий, предложенных Схемой для Филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" составляют 332 481,18 тыс. руб. Планируется проведение реконструкции котельной "ВОС" и котельной Пограничная 183, а также реконструкция тепловых сетей для обеспечения перераспределения тепловой мощности и обеспечения приростов тепловой нагрузки. Замена котлов на котельных позволит снизить ежегодные издержки организации: ежегодных затрат на ремонт, издержек на топливо (установка котлов с большим КПД), сокращение расходов на оплату труда производственного персонала (реконструкция котельных с установкой автоматизированных котлов). Перекладка тепловых сетей позволит обеспечить снижение тепловых потерь, повысить надежность теплоснабжения, а также качество теплоснабжения.

Таким образом, годовая экономия средств составит 16 521 тыс. руб./год с учетом снижения потерь в тепловых сетях, а также уменьшения издержек организации.

ОАО "Облкоммунсервис"

Необходимые капиталовложения для реализации мероприятий ОАО "Облкоммунсервис" составляют 22738,21 тыс. руб. Схемой предлагается реконструкция и строительство тепловых сетей с целью обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки, а также реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов. Перекладка тепловых сетей позволит обеспечить снижение тепловых потерь, повысить надежность и качество теплоснабжения, тем самым обеспечит годовую экономию средств в размере 211 тыс. руб./год.

Филиал ОАО "ДГК" "Амурская генерация"

Суммарные инвестиции на реализацию мероприятий, предложенных Схемой для Филиала ОАО "ДГК" "Амурская генерация" составляют 1 894 852,90 тыс. руб. Согласно Главе 7 "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них" для обеспечения качественного теплоснабжения перспективных потребителей, а также нормализации гидравлического режима работы системы БТЭЦ, Схемой предлагаются мероприятия по реконструкции и строительству тепловых сетей. Реконструкция старых сетей и прокладка новых позволит обеспечить:

снижение тепловых потерь в сетях;

повышение надежности теплоснабжения;

повышение качества теплоснабжения за счет снижения падения температуры теплоносителя при транспортировке от котельной до вводов потребителей.

Ввиду вышесказанного, годовая экономия средств для Благовещенской ТЭЦ может составить 50 348 тыс. руб./год.

ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"

Необходимые капиталовложения для реализации мероприятий ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции" составляют 46 114,45 тыс. руб. Схемой предусматривается реконструкция тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения. В результате реализации мероприятий по перекладке тепловых сетей, будут сокращены сверхнормативные технологические потери тепловой энергии при транспортировке по тепловым сетям; значительно сократятся расходы на текущий ремонт и устранение последствий аварий, тем самым будет обеспечена годовая экономия средств в размере 199,06 тыс. руб./год.

1.6. Расчет ценовых последствий для потребителей при реализации программ строительства, реконструкции и технического перевооружения систем теплоснабжения

Ценовые последствия для потребителей тепловой энергии будут выражаться в росте тарифа, связанном с инфляцией. Инвестиционная надбавка в тариф во всем периоде действия Схемы теплоснабжения не закладывается.

На данный момент тариф для Филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" составляет 1263,51 руб./Гкал, ОАО "Облкоммунсервис" - 2443,52 руб/Гкал (тариф для котельной 433 квартала - 2772,17 руб./Гкал), Филиал ОАО "ДГК" "Амурская генерация" - 745,97 руб./Гкал, ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции" - 1715,07 руб./Гкал, ООО "Благовещенский Завод Строительных материалов" - 1407,43 руб./Гкал, ОАО "РЖД" - 1308,62 руб./Гкал, ООО "Амурский бройлер" - 1157,42 руб./Гкал.

Динамика тарифов для теплоснабжающих организаций города Благовещенск приведена на рисунке 10.6.1.

Схемой предлагается резервирование ряда котельных филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" и ОАО "Облкоммунсервис" и переключение потребителей к системе БТЭЦ и БТЭЦ-2. При этом расходы теплоснабжающих организаций, в чьей собственности находятся котельные, сократятся, что позволит снизить тариф на тепловую энергию, в среднем, на 3%.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 10.6.1. Динамика тарифов для теплоснабжающих организаций города Благовещенск

Глава 11 "Обоснование предложений по определению единой теплоснабжающей организации"

5. Общие положения

Понятие "Единая теплоснабжающая организация" введено Федеральным законом от 27.07.2012 г. N 190 "О теплоснабжении" (ст. 2, ст. 15).

Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации установлены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации".

Правила организации теплоснабжения, утвержденные постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 N 808, в пункте 7 Правил устанавливают следующие критерии определения единой теплоснабжающей организации (далее ЕТО):

- владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;

- размер собственного капитала;

- способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.

На основании вышеизложенных требований, из числа полученных заявок, формируются ЕТО.

6. Определение существующих изолированных зон действия энергоисточников в системе теплоснабжения г. Благовещенска

В настоящем разделе будут рассмотрены текущие и перспективные зоны действия изолированных систем теплоснабжения и определены границы данных зон.

6.1. Котельная 74 квартала

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.1.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.1.1. Зона действия котельной 74 квартала на 2013 г.

Изменения границ зоны действия системы теплоснабжения, прогнозируемые к 2030 г., представлены на рисунке 2.1.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.1.2. Зона действия котельной 74 квартала на 2030 г.

Зона действия котельной, несмотря на подключение перспективных потребителей, уменьшается относительно существующей за счет переключения части текущей нагрузки на Благовещенскую ТЭЦ. До 2030 г. в зоне действия данной котельной планируется сокращение тепловой нагрузки на 4,4729 Гкал/час. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

6.2. Котельная 101 квартала

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.2.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.1. Зона действия котельной 101 квартала на 2013 г.

Изменения границ зоны действия системы теплоснабжения, прогнозируемые к 2030 г., представлены на рисунке 2.2.2.

Зона действия котельной, несмотря на подключение перспективных потребителей, уменьшается относительно существующей за счет переключения части текущей нагрузки на Благовещенскую ТЭЦ. До 2030 г. в зоне действия данной котельной планируется сокращение тепловой нагрузки на 1,8146 Гкал/час. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.2.2. Зона действия котельной 101 квартала на 2030 г.

6.3. Котельная 410 квартала

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.3.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.3.1. Зона действия котельной 410 квартала на 2013 г.

6.4. Котельная 438 квартала

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.4.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.4.1. Зона действия котельной 438 квартала на 2013 г.

Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

6.5. Котельная 476 квартала

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.5.1.

Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.5.1. Зона действия котельной 476 квартала на 2013 г.

6.6. Котельная 481 квартала

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.6.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.6.1. Зона действия котельной 481 квартала на 2013 г.

Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

6.7. Котельная "ВОС"

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.7.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.7.1. Зона действия котельной "ВОС" на 2013 г.

Котельная, а также тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

6.8. Котельная по ул. Дальневосточная, 25

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.8.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.8.1. Зона действия котельной по ул. Дальневосточная 25 на 2013 г.

6.9. Котельная "ДОС"

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.9.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.9.1. Зона действия котельной "ДОС" на 2013 г.

К 2018 году, ввиду постройки нового источника теплоснабжения на землях танкового училища (котельная МП), переданных в муниципальную собственность, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения новой котельной. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

6.10. Котельная "Мостоотряд 64"

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.10.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.10.1. Зона действия котельной "Мостоотряд 64" на 2013 г.

6.11. Котельная "ОРТПЦ"

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.11.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.11.1. Зона действия котельной "ОРТПЦ" на 2013 г.

Зона действия котельной остается неизменной относительно существующей. Котельная и тепловые сети, относящиеся к ней, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

6.12. Котельная п. Садовый

К 2016 году потребителей и тепловые сети данного источника планируется переключить на котельную, расположенную по ул. Пограничная 183, а сам источник вывести в резерв. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.12.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.12.1. Зона действия котельной п. Садовый на 2013 г.

6.13. Котельная п. Аэропорт

Зона действия котельной остается неизменной относительно существующей. Котельная и тепловые сети, относящиеся к ней, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис". Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.13.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.13.1. Зона действия котельной п. Аэропорт на 2013 г.

6.14. Котельная по ул. Пограничная, 183

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.14.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.14.1. Зона действия котельной по ул. Пограничная, 183 на 2013 г.

К 2016 году зона действия котельной увеличивается относительно существующей за счет переключения потребителей тепловой энергии котельных п. Садовый и ул. Юбилейной 7а, а также за счет подключения к системе теплоснабжения перспективных потребителей.

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

6.15. Котельная по ул. Релочная, 5 (п. Белогорье)

Зона действия котельной увеличивается за счет подключения перспективного потребителя. До 2030 г. в зоне действия данной котельной планируется увеличение тепловой нагрузки на 0,035 Гкал/час Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис". Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.15.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.15.1. Зона действия котельной по ул. Релочная, 5 на 2013 г.

Изменения границ зоны действия системы теплоснабжения, прогнозируемые к 2030 г., представлены на рисунке 2.15.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.15.2. Зона действия котельной по ул. Релочная, 5 на 2030 г.

6.16. Котельная по ул. Юбилейная 7а

К 2016 году потребителей и тепловые сети данного источника планируется переключить на котельную, расположенную по ул. Пограничная, 183, а сам источник вывести в резерв. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.16.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.16.1. Зона действия котельной по ул. Юбилейная, 7а на 2013 г.

6.17. Котельная школы N 31

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.17.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.17.1. Зона действия котельной школы N 31 на 2013 г.

6.18. Котельная по ул. Чайковского, 155

Ввиду расположения потребителей тепловой энергии котельной по ул. Чайковского, 155 в непосредственной близости от тепловых сетей Благовещенской ТЭЦ, данную котельную предлагается вывести в резерв в 2017 году, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ. Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис". Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.18.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.18.1. Зона действия котельной по ул. Чайковского, 155 на 2013 г.

6.19. Котельная по ул. Лазо, 111

Ввиду расположения потребителей тепловой энергии котельной по ул. Лазо, 111 в непосредственной близости от тепловых сетей Благовещенской ТЭЦ, данную котельную предлагается вывести в резерв в 2017 году, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ. Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис". Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.19.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.19.1. Зона действия котельной по ул. Лазо 111 на 2013 г.

6.20. Котельная 433 квартала

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.20.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.20.1. Зона действия котельной 433 квартала на 2013 г.

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в аренде у ОАО "Облкоммунсервис".

6.21. Котельная "База"

Зона действия котельной расширяется относительно существующей за счет подключения перспективных потребителей. До 2030 г. в зоне действия данной котельной планируется увеличение тепловой нагрузки на 0,003 Гкал/час. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у ОАО "Облкоммунсервис". Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.21.1. Изменения границ зоны действия системы теплоснабжения, прогнозируемые к 2030 г., представлены на рисунке 2.21.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.21.1. Зона действия котельной "База" на 2013 г.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.21.2. Зона действия котельной "База" на 2030 г.

6.22. Котельная "БДИ"

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.22.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.22.1. Зона действия котельной "БДИ" на 2013 г.

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в собственности у ОАО "Облкоммунсервис".

6.23. Котельная "ОЭБЦ"

Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.23.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.23.1. Зона действия котельной "ОЭБЦ" на 2013 г.

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в собственности у ОАО "Облкоммунсервис".

6.24. Котельная "ПЛ-26"

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ-2. Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.24.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в собственности у ОАО "Облкоммунсервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.24.1. Зона действия котельной "ПЛ-26" на 2013 г.

6.25. Котельная "ПУ-6"

Зона действия источника теплоснабжения, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.25.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.25.1. Зона действия котельной "ПУ-6" на 2013 г.

Ввиду расположения потребителей тепловой энергии котельной "ПУ-6" в непосредственной близости от тепловых сетей Благовещенской ТЭЦ, данную котельную предлагается вывести в резерв в 2017 году, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения БТЭЦ. Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у ОАО "Облкоммунсервис".

6.26. Котельная "ПУ-23"

К 2022 году, ввиду планируемой постройки Благовещенской ТЭЦ-2, данную котельную предлагается вывести в резерв, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения новой котельной "СПР". Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.26.1. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной котельной, находятся в собственности у ОАО "Облкоммунсервис".

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.26.1. Зона действия котельной "ПУ-23" на 2013 г.

6.27. Котельная ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов"

Зона действия котельной остается неизменной относительно существующей. Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов". Зона действия источника теплоснабжения, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.27.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.27.1. Зона действия котельной ООО "БЗСМ" на 2013 г.

6.28. Котельная ООО "Амурский бройлер"

Зона действия котельной сокращается относительно существующей за счет переключения части потребителей на новую котельную, планируемую к постройке на землях танкового училища, переданных в муниципальную собственность (котельная "МП"). До 2030 г. в зоне действия данной котельной планируется уменьшение тепловой нагрузки на 5,2468 Гкал/час. Источник теплоснабжения, а также тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у ООО "Амурский бройлер". Зона действия котельной, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.28.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.28.1. Зона действия котельной птицефабрики на 2013 г.

Изменения границ зоны действия системы теплоснабжения, прогнозируемые к 2030 г., представлены на рисунке 2.28.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.28.2. Зона действия котельной птицефабрики на 2030 г.

6.29. Котельная ОАО "РЖД"

Зона действия котельной сокращается относительно существующей за счет переключения части потребителей на Благовещенскую ТЭЦ. До 2030 г. в зоне действия данной котельной планируется уменьшение тепловой нагрузки на 3,4831 Гкал/час. Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у ОАО "РЖД". Зона действия источника теплоснабжения, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.29.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.29.1. Зона действия котельной ОАО "РЖД" на 2013 г.

Изменения границ зоны действия системы теплоснабжения, прогнозируемые к 2030 г., представлены на рисунке 2.29.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.29.2. Зона действия котельной ОАО "РЖД" на 2030 г.

6.30. Котельная ОАО "Ростелеком"

Зона действия источника теплоснабжения, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.30.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.30.1. Зона действия котельной ОАО "Ростелеком" на 2013 г.

Ввиду расположения потребителей тепловой энергии котельной ОАО "Ростелеком" в непосредственной близости от тепловых сетей котельной 410 квартала, данную котельную предлагается вывести в резерв в 2015 году, а тепловые сети и потребителей тепловой энергии подключить к системе теплоснабжения котельной 410 квартала с последующим подключением к системе теплоснабжения БТЭЦ-2 в 2022 г. Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у ОАО "Ростелеком".

6.31. Котельная ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской Революции"

Зона действия котельной остается неизменной относительно существующей. Источник теплоснабжения и тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской Революции". Зона действия источника теплоснабжения, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.31.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.31.1. Зона действия котельной судостроительного завода на 2013 г.

6.32. Благовещенская ТЭЦ

Зона действия Благовещенской ТЭЦ расширяется относительно существующей за счет подключения новых потребителей, несмотря на переключение части текущих потребителей на предлагаемую к постройке БТЭЦ-2. До 2030 г. в зоне действия БТЭЦ планируется увеличение тепловой нагрузки на 151,953 Гкал/час. Источник теплоснабжения, а также магистральные тепловые сети, относящиеся к данной системе теплоснабжения, находятся в собственности у филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация". Муниципальные распределительные сети находятся в аренде у филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис". Зона действия ТЭЦ, сложившаяся на 2013 г., представлена на рисунке 2.32.1.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.32.1. Зона действия БТЭЦ на 2013 г.

Изменения границ зоны действия системы теплоснабжения, прогнозируемые к 2030 г., представлены на рисунке 2.32.2.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 2.32.2. Зона действия БТЭЦ на 2030 г.

7. Определение изолированных зон действия энергоисточников планируемых к вводу в эксплуатацию в соответствии со схемой теплоснабжения

В соответствии со схемой теплоснабжения, в период до 2030 г. запланирован ввод в эксплуатацию пяти новых котельных и одной ТЭЦ:

- котельная НК-1 - к 2015 г. с последующим увеличением мощности;

- котельная НК-2 - к 2015 г. с последующим увеличением мощности;

- котельная НК-3 - к 2015 г. с последующим увеличением мощности;

- котельная СПР - к 2017 г. с последующим увеличением мощности;

- котельная МП - к 2018 г. без последующего увеличения мощности;

- Благовещенская ТЭЦ-2 - к 2022 г. без последующего увеличения мощности.

Перспективные зоны действия новых источников теплоснабжения представлены на рисунках 3.1 - 3.6.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.1. Зона действия котельной НК-1 на 2030 г.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.2. Зона действия котельной НК-2 на 2030 г.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.3. Зона действия котельной НК-3 на 2030 г.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.4. Зона действия котельной СПР на 2030 г.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.5. Зона действия котельной МП на 2030 г.

ГАРАНТ:

Рисунок не приводится

Рисунок 3.6. Зона действия БТЭЦ-2 на 2030 г.

8. Выводы

В настоящей части определены зоны деятельности единых теплоснабжающих организаций на территории г. Благовещенска.

Реестр существующих зон действия энергоисточников для выбора ЕТО приведен в таблице 4.1.

После внесения проекта схемы теплоснабжения на рассмотрение теплоснабжающие и/или теплосетевые организации должны обратиться с заявкой на присвоение статуса ЕТО в одной или нескольких из определенных зон деятельности.

Определение статуса ЕТО для перспективных зон действия планируемых к строительству источников тепловой энергии, рассмотренных в разделе 3 настоящей части, должно быть выполнено в ходе актуализации схемы теплоснабжения, после определения источников инвестиций.

Обязанности ЕТО установлены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации" (п. 12 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных указанным постановлением). В соответствии с приведенным документом ЕТО обязана:

- заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;

- заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения;

- заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.

Границы зоны деятельности ЕТО в соответствии с п. 19 Правил организации теплоснабжения могут быть изменены в следующих случаях:

- подключение к системе теплоснабжения новых теплопотребляющих установок, источников тепловой энергии или тепловых сетей, или их отключение от системы теплоснабжения;

- технологическое объединение или разделение систем теплоснабжения.

Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.

Таблица 4.1. Реестр существующих зон деятельности для определения единых теплоснабжающих организаций

Код зоны деятельности	Существующие теплоснабжающие (теплосетевые) организации в зоне деятельности	Энергоисточники в зоне деятельности
1	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная 74 квартала
2	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная 101 квартала
3	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная 410 квартала
4	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная 438 квартала
5	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная 476 квартала
6	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная 481 квартала
7	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная ВОС
8	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная Дальневосточная 25
9	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная ДОС
10	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная Мостоотряд 64
11	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная ОРТПЦ
12	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная п. Садовый
13	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная п. Аэропорт
14	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная ул. Пограничная, 183
15	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная ул. Релочная 5 (Белогорье)
16	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная ул. Юбилейная, 7а
17	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная школы N 31
18	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная Чайковского 155
19	Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Котельная Лазо 111
20	ОАО "Облкоммунсервис"	Котельная 433 квартала
21	ОАО "Облкоммунсервис"	Котельная БАЗА
22	ОАО "Облкоммунсервис"	Котельная БДИ
23	ОАО "Облкоммунсервис"	Котельная ОЭБЦ
24	ОАО "Облкоммунсервис"	Котельная ПЛ-26
25	ОАО "Облкоммунсервис"	Котельная ПУ-6
26	ОАО "Облкоммунсервис"	Котельная ПУ-23
27	ООО "Благовещенский Завод Строительных Материалов"	Котельная ООО "БЗСМ"
28	ООО "Амурский бройлер"	Котельная ООО "Амурский Бройлер"
29	ОАО "РЖД"	Котельная ОАО "РЖД"
30	ОАО "Ростелеком"	Котельная ОАО "Ростелеком"
31	ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции"	Котельная ОАО "Судостроительный завод им. Октябрьской революции".
32	Филиал ОАО "ДГК" "Амурская Генерация", Филиал ОАО "АКС" "Амуртеплосервис"	Благовещенская ТЭЦ
33	По настоящему состоянию отсутствуют	Котельная НК-1
34	По настоящему состоянию отсутствуют	Котельная НК-2
35	По настоящему состоянию отсутствуют	Котельная НК-3
36	По настоящему состоянию отсутствуют	Котельная "СПР"
37	По настоящему состоянию отсутствуют	Котельная "МП"
38	По настоящему состоянию отсутствуют	Благовещенская ТЭЦ-2

9. Предложения по присвоению статуса единой теплоснабжающей организации

В период прохождения процедуры присвоения статуса ЕТО будут поданы заявки на ЕТО в зонах деятельности различных источников теплоснабжения. Кроме того, согласно п. 11 Правил "В случае если организациями не подано ни одной заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, владеющей в соответствующей зоне деятельности источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей тепловой емкостью".

В соответствии с этим возможны два варианта:

1. Статус ЕТО присваивается каждой теплоснабжающей организации согласно реестру. Исключение составляют зоны систем теплоснабжения с раздельным владением сетей и источников. В таких зонах осуществляется выбор согласно критериям, приведенным в части 1 настоящей главы.

2. Статус ЕТО присваивается крупным организациям в сетевых районах на основании поданных заявок.

Для зоны деятельности N 32 характерно присутствие крупной теплоснабжающей и крупной теплосетевой организаций. В случае отсутствия поданных заявок для этой зоне деятельности критериями выбора ЕТО будут:

- владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;

- размер собственного капитала;

- способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.

По состоянию на 2014 г. в зоне деятельности N 32 находится единственный источник тепловой энергии, принадлежащий Филиалу ОАО "ДГК" "Амурская Генерация". Емкость тепловых сетей, находящихся на балансе Филиала ОАО "ДГК" "Амурская Генерация", составляет 28258,36 м³, тепловых сетей, находящихся в аренде у Филиала ОАО "АКС" "Амуртеплосервис" - 8280,53 м³.