СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ПОЛЯРНЫЕ ЗОРИ С ПОДВЕДОМСТВЕННОЙ ТЕРРИТОРИЕЙ МУРМАНСКАЯ ОБЛАСТЬ (2014 год) - часть 4

54 

 

Расход теплоты на собственные и хозяйственные нужды котельных определяется, исходя 

из  потребностей  каждого  конкретного  теплоисточника,  как  сумма  расходов  теплоты  на  от-
дельные элементы затрат: 

- Потери теплоты на растопку котлов; 
- Потери теплоты на нагрев воды, удаляемой из котла с продувкой; 
- Расход теплоты на подогрев жидкого топлива в цистернах, хранилищах, расходных ем-

костях; 

- Расход теплоты в паровых форсунках на распыление жидкого топлива; 
- Расход теплоты на технологические процессы подготовки воды; 
- Расход теплоты на отопление помещений котельной и вспомогательных зданий; 
- Расход теплоты на бытовые нужды персонала и пр. 
В таблице 1.28 представлены суммарные данные по ООО «АТЭС» по потерям тепла на 

собственные нужды и параметров тепловой мощности нетто. 

55 

 

Таблица 1.28 - 

Распределение количества тепла на собственные нужды мазутной котельной на 2013 год.

 

№ 

п/п 

Наимено-
вание СН 

Обо-

значе-

ние 

Всего 

СН 

Ян-

варь 

Фев-
раль 

Март 

Ап-

рель 

Май 

Июн

ь 

Июль 

Ав-

густ 

Сен-

тябрь 

Ок-

тябрь 

Но-

ябрь 

Де-

кабрь 

1 

Потери теп-

ла с про-

дувочной 

водой 

Q пр 

4,5 

1 

1 

0 

0 

0 

1 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

2 

Потери теп-

ла с эжекто-

ра дробео-

чистки (К 1-

4) 

Q эж др 

25,3 

8 

8 

0 

0 

0 

8 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

3 

Потери теп-

ла с обдув-
кой (К 5-7) 

Qобд 

8,4 

3 

3 

0 

0 

0 

3 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

4 

Потери теп-

ла с обмыв-

кой 

Qобм 

25,5 

9 

9 

0 

0 

0 

9 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

5 

Потери теп-

ла с растоп-

ками 

Q раст 

63,8 

21 

21 

0 

0 

0 

21 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

6 

Потери теп-

ла баками-

аккумулято-

рами ГВС 

Q БА 

629,0 

53 

53 

53 

53 

53 

52 

53 

53 

53 

53 

53 

53 

7 

Потери теп-

ла на отоп-

ление 

Q от 

1 900,1 

238 

238 

238 

238 

238 

0 

0 

0 

0 

238 

238 

238 

8 

Потери теп-
ла на венти-

ляцию 

Q вент 

767,2 

96 

96 

96 

96 

96 

0 

0 

0 

0 

96 

96 

96 

56 

 

№ 

п/п 

Наимено-
вание СН 

Обо-

значе-

ние 

Всего 

СН 

Ян-

варь 

Фев-
раль 

Март 

Ап-

рель 

Май 

Июн

ь 

Июль 

Ав-

густ 

Сен-

тябрь 

Ок-

тябрь 

Но-

ябрь 

Де-

кабрь 

9 

Потери теп-

ла на ГВС 

Q гвс 

876,0 

73 

73 

73 

73 

73 

73 

73 

73 

73 

73 

73 

73 

10 

Потери теп-

ла при сливе 

мазута 

Qсл 

21,8 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

0 

11 

0 

0 

11 

11 

Потери теп-

ла при хра-

нении мазу-

та 

Qхр 

518,9 

58 

58 

58 

58 

58 

0 

0 

0 

58 

58 

58 

58 

12 

Потери теп-

ла с подо-

гревом ма-

зута 

Qпод 

31,8 

3 

3 

3 

3 

3 

3 

0 

0 

3 

3 

3 

3 

13 

Потери теп-

ла на обо-

грев мазуто-

проводов 

годовые 

Qм/пр 

год 

289,0 

29 

29 

29 

29 

29 

29 

0 

0 

29 

29 

29 

29 

14 

Прочие не-

учтенные 

потери тепла 

Qпр 

101,7 

8 

8 

8 

8 

8 

8 

8 

8 

8 

8 

8 

8 

 

57 

 

ООО «АТЭС» эксплуатирует мазутную и электрокотельную с 2013 года на правах арен-

ды  у  ОАО  «Концерн  Росэнергоатом»  «Кольская  атомная  станция».  Данные  по  расходам  ко-
тельных на собственные нужды, представлены за период 2013 года. 

В таблице 1.29 представлены суммарные данные по МУП «ТС-Африканда», по потерям 

тепла на собственные нужды. 

Таблица 1.29 - 

Расход тепла на собственные нужды МУП «ТС-Африканда» 

 

№ 

п/п 

Потребление тепла на собствен-

ные нужды 

Расход тепла 

за период 2011 

г., Гкал 

Расход тепла 

за период 2012 

г., Гкал 

Расход тепла 

за период 2013 

г., Гкал 

Электрокотельная 

1.

 

 

Выработка теплоэнергии без тех-
нологических нужд котельных 

Информация 

отсутствует 

9546 

22495 

2.

 

 

Растопка котлов 

нет 

нет 

нет 

3.

 

 

Продувка котлов 

нет 

нет 

нет 

4.

 

 

Нужды ХВО 

нет 

нет 

нет 

5.

 

 

Прочие расходы 

нет 

нет 

нет 

6.

 

 

Всего 

нет 

нет 

нет 

7.

 

 

Норматив расхода тепла на соб-
ственные нужды котельной 

Информация 

отсутствует 

отсутствует 

отсутствует 

8.

 

 

Установленная тепловая мощ-
ность, Гкал/ч 

11,7 

9.

 

 

Располагаемая мощность котель-
ной, Гкал/ч 

11,7 

10.

 

 

Тепловая мощность котельной 
нетто, Гкал/ч 

11,7 

11,7 

11,7 

Электробойлерная 

11.

 

 

Выработка теплоэнергии без тех-
нологических нужд котельных 

Информация 

отсутствует 

450 

1009 

12.

 

 

Растопка котлов 

нет 

нет 

нет 

13.

 

 

Продувка котлов 

нет 

нет 

нет 

14.

 

 

Нужды ХВО 

нет 

нет 

нет 

15.

 

 

Прочие расходы 

нет 

нет 

нет 

16.

 

 

Всего 

нет 

 

 

17.

 

 

Норматив расхода тепла на соб-
ственные нужды котельной 

Информация 

отсутствует 

отсутствует 

отсутствует 

18.

 

 

Установленная тепловая мощ-
ность, Гкал/ч 

0,35 

19.

 

 

Располагаемая мощность котель-
ной, Гкал/ч 

0,35 

 

58 

 

№ 

п/п 

Потребление тепла на собствен-

ные нужды 

Расход тепла 

за период 2011 

г., Гкал 

Расход тепла 

за период 2012 

г., Гкал 

Расход тепла 

за период 2013 

г., Гкал 

20.

 

 

Тепловая мощность котельной 
нетто, Гкал/ч 

0,35 

0,35 

0,35 

 
Затраты тепла на собственные нужды угольной котельной ОАО «РЭУ» «Мурманский» 

представлены в таблице 1.30 

Таблица 1.30 - 

Расход тепла на собственные нужды угольной котельной ОАО "РЭУ"

 

№ п/п

 

Потребление тепла на собственные нужды

 

Расход тепла (кот. 

инв. № 411, в/г № 

3ж н.п. Африкан-

да) за период 2013 

г., Гкал

 

1. 

Потери тепла на отопление помещений котельной 

96,8295 

2. 

Потери тепла на растопку котлов 

2,905 

3. 

Потери тепла на технологические нужды химводоочистки 

- 

4. 

Потери тепла с продувочной водой 

- 

5. 

Потери тепловой энергии котлоагрегатами 

138,4659 

6. 

Количество тепла необходимое на хозяйственно-бытовые нуж-

ды 

- 

7. 

Удельные потери тепла при хранении мазута 

- 

8. 

Потери тепла на отопление нефтепровода 

- 

9. 

Потери тепла при хранении воды 

- 

10. 

Прочие потери (100.3) (клапана, утечки, парение и т.д.) 

- 

11. 

Итого по потерям:

 

238,2004 

12. 

Значение показателя потребления тепловой энергии на соб-

ственные нужды от общей выработки в % 

4,92 

13. 

Установленная мощность, Гкал/ч 

5,89 

14. 

Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч 

5,89 

15. 

Тепловая мощность котельной нетто, Гкал/ч 

5,60 

 

1.2.5

 

срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего 

освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продле-
ния ресурса и мероприятия по продлению ресурса 

 

59 

 

В системе теплоснабжения г.  Полярные Зори с подведомственной территорией тепло-

фикационные  установки,  работающие  в  режиме  комбинированной  выработки  тепловой  и 
электрической энергии, отсутствуют. Оборудование котельных работает только в режиме вы-
работки тепловой энергии. 

 

1.2.6

 

схемы выдачи тепловой мощности, структура теплофикационных устано-

вок  

В системе теплоснабжения г.  Полярные Зори с подведомственной территорией тепло-

фикационные  установки,  работающие  в  режиме  комбинированной  выработки  тепловой  и 
электрической энергии, отсутствуют. Оборудование котельных работает только в режиме вы-
работки тепловой энергии. 

Схема выдачи тепловой мощности мазутной котельной ООО «АТЭС»:  

Тепловая  энергия  в  горячей  воде  на  нужды  отопления,  вентиляции  и  горячего  водо-

снабжения отпускается по одному основному выводу на жилые, производственные и админи-
стративные здания, а также на собственные хозяйственные нужды.  

Схема  присоединения  абонентов  по  ГВС  смешанная.  Температурный  график  каче-

ственного регулирования отпуска тепловой энергии в сетевой воде 115/70 °С. 

Мазутная котельная производит подготовку и транспортировку питательной воды для 

выработки пара электрокотлами. Пар давлением 0,55 МПа, температурой 158 

0

С, вырабатыва-

емый электрокотлами подается в паропровод мазутной котельной.  

Для технологических и хозбытовых нужд котельной г. Полярные Зори осуществляется 

водозабор из оз. Имандра. Сырая вода после хлорирования от насосной 1-го подъема поступа-
ет по двум водопроводам на насосную второго подъема в баки запаса сырой воды.  

Вода с баков РСВ через подогреватели, греющей средой в которых является котловая 

вода  от  сепараторов  непрерывной  продувки,  поступает  на  натрий-катионитовые  фильтры  (4 
шт.) предназначенные для умягчения сырой воды. Химобработанная подогретая вода подается 
в деаэратор. 

Питательная вода насосами подается в котлоагрегаты, предназначенные для выработки 

перегретого и насыщенного пара. 

Пар  от  котлов  направляется  в  сетевые  подогреватели  для  нагрева  воды,  циркулирую-

щей по теплосети, и подпиточной воды, используемой для подпитки тепловой сети. 

Схема выдачи тепловой мощности МУП «ТС-Африканда»:  

Электрокотельная Африканда 2 

Тепловая энергия в горячей воде на нужды отопления  и ГВС отпускается по трем ос-

новным  выводам  на  жилые,  производственные  и  административные  здания,  а  также  на  соб-
ственные хозяйственные нужды.  

Температурный график качественного регулирования отпуска тепловой энергии в сете-

вой воде 95/70 °С. 

 

60 

 

Подогрев сетевой воды для отопления и ГВС потребителей осуществляется непосред-

ственно в котлоагрегатах по зависимой схеме. 

Электробойлерная Африканда 1 

Тепловая  энергия  в  горячей  воде  на  нужды  отопления  и  ГВС  отпускается  по  одному 

основному выводу на жилые и административные здания, а также на собственные хозяйствен-
ные нужды.  

Температурный график качественного регулирования отпуска тепловой энергии в сете-

вой воде 95/70 °С. 

Подогрев сетевой воды для отопления и ГВС потребителей осуществляется непосред-

ственно в котлоагрегатах и электроводонагревателе по зависимой схеме. 

Схема выдачи тепловой мощности угольной котельной ОАО "РЭУ" «Мурман-

ский» 

Тепловая  энергия  в  горячей  воде  на  нужды  отопления  и  ГВС  отпускается  по  одному 

основному выводу на жилые здания, а также на собственные хозяйственные нужды.  

Температурный график качественного регулирования отпуска тепловой энергии в сете-

вой воде 89/69 °С. 

Подогрев сетевой воды для отопления и ГВС потребителей осуществляется непосред-

ственно в котлоагрегатах и электроводонагревателе по зависимой схеме. 

 

1.2.7

 

 способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой 

энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя. 

Метод регулирования отпуска тепловой энергии в водяную тепловую сеть от мазутной и 

электрокотельной ООО «АТЭС» - центральный качественно-количественный с открытым во-
доразбором.  Схема  присоединения  потребителей  к  источнику  –  независимая.  Теплоноситель 
отпускается  в  сеть  по  температурному  графику  регулирования  -  115/70 

°С

.  Температурный 

график работы котельных приведен на рисунке 1.7. 

   

 

62 

 

В  системе  теплоснабжения  применяются  температурные  графики  регулирования  отопитель-
ной нагрузки: 

- 115/70

 

°С

 в трубопроводе тепловой сети с точкой излома при температуре наружного 

воздуха -2,3

 

°С

 

(

трубопроводы суммарной тепловой нагрузки); 

Метод регулирования отпуска тепловой энергии в водяную тепловую сеть от электроко-

тельной  МУП  «ТС-Африканда»  -  центральный  качественный-количественный,  по  открытой 
схеме теплоснабжения потребителей и  зависимой схемой присоединения. Теплоноситель от-
пускается в сеть по температурному графику регулирования  - 95/70 

°С

. Температурный гра-

фик работы котельной приведен на рисунке 1.8.  

 

64 

 

Метод регулирования отпуска тепловой энергии в водяную тепловую сеть от  угольной 

котельной ОАО «РЭУ» - центральный качественный, по закрытой схеме теплоснабжения по-
требителей и зависимой схемой присоединения. Теплоноситель отпускается в сеть по темпе-
ратурному графику регулирования - 89/69 

°С

. Температурный график работы котельной при-

веден на рисунке 1.9. 

 

Рисунок 1.9 - 

Температурный график угольной котельной ОАО "РЭУ" 

 

65 

 

1.2.8

 

среднегодовая загрузка оборудования 

 

Режим работы котельных ООО  «АТЭС»  является круглогодичным т.к. зона теплоснаб-

жения  г.  Полярные  Зори  с  подведомственной  территорией  осуществляется  по  открытой  си-
стеме теплоснабжения с температурным графиком 115/70 

°С

 на протяжении всего года. 

Режим работы электрокотельной МУП «ТС-Африканда» осуществляется в круглогодич-

ном режиме, по температурному графику 95/70 

°С

. Вода на нужды ГВС подается с темпера-

турным графиком 60/50 

°С

 

Режим работы электробойлерной является сезонным – в отопительный период. В межот-

опительный период в котельной производится текущий ремонт основного и вспомогательного 
оборудования. 

Режим работы угольной котельной является сезонным – в отопительный период. В меж-

отопительный период в котельной производится текущий ремонт основного и вспомогатель-
ного оборудования. 
  

1.2.9

 

 способы учёта тепла, отпущенного в тепловые сети 

Узлы учета тепловой энергии и теплоносителя, отпускаемых источником теплоты – ко-

тельной ООО «АТЭС» г. Полярные Зори, спроектированы на базе теплосчетчиков типа «ЛО-
ГИКА 8961» со составными частями: приведены в таблице 1.31. 

Таблица 1.31 - 

Сведения о приборах, установленных на ООО «АТЭС»

 

Тип прибора 

Заводской но-

мер 

Показания прибо-

ра на момент до-

пуска 

Место установки 

1 

2 

3 

4 

Тепловычислитель 

СПТ961.2 

20430 

W

1

=________Гкал 

щит управления 

Расходомер-счетчик 

жидкости ультразвуко-

вой US800 двухканаль-

ный 

2109 

V

1

 = ________ м

3

/ч 

 
V

2

 = _______ м

3

/ч 

объем теплоносителя, от-

пущенного и полученного 

по подающему и обратно-

му трубопроводам  

(новая очередь) 

Расходомер-счетчик 

жидкости ультразвуко-

вой US800 

2107 

V

3

 = _______ м

3

/ч 

объем теплоносителя, рас-

ходуемого на подпитку 

системы теплоснабжения 

(новая очередь) 

Комплект термометров 

сопротивления из плати-

ны технических разност-

ных 

КТПТР-01 

16523/16523А 

Т

1

= __________ 

о

С 

Т

2

= ___________ 

о

С 

температура теплоносите-

ля в подающем и обрат-

ном трубопроводах (новая 

очередь) 

Датчик давления Мет-

ран-55-ДИ 

1024596 

Р

1

= _______кгс/см

2 

давление теплоносителя в 

подающем трубопроводе 

(новая очередь) 

Датчик давления Мет-

ран-55-ДИ 

1024593 

Р

2

= _______кгс/см

2 

давление теплоносителя в 

обратном трубопроводе 

(новая очередь) 

 

66 

 

Тип прибора 

Заводской но-

мер 

Показания прибо-

ра на момент до-

пуска 

Место установки 

1 

2 

3 

4 

Тепловычислитель 

СПТ961.2 

19392 

W

2

=_______ Гкал 

щит управления 

Расходомер-счетчик 

жидкости ультразвуко-

вой US800 двухканаль-

ный 

2108 

V

4

 = _______ м

3

/ч 

 
V

5

 = _______ м

3

/ч 

объем теплоносителя, от-

пущенного и полученного 

по подающему и обратно-

му трубопроводам  

(старая очередь) 

Расходомер-счетчик 

жидкости ультразвуко-

вой US800 

2110 

V

6

 = ________ м

3

/ч 

объем теплоносителя, рас-

ходуемого на подпитку 

системы теплоснабжения 

(старая очередь) 

Комплект термометров 

сопротивления из плати-

ны технических разност-

ных 

КТПТР-01 

16528/16528А 

Т

3

= __________ 

о

С 

Т

4

= __________ 

о

С 

температура теплоносите-

ля в подающем и обрат-

ном трубопроводах (ста-

рая очередь) 

Датчик давления Мет-

ран-55-ДИ 

1024594 

Р

3

= _______кгс/см

2 

давление теплоносителя в 

подающем трубопроводе 

(старая очередь) 

Датчик давления Мет-

ран-55-ДИ 

1024595 

Р

4

= _______кгс/см

2 

давление теплоносителя в 

обратном трубопроводе 

(старая очередь) 

Комплект термометров 

сопротивления из плати-

ны технических разност-

ных 

КТПТР-01 

16529/16529А 

Т

5

= _________ 

о

С 

Т

6

= __________ 

о

С 

температура теплоносите-

ля в тр-де х/в, используе-

мой для подпит-

ки/температура наружного 

воздуха   

 
Сведения об установленных приборах учета на котельной МУП «ТС-Африканда» приве-

дены в таблице 1.32 

Таблица  1.32  - 

Сведения  о  приборах,  установленных  на  электрокотельной  МУП  «ТС-

Африканда» 

 

№ 

п/п 

Наименование 

Тип прибора 

Параметр 

1 

Расходомер счетчик ультразвуковой 

«Взлет» РС. 

расход ПС 

2 

Расходомер счетчик ультразвуковой 

«Взлет» РС 

расход ОС 

3 

Расходомер счетчик электромагнитный 

«Взлет» ЭР 

расход подпиточной воды 

4 

Теплосчетчик регистратор 

«Взлет» ТСР 

расход, температура, давление 

5 

Термопреобразователи сопротивлений 

«Взлет» ТПС 

температура подающего теплоноси-

теля, температура обратного тепло-

носителя  

 

67 

 

№ 

п/п 

Наименование 

Тип прибора 

Параметр 

6 

Преобразователи давления 

КРТ-9 

давление прямого трубопровода, 

давление обратного трубопровода 

7 

Термопреобразователь сопротивления 

«Взлет» ТПС 

Температура исходной воды 

Приборы учета на электрокотельной (электробойлерной) не установлены. Учет отпу-

щенного тепла в сети ведется расчетным методом. 

Приборы учета расхода исходной воды на угольной котельной не установлены. Расход 

исходной воды ведется расчетным методом. На котельной установлено 2 счетчика электриче-
ской энергии ЭЭ СА4У-И672М класс точности 2.0 ТТ 300/5, тип учета: коммерческий, место 
установки ВРУ1,2-0,4 кВ в котельной, дата последней поверки неизвестна.  

 

1.2.10

 

 статистика отказов и восстановлений оборудования источников тепловой 

энергии 

По сведениям, предоставленным ООО «АТЭС», отказов, а, следовательно, и восстанов-

лений оборудования источников тепловой энергии за последние 3 года не зафиксировано. 

По сведениям, предоставленным МУП «ТС-Африканда», отказов, а, следовательно, и 

восстановлений оборудования источников тепловой энергии за последние 3 года не зафикси-
ровано. 

По сведениям, предоставленным ОАО «РЭУ», отказов, а, следовательно, и восстановле-

ний оборудования источников тепловой энергии за последние 3 года не зафиксировано. 

 

 

1.2.11

 

 предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации 

источников тепловой энергии 

По представленным ООО «АТЭС» сведениям, предписания по запрещению дальнейшей 

эксплуатации котельной в течение рассматриваемого срока – не выдавались.  

По  представленным  МУП  «ТС-Африканда»  сведениям,  предписания  по  запрещению 

дальнейшей эксплуатации котельной в течение рассматриваемого срока – не выдавались. 

По  представленным  ОАО  «РЭУ»  сведениям,  предписания  по  запрещению  дальнейшей 

эксплуатации котельной в течение рассматриваемого срока – не выдавались.

 

 
 

 

68 

 

1.3

 

" Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты " 

1.3.1

 

описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой 

энергии, от магистральных выводов до центральных тепловых пунктов (если та-
ковые имеются) или до ввода в жилой квартал или промышленный объект 

Протяженность тепловых сетей в городе составляет 39,693 км.   
Протяженность сетей ООО «АТЭС» в двухтрубном исчислении составляет 30,326 км: из 

них магистральные сети – 6,84 км. распределительные – 23,48 км. 

Протяженность сетей МУП «ТС-Африканда» в двухтрубном исчислении составляет 8,64 

км, из них 2,46 км магистральные. 

Протяженность сетей ОАО «РЭУ» в двухтрубном исчислении составляет 727 м.  

ООО  «АТЭС».

    Схема  водяных  тепловых  сетей  от  котельной  до  потребителей  двух-

трубная.  По  теплоснабжающей  организации  применяется  совместная  прокладка  трубопрово-
дов  теплоснабжения  и  водоснабжения,  обусловленная  особыми  климатическими  условиями. 
На поселок Зашеек и город Полярные зори теплоноситель на нужды ГВС поступает к потре-
бителю  по  открытой  схеме  теплоснабжения  через  элеваторное  присоединение.  Прокладка 
трубопроводов  в  основной  своей  массе  применяется  в  непроходных  каналах  и  по  наружной 
прокладке. Трубопроводы в ППУ изоляции преимущественно проложены  в непроходных ка-
налах. 

МУП «ТС-Африканда». 

На сетях от электрокотельной Африканда 2 применяется про-

кладка трубопроводов двухтрубная циркуляционная, по  открытой схеме с зависимым присо-
единением потребителей. Теплоноситель подается на нужды отопления и ГВС. Трубопроводы 
тепловых сетей проложены в непроходных каналах и надземно. 

 Электрокотельная в п. Африканда 1 тепловые сети проложены в трехтрубном исполне-

нии на отопление и 4-х трубном для нужд потребителей на отопление и ГВС. Трубопроводы 
тепловых сетей проложены в непроходных каналах и надземно. 

ОАО «РЭУ»

. Трубопроводы тепловых сетей проложены двухтрубно, по закрытой схеме 

и  зависимым  присоединением.  Прокладка  преимущественно  подземная  в  минераловатной 
изоляции,  а  также  в  надземной  прокладке  в  минераловатной  изоляции  и  окожушиванием  из 
рубероида 

и 

стальных 

листов.

 

69 

 

Структура тепловых сетей по котельным г. Полярные Зори с подведомственной территорией представлена в таблицах 1.33 – 1.32 

Таблица 1.33 - 

Структура тепловых сетей ООО «АТЭС» в г. Полярные Зори

 

№ 

п/п 

Наименование участка 

Наружный диа-

метр трубопро-
водов на участ-

ке D

н

, 

м

 

Длина участка 

(в двухтрубном 

исчислении) l, м 

     

Теплоизоляционный 

материал 

Тип прокладки 

Год ввода в экс-

плуатацию (пе-

рекладки) 

Материальная ха-

рактеристика 

участка 

1нить 

2 нити 

1 

2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 

1 

т. 4 - т. 5 ответвление на ГЭМ 

0,530 

288 

 0 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1983 

305,28 

2 

т. 5 - т. 6 ответвление на пос.Северный 

0,530 

237 

 0 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1983 

251,22 

3 

т. 6 - т. 6" 

0,530 

9 

 0 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1983 

9,54 

4 

т. 6" - т. 15 ТК-1а 

0,530 

16 

 0 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1983 

16,96 

5 

т. 15 ТК-1а -   т. 16 ТК-1 

0,530 

65 

 0 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1983 

68,9 

6 

ТК-1   -  ТК-1б  

0,530 

17 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1983 

18,02 

7 

ТК-1б - ТП-2 (под железной дорогой) 

0,530 

22 

 0 

Маты минераловатные 

подземная (тоннель-

ный переход) 

1983 

23,32 

8 

ТК-121 - ТК-299 

0,530 

 0 

79 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

83,74 

9 

ТК-299 - ТК-121 

0,530 

 0 

77 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

81,62 

10 

Старая магистраль: от котельной- т. 3 

0,426 

 0 

24 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1968 

20,448 

11 

Новая магистраль: от котельной- т. 4 

0,426 

 0 

67 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1968 

57,084 

12 

Магистраль: т.3 - т. 4 

0,426 

 0 

26 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1968 

22,152 

13 

т. 4 - т. 5 ответвление на ГЭМ 

0,426 

 0 

288 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1968 

245,376 

14 

т. 5 - т. 6 ответвление на пос.Северный 

0,426 

 0 

237 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1968 

201,924 

15 

т. 6 - т. 6" 

0,426 

 0 

9 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1968 

7,668 

16 

т. 6" - т. 15 ТК-1а 

0,426 

 0 

16 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1968 

13,632 

17 

от ТП-2     до   автодороги 

0,426 

 0 

202,5 

Маты минераловатные 

надземная на низких 

опорах 

1968 

172,53 

18 

От   автодороги - т. 18 

0,426 

 0 

303 

Маты минераловатные 

надземная на низких 

опорах 

1968 

258,156 

19 

т. 15 ТК-1а -   т. 16 ТК-1 

0,426 

 0 

65 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1968 

55,38 

20 

ТК-1   -  ТК-1б  

0,426 

 0 

17 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1968 

14,484 

21 

под, автодорогой 

0,426 

 0 

36 

Маты минераловатные 

подземная ( в гильзе) 

1968 

30,672 

 

70 

 

№ 

п/п 

Наименование участка 

Наружный диа-

метр трубопро-
водов на участ-

ке D

н

, 

м

 

Длина участка 

(в двухтрубном 

исчислении) l, м 

     

Теплоизоляционный 

материал 

Тип прокладки 

Год ввода в экс-

плуатацию (пе-

рекладки) 

Материальная ха-

рактеристика 

участка 

1нить 

2 нити 

1 

2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 

22 

ТК-1б - ТП-2 (под железной дорогой) 

0,426 

 0 

22 

Маты минераловатные 

подземная (тоннель-

ный переход) 

1968 

18,744 

23 

ТК-33.1а - т.49 

0,426 

 0 

142 

Маты минераловатные 

надземная 

1975 

120,984 

24 

т.49 - т.50 

0,426 

 0 

200 

Маты минераловатные 

надземная 

1975 

170,4 

25 

т.50 - т.17 

0,426 

 0 

205 

Маты минераловатные 

надземная 

1975 

174,66 

26 

т.18 - ТК б/н 

0,426 

 0 

15 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

12,78 

27 

ТК б/н - ТК-10 

0,426 

 0 

84 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

71,568 

28 

ТК-10 - ТП-1 

0,426 

 0 

117,5 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

100,11 

29 

ТП-1 - ТК-2 

0,426 

 0 

55 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

46,86 

30 

ТП-1 - ТК-2 

0,426 

 0 

14 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

11,928 

31 

ТК-2 - ТК-3 

0,426 

 0 

182 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

155,064 

32 

ТК-80 - ТК-72 

0,426 

139 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

118,428 

33 

ТК-72 - ТК-71 

0,426 

51,5 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

43,878 

34 

ТК-71 - ТК-59 

0,426 

53,5 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

45,582 

35 

ТК-59 - ТК-58 

0,426 

139 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

118,428 

36 

ТК-58 - ТК-57а 

0,426 

64 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

54,528 

37 

ТК-57а - ТК-37а 

0,426 

74 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

63,048 

38 

ТК-37 1а   -  ТК-33   1а 

0,426 

122 

 0 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

103,944 

39 

ТК-33.2а - ТК-33.1а 

0,426 

 0 

8 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

6,816 

40 

ТК-33.1а - т.49 

0,426 

 0 

30 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

25,56 

41 

ТК-72 - ТК-119 

0,426 

 0 

44 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

37,488 

42 

ТК-119 - ТК-120 

0,426 

 0 

65 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

55,38 

43 

ТК-120 - ТК-121 

0,426 

 0 

100,5 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

85,626 

44 

ТК-299 - ТК-121 

0,426 

 0 

15 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

12,78 

45 

ТК-33. 1а   -  ТК-33. 2а 

0,426 

 0 

8 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1989 

6,816 

46 

от ТП-2     до   автодороги 

0,426 

 0 

4,5 

Маты минераловатные 

надземная на низких 

опорах 

1991 

3,834 

 

71 

 

№ 

п/п 

Наименование участка 

Наружный диа-

метр трубопро-
водов на участ-

ке D

н

, 

м

 

Длина участка 

(в двухтрубном 

исчислении) l, м 

     

Теплоизоляционный 

материал 

Тип прокладки 

Год ввода в экс-

плуатацию (пе-

рекладки) 

Материальная ха-

рактеристика 

участка 

1нить 

2 нити 

1 

2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 

47 

от ТП-2     до   автодороги 

0,426 

 0 

31 

Маты минераловатные 

надземная (на низких 

опорах) 

2003 

26,412 

48 

ТК-3 - ТК-4 

0,325 

 0 

82 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

53,3 

49 

ТК-4 - ТК-5 

0,325 

 0 

61 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

39,65 

50 

ТК-121 - ТК-299 

0,325 

 0 

57 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

37,05 

51 

ТК-122 - ТК-130 

0,325 

 0 

80 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

52 

52 

ТК-130 - ТК-123 

0,325 

 0 

80 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

52 

53 

ТК-123 - ТК-124 

0,325 

 0 

164 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

106,6 

54 

ТК-124 - ТК-109 

0,325 

 0 

95 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1985 

61,75 

55 

т.6 ответвление на п.Северный - т. 7 ответвление на ж/дома Стан-
ции 

0,273 

 0 

19 

Маты минераловатные 

надземная на высоких 

опорах 

1969 

10,374 

56 

т. 7 - т.10 ответвление на ГЭМ ТП-1 

0,273 

 0 

132 

Маты минераловатные 

надземная на низких 

опорах 

1969 

72,072 

57 

т.10 - т.11 ответвление   на Промышленная,1 

0,273 

 0 

18 

Маты минераловатные 

надземная на низких 

опорах 

1969 

9,828 

58 

т. 11- т. 11а 

0,273 

 0 

166 

Маты минераловатные 

надземная на низких 

опорах 

1969 

90,636 

59 

т. 11- т. 11а 

0,273 

 0 

90 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1969 

49,14 

60 

ТК-3 - ТК-108 

0,273 

 0 

62 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1972 

33,852 

61 

ТК-108 - ТК-12 

0,273 

 0 

51 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1972 

27,846 

62 

ТК-12 - ТК-107 

0,273 

 0 

146 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1972 

79,716 

63 

ТК-107 - ТК-13 

0,273 

 0 

48,5 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1972 

26,481 

64 

ТК-13 - ТК-14 

0,273 

 0 

44 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1972 

24,024 

65 

ТК-14 - ТК-14а 

0,273 

 0 

6,5 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1972 

3,549 

66 

ТК-14а - ТК-15 

0,273 

 0 

43,5 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1972 

23,751 

67 

ТК-72 - ТК-71 

0,273 

 0 

51,5 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

28,119 

68 

ТК-71 - ТК-59 

0,273 

 0 

52,1 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

28,4466 

69 

ТК-59 - ТК-58 

0,273 

 0 

139 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

75,894 

70 

ТК-58 - ТК-57 

0,273 

 0 

64 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

34,944 

71 

ТК-57 - ТК-37 

0,273 

 0 

74 

Маты минераловатные 

подземная канальная 

1975 

40,404