Постановление Администрации г. Заречного от 01.10.2014 N 2116 "Об утверждении схемы теплоснабжения закрытого административно-территориального образования город Заречный Пензенской области на период до 2030 года"



АДМИНИСТРАЦИЯ ГОРОДА ЗАРЕЧНОГО
ПЕНЗЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 1 октября 2014 г. № 2116

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ЗАКРЫТОГО
АДМИНИСТРАТИВНО-ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОД ЗАРЕЧНЫЙ
ПЕНЗЕНСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД ДО 2030 ГОДА

В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении", Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", статьями 4.5.1, 4.6.1 Устава закрытого административно-территориального образования города Заречного Пензенской области Администрация ЗАТО г. Заречного постановляет:
1. Утвердить схему теплоснабжения закрытого административно-территориального образования город Заречный Пензенской области на период до 2030 года (приложение).
2. Директору муниципального автономного учреждения "Управление общественных связей" города Заречного Пензенской области Адаевой Н.И. разместить схему теплоснабжения на официальном сайте Администрации города.
3. Опубликовать настоящее постановление в печатном средстве массовой информации газете "Ведомости Заречного".
4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на Первого заместителя Главы Администрации города В.В. Шошкина.

Исполняющий обязанности
Главы Администрации
В.В.ШОШКИН





Утверждена
постановлением
Администрации города
от 1 октября 2014 г. № 2116

СХЕМА
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ЗАКРЫТОГО АДМИНИСТРАТИВНО-ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОД ЗАРЕЧНЫЙ ПЕНЗЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД ДО 2030 ГОДА

Перечень
используемых сокращений

ВПУ - водоподготовительная установка;
ГВС - горячее водоснабжение;
КПД - коэффициент полезного действия;
ОПФ - основные производственные фонды;
СТС - система теплоснабжения;
СЦТ - система централизованного теплоснабжения;
т.у.т. - тонн условного топлива;
ТС - тепловая сеть;
ТСО - теплоснабжающая организация;
ТЭ - тепловая энергия;
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;
ХВО - химическая водоочистка;
УРУТ - удельный расход условного топлива.

Раздел 1:
"Показатели перспективного спроса на тепловую энергию
(мощность) и теплоноситель в установленных границах
территории поселения, городского округа"

1.1. Площадь строительных фондов и приросты площади
строительных фондов по расчетным элементам территориального
деления с разделением объектов строительства на
многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания и
производственные здания промышленных предприятий по этапам

На основании генерального плана города в схеме теплоснабжения предоставлен перечень зон планируемой перспективной застройки с приростом тепловой нагрузки

Номер зоны застройки (год застройки)
Площадь застройки жилищно-коммунальных объектов, кв. м
1 (2015 - 2020)
183870
2 (2020 - 2025)
197718
3 (2025 - 2030)
111660

1.2. Объемы потребления тепловой энергии (мощности) и
приросты потребления тепловой энергии и теплоносителя с
разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном
элементе территориального деления на каждом этапе

Данные по подключению новой тепловой нагрузки приведены в таблице.

Номер зоны застройки
Период вновь подключаемой нагрузки
Тепловая нагрузка на жилищно-коммунальные объекты, Гкал/час
1
2015 - 2020
19,44
2
2020 - 2025
21,14
3
2025 - 2030
14,15

В том числе от системы централизованного теплоснабжения.

Номер зоны застройки
Период вновь подключаемой нагрузки
Тепловая нагрузка на жилищно-коммунальные объекты, Гкал/час
1
2015 - 2020
19,44
2
2020 - 2025
21,14
3
2025 - 2030
11,23

Общая расчетная тепловая нагрузка системы централизованного теплоснабжения.

Период вновь подключаемой нагрузки
Тепловая нагрузка на объекты, Гкал/час
2015 - 2020
320,64
2020 - 2025
341,78
2025 - 2030
353,01

1.3. Потребление тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом
возможных изменений производственных зон и их
перепрофилирования и приросты потребления тепловой энергии
(мощности), теплоносителя производственными объектами с
разделением по видам теплопотребления и по видам
теплоносителя (горячая вода и пар) на каждом этапе

Потребление тепловой энергии (мощности) и теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом возможных изменений производственных зон и их перепрофилирования и приросты потребления тепловой энергии (мощности), теплоносителя производственными объектами с разделением по видам теплопотребления и по видам теплоносителя (горячая вода и пар) на каждом этапе в данной схеме не рассматриваются.

Раздел 2:
"Перспективные балансы тепловой мощности
источников тепловой энергии и тепловой
нагрузки потребителей"

2.1. Радиус эффективного теплоснабжения для зоны действия
каждого источника тепловой энергии

Радиусы оптимального и предельного теплоснабжения определяются для оценки эффективности подключения перспективных потребителей тепловой энергии к источникам тепловой энергии и определения возможности эффективного расширения зон действия источников тепловой энергии. Методика расчета радиуса эффективного теплоснабжения представлена в главе 4 обосновывающего материала.

2.2. Описание существующих и перспективных зон действия
систем теплоснабжения и источников тепловой энергии

Существующие и перспективные зоны действия источников тепловой энергии обозначены графически в обосновывающих материалах.
На первом этапе (2015 - 2020) разработки строится новый источник тепловой энергии в микрорайоне № 18. На этапе 2020 - 2025 осуществляется перевод части тепловой нагрузки на новый источник теплоснабжения.

2.3. Описание существующих и перспективных зон действия
индивидуальных источников тепловой энергии

Зоны действия индивидуального теплоснабжения в настоящее время присутствуют в индивидуальном жилом секторе (печи, камины, котлоагрегаты). Сведения о наличии индивидуального теплоснабжения в многоквартирной жилой застройке в зоне действия централизованного источника теплоснабжения:
- частично многоквартирные дома: по ул. Зеленая, д. 10г, ул. Строителей, д. 3б, пр. 30-летия Победы, д. 38,
- многоквартирный дом - по ул. Озерская, д. 4.

2.4. Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой
нагрузки в перспективных зонах действия источников тепловой
энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть на
каждом этапе

Сведения о текущем и перспективном балансе тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузке (в горячей воде) в существующих и перспективных зонах действия источников тепловой энергии представлены в таблице.

Зоны действия источников теплоснабжения
Отопление,
Гкал/час
Горячее водоснабжение, Гкал/час
Вентиляция, Гкал/час
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
-5,03
-0,18
-1,69
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
49,34
0,23
6,31

Увеличение тепловой нагрузки за счет перспективного строительства компенсируется наращиванием тепловых мощностей (строительство котельной в микрорайоне № 18 и перевод части нагрузки с существующей котельной).

Номер зоны застройки
Отопление,
Гкал/час
Горячее водоснабжение, Гкал/час
Вентиляция, Гкал/час
Расчетный элемент территориального деления
До 2020
1
17,23
2,21
0
Южный сектор
До 2025
2
18,53
2,61
0
Южный сектор
До 2030
3
10,1
1,08
0,03
Южный сектор

Раздел 3:
"Перспективные балансы теплоносителя"

3.1. Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок и максимального потребления
теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей.
Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок источников тепловой энергии
для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах
работы систем теплоснабжения

Годовой расход воды на подпитку системы теплоснабжения учитывает расход воды в отопительный и межотопительный период. Расчет количества воды, необходимой для производства и передачи тепловой энергии, производится на основе суммирования разового наполнения трубопроводов и систем теплопотребления, годового расхода воды на подпитку системы теплоснабжения и затрат воды на собственные нужды источников теплоснабжения. Расход аварийной подпитки химически не обработанной и недеаэрированной водой принимается в количестве 2% объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления. Баланс теплоносителя при расчетной температуре в -29 град. C на перспективу представлен.

Котельная
Тип химической подготовки воды
Аккумуляторные баки
Количество, шт.
Объем, куб. м
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Na-катионитовых фильтров, Н-катионитовых фильтров, деаэрация, декарбонизация.
8
5800
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
Na-катионитовых фильтров, Н-катионитовых фильтров, деаэрация, декарбонизация.
2
1000

Подготовка теплоносителя на котельных происходит с использованием механической очистки, Na-катионитовых фильтров, Н-катионитовых фильтров, деаэрации, декарбонизации.
Баланс теплоносителя при расчетной температуре в -29 град. C представлен в таблице.

Наименование источника тепловой энергии
Расход воды в подающем трубопроводе
Нормативная утечка теплоносителя
Производительность ВПУ
Требуемая производительность ВПУ
Подпитка в аварийном режиме
Куб. м./час
Куб. м/час
Куб. м/год
Куб. м/год
Куб. м/час
Куб. м/час
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
100
33
289 000
720
720
340
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
20,4
6,6
57 800
75
75
68

Раздел 4:
"Предложения по строительству, реконструкции и
техническому перевооружению источников тепловой энергии"

4.1. Предложения по строительству источников тепловой
энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку на
осваиваемых территориях поселения, городского округа, для
которых отсутствует возможность или целесообразность
передачи тепловой энергии от существующих или
реконструируемых источников тепловой энергии. Обоснование
отсутствия возможности передачи тепловой энергии от
существующих или реконструируемых источников тепловой
энергии основывается на расчетах радиуса эффективного
теплоснабжения

Перспективную тепловую нагрузку микрорайона № 18 планируется обеспечить от нового источника теплоснабжения, который планируется к строительству в микрорайоне № 18.

Наименование котельной
Установленная мощность котельной, Гкал/час
Располагаемая мощность котельной, Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
85
77,35
66,48

4.2. Предложения по реконструкции источников тепловой
энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в
существующих и расширяемых зонах действия источников
тепловой энергии

Реконструкции источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии, не требуется в связи со строительством нового источника тепловой энергии и переводом части нагрузки с существующей котельной на новую.

4.3. Предложения по техническому перевооружению источников
тепловой энергии с целью повышения эффективности работы
систем теплоснабжения

Техническое перевооружение предполагается производить в момент реконструкции или нового строительства источников теплоснабжения. Реконструкция источников теплоснабжения затрагивает вопросы и технического перевооружения оборудования. В первую очередь, это касается как замены котельного оборудования, насосных агрегатов, оборудования химводоочисток.

Наименование котельной
Установленная мощность котельной, Гкал/час
Располагаемая мощность котельной, Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
490
363,35
319,83

4.4. Графики совместной работы источников тепловой энергии,
функционирующих в режиме комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии и котельных, меры по выводу
из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных
источников тепловой энергии, а также источников тепловой
энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае,
если продление срока службы технически невозможно или
экономически нецелесообразно

Разработка графиков совместной работы котельных не требуется. Вывод котельных из эксплуатации не предусматривается.

4.5. Меры по переоборудованию котельных в источники
комбинированной выработки электрической и тепловой энергии
для каждого этапа

Реконструкция котельных для выработки электроэнергии в комбинированном цикле на базе существующих и перспективных тепловых нагрузок не предполагается.

4.6. Меры по переводу котельных, размещенных в существующих
и расширяемых зонах действия источников комбинированной
выработки тепловой и электрической энергии, в пиковый режим
работы для каждого этапа, в том числе график перевода

В рассматриваемой схеме теплоснабжения и с учетом ее реконструкции меры по переводу котельных в пиковый режим работы не предусматриваются.

4.7. Решения о загрузке источников тепловой энергии,
распределении (перераспределении) тепловой нагрузки
потребителей тепловой энергии в каждой зоне действия системы
теплоснабжения между источниками тепловой энергии,
поставляющими тепловую энергию в данной системе
теплоснабжения, на каждом этапе

В основу перспективной загрузки источников тепловой энергии ложатся гидравлический расчет системы теплоснабжения, радиусов эффективного теплоснабжения и обоснования по реконструкции источников тепловой энергии.

Наименование источника
теплоснабжения
Установленная тепловая мощность,
Гкал/ч
Затраты тепловой мощности на
собственные и хозяйственные нужды,
Гкал/ч
Располагаемая тепловая мощность
"нетто", Гкал/ч
Нагрузка потребителей, Гкал/ч
Расчетные тепловые потери в тепловых
сетях (в т.ч. теплоносителя), Гкал/ч
Присоединенная тепловая нагрузка (с
учетом тепловых потерь в тепловых
сетях), Гкал/ч
Дефициты (резервы) тепловой
мощности источников тепла, Гкал/ч
2014
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
301,2
26,92
328,12
+35,23
2020
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
301,2
26,92
328,12
+35,23
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
85
1,96
77,35
19,44
3,71
23,19
+54,16
2025
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
294,24
25,59
319,83
+43,52
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
85
1,96
77,35
44,65
7,7
52,35
+25
2030
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
294,24
25,59
319,83
+43,52
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
85
1,96
77,35
55,88
10,6
66,48
+10,87

Данные источники имеют хорошо развитую и отлаженную систему теплоснабжения. Перераспределение присоединенной тепловой нагрузки обосновано строительством нового источника тепловой энергии в микрорайоне № 18. Такое положение обосновывается радиусом предельного теплоснабжения и высокой плотностью застройки. Вся перспективная тепловая нагрузка находится в непосредственной близости к центру теплоснабжения от нового источника тепловой энергии.

4.8. Оптимальный температурный график отпуска тепловой
энергии для каждого источника тепловой энергии или группы
источников в системе теплоснабжения, работающей на общую
тепловую сеть, устанавливаемый для каждого этапа, и оценка
затрат при необходимости его изменения

В соответствии со СНиП 41-02-2003 регулирование отпуска тепла от источников тепловой энергии предусматривается качественное регулирование по нагрузке отопления или по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения согласно графику изменения температуры воды в зависимости от температуры наружного воздуха.
Централизация теплоснабжения всегда экономически выгодна при плотной застройке в пределах данного района. С повышением степени централизации теплоснабжения, как правило, повышается экономичность выработки тепловой энергии, снижаются начальные затраты и расходы по эксплуатации источников теплоснабжения, но одновременно увеличиваются начальные затраты на сооружение тепловых сетей и эксплуатационные расходы на транспорт тепла. Для проектирования систем централизованного теплоснабжения применяется график теплоснабжения с расчетной температурой воды на источнике 150/70 град. C. Системы отопления жилых и общественных зданий проектируются и эксплуатируются исходя из внутреннего расчетного температурного графика 150/70 град. C. Этим жестко фиксируется температура теплоносителя, возвращаемого на источник теплоснабжения, и на ее возможное снижение влияет лишь наличие в зданиях систем горячего водоснабжения.
Поэтому тепловая сеть систем централизованного теплоснабжения (локальные источники) построена по централизованному принципу и работает по температурному графику 150/70.
Учитывая возможность присоединения перспективной нагрузки и физический износ тепловых сетей, оптимальным температурным графиком является график 150/70.

4.9. Предложения по перспективной установленной тепловой
мощности каждого источника тепловой энергии с учетом
аварийного и перспективного резерва тепловой мощности с
предложениями по утверждению срока ввода в эксплуатацию
новых мощностей

Согласно СНиП II-35-76 "Котельные установки" аварийный и перспективный резерв тепловой мощности на котельных не предусматривается. Предложения по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии представлены в таблице.

Наименование котельной
Установленная мощность котельной, Гкал/час
Располагаемая мощность котельной, Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
490
363,35
319,83
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
85
77,35
66,48

Раздел 5:
"Предложения по строительству и реконструкции
тепловых сетей"

Прокладку тепловых сетей следует осуществлять теплопроводами с применением современных технологий и системой индикации протечек. При замене изношенных участков существующих теплосетей в течение срока первой очереди для повышения эффективности передачи тепловой энергии также следует использовать современные теплопроводы. Для обеспечения экономичности и устойчивости работы систем теплоснабжения и осуществления оперативного контроля параметров теплоснабжения в микрорайонах города следует выполнить технологическое обновление источников тепловой энергии и создать информационную систему с полной автоматизацией отпуска и учета тепловой энергии, как от котельных, так и по потребителям.
Дополнительное снижение потерь тепловой энергии должно быть осуществлено за счет:
- использования теплосберегающих конструкций и материалов при строительстве нового жилья;
- проведения дополнительных мероприятий при реконструкции существующего жилого и общественного фонда по утеплению "теплового контура" зданий (особенно панельных) и внедрению современных энергоэффективных технологий и материалов;
- внедрения механизмов стимулирования экономного потребления тепловой энергии (установка современных приборов учета теплопотребления с переходом к оплате по количественным и качественным параметрам теплоносителя).

5.1. Предложения по строительству и реконструкции тепловых
сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из
зон с дефицитом располагаемой тепловой мощности источников
тепловой энергии в зоны с резервом располагаемой тепловой
мощности источников тепловой энергии (использование
существующих резервов)

Текущее положение системы теплоснабжения обусловлено отсутствием дефицита тепловой мощности. Обеспечение прироста тепловых нагрузок на I-этапе развития схемы теплоснабжения возможны только за счет изыскания резервов на действующих источниках теплоснабжения.
Обеспечение прироста тепловых нагрузок на 2 и 3 этапе развития схемы теплоснабжения возможно за счет вновь построенной котельной в микрорайоне № 18.

5.2. Предложения по строительству и реконструкции тепловых
сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой
нагрузки в осваиваемых районах поселения, городского округа
под жилищную, комплексную или производственную застройку

Для обеспечения перспективных нагрузок теплоснабжения тепловой энергией необходимо строительство дополнительных тепловых сетей. Основной зоной строительства новых тепловых сетей является зона действия перспективного источника теплоснабжения. На текущий момент на основе Генерального плана города перспективная застройка отражает лишь жилую и коммунальную площадь в единице территориального деления без явной планировки будущих районов.
Общий объем нового строительства тепловых сетей описан в главе 7.7 Обосновывающей части "Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса".

5.3. Предложения по строительству и реконструкции тепловых
сетей в целях обеспечения условий, при наличии которых
существует возможность поставок тепловой энергии
потребителям от различных источников тепловой энергии при
сохранении надежности теплоснабжения

Текущая организация системы теплоснабжения города способна обеспечить поставку тепловой энергии от одного источника тепловой энергии.
Исходя из текущего состояния возможностей коммутации тепловых сетей, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии, дополнительное строительство магистралей потребуется после окончательного утверждения плана застройки земельного участка и зоны строительства перспективного источника энергии "котельная в микр. № 18". Это подтверждается следующими факторами, влияющими на эффективность:
- Различная стоимость выработки тепловой энергии;
- Единая политика в области теплоснабжения;
- Баланс существующих нагрузок и резервных мощностей.

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

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных, не предусматриваются.

5.5. Предложения по строительству и реконструкции тепловых
сетей для обеспечения нормативной надежности и безопасности
теплоснабжения, определяемых в соответствии с методическими
указаниями по расчету уровня надежности и качества
поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций,
осуществляющих деятельность по производству и (или)
передаче тепловой

Текущее состояние тепловых сетей с накопленным износом не позволит достичь бесперебойной работы в поставке тепловой энергии. Дальнейшие местные ремонты приводят только к ухудшению сложившейся ситуации, так как затрачиваемые ресурсы не приводят к обновлению теплопроводов. Проведенная инвентаризация выявила запредельный срок службы тепловых сетей. Для выхода из сложившейся ситуации и повышения надежности и безопасности теплоснабжения предусмотрены перекладка тепловых сетей, объем перекладки указан в таблице.


наименование тепловой сети
год реконструкции
длина,
м
1
Магистральная теплосеть от ж/д № 10 кв. 3-3а до м/р 3а (ж/д № 1, 2, 2а и ГРП)
2015 - 2020
1512,8
2
Внутриквартальная теплосеть м/р № 4
2015 - 2020
1556
3
Транзитная магистраль теплосети от ТК-18а в м/р № 13 до м/р № 4
2015 - 2020
2446,6
4
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
2015 - 2020
1154
5
Магистральная теплосеть от ТК-11а до ТК-18 м/р № 13
2015 - 2020
569,7
6
Т/сеть от К-6 до зд. 7-11, 14 м/р № 13
2015 - 2020
1084
7
Т/сеть от элеваторного узла к летнему полигону
2015 - 2020
600
8
Т/сеть жил. кв. № 1
2015 - 2020
14553
9
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
2015 - 2020
945
10
Т/сеть от К № 36 до колодца 34 на 1 площадке
2015 - 2020
1287
11
Т/сеть от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
2015 - 2020
1398
12
Т/сеть промплощадки № 1
2015 - 2020
2609
13
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
2015 - 2020
2886,1
14
Внутриквартальные теплосети летнего полигона
2015 - 2020
1398
15
Теплосеть ВОХР (воздушная и канальная часть) кв. 132
2015 - 2020
1194
16
Теплосеть 16-го микрорайона
2015 - 2020
1136
17
Теплосети жилого квартала № 2
2015 - 2020
5013,3
18
Теплосеть от здания 540 до здания № 9
2015 - 2020
420
19
Теплосеть автобазы 1-й очереди
2015 - 2020
1118
20
Внутриквартальные т/сети от К-2 у ж/д 11 до ж/д 17 кв. 11
2015 - 2020
662,1
21
Транзитная т/сеть от НО-1 до НО-6
2015 - 2020
976
22
К-36 до К-37
2015 - 2020
240
23
Т/сеть базы ОРСа
2015 - 2020
1340
24
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
2015 - 2020
1237,5
25
Т/трасса к профтехучилищу от К-7
2015 - 2020
954
26
Т/сеть к городской оранжерее
2015 - 2020
600
27
Паропровод от К № 36 до колодца 34 на 1 площадке
2015 - 2020
1287
28
Паропровод от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
2015 - 2020
1405
29
Паропровод промплощадки № 1
2015 - 2020
1747
30
Паропровод от промплощадки
2015 - 2020
1917,6
31
Транзитный паропровод от пл. № 1 до базы оборудования
2015 - 2020
7764

ИТОГО
2015 - 2020
63010,7



наименование тепловой сети
год реконструкции
длина,
м
1
Магистральная теплосеть от павильона № 1 до камеры № 308
2020 - 2025
900
2
Теплосети к ж/д № 10 и 12 м/р № 3а
2020 - 2025
595,2
3
Т/сеть от К-4 до К-13 с вводом в ж/дома № 11 - 15 м/р № 13
2020 - 2025
587,2
4
Т/сети 10 кв. К ж/д. № 10-14
2020 - 2025
208,8
5
Т/сети к зд. Молокозавода от ТК-38
2020 - 2025
1413
6
Т/сеть от К-13 к административному зд. и дому связи
2020 - 2025
528,7
7
Т/сеть к зд. 100 и 104 от К-35 (площадки № 1)
2020 - 2025
1052
8
Т/сеть хлебозавода с дренажом от К-38 до К-3 база ОРСа
2020 - 2025
634,4
9
Наружная т/сеть к зд. 519, 520 раз. Заводской
2020 - 2025
680
10
Т/сеть к ж/д № 21, 22, 26, 27, 33 м/р 12 кв. 2
2020 - 2025
761
11
Т/сети к казармам ВСО № 10, 9, 8, 11
2020 - 2025
835,2
12
Теплосети внутриквартальные от камеры 12 до камеры 14 "б" к зданию овощного магазина мкр. 13 цех 12
2020 - 2025
417,22
13
Внутриквартальные теплосети от ж/д № 6, К-13, К-12, К-11, К-10, К-9 до К-10 главной магистрали т/сети
2020 - 2025
506,74
14
Теплосети наружные школы интернатной
2020 - 2025
390
15
Т/сеть к коттеджам
2020 - 2025
335
16
Теплосети к ж/д 4, 3, 2 в квартале 2 "а" по Пр. Мира
2020 - 2025
624
17
Внутриквартальные теплосети к ж/д N№ 16, 17, 18, 19 квартала 13
2020 - 2025
275
18
Теплосеть города от ТК-318а до ТК-321 (реконструкция городской теплосети)
2020 - 2025
1944
19
Теплосеть к комплексу зд. 183 и площ. ГП (до забора)
2020 - 2025
3140
20
Теплосети к зданиям 505 и 506 периметр
2020 - 2025
3660
21
Магистральная теплосеть от К-321 до К-326 и ТК-1
2020 - 2025
2852
22
Теплосеть к зд. бывшего свинарника военного городка на 58 квартале
2020 - 2025
426
23
Теплосеть к Заставе № 2
2020 - 2025
666
24
Теплосеть по ул. Литке, вдоль периметра в/ч
2020 - 2025
680
25
Теплосеть к ул. Конституции, 3б (ЖЭК-3)
2020 - 2025
400
26
Паропровод к кор. 570 2 очередь
2020 - 2025
596,2
27
Паропровод к зд. Молокозавода от ТК-38
2020 - 2025
1413
28
Паропровод от К-36 до К-37
2020 - 2025
366
29
Паропровод от К-38 до нового тепломерного пункта
2020 - 2025
834

ИТОГО
2020 - 2025
27720,66



наименование тепловой сети
год реконструкции
длина,
м
1
Тепловая сеть к зд. № 182
2025 - 2030
591
2
Тепловые сети дома № 16
2025 - 2030
392
3
Теплосеть от колодца ТК-1 до ж/д № 18 м/р № 3-3а
2025 - 2030
246
4
Теплосеть учебного комбината и ж/д № 6 (от К-4 до теплоцентра общежития м/р № 3а)
2025 - 2030
629,38
5
Теплосеть торгового центра
2025 - 2030
209,8
6
Т/сеть ж/д № 36-38 м/р № 13
2025 - 2030
377,2
7
Внутриквартальная теплосеть к ж/д № 15-17 кв. 1а от д. № 14 кв. 10
2025 - 2030
83,4
8
Т/сеть к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
2025 - 2030
285
9
Т/сеть к зд. 301 (ГО промплощадки № 1)
2025 - 2030
300
10
Т/сеть ж/д № 9 м/р № 8
2025 - 2030
490
11
Теплосеть здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
2025 - 2030
300
12
Теплосеть к зданию № 300
2025 - 2030
168
13
Внутриквартальная теплосеть в р-не ж/д № 4 и № 5 от камеры 13 до здания 4 КК-13, 14, 18
2025 - 2030
201
14
Т/сети к зд. Детского парка
2025 - 2030
659,34
15
Т/сеть к зд. Дома пионеров кв. 3а
2025 - 2030
315,2
16
Внутриквартальная т/сеть ж/д № 10, 11 кв. 11 от К-9 до К-2
2025 - 2030
68,6
17
Т/сеть от д. 540 до К-38
2025 - 2030
302
18
Т/сети фрукто-овощехранилища базы ОРСа
2025 - 2030
590,7
19
Теплосети от К-7 до ж/домов N№ 2, 6, 7 с дренажными впусками жил. Мр. 12 кв. 1 и от дома 2 до дома 9 мкр. 12
2025 - 2030
318
20
Теплосети школы (здания № 16 комн.) Кв. 1 мкр. 12
2025 - 2030
559,4
21
Теплосети к зд. школы № 225 и теплицы мкр. 13
2025 - 2030
370
22
Внутриквартальные теплосети от ТК-18 до здания дет. сада 37 и ППО-32 микрорайона 13
2025 - 2030
261,8
23
Внутриквартальные теплосети у дет. сада зд. 50 с дренажом камерой № 29 "а" К-29 до К-29а жилпоселка мкр. 13
2025 - 2030
249,7
24
Внутриквартальные теплосети к зд. 48 ППО046, квартала 13, камер 9, кв. 27, К-29, К-31, зд. 46
2025 - 2030
288
25
Теплосеть спортивного комплекса
2025 - 2030
158,44
26
Теплосеть к трибуне стадиона
2025 - 2030
114
27
Теплосети школы № 217 по Пр. Мира кв. 2а
2025 - 2030
181
28
Теплосеть к ж/д № 10 микрорайона № 8
2025 - 2030
475,2
29
Теплосеть к ж/д N№ 8, 34 мкр. 3-3а
2025 - 2030
1270
30
Теплосеть от бойлерной к зданиям N№ 128, 129, 530
2025 - 2030
214
31
Теплосеть к зданию 585 от павильона № 1
2025 - 2030
1920
32
Тепловые сети ж/д 22, 23, 24, 21 в мкр. 8
2025 - 2030
1581,6
33
Теплосети жилого дома 28 (от ж/д 21 до ж/д 28) мкр. 8
2025 - 2030
1109,2
34
Теплосети ж/д № 29, 30, 31 мкр. 8
2025 - 2030
556
35
Теплосети ж/д 32, 33 в мкр. 8
2025 - 2030
682,2
36
Теплосети к дому молодежи от г/к-407 танцевальный зал
2025 - 2030
709,6
37
Магистральная теплосеть в проходном канале от ТК-323 до ТК-4 кв. 3 мкр. 8
2025 - 2030
829,6
38
Теплосеть от ТК-1 до ж/д № 30 мкр. 4
2025 - 2030
1126
39
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
2025 - 2030
2483
40
Теплосеть жилого дома 19 и 19 "а" мкр. 3-3а
2025 - 2030
1188
41
Теплосеть внутриплощадочная пл. VII от ТК-8 до ТК-9, зд. 701 от ТК-7 до зд. 719
2025 - 2030
1204
42
Теплосеть к базе ОРСа (магистр.)
2025 - 2030
1758
43
Магистральная теплосеть мкр. 5 от ТК-326 до ТК-329
2025 - 2030
1824
44
Магистральная теплосеть от УТ-1 "а" до УТ-2 мкр. 3-3а, 4
2025 - 2030
3712,4
45
Теплосеть к ул. Светлая, 1
2025 - 2030
490
46
Теплосеть от зд. ЖЭК-3 до маг. "Волна"
2025 - 2030
200
47
Теплосеть к ул. Спортивная, 3, 5а (подвал)
2025 - 2030
81
48
Т/с к пристрою шк. 224
2025 - 2030
280
49
Т/с к рембазе РСУ
2025 - 2030
468
50
Т/с к мастерским ЖЭК-1
2025 - 2030
180
51
Т/с к МП КБУ
2025 - 2030
650
52
Пароконденсатопровод к зд. № 182
2025 - 2030
544,83
53
Паропровод к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
2025 - 2030
279
54
Паропровод здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
2025 - 2030
300
55
Наружный паропровод от кор. 105 (цех № 5) до кор. № 4 (для разогревания кислот)
2025 - 2030
120
56
Паромазутопровод зд. 585, 521, 9, 540 Котельная
2025 - 2030
1260,6

ИТОГО
2025 - 2030
36205,19

Итого предлагается заменить - 153,7 км тепловых сетей, паро- и конденсатопроводов.

Раздел 6:
"Перспективные топливные балансы"

С 2015 года предлагается строительство нового источника тепловой энергии, работающего на природном газе, для покрытия перспективного спроса тепла. Основным топливом для водогрейных и паровых котельных остается природный газ.
При расчете перспективных годовых расходов основного вида топлива используется расчетная теплота сгорания газа в размере 8200 Ккал/куб. м. Данные годового потребления топлива по источникам тепловой энергии представлены в таблице на период до 2030 года.

Источник тепловой энергии
Производство тепловой энергии в год, Гкал/год (при расчетной нагрузке)
Расход натурального топлива, тыс. куб. м/год (при расчетной нагрузке)
Расход условного топлива, т.у.т./год
(при расчетной нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
1 783 795,2
325 364
285 407
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
390 443,6
71 217
62 471


Источник тепловой энергии
Производство тепловой энергии в год, Гкал/год (при фактической нагрузке)
Расход натурального топлива, тыс. куб. м/год (при фактической перспективной нагрузке)
Расход условного топлива, т.у.т./год
(при фактической перспективной нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
768 527
107 863,4
122 964,3
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
130 784
18 355,6
20 925,4

Максимальный часовой расход основного вида топлива для каждой котельной, рассчитанный при температуре - 29 град. C и КПД котлоагрегатов - 91%, в перспективе представлен в таблице.

Источник тепловой энергии
Присоединенная расчетная нагрузка с учетом потерь, Гкал/час
Максимальный расход натурального топлива, тыс. куб. м/час (при расчетной нагрузке)
Максимальный расход условного топлива, т.у.т./час
(при расчетной нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
328,19
46,05
52,5
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
68,44
9,61
10,95


Источник тепловой энергии
Присоединенная фактическая нагрузка с учетом потерь, Гкал/час
Максимальный расход натурального топлива, тыс. куб. м/час (при фактической нагрузке)
Максимальный расход условного топлива, т.у.т./час.
(при фактической нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
202,35
28,42
32,4
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
28,02
3,93
4,48

Необходимость и объемы резервно-топливного хозяйства по источникам тепловой энергии необходимо рассчитывать на основе "Графиков перевода организаций на резервные виды топлива при похолоданиях".

Раздел 7:
"Инвестиции в строительство, реконструкцию и
техническое перевооружение"

Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии, тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов сформированы на основе мероприятий, прописанных в разделе 4 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" и разделе 5 "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей". Оценка стоимости капитальных вложений по каждому объекту рассчитывается на основе укрупненных средних ценовых предложений организаций на российском рынке. Расчеты производятся на основе следующих данных, указанных в ценах 2013 года:
- Строительство блочно-модульной котельной "под ключ";
- Реконструкция существующей котельной;
- Перевод системы теплоснабжения;
- Реконструкция существующих тепловых сетей.
Точный объем финансовых средств необходимо уточнять по факту принятия решения о строительстве и реконструкции каждого объекта в индивидуальном порядке на основе проектно-сметной документации.

7.1. Предложения по величине необходимых инвестиций в
строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
источников тепловой энергии

Общая стоимость необходимых капитальных вложений в источники тепловой энергии составляет 33 млн. рублей в ценах 2013 года, включая проектно-сметную документацию, цену оборудования и материалов, строительно-монтажные и пусконаладочные работы. Предусматривается постепенное обновление изношенного оборудования, строительство новой котельной в микрорайоне № 18. Подробная разбивка вложений по объектам представлена в таблице.

млн. руб.
Наименование капитальных вложений
2015 - 2020
2020 - 2025
2025 - 2030
Капитальные вложения в источник тепловой энергии
33,0
0
0
Капитальные вложения в строительство новой котельной и новых тепловых сетей
191,3
76,5
0
ИТОГО
224,3
76,5
0

7.2. Предложения по величине необходимых инвестиций в
строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов

Общая стоимость необходимых капитальных вложений в тепловые сети составляет 156 млн. рублей в ценах 2013 года, включая полный перечень работ по ним. Предусматривается прокладка новых трубопроводов, изменение диаметра существующих трубопроводов с целью увеличения пропускной способности, замена изношенных тепловых сетей. Подробная разбивка вложений по объектам представлена в таблице.

млн. руб.
Наименование капитальных вложений
2015 - 2020
2020 - 2025
2025 - 2030
Капитальные вложения в тепловые сети
77,7
34,2
44,1
ИТОГО
77,7
34,2
44,1

7.3. Предложения по величине инвестиций в строительство,
реконструкцию и техническое перевооружение в связи с
изменениями температурного графика и гидравлического
режима работы системы теплоснабжения

Мероприятия, связанные с изменениями температурного графика, не проводятся. Гидравлический режим системы будет меняться при переводе "открытой" системы теплоснабжения в "закрытую". Необходимые финансовые вложения представлены ниже.

Наименование капитальных вложений
2015 - 2020
2020 - 2025
2025 - 2030
Капитальные вложения в мероприятия по изменению схемы теплоснабжения
435
175
0
ИТОГО
435
175
0

Раздел 8:
"Решение по определению единой теплоснабжающей
организации (организаций)"


В соответствии с пунктом 6 статьи 6 Федерального закона от 27.07.2010 № 190 "О теплоснабжении": "К полномочиям органов местного самоуправления поселений, городских округов по организации теплоснабжения на соответствующих территориях относится утверждение схем теплоснабжения поселений, городских округов с численностью населения менее пятисот тысяч человек, в том числе определение единой теплоснабжающей организации".
Решение по установлению единой теплоснабжающей организации осуществляется на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации, установленных в правилах организации теплоснабжения, утвержденных Правительством Российской Федерации Постановлением Правительства РФ от 8 августа 2012 г. № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".
Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации следующие:
1. Статус единой теплоснабжающей организации присваивается органом местного самоуправления или федеральным органом исполнительной власти (далее - уполномоченные органы) при утверждении схемы теплоснабжения поселения, города, а в случае смены единой теплоснабжающей организации - при актуализации схемы теплоснабжения.
2. В проекте схемы теплоснабжения должны быть определены границы зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций). Границы зоны (зон) деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций) определяются границами системы теплоснабжения, в отношении которой присваивается соответствующий статус.
В случае если на территории поселения, города существуют несколько систем теплоснабжения, уполномоченные органы вправе:
- определить единую теплоснабжающую организацию (организации) в каждой из систем теплоснабжения, расположенных в границах поселения, города;
- определить на несколько систем теплоснабжения единую теплоснабжающую организацию, если такая организация владеет на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в каждой из систем теплоснабжения, входящей в зону ее деятельности.
3. Для присвоения статуса единой теплоснабжающей организации впервые на территории поселения, города лица, владеющие на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями на территории поселения, города, вправе подать в течение одного месяца с даты размещения на сайте поселения, города, города федерального значения проекта схемы теплоснабжения в орган местного самоуправления заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации с указанием зоны деятельности, в которой указанные лица планируют исполнять функции единой теплоснабжающей организации. Орган местного самоуправления обязан разместить сведения о принятых заявках на сайте поселения, города.
4. В случае, если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подана одна заявка от лица, владеющего на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей системе теплоснабжения, то статус единой теплоснабжающей организации присваивается указанному лицу. В случае если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подано несколько заявок от лиц, владеющих на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей системе теплоснабжения, орган местного самоуправления присваивает статус единой теплоснабжающей организации в соответствии с критериями настоящих Правил.
5. Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:
1) владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации или тепловыми сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
2) размер уставного (складочного) капитала хозяйственного товарищества или общества, уставного фонда унитарного предприятия должен быть не менее остаточной балансовой стоимости источников тепловой энергии и тепловых сетей, которыми указанная организация владеет на праве собственности или ином законном основании в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации. Размер уставного капитала и остаточная балансовая стоимость имущества определяются по данным бухгалтерской отчетности на последнюю отчетную дату перед подачей заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.
6. В случае если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подано более одной заявки на присвоение соответствующего статуса от лиц, соответствующих критериям, установленным настоящими Правилами, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием у организации технических возможностей и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами и обосновывается в схеме теплоснабжения.
7. В случае если в отношении зоны деятельности единой теплоснабжающей организации не подано ни одной заявки на присвоение соответствующего статуса, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, владеющей в соответствующей зоне деятельности источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями и соответствующей критериям настоящих Правил.
8. Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности обязана:
1) заключать и надлежаще исполнять договоры теплоснабжения со всеми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии в своей зоне деятельности;
2) осуществлять мониторинг реализации схемы теплоснабжения и подавать в орган, утвердивший схему теплоснабжения, отчеты о реализации, включая предложения по актуализации схемы теплоснабжения;
3) надлежащим образом исполнять обязательства перед иными теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;
4) осуществлять контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей деятельности.
На территории города действует одна организация, занимающаяся поставками тепловой энергии потребителям и соответствующая требованиям критериев по определению единой теплоснабжающей организации, а именно:
1) Владение на праве собственности или ином законном основании тепловыми сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации.
2) Статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Таким образом, на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации, приведенных выше, предлагается определить единой теплоснабжающей организацией на территории ЗАТО г. Заречный Пензенской области - ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".

Раздел 9:
"Решения о распределении тепловой нагрузки
между источниками тепловой энергии"

Тепловая нагрузка между источниками теплоснабжения к 2030 году будет перераспределена следующим образом.

Наименование источника
теплоснабжения
Установленная тепловая мощность,
Гкал/ч
Затраты тепловой мощности на
собственные и хозяйственные нужды,
Гкал/ч
Располагаемая тепловая мощность
"нетто", Гкал/ч
Нагрузка потребителей, Гкал/ч
Расчетные тепловые потери в тепловых
сетях (в т.ч. теплоносителя), Гкал/ч
Присоединенная тепловая нагрузка (с
учетом тепловых потерь в тепловых
сетях), Гкал/ч
Дефициты (резервы) тепловой
мощности источников тепла, Гкал/ч
2014
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
301,2
26,92
328,12
+35,23
2030
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
294,24
25,59
319,83
+43,52
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне
№ 18
85
1,96
77,35
55,88
10,6
66,48
+10,87

Раздел 10:
"Решения по бесхозяйным тепловым сетям"

На основании п. 6, ст. 15 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении": "В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления городского округа до признания прав собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей.
Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования". На основании статьи 225 Гражданского кодекса РФ по истечении года со дня постановки бесхозяйной недвижимой вещи на учет орган, уполномоченный управлять муниципальным имуществом, может обратиться в суд с требованием о признании права муниципальной собственности на эту вещь.
Выявленные бесхозные объекты системы теплоснабжения, находящиеся в зоне ответственности единой теплоснабжающей организации, передаются ей на обслуживание.
Перечень сетей представлен ниже.

N
наименование тепловой сети
год
ввода
длина,
м
диаметр,
мм
тип прокладки
тип изоляции
1
т/сеть к станции СТО
1981
180
50
надземная
минвата
т/сеть к станции СТО
1981
280
150
надземная
минвата
2
т/с к пристрою шк. 224
1970
160
50
подземная
минвата
т/с к пристрою шк. 224
1970
120
80
подземная
минвата
3
т/с к теплице и пристрою школы 223
1981
380
80
подземная
минвата
4
т/с к пристрою шк. 217
1976
40
40
подземная
минвата
т/с к пристрою шк. 217
1976
120
70
подземная
минвата
5
теплосеть к гаражу и теплице шк. 217
1976
80
50
подземная
минвата
6
т/с к СЮТ с гаражом
1976
150
50
подземная
минвата
т/с к СЮТ с гаражом
1976
170
100
подземная
минвата
7
т/с к рембазе РСУ
1976
302
40
подземная
минвата
т/с к рембазе РСУ
1976
166
70
подземная
минвата
8
т/с к складу песка КБУ
1976
240
50
подземная
минвата
9
т/с ул. Комсомольская, 2а
1988
50
80
подземная
минвата
10
т/с к пристрою "Надежда"
1988
20
32
подземная
минвата
11
т/с к хозблоку управления 59 ФМБА
1983
91
70
подземная
минвата
12
т/с ул. Зеленая, 6
1984
100
80
подземная
минвата
13
т/с к мастерским ЖЭК-5
1976
220
50
подземная
минвата
14
т/с к мастерским ЖЭК-1
1964
180
50
подземная
минвата
15
т/с к КБУ
1975
30
50
подземная
минвата
т/с к КБУ
1975
263
70
подземная
минвата
16
т/с к МФЦ
1996
30
50
подземная
минвата
17
т/с к МП КБУ
1975
550
125
подземная
минвата
т/с к МП КБУ
1975
100
150
подземная
минвата
18
т/с ул. Строителей, 3а
1976
126
40
подземная
минвата
19
т/с ул. Ахунская, 7
1993
86
100
подземная
минвата
20
т/с ул. Любовина, 7, 9
2004
20
40
подземная
минвата
21
т/с к Мира, 21
2007
20
100
подземная
минвата
22
т/с к ул. Светлая, 32
2007
82
80
подземная
минвата
23
т/с к Озерская, 10
2008
30
100
подземная
минвата
24
т/с к Озерская, 8
2008
30
100
подземная
минвата
25
т/с к Озерская, 6
2011
140
100
подземная
минвата





Схема
теплоснабжения закрытого административно-территориального
образования город Заречный Пензенской области
на период до 2030 года

Обосновывающие материалы
(Том 1)

Перечень
используемых сокращений

ВПУ - водоподготовительная установка;
ГВС - горячее водоснабжение;
КПД - коэффициент полезного действия;
ОПФ - основные производственные фонды;
СТС - система теплоснабжения;
СЦТ - система централизованного теплоснабжения;
т.у.т. - тонн условного топлива;
ТС - тепловая сеть;
ТСО - теплоснабжающая организация;
ТЭ - тепловая энергия;
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;
ХВО - химическая водоочистка;
УРУТ - удельный расход условного топлива.

Введение

Город Заречный Пензенской области является городом областного значения и относится к закрытым административно-территориальным образованиям (ЗАТО г. Заречный).
Численность населения г. Заречного по состоянию на 01.01.2014 года составляет 64,09 тыс. человек.
Заречный - один из десяти городов системы ЗАТО Федерального агентства по атомной энергии. На его территории установлен особый режим жизнедеятельности, включающий специальные условия проживания граждан, которые регулируются Законом РФ "О закрытом территориально-административном образовании" от 14.07.92 г. № 3297-1.
Город Заречный расположен в 12 километрах в юго-восточном направлении от областного центра - города Пензы.
Границами городских земель ЗАТО г. Заречный являются: с юга и востока - границы Пензенского района; с запада и севера - границы г. Пензы. Территория ЗАТО г. Заречный Пензенской области составляет 2761 га. Город Заречный является третьим по величине городом Пензенской области.
Экономическую базу города Заречного составляет крупное градообразующее предприятие - ФГУП ФНПЦ "ПО "СТАРТ" им. М.В. Проценко".
Экономика города представлена следующими отраслями: промышленность и наука, производство коммунальных ресурсов и оказание коммунальных услуг, строительство, транспорт и связь, сфера услуг, оптовая и розничная торговля, операции с недвижимым имуществом и другие.
Город расположен в зоне умеренно-континентального климата с холодной зимой и умеренно теплым летом. Среднегодовая температура воздуха составляет +4,2 град. C. Годовая амплитуда между средней месячной температурой самого холодного и самого теплого месяцев равна 31,8 град. C.
Наиболее холодный месяц - январь. Абсолютный минимум температуры -43 град. C отмечался в январе.
Наиболее теплые месяцы - июль и август. На эти же месяцы приходятся абсолютный максимум +39 град. C.
Для оценки внешних климатических условий, при которых осуществлялось функционирование и эксплуатация систем теплоснабжения города, использовались параметры, рекомендуемые СНиП 23-01-99 (2012) "Строительная климатология".
Расчетная температура самой холодной пятидневки равна -29 град. C. Средняя температура периода отопления -3,5 град. C. Продолжительность периода отопления 190 дней.

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

1.1 Функциональная структура теплоснабжения

Современные системы централизованного теплоснабжения представляют собой сложный инженерный комплекс из источников тепловой энергии и потребителей тепла, связанных между собой тепловыми сетями различного назначения и балансовой принадлежности, имеющими характерные тепловые и гидравлические режимы с заданными параметрами теплоносителя. Величина параметров и характер их изменения определяются техническими возможностями основных структурных элементов систем теплоснабжения (источников, тепловых сетей и потребителей) и экономической целесообразностью.
Обеспечение города тепловой энергией осуществляется посредством централизованной системы теплоснабжения. Поставщиком тепла является ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".
В состав данной системы входят водогрейные котельные (зд. 585, 540), паровая котельная (зд. 9), тепловые сети. Производительность системы:
водогрейная котельная (здание 540) - 150 Гкал/час;
водогрейная котельная (здание 585, территория ПО "Старт") - 200 Гкал/час;
паровая котельная (здание 9) - 100 тонн/час.
Теплоснабжение потребителей в период пуска в зимний период производится от одной водогрейной котельной (здание 540), с последующим переводом нагрузки на водогрейную котельную (здание 585), которая полностью работает на нужды города. В летний период времени паровая котельная (здание 9) обеспечивает горячее водоснабжение в городе. Система теплоснабжения - "открытая".
Общая протяженность сетей в однотрубном исчислении - 207,2086 км, из них 192,98773 км - сети ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".
Всего на территории города работает 67 котельных, обеспечивающих тепловой энергией население, бюджетные учреждения и промышленные предприятия города.

1.1.1 Зоны действия производственных котельных

Границы эксплуатационных зон теплоснабжающей организации соответствуют границам зон действия источников тепловой энергии, представленным графически ниже.


1.2.1 Зоны действия индивидуального теплоснабжения

Индивидуальное теплоснабжение (печи, камины, индивидуальные газовые котлы) присутствует в районах с малоэтажной жилой застройкой, большинство мелких предприятий города также имеет собственное автономное газопотребляющее оборудование. Такие здания и помещения не присоединены к системам централизованного отопления. Границы эксплуатационных зон теплоснабжающей организации соответствуют границам зон действия источников тепловой энергии, представленным графически ниже.
Зоны действия производственных котельных покрывают территорию предприятий, индивидуальных - территорию частных домостроений и помещений.

Теплоснабжение. Существующее положение



ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко" заключает договоры поставки тепловой энергии и теплоносителя с потребителями города, которые подключены к сетям централизованного теплоснабжения.

1.2 Источники тепловой энергии

Для города Заречного источником тепловой энергии для централизованной системы теплоснабжения являются котельные (зд. 9, 540 и 585) ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко", работающие на газообразном и жидком топливе.

1.2.1 Структура основного оборудования

Оборудование источников тепловой энергии можно условно разделить на основное и вспомогательное.
К основному оборудованию отопительно-производственных котельных относятся котлы. Наличие газификации города позволяет на источниках тепловой энергии использовать котлы на газообразном топливе (природный газ с низшей теплотой сгорания 7990 - 8149 ккал/куб. м). Резервным топливом является топочный мазут.
Перечень вспомогательного оборудования зависит от системы теплоснабжения. В водяных системах оборудование станции состоит из паро- и водоводяных теплообменников, водоподготовки и различных насосов. При паровых системах теплоснабжения тепловая станция оборудуется пароводяными подогревателями, насосами и другим оборудованием.
Основным источником теплоснабжения города является промышленная котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко". Данный источник теплоснабжения работает на единую систему централизованного теплоснабжения. Для восполнения расхода сетевой воды, связанного с организацией открытого водоразбора на систему ГВС и утечками, организованы водоподготовительные станции ХВО-1 и ХВО-2, расположенные в здании 540.

1.2.2 Параметры установленной тепловой мощности
теплофикационного оборудования и теплофикационной установки

Энергетическое оборудование котельных рассчитано на температурный график 150/70 град. C со срезкой на 170 град. C, с поддержанием необходимого перепада давления. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования и энергетической установки представлены в таблице.

Наименование источника
Установленная мощность оборудования в горячей воде,
Гкал/час
Располагаемая мощность оборудования в горячей воде,
Гкал/час
Присоединенная мощность потребителей, Гкал/час
Усредненный КПД
Расход
теплоносителя, куб. м/час
Фактический
температурный
график
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
363,35
301,2
89,1
1694,4
150/70

Сведения о котельном оборудовании

№ п/п
Тип котла (рег. ном.)
Год ввода
Производительность проектная
Давление рабочее фактич.,
кг/кв. см
КПД "брутто" поданных последних испытаний, %
1
ДКВр 10/13
(2913)
1998
10 т/час
13,0
87,1
2
ДКВр 10/13
(2914)
1999
10 т/час
13,0
87,1
3
ДКВр 10/13
(2915)
2000
10 т/час
13,0
87,1
4
ДКВр 10/13
(2985)
2001
10 т/час
13,0
87,1
5
ДКВр 10/13
(2986)
2001
10 т/час
13,0
87,1
6
ДКВр 10/13
(3003)
2002
10 т/час
13,0
87,1
7
ДКВр 20/13
(3574)
2011
20 т/час
13,0
87,1
8
ДКВр 20/13
(2903)
1981
20 т/час
13,0
87,1
9
ПТВМ-50
(2980)
2000
50 Гкал/час
16,0
90,3
10
ПТВМ-50
(2981)
2000
50 Гкал/час
16,0
90,3
11
ПТВМ-50
(2997)
2000
50 Гкал/час
16,0
90,3
12
КВГМ-50
(2908)
1981
50 Гкал/час
16,0
88,3
13
КВГМ-50
(2909)
1981
50 Гкал/час
16,0
88,3
14
КВГМ-50
(2910)
1981
50 Гкал/час
16,0
88,3
15
КВГМ-50
(3004)
2003
50 Гкал/час
16,0
88,3

Общие сведения о теплообменном оборудовании.

№ п/п
Наименование
Кол-во
Тип
Год ввода
Мощность
1
Пароводяной подогреватель исходной воды
2
630 x 3000
ПП I-53-7-II
1980
53,9 кв. м
2
Пароводяной подогреватель декарбонизованной воды
2
630 x 3000
ПП I-53-7-II
1999
53,9 кв. м
3
Пароводяной подогреватель декарбонизованной воды
2
630 x 2000
ПП I-35-07-II
2000
35 кв. м
4
Пароводяной подогреватель сетевой воды (летнего режима)
1
630 x 2000
ПП I-35-07-II
2004
35 кв. м
5
Пароводяной подогреватель сетевой воды (летнего режима)
2
ПП I-6,3.07, II
400 x 2000
1980
6,3 кв. м
6
Пароводяной подогреватель, охладитель выпара
2
325 x 3000
ост 34-577-68
1979
9,5 кв. м
7
Водоводяной подогреватель, охладитель декарированной воды
3
325 x 4000
ост 34-588-68
1977
56 кв. м
8
Водоводяной подогреватель исходной воды
4
325 x 2000
1986
28 кв. м
9
Водоводяной подогреватель декарбонизованной воды
4
325 x 4000
1986
56 кв. м
10
Водоводяной подогреватель, охладитель деаэрированной воды
4
273 x 4000
2000
40 кв. м
11
Водоводяной подогреватель, охладитель деаэрированной воды
3
273 x 4000
1980
40 кв. м
12
Водоводяной подогреватель, охладитель конденсата
1
273 x 4000
1980
40 кв. м
13
Водоводяной подогреватель, охладитель конденсата (на ПВП летнего режима)
9
200 x 2000
2003
5,89 кв. м
14
Подогреватель мазута
3
ПМ-40-30
1980
Про-ть 30 т/ч


15
Пароводяной подогреватель
2
МВН 1436-05
1972

16
Подогреватель хим. очищенной воды
1
К-84630
1974


1.2.3 Ограничения тепловой мощности и
параметры располагаемой тепловой мощности

На базовый период (2013 год) источники тепловой энергии имеют установленную тепловую мощность в 409 Гкал/ч. Существующая располагаемая мощность источников тепловой энергии составляет 363,35 Гкал/ч, присоединенная тепловая мощность потребителей 301,2 Гкал/ч.
На данный момент на котельной ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко" имеется достаточно тепловой мощности для обеспечения тепловой энергией перспективных потребителей.
Располагаемая мощность источников, работающих на единую сеть, составляет 363,35 Гкал/час, присоединенная нагрузка, подключенная к единой сети, составляет 301,2 Гкал/час.
Таким образом, резерв тепловой энергии по горячей воде с учетом потерь и собственных нужд составляет 26,87 Гкал/час.

1.2.4 Объем потребления тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и
параметры тепловой мощности нетто

Доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной (dсн) определяется расчетным или опытным методом. Расход тепла на собственные нужды котельной (по элементам затрат в процентах от нагрузки) приведен в таблице 3 "Нормативная доля расхода теплоты на собственные нужды котельной" МДК 4-05-2004. Показатели определены для следующих условий:
- максимальная величина продувки котлов производительностью больше 10 т/ч пара - 5%; при определении нормативного расхода тепловой энергии на собственные нужды в реальных условиях следует принимать величину продувки по результатам ранее проведенных режимно-наладочных испытаний;
- возврат конденсата 90 - 95% количества пара, производимого котлами, температура возвращаемого конденсата 90 град. C, среднегодовая температура добавочной химически очищенной воды 10 град. C;
- марка мазута М-100, подогрев мазута - от 5 до 105 град. C;
- расход топлива на растопку принят исходя из следующего количества растопок в год: 6 - после простоя длительностью до 12 ч, 3 - после простоя длительностью более 12 ч.

Наименование источника
Установленная мощность
теплофикационной установки, Гкал/час
Максимальная (допустимая)
температура теплоносителя на выходе из котлоагрегата, град. С
Собственные нужды котельной от
выработки (%)
Располагаемая мощность
теплофикационной установки, Гкал/час
Фактический температурный
график выдачи тепловой энергии
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
150
2,33
363,35
150/70 сл срезкой на 170

1.2.5 Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного
оборудования, год последнего освидетельствования при допуске
к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и
мероприятия по продлению ресурса

На данный момент все теплосиловые агрегаты котельных находятся в приемлемом состоянии для обеспечения качественного теплоснабжения. Для поддержания удовлетворительного состояния котлоагрегатов с оконченным парковым ресурсом теплоснабжающей организацией проводится ряд мероприятий, а именно:
- гидравлические испытания котлоагрегатов;
- замена конвективной части и обмуровки котлоагрегата;
- замена и ремонт газового оборудования.
Также стоит отметить, что все котлоагрегаты с закончившимся гарантийным сроком службы проходили периодические ремонты. Учитывая массогабаритные размеры и стоимость оборудования, следует сделать вывод о рациональности таких решений.

№ п/п
Тип котла
(рег. ном.)
Год ввода
Год капитального ремонта
Год диагностики
1
ДКВр 10/13
(2913)
1998
2012
2012
2
ДКВр 10/13
(2914)
1999
2012
2011
3
ДКВр 10/13
(2915)
2000
2012
2012
4
ДКВр 10/13
(2985)
2001
2014
2012
5
ДКВр 10/13
(2986)
2001
2014
2013
6
ДКВр 10/13
(3003)
2002
2012
2012
7
ДКВр 20/13
(3574)
2011
2013
2012
8
ДКВр 20/13
(2903)
1981
2014
2013
9
ПТВМ-50
(2980)
2000
2013
2013
10
ПТВМ-50
(2981)
2000
2013
2013
11
ПТВМ-50
(2997)
2000
2013
2012
12
КВГМ-50
(2908)
1981
2012
2012
13
КВГМ-50
(2909)
1981
2013
2012
14
КВГМ-50
(2910)
1981
2012
2012
15
КВГМ-50
(3004)
2003
2013
2012

Модернизация и реконструкция котлов, производимая в ходе их эксплуатации, как и в ряде подобных случаев, позволяет продлить срок службы агрегата.

1.2.6 Схемы выдачи тепловой мощности

Теплоснабжение потребителей в период пуска в зимний период производится от одной водогрейной котельной (здание 540), с последующим переводом нагрузки на водогрейную котельную (здание 585), которая полностью работает на нужды города. В летний период времени паровая котельная (здание 9) обеспечивает горячее водоснабжение в городе.

Схема паровой котельной (здание № 9)

Рисунок не приводится.

Схема водогрейной котельной (здание № 540)

Рисунок не приводится.

Схема водогрейной котельной (здание № 585)

Рисунок не приводится.

1.2.7 Способ регулирования отпуска тепловой энергии от
источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика
изменения температур теплоносителя

Температура воды в системе отопления должна поддерживаться в зависимости от фактической температуры наружного воздуха по температурному графику, который разрабатывается специалистами-теплотехниками по специальной методике для каждого источника теплоснабжения с учетом конкретных местных условий. Эти графики должны разрабатываться исходя из требования, чтобы в диапазоне температур наружного воздуха отопительного периода (от +8 град. C до -29 град. C) обеспечить тепловой поток (Q), достаточный для удовлетворения потребности в тепловой энергии на цели отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Значение теплового потока задается температурой наружного воздуха. Кроме того, для гидравлической устойчивости систем теплоснабжения требуется обеспечивать постоянство (при минимальном изменении) расхода теплоносителя (G) в системе теплоснабжения.
При расчетах графика учитываются потери тепла (температуры воды) на участке от источника теплоснабжения до жилых домов. Системы теплоснабжения характеризуются наличием разнородных потребителей, отличающихся как видом теплопотребления, так и параметрами теплоносителя. Наряду с отопительными установками, значительное количество тепла расходуется на горячее водоснабжение, возрастает вентиляционная нагрузка. При одновременной подаче тепла по двухтрубным тепловым сетям для разнородных потребителей центральное регулирование, выполняемое по преобладающей нагрузке, должно быть дополнено групповым и местным регулированием. В зависимости от соотношения нагрузок горячего водоснабжения и отопления центральное регулирование разнородной нагрузки производится по отопительной нагрузке или по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения. Центральное качественное регулирование по отопительной нагрузке принимается в системах теплоснабжения со среднечасовой нагрузкой горячего водоснабжения, не превышающей 15% от расчетного расхода тепла на отопление.
Для источника тепловой энергии, работающего на единую сеть, применяется температурный график 150/70 град. C.

Температурный график 150 - 70

температура наружного воздуха, град.
температура воды в подающем трубопроводе, град.
температура смешанной воды, град.
температура воды в обратном трубопроводе, град.
Т.н.в.
Т1
Т3
Т2
+10
45,1
35,8
31,5
+9
48,1
37,6
32,8
+8
51,1
39,4
34,1
+7
54,0
41,1
35,3
+6
56,9
42,8
36,5
+5
59,7
44,5
37,6
+4
62,6
46,2
38,8
+3
65,4
47,8
39,9
+2
68,2
49,4
41,04
+1,8
70,0
49,8
41,2
+1
71,0
51,1
42,1
0
73,8
52,7
43,1
-1
76,5
54,3
44,2
-2
79,2
55,9
45,3
-3
82,1
57,5
46,9
-4
84,7
59,0
47,3
-5
87,3
60,5
48,3
-6
90,3
62,1
49,3
-7
92,9
63,6
50,3
-8
95,5
65,1
51,3
-9
98,3
66,6
52,2
-10
100,9
68,1
53,2
-11
103,4
69,5
54,1
-12
106,2
71,0
55,0
-13
108,8
72,5
56,0
-14
111,3
73,9
56,9
-15
113,9
75,4
57,9
-16
116,6
76,8
58,7
-17
119,2
78,3
59,7
-18
121,7
79,7
60,6
-19
124,4
81,1
61,4
-20
126,9
82,5
62,3
-21
129,4
83,9
63,2
-22
132,2
85,3
64,0
-23
134,7
86,7
64,9
-24
137,2
88,1
65,8
-25
139,9
89,5
66,6
-26
142,4
90,9
67,5
-27
144,9
92,3
68,4
-28
147,5
93,6
69,1
-29
150,0
95,0
70,0



Температурный график 170 - 70

температура наружного воздуха, град.
температура воды в подающем трубопроводе, град.
температура воды в обратном трубопроводе, град.
Т.н.в.
Т1
Т2
+5
66
37
+4
69
38
+3
72
39
+2
75
40
+1,8
77
41
+1
78
42
0
81
43
-1
85
44
-2
88
45
-3
91
46
-4
94
47
-5
97
48
-6
100
50
-7
103
51
-8
107
52
-9
110
53
-10
113
54
-11
115
55
-12
119
56
-13
122
57
-14
126
58
-15
129
60
-16
132
61
-17
135
62
-18
139
63
-19
141
64
-20
145
65
-21
148
66
-22
150
67



1.2.8 Среднегодовая загрузка оборудования

Исследование характера изменения тепловых нагрузок в течение года крайне важно для определения расходов топлива, рационального использования станционного оборудования, а также для технико-экономических расчетов при проектировании и эксплуатации системы теплоснабжения.
Среднегодовая загрузка источников тепловой энергии получена в ходе сбора исходной информации.

Источник тепловой энергии
% загрузки оборудования
Отопительный период
Межотопительный период
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
73,3
26,7

1.2.9 Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети

Прежде всего, необходимо отметить, что энергопредприятие с проблемой учета тепловой энергии и теплоносителей сталкивается дважды: как источник тепловой энергии, чтобы знать общий объем произведенной тепловой энергии и массы теплоносителя, а также их параметры для оценки технико-экономических показателей, и как поставщик (продавец) тепловой энергии и теплоносителя конкретным потребителям.

Двойное назначение измерений параметров теплоносителей

Измерения таких параметров теплоносителей, как расход, давление и температура, фактически имеют двойное назначение. С одной стороны, они необходимы для учета тепловой энергии и теплоносителей. С другой стороны, эти параметры необходимы технологам для контроля и управления технологическими процессами. Особое внимание при этом уделяется контролю над возможными скачками давления, так как они могут приводить к гидравлическим ударам. В таком контроле очень заинтересованы тепловые сети. Отечественные датчики для измерения температуры и давления теплоносителя по своим техническим характеристикам, в том числе и по характеристикам точности, соответствуют современным требованиям, и их достаточно на рынке приборостроения. Эти приборы имеют необходимую поддержку средствами поверки, и их эксплуатация не вызывает затруднений. Среди технических проблем учета тепловой энергии и теплоносителей на источнике на первом месте стоит проблема измерения расхода сетевой и подпиточной воды в трубах диаметром от 400 до 800 мм при скорости потоков в зависимости от назначения трубопровода, сезона и времени суток от 0,1 до 3,0 м/сек. Учет тепловой энергии для данной СЦТ осуществляется сертифицированным парком приборов, установленных в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

Наименование источника

Примечание
Марка
Год установки
Место установки
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Днепр -7
2010
Выходные коллекторы тепловых сетей

диафрагмы
2010
Выходные коллекторы тепловых сетей


1.2.10 Статистика отказов и восстановлений оборудования
источников тепловой энергии

Отказы оборудования источников тепловой энергии в рассматриваемом периоде (5 лет) отсутствуют. Все оборудование проходит плановые и капитальные ремонты.

1.2.11 Предписания надзорных органов по запрещению
дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии

Предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии не имеется.

1.3 Тепловые сети и сооружения на них

1.3.1 Описание структуры тепловых сетей от каждого источника
тепловой энергии, от магистральных выводов до центральных
тепловых пунктов или до ввода в жилой квартал или
промышленный объект

Основным источником теплоснабжения г. Заречного является производственная котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".
На балансе ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко" находятся магистральные водяные тепловые сети протяженностью 96,494 км в двухтрубном исчислении. Распределительные сети протяженностью 4,83 км в двухтрубном исчислении находятся на балансе муниципалитета города. Источник теплоснабжения работает на единую тепловую сеть, вырабатывает тепловую энергию со следующими качественными показателями.
Горячая вода - по температурному графику 150-70 град. C со срезкой на 170 град. C при давлении в подающих трубопроводах от источников тепла:
- во время отопительного периода - 5,0 +- 0,5 кгс/кв. см,
- в летний период - 3,5 +- 0,5 кгс/кв. см.
Основной потребитель тепловой энергии - жилой фонд г. Заречного, включающий в себя жилые дома управляющих компаний, ТСЖ и ЖСК (до 60% потребления).


1.3.3 Параметры тепловых сетей, включая годы начала
эксплуатации, тип изоляции, тип компенсирующих устройств,
тип прокладки, краткую характеристику грунтов в местах
прокладки с выделением наименее надежных участков, с
определением их материальной характеристики и тепловой
нагрузки

Параметры тепловых сетей, включая годы начала эксплуатации, диаметр, протяженность, тип изоляции и тип прокладки, приводятся в таблице.

Тепловые сети

N
Наименование тепловой сети
год ввода
длина, м
диаметр, мм
тип прокладки
тип изоляции
1
Тепловые сети магазина полуфаб. филиала заводской столовой № 4
1979
146
50
надземная
минвата
2
Тепловые сети жилого дома № 4 мкр. 8
1979
113,74
100
подземная
минвата
3
Тепловые сети жилого дома № 15 мкр. 8
1979
27,48
80
подземная
минвата
Тепловые сети жилого дома № 15 мкр. 8
1979
108,04
125
подземная
минвата
4
Магистральная теплосеть от павильона № 1 до камеры № 308
1977
585,2
300
подземная
минвата

Магистральная теплосеть от павильона № 1 до камеры № 308
1977
831,2
600
подземная
минвата
5
Тепловая сеть к зд. № 182
1979
300
250
подземная
минвата
Тепловая сеть к зд. № 182
1979
291
350
подземная
минвата
6
Тепловые сети зд. № 38 маг. "Хлеб-молоко"
1976
21
50
подземная
минвата
7
Тепловые сети дома № 16
1976
76
50
подземная
минвата
Тепловые сети дома № 16
1976
124
70
подземная
минвата
Тепловые сети дома № 16
1976
124
80
подземная
минвата
Тепловые сети дома № 16
1976
68
100
подземная
минвата
8
Тепловые сети ж/д № 35-36 м/р № 3-3а
1977
114
70
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д № 35-36 м/р № 3-3а
1977
226
80
подземная
минвата
9
Теплосеть к общежитию № 5 м/к № 3а
1976
48,2
50
подземная
минвата
10
Теплосеть к ж/д № 23 м/р № 3
1975
268
70
подземная
минвата
11
Теплосеть от колодца ТК-1 до ж/д № 18 м/р № 3-3а
1975
246
150
подземная
минвата
12
Магистральная теплосеть от ж/д № 10 кв. 3-3а до м/р 3а (ж/д № 1, 2, 2а и ГРП)
1973
1512,8
200
подземная
минвата
13
Теплосеть учебного комбината и ж/д № 6 (от К-4 до теплоцентра общежития м/р № 3а)
1975
168,38
100
подземная
минвата
Теплосеть учебного комбината и ж/д № 6 (от К-4 до теплоцентра общежития м/р № 3а)
1975
166
125
подземная
минвата
Теплосеть учебного комбината и ж/д № 6 (от К-4 до теплоцентра общежития м/р № 3а)
1975
295
150
подземная
минвата
14
Теплосеть от ж/д № 17 до № 20 м/р № 3
1974
128
125
подземная
минвата
15
Теплосеть торгового центра
1971
209,8
100
подземная
минвата
16
Теплосети к ж/д № 10 и 12 м/р № 3а
1969
595,2
200
подземная
минвата
17
Внутриквартальная теплосеть м/р № 4
1969
289
50
подземная
минвата
Внутриквартальная теплосеть м/р № 4
1969
281
70
подземная
минвата
Внутриквартальная теплосеть м/р № 4
1969
208
125
подземная
минвата
Внутриквартальная теплосеть м/р № 4
1969
778
200
подземная
минвата
18
Транзитная магистраль теплосети от ТК-18а в м/р № 13 до м/р № 4
1969
2446,6
350
подземная
минвата
19
Т/сеть от ж/д № 30 до ж/д № 31 в м/р № 13
1968
36,8
70
подземная
минвата
20
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
1967
100,2
70
подземная
минвата
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
1967
87,2
80
подземная
минвата
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
1967
95,2
100
подземная
минвата
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
1967
182,4
125
подземная
минвата
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
1967
383
150
подземная
минвата
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
1967
306
400
подземная
минвата
21
Магистральная теплосеть от ТК-11а до ТК-18 м/р № 13
1967
569,7
400
подземная
минвата
22
Т/сеть от К-4 до К-13 с вводом в ж/дома № 11-15 м/р № 13
1965
229,2
70
подземная
минвата
Т/сеть от К-4 до К-13 с вводом в ж/дома № 11 - 15 м/р № 13
1965
212
100
подземная
минвата
Т/сеть от К-4 до К-13 с вводом в ж/дома № 11 - 15 м/р № 13
1965
146
125
подземная
минвата
23
Т/сеть от К-6 до зд. 7-11, 14 м/р № 13
1965
60,8
125
подземная
минвата
Т/сеть от К-6 до зд. 7-11, 14 м/р № 13
1965
628
250
подземная
минвата
Т/сеть от К-6 до зд. 7-11,14 м/р № 13
1965
395,2
300
подземная
минвата
24
Т/сеть от элеваторного узла к летнему полигону
1956
600
150
подземная
минвата
25
Т/сеть ж/д № 36-38 м/р № 13
1967
153,2
70
подземная
минвата
Т/сеть ж/д № 36-38 м/р № 13
1967
224
80
подземная
минвата
26
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
2660
32
подземная
минвата
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
3155
40
подземная
минвата
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
2370
50
подземная
минвата
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
1530
70
подземная
минвата
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
1380
80
подземная
минвата
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
858
100
подземная
минвата
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
1480
125
подземная
минвата
Т/сеть жил. кв. № 1
1959
1100
150
подземная
минвата
27
Т/сеть зд. 40
1978
26
80
подземная
минвата
28
Т/сеть к ж/д № 14 м/р № 8
1977
39,7
100
подземная
минвата
29
Т/сеть к д/с № 16 м/р № 8
1977
98,4
100
подземная
минвата
30
Т/сети маг. "Хлеб" м/р № 3-3а
1979
24,3
50
подземная
минвата
31
Т/сети к ж/д № 13В, 13А, 13Б м/р № 8
1977
93,58
80
подземная
минвата
Т/сети к ж/д № 13В, 13А, 13Б м/р № 8
1977
115
100
подземная
минвата
Т/сети к ж/д № 13В, 13А, 13Б м/р № 8
1977
90
125
подземная
минвата
32
Т/сеть к ж/д № 8 м/р № 3-3а
1979
163,8
125
подземная
минвата
33
Т/сети 10 кв. К ж/д № 10-14
1962
100
80
подземная
минвата
Т/сети 10 кв. К ж/д № 10-14
1962
28,8
100
подземная
минвата
Т/сети 10 кв. К ж/д № 10-14
1962
80
125
подземная
минвата
34
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
1962
27
50
подземная
минвата
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
1962
300
70
подземная
минвата
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
1962
202
80
подземная
минвата
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
1962
384
100
подземная
минвата
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
1962
16
125
подземная
минвата
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
1962
16
150
подземная
минвата
35
Внутриквартальная теплосеть к ж/д № 15-17 кв. 1а от д. № 14 кв. 10
1963
83,4
70
подземная
минвата
36
Т/сеть от К № 36 до колодца 34 на 1 площадке
1964
1287
600
надземная
минвата
37
Т/сеть к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
1966
18
70
надземная
минвата
Т/сеть к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
1966
267
80
надземная
минвата
38
Т/сеть от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
94
50
подземная
минвата
Т/сеть от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
196
70
подземная
минвата
Т/сеть от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
156
80
подземная
минвата
Т/сеть от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
504
200
подземная
минвата
Т/сеть от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
448
300
подземная
минвата
39
Т/сеть к зд. 137 (промплощадка № 1)
1963
10
50
надземная
минвата
40
Т/сеть промплощадки № 1
1963
116
32
надземная
минвата
Т/сеть промплощадки № 1
1963
334
40
надземная
минвата
Т/сеть промплощадки № 1
1963
520
50
надземная
минвата
Т/сеть промплощадки № 1
1963
202
80
надземная
минвата
Т/сеть промплощадки № 1
1963
194
100
надземная
минвата
Т/сеть промплощадки № 1
1963
20
150
надземная
минвата
Т/сеть промплощадки № 1
1963
40
250
надземная
минвата
Т/сеть промплощадки № 1
1963
1183
300
надземная
минвата
41
Т/сеть к зд. 301 (ГО промплощадки № 1)
1967
150
50
надземная
минвата
Т/сеть к зд. 301 (ГО промплощадки № 1)
1967
150
70
надземная
минвата
42
Т/сеть к мастерской теплосети
1977
58,7
80
подземная
минвата
43
Т/сеть ж/д № 9 м/р № 8
1977
270
70
подземная
минвата
Т/сеть ж/д № 9 м/р № 8
1977
220
100
подземная
минвата
44
Т/сети к зд. Молокозавода от ТК-38
1977
1413
200
надземная
минвата
45
Теплосеть с дренажем ГСМ пл. 1 и сжатым воздухом
1977
340
70
надземная
минвата
46
Внешние теплосети к ж/д № 4 мкр. 8
1975
51,4
150
подземная
минвата
Внешние теплосети к ж/д № 4 мкр. 8
1975
109,4
200
подземная
минвата
47
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
547,4
40
надземная
минвата
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
273,7
50
надземная
минвата
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
53,5
70
надземная
минвата
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
79,5
80
надземная
минвата
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
662
100
надземная
минвата
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
582
125
надземная
минвата
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
260
150
надземная
минвата
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
1971
428
200
надземная
минвата
48
Внутриквартальные теплосети летнего полигона
1966
156
40
подземная
минвата
Внутриквартальные теплосети летнего полигона
1966
574
50
подземная
минвата
Внутриквартальные теплосети летнего полигона
1966
192
70
подземная
минвата
Внутриквартальные теплосети летнего полигона
1966
236
80
подземная
минвата
Внутриквартальные теплосети летнего полигона
1966
240
100
подземная
минвата
49
Теплосеть ВОХР (воздушная и канальная часть) кв. 132
1964
229
50
надземная
минвата
Теплосеть ВОХР (воздушная и канальная часть) кв. 132
1964
200
70
надземная
минвата
Теплосеть ВОХР (воздушная и канальная часть) кв. 132
1964
250
80
надземная
минвата
Теплосеть ВОХР (воздушная и канальная часть) кв. 132
1964
205
100
надземная
минвата
Теплосеть ВОХР (воздушная и канальная часть) кв. 132
1964
310
150
надземная
минвата
50
Теплосеть 16-го микрорайона
1964
1136
200
надземная
минвата
51
Теплосети жилого квартала № 2
1962
3081,3
50
подземная
минвата
Теплосети жилого квартала № 2
1962
224
70
подземная
минвата
Теплосети жилого квартала № 2
1962
314
80
подземная
минвата
Теплосети жилого квартала № 2
1962
484
100
подземная
минвата
Теплосети жилого квартала № 2
1962
136
125
подземная
минвата
Теплосети жилого квартала № 2
1962
774
150
подземная
минвата
52
Теплосеть от здания 540 до здания № 9
1963
137
125
надземная
минвата
Теплосеть от здания 540 до здания № 9
1963
120
150
надземная
минвата
Теплосеть от здания 540 до здания № 9
1963
28
250
надземная
минвата
Теплосеть от здания 540 до здания № 9
1963
135
300
надземная
минвата
53
Теплосеть здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
1972
170
200
подземная
минвата
Теплосеть здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
1972
130
250
подземная
минвата
54
Теплосеть зд. 518 ТМХ (дренажем)
1969
78
50
подземная
минвата
55
Теплосети с водопроводом здан. 303-304
1970
140
50
подземная
минвата
56
Теплосеть автобазы 1-й очереди
1970
7,2
50
подземная
минвата
Теплосеть автобазы 1-й очереди
1970
267,2
100
надземная подземная
минвата
Теплосеть автобазы 1-й очереди
1970
820
200
надземная подземная
минвата
Теплосеть автобазы 1-й очереди
1970
23,6
150
надземная
минвата
57
Теплосеть к зданию № 300
1966
168
50
надземная
минвата
58
Внутриквартальная теплосеть в р-не ж/д № 4 и № 5 от камеры 13 до здания 4 КК-13, 14, 18
1963
201
50
подземная
минвата
59
Т/сеть кафе-мороженое Детского парка
1971
65,2
50
подземная
минвата
60
Внутриквартальные т/сети от К-2 у ж/д 11 до ж/д 17 кв. 11
1963
84,1
70
подземная
минвата
Внутриквартальные т/сети от К-2 у ж/д 11 до ж/д 17 кв. 11
1963
176
80
подземная
минвата
Внутриквартальные т/сети от К-2 у ж/д 11 до ж/д 17 кв. 11
1963
232
100
подземная
минвата
Внутриквартальные т/сети от К-2 у ж/д 11 до ж/д 17 кв. 11
1963
170
125
подземная
минвата
61
Т/сети к зд. Детского парка
1970
389,34
50
подземная
минвата
Т/сети к зд. Детского парка
1970
270
70
подземная
минвата
62
Т/сети пивного бара
1969
145,6
50
подземная
минвата
63
Т/сети ж/д № 40, 42 м/р 13
1969
76
50
подземная
минвата
64
Т/сеть к зд. Дома пионеров кв. 3а
1969
48
40
подземная
минвата
Т/сеть к зд. Дома пионеров кв. 3а
1969
15,2
80
подземная
минвата
Т/сеть к зд. Дома пионеров кв. 3а
1969
252
150
подземная
минвата
65
Камеры и перемычка между т/сетями жил. поселка
1967
20
300
подземная
минвата
66
Транзитная т/сеть от НО-1 до НО-6
1963
976
600
надземная
минвата
К-36 до К-37
1963
240
600
надземная
минвата
67
Внутриквартальная т/сеть ж/д № 10, 11 кв. 11 от К-9 до К-2
1963
68,6
125
подземная
минвата
68
Т/сеть от К-13 к административному зд. и дому связи
1965
150
50
подземная
минвата
69
Т/сеть от К-13 к административному зд. и дому связи
1965
200
70
подземная
минвата
Т/сеть от К-13 к административному зд. и дому связи
1965
178,7
100
подземная
минвата
70
Т/сеть с водопроводом к теплице 1-2 (промплощадка-1)
1969
52,6
40
надземная
минвата
71
Т/сеть к скл. Тары от ТК-39а
1972
98
50
надземная
минвата
72
Т/сеть к зд. 115 (ГРП)
1973
98
32
надземная
минвата
73
Т/сеть к зд. 100 и 104 от К-35 (площадки № 1)
1972
526
150
надземная
минвата
Т/сеть к зд. 100 и 104 от К-35 (площадки № 1)
1972
526
200
надземная
минвата
74
Т/сеть зд. 19А отд. 33
1974
20
50
надземная
минвата
Т/сеть зд. 19А отд. 33
1974
120
80
надземная
минвата
75
Т/сеть к зд. 186 (столовая № 8)
1973
153,2
100
подземная
минвата
76
Т/сеть от д. 540 до К-38
1973
151
350
надземная
минвата
Т/сеть от д. 540 до К-38
1973
151
400
надземная
минвата
77
Т/сеть бойлерной зд. 100 (коммуникации площадки № 1)
1973
110
125
подземная
минвата
78
Т/сеть хлебозавода с дренажом от К-38 до К-3 база ОРСа
1967
186
40
надземная
минвата
Т/сеть хлебозавода с дренажом от К-38 до К-3 база ОРСа
1967
45
80
надземная
минвата
Т/сеть хлебозавода с дренажом от К-38 до К-3 база ОРСа
1967
58
100
надземная
минвата
Т/сеть хлебозавода с дренажом от К-38 до К-3 база ОРСа
1967
85,4
70
надземная
минвата
Т/сеть хлебозавода с дренажом от К-38 до К-3 база ОРСа
1967
260
125
надземная
минвата
79
Наружная т/сеть к зд. 519, 520 раз. Заводской
1967
340
50
надземная
минвата
Наружная т/сеть к зд. 519, 520 раз. Заводской
1967
340
70
надземная
минвата
80
Т/сеть базы ОРСа
1967
260
50
надземная
минвата
Т/сеть базы ОРСа
1967
840
70
надземная
минвата
Т/сеть базы ОРСа
1967
240
100
надземная
минвата
81
Т/сеть к проходной базы ОРСа
1973
80
40
подземная
минвата
Т/сеть к промскладу базы ОРСа
1973
96
100
надземная
минвата
82
Т/сеть зд. № 184 (промплощадка № 1)
1974
134
150
подземная
минвата
83
Т/сети фруктоовощехранилища базы ОРСа
1975
590,7
125
надземная
минвата
84
Т/сеть к ж/д № 21, 22, 26, 27, 33 м/р 12 кв. 2
1972
140
70
подземная
минвата
Т/сеть к ж/д № 21, 22, 26, 27, 33 м/р 12 кв. 2
1972
44,2
80
подземная
минвата
Т/сеть к ж/д № 21, 22, 26, 27, 33 м/р 12 кв. 2
1972
36
100
подземная
минвата
Т/сеть к ж/д № 21, 22, 26, 27, 33 м/р 12 кв. 2
1972
122,8
125
подземная
минвата
Т/сеть к ж/д № 21, 22, 26, 27, 33 м/р 12 кв. 2
1972
418
150
подземная
минвата
85
Т/сети ТБУ кор. Б м/р 12
1975
140
70
подземная
минвата
86
Т/сеть ж/д № 19 и д/с № 24 м/р 12 кв. 2
1972
166,8
80
подземная
минвата
87
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
1970
95,2
80
подземная
минвата
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
1970
178
100
подземная
минвата
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
1970
74,2
125
подземная
минвата
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
1970
258,1
150
подземная
минвата
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
1970
508
300
подземная
минвата
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
1970
124
400
подземная
минвата
88
Т/трасса к профтехучилищу от К-7
1965
387
70
подземная
минвата
Т/трасса к профтехучилищу от К-7
1965
273
100
подземная
минвата
Т/трасса к профтехучилищу от К-7
1965
294
125
подземная
минвата
89
Т/сеть от клуба ВОХР
1967
120
40
надземная
минвата
90
Т/сети к казарме ВОХР № 3
1969
132
50
надземная
минвата
91
Т/сети к казармам ВСО № 10, 9, 8, 11
1973
190
70
надземная
минвата
Т/сети к казармам ВСО № 10, 9, 8, 11
1973
66
80
надземная
минвата
Т/сети к казармам ВСО № 10, 9, 8, 11
1973
135
125
надземная
минвата
Т/сети к казармам ВСО № 10, 9, 8, 11
1973
400,2
150
надземная
минвата
Т/сети к казармам ВСО № 10, 9, 8, 11
1973
44
200
надземная
минвата
92
Т/сети от зд. 7 к зд. 6 - вечерней шк. и ж/д 4 м/р 13
1966
24,9
50
подземная
минвата
Т/сети от зд. 7 к зд. 6 - вечерней шк. и ж/д 4 м/р 13
1966
40
70
подземная
минвата
Т/сети от зд. 7 к зд. 6 - вечерней шк. и ж/д 4 м/р 13
1966
14
80
подземная
минвата
93
Т/сети ЖЭК и хозблока
1976
182
40
подземная
минвата
Т/сети ЖЭК и хозблока
1976
70
70
подземная
минвата
94
Теплосети здания детсада-ясли № 8 мкр. 12 кв. 1
1973
109
70
подземная
минвата
95
Теплосети от К-7 до ж/домов N№ 2, 6, 7 с дренажными впусками жил. Мр. 12 кв. 1 и от дома 2 до дома 9 мкр. 12
1970
102,2
80
подземная
минвата
Теплосети от К-7 до ж/домов N№ 2, 6, 7 с дренажными впусками жил. Мр. 12 кв. 1 и от дома 2 до дома 9 мкр. 12
1970
80,6
100
подземная
минвата
Теплосети от К-7 до ж/домов N№ 2, 6, 7 с дренажными впусками жил. Мр. 12 кв. 1 и от дома 2 до дома 9 мкр. 12
1970
135,2
125
подземная
минвата
96
Теплосети школы (здания № 16 комн.) Кв. 1 мкр. 12
1972
17
40
подземная
минвата
Теплосети школы (здания № 16 комн.) Кв. 1 мкр. 12
1972
412,4
70
подземная
минвата
Теплосети школы (здания № 16 комн.) Кв. 1 мкр. 12
1972
130
125
подземная
минвата
97
Теплосети внутриквартальные от камеры 12 до камеры 14 "б" к зданию овощного магазина мкр. 13 цех 12
1965
186
80
подземная
минвата
Теплосети внутриквартальные от камеры 12 до камеры 14 "б" к зданию овощного магазина мкр. 13 цех 12
1965
85,22
100
подземная
минвата
Теплосети внутриквартальные от камеры 12 до камеры 14 "б" к зданию овощного магазина мкр. 13 цех 12
1965
146
125
подземная
минвата
98
Внутриквартальные теплосети от ж/д № 6, К-13, К-12, К-11, К-10, К-9 до К-10 главной магистрали т/сети
1963
200
70
подземная
минвата
Внутриквартальные теплосети от ж/д № 6, К-13, К-12, К-11, К-10, К-9 до К-10 главной магистрали т/сети
1963
306,74
80
подземная
минвата
99
Теплосети к зд. школы № 225 и теплицы мкр. 13
1970
74
40
подземная
минвата
Теплосети к зд. школы № 225 и теплицы мкр. 13
1970
296
80
подземная
минвата
100
Теплосети здания (столовая) № 5 мкр. 13
1969
32,4
50
подземная
минвата
101
Внешние теплосети городской лыжной станции мкр. 12
1975
19
50
подземная
минвата
Внешние теплосети городской лыжной станции мкр. 12
1975
251,24
50
надземная
минвата
102
Внутриквартальные теплосети от ТК-18 до здания дет. сада 37 и ППО-32 микрорайона 13
1967
113
40
подземная
минвата
Внутриквартальные теплосети от ТК-18 до здания дет. сада 37 и ППО-32 микрорайона 13
1967
148,8
70
подземная
минвата
103
Внутриквартальные теплосети у дет. сада зд. 50 с дренажом камерой № 29 "а" К-29 до К-29а жилпоселка мкр. 13
1966
249,7
70
подземная
минвата
104
Внутриквартальные теплосети к зд. 48 ППО046, квартала 13, камер 9, кв. 27, К-29, К-31, зд. 46
1965
288
80
подземная
минвата
105
Теплосети наружные школы интернатной
1961
90
50
надземная
минвата
Теплосети наружные школы интернатной
1961
50
70
надземная
минвата
Теплосети наружные школы интернатной
1961
100
80
надземная
минвата
Теплосети наружные школы интернатной
1961
60
100
надземная
минвата
Теплосети наружные школы интернатной
1961
90
125
надземная
минвата
106
Т/сеть к ж/д № 1 кв. 2а
1970
100,6
80
подземная
минвата
107
Т/сеть к коттеджам
1962
161
40
подземная
минвата
Т/сеть к коттеджам
1962
174
70
подземная
минвата
108
Т/сеть к городской оранжерее
1962
600
125
надземная подземная
минвата
109
Теплосеть спортивного комплекса
1966
58,6
80
подземная
минвата
Теплосеть спортивного комплекса
1966
99,84
100
подземная
минвата
110
Теплосеть к трибуне стадиона
1967
114
70
подземная
минвата
111
Теплосети к ж/д 4, 3, 2 в квартале 2 "а" по Пр. Мира
1969
373,11
100
подземная
минвата
Теплосети к ж/д 4, 3, 2 в квартале 2 "а" по Пр. Мира
1969
250,89
150
подземная
минвата
112
Теплосети школы № 217 по Пр. Мира кв. 2а
1969
181
125
подземная
минвата
113
Теплосеть к ж/д № 10 микрорайона № 8
1975
475,2
200
подземная
минвата
114
Теплосеть от теплоцентра ж/д № 3 до теплоцентра ж/д № 4
1974
211,4
70
подземная
минвата
115
Внутриквартальные теплосети к ж/д N№ 16, 17, 18, 19 квартала 13
1965
275
200
подземная
минвата
116
Теплосети к ж/д № 7 мкр. 3-3а
1976
108
80
подземная
минвата
Теплосети к ж/д № 7 мкр. 3-3а
1976
110
125
подземная
минвата
117
Теплосети к ж/д № 33 мкр. 3-3а
1978
156,2
200
подземная
минвата
118
Теплосеть к зданию дет. сада 15 на 280 мест мкр. 3-3а
1976
252
80
подземная
минвата
119
Теплосети ж/д № 11 мкр. 3
1976
135
125
подземная
минвата
120
Теплосеть к ж/д N№ 8, 34 мкр. 3-3а
1979
90
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 8, 34 мкр. 3-3а
1979
156
80
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 8, 34 мкр. 3-3а
1979
142
100
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 8, 34 мкр. 3-3а
1979
772
200
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 8, 34 мкр. 3-3а
1979
110
300
подземная
минвата
121
Теплосеть от бойлерной к зданиям N№ 128, 129, 530
1967
30,6
50
подземная
минвата
Теплосеть от бойлерной к зданиям N№ 128, 129, 530
1967
74
70
подземная
минвата
Теплосеть от бойлерной к зданиям N№ 128, 129, 530
1967
109,4
100
подземная
минвата
122
Теплосети от к. 709А до к. 709Б ж/домов N№ 21, 22, 23, 24 мкр. № 3
1980
200,1
250
подземная
минвата
123
Теплосеть города от ТК-318а до ТК-321 (реконструкция городской теплосети)
1980
1944
500
подземная
минвата
124
Теплосеть пристроя к зданию 189 "А" (пристрой)
1992
10
100
подземная
минвата
Теплосеть пристроя к зданию 189 "А" (пристрой) наружка
1992
203,8
100
надземная
минвата
125
Теплосеть зд. 189 "А"
1980
118
70
подземная
минвата
126
Теплосеть ж/д № 30 мкр. 3-3а
1980
17,24
150
подземная
минвата
127
Теплосеть к зданию 189
1980
139,5
100
подземная
минвата
128
Теплосети детские ясли-сада № 39 мкр. 3-3а
1981
99,62
100
подземная
минвата
129
Теплосеть к зданию 585 от павильона № 1
1984
1920
700
надземная
минвата
130
Теплосети пункта приема посуды мкр. 12
1981
160
40
подземная
минвата
131
Тепловые сети ж/д 22, 23, 24, 21 в мкр. 8
1981
14
40
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д 22, 23, 24, 21 в мкр. 8
1981
24
50
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д 22, 23, 24, 21 в мкр. 8
1981
200
70
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д 22, 23, 24, 21 в мкр. 8
1981
280,6
100
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д 22, 23, 24, 21 в мкр. 8
1981
1063
125
подземная
минвата
132
Теплосети жилого дома 28 (от ж/д 21 до ж/д 28) мкр. 8
1981
730,8
200
подземная
минвата
Теплосети жилого дома 28 (от ж/д 21 до ж/д 28) мкр. 8
1981
378,4
250
подземная
минвата
133
Теплосети ж/д № 29, 30, 31 мкр. 8
1981
556
200
подземная
минвата
134
Теплосеть к комплексу зд. 183 и площ. ГП (до забора)
1981
1040
500
надземная
минвата
Теплосеть к комплексу зд. 183 и площ. ГП (после забора)
1981
2100
500
надземная
минвата
135
Теплосети зд. 42 магазин "Универсам" мкр. 3-3а

156
70
подземная
минвата
136
Теплосети конторы ЖСК с хозблоком ул. Зеленая
1981
347,3
70
подземная
минвата
Теплосети конторы ЖСК с хозблоком ул. Зеленая
1981
98
100
подземная
минвата
137
Теплосети к зданиям 505 и 506 периметр
1979
2560
40
надземная
минвата
Теплосети к зданиям 505 и 506 периметр
1979
1100
70
надземная
минвата
138
Тепловые сети ж/д № 9 в мкр. 3-3а
1982
496
100
подземная
минвата
139
Теплосети ж/д 32, 33 в мкр. 8
1981
682,2
200
подземная
минвата
140
Теплосети с паропроводом зд. 195в
1981
186
50
надземная
минвата
Теплосети с паропроводом зд. 195в
1981
224
70
подземная
минвата
141
Теплосети к душевому павильону ВОХР
1983
304
80
надземная
минвата
Теплосети к душевому павильону ВОХР
1983
12
100
надземная
минвата
142
Теплосеть казармы ВОХР на 800 человек
1983
86
125

минвата
Теплосеть казармы ВОХР на 800 человек
1983
254
150
подземная
минвата
143
Магистральная теплосеть от К-321 до К-326 и ТК-1
1982
216
300
подземная
минвата
Магистральная теплосеть от К-321 до К-326 и ТК-1
1982
144
500
подземная
минвата
Магистральная теплосеть от К-321 до К-326 и ТК-1
1982
2492
600
подземная
минвата
144
Теплосети к дому молодежи от г/к-407 танцевальный зал
1979
709,6
100
подземная
минвата
145
Теплосеть к зд. 187 "а" от К-206
1983
430
100
подземная
минвата
Теплосеть к зд. 187 "а" от К-206
1983
215
125
подземная
минвата
146
Магистральная теплосеть в проходном канале от ТК-323 до ТК-4 кв. 3 мкр. 8
1983
465
300
подземная
минвата
Магистральная теплосеть в проходном канале от ТК-323 до ТК-4 кв. 3 мкр. 8
1983
364,6
350
подземная
минвата
147
Теплосеть к ж/д № 45 "а" мкр. 8
1983
115
50
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 45 "а" мкр. 8
1983
39
70
подземная
минвата
148
Теплосеть от ТК-4 до ж/д № 45 мкр. 8
1983
221,4
125
подземная
минвата
Теплосеть от ТК-4 до ж/д № 45 мкр. 8
1983
72,2
150
подземная
минвата
Теплосеть от ТК-4 до ж/д № 45 мкр. 8
1983
230,8
200
подземная
минвата
149
Теплосеть от ТК-1 до ж/д № 30 мкр. 4
1983
126
100
подземная
минвата
Теплосеть от ТК-1 до ж/д № 30 мкр. 4
1983
1000
200
подземная
минвата
150
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
40
40
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
70
50
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
250
80
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
640
100
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
175
150
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
120
200
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
100
250
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
660
300
подземная
минвата
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
428
500
подземная
минвата
151
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 8
1984
50
500
подземная
минвата
152
Теплосеть к ж/д № 44 мкр. 8
1984
49,6
80
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 44 мкр. 8
1984
129,2
100
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 44 мкр. 8
1984
45,2
125
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 44 мкр. 8
1984
112
150
подземная
минвата
153
Теплосеть к пристрою склада НИИ зд. 17 "а"
1984
394
125
надземная
минвата
154
Теплосеть жилого дома 19 и 19 "а" мкр. 3-3а
1983
400
125
подземная
минвата
Теплосеть жилого дома 19 и 19 "а" мкр. 3-3а
1983
788
150
подземная
минвата
155
Теплосеть к ж/д 344 "а" кв. 3 мкр. 8
1984
131,4
50
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д 344 "а" кв. 3 мкр. 8
1984
110
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 42 кв. 3 мкр. 8
1984
114
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 42 кв. 3 мкр. 8
1984
114
80
подземная
минвата
156
Теплосеть к ж/д № 31, 32 в мкр. 4 от ТК-3, ТК-4 до узла ж/д № 32
1985
93
100
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 31, 32 в мкр. 4 от ТК-3, ТК-4 до узла ж/д № 32
1985
74
125
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 31, 32 в мкр. 4 от ТК-3, ТК-4 до узла ж/д № 32
1985
167
150
подземная
минвата
157
Теплосеть от ТК-2 до ТК-3 до узла управ. ж/д № 31 мкр. 4
1985
197,6
100
подземная
минвата
Теплосеть от ТК-2 до ТК-3 до узла управ. ж/д № 31 мкр. 4
1985
197,6
200
подземная
минвата
158
Теплосеть к ж/д № 43, 43 "а" ул. Заречная, 26, 28 "а" мкр. 8
1984
222,8
70
подземная
минвата
159
Теплосеть испытательной площадки
1985
1320
70
подземная
минвата
160
Теплосеть внутриплощадочная пл. VII от ТК-8 до ТК-9, зд. 701 от ТК-7 до зд. 719
1984
372
80
подземная
минвата
Теплосеть внутриплощадочная пл. VII от ТК-8 до ТК-9, зд. 701 от ТК-7 до зд. 719
1984
408
100
подземная
минвата
Теплосеть внутриплощадочная пл. VII от ТК-8 до ТК-9, зд. 701 от ТК-7 до зд. 719
1984
112
200
подземная
минвата
Теплосеть внутриплощадочная пл. VII от ТК-8 до ТК-9, зд. 701 от ТК-7 до зд. 719
1984
312
250
подземная
минвата
161
Теплосеть к школе № 35 (221) зд. 35 "а", 35 "б", 35 "в", 35 "г" мкр. 8
1985
318
40
подземная
минвата
Теплосеть к школе № 35 (221) зд. 35 "а", 35 "б", 35 "в", 35 "г" мкр. 8
1985
15
50
подземная
минвата
Теплосеть к школе № 35 (221) зд. 35 "а", 35 "б", 35 "в", 35 "г" мкр. 8
1985
2
70
подземная
минвата
Теплосеть к школе № 35 (221) зд. 35 "а", 35 "б", 35 "в", 35 "г" мкр. 8
1985
335
100
подземная
минвата
162
Теплосеть к дет. саду № 37 в мкр. 8 кв. 2
1985
240
100
подземная
минвата
163
Теплосеть к зд. 31 "а" мкр. 4 от уз. упр. ж/д № 30 до узл. упр. зд. 31 "а"
1985
126
40
подземная
минвата
164
Тепловая сеть к ж/домам № 47, 49, 50, 53 в мкр. 8
1986
220
100
подземная
минвата
165
Теплосеть к базе ОРСа (магистр.)
1986
1758
400
надземная
минвата
166
Теплосеть склада Ангар-4 и тарной базы ОРСа
1985
234
40
надземная
минвата
167
Теплосеть от ТК-4 до ТК-з "а" мкр. 8 кв. 3
1986
836
250
подземная
минвата
168
Теплосеть к ж/дому № 60 мкр. 8
1986
330,1
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/дому № 60 мкр. 8
1986
390,1
100
подземная
минвата
Теплосети к ж/дому № 18 мкр. 8
1986
110
100
подземная
минвата
169
Теплосети от УТ 5-1 до зд. 198 склад химреагентов 1-площадки
1985
93
80
надземная
минвата
Теплосети от УТ 5-1 до зд. 198 склад химреагентов 1-площадки
1985
233
100
надземная
минвата
Теплосети от УТ 5-1 до зд. 198 склад химреагентов 1-площадки
1985
290
150
надземная
минвата
Теплосети от УТ 5-1 до зд. 198 склад химреагентов 1-площадки
1985
440
200
надземная
минвата
170
Теплосеть к зд. № 36 д/саду-ясли в мкр. 8
1986
280
100
подземная
минвата
171
Теплосеть к зд. № 41 "Хлеб-молоко" в мкр. 8
1986
200
50
подземная
минвата
172
Теплосеть к ж/домам № 61, 62 в мкр. 8
1986
38
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/домам № 61, 62 в мкр. 8
1986
50,4
80
подземная
минвата
173
Теплосеть к повышенной насосной станции в мкр. 8
1986
140
40
подземная
минвата
174
Теплосеть к 14-этажн. жилому дому № 12 в мкр. 8
1986
92
80
подземная
минвата
175
Теплосеть к складу оргтехники
1986
82
50
подземная
минвата
Теплосеть к складу оргтехники
1986
336
70
подземная
минвата
176
Теплосеть к ж/д № 27 мкр. 8
1987
9,2
50
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 27 мкр. 8
1987
18,2
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 27 мкр. 8
1987
28,2
80
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 27 мкр. 8
1987
187,8
100
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 27 мкр. 8
1987
316,6
125
подземная
минвата
177
Теплосеть к профилакторию для ремонта и хранения спецмашин и механизмов
1987
21,2
70
надземная
минвата
Теплосеть к профилакторию для ремонта и хранения спецмашин и механизмов
1987
551,6
100
надземная
минвата
178
Теплосеть к ж/д № 39 мкр. 8
1987
84
125
подземная
минвата
179
Тепловая сеть ж/д 8, 9 мкр. 4
1987
18
50
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д 8, 9 мкр. 4
1987
21
70
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д 8, 9 мкр. 4
1987
77
80
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д 8, 9 мкр. 4
1987
25
100
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д 8, 9 мкр. 4
1987
27
150
подземная
минвата
180
Магистральная теплосеть мкр. 5 от ТК-326 до ТК-329
1987
1824
700
подземная
минвата
181
Тепловая сеть к ж/д № 10 мкр. 4 БС и ПУС
1987
3
70
подземная
минвата
Тепловая сеть к ж/д № 10 мкр. 4 БС и ПУС
1987
120
125
подземная
минвата
Тепловая сеть к ж/д № 10 мкр. 4 БС и ПУС
1987
57
150
подземная
минвата
182
Теплосеть от ТК-21 к зд. АТС и 187б
1987
44,2
80
подземная
минвата
Теплосеть от ТК-21 к зд. АТС и 187б
1987
80
125
подземная
минвата
Теплосеть от ТК-21 к зд. АТС и 187б
1987
154
150
подземная
минвата
183
Теплосеть к зд. ГРП-6 мкр. 4
1987
60
32
подземная
минвата
184
Теплосеть к ж/д № 40 в мкр. 8 СМУ-1
1987
685,6
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 40 в мкр. 8 СМУ-1
1987
296
80
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 40 в мкр. 8 СМУ-1
1987
686
100
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 40 в мкр. 8 СМУ-1
1987
404
125
подземная
минвата
185
Теплосеть к ж/д № 11 мкр. 4 СМУ-1
1987
214
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 11 мкр. 4 СМУ-1
1987
354
80
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 11 мкр. 4 СМУ-1
1987
240
100
подземная
минвата
186
Теплосеть к зд. 503 входящего в состав автодорож. путепровода СМУ
1987
282,2
40
надземная
минвата
187
Теплосеть сооружения № 582
1987
220
100
подземная
минвата
188
Теплосеть к ж/д № 7 в мкр. 4 СМУ-1
1988
98
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 7 в мкр. 4 СМУ-1
1988
120
80
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 7 в мкр. 4 СМУ-1
1988
398
100
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 7 в мкр. 4 СМУ-1
1988
190
125
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 7 в мкр. 4 СМУ-1
1988
74
150
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 7 в мкр. 4 СМУ-1
1988
174
200
подземная
минвата
189
Теплосеть к ж/д № 4 мкр. 4 СМУ-1
1988
59
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 4 мкр. 4 СМУ-1
1988
79
100
подземная
минвата
190
Теплосеть к зд. № 34 мкр. 4 СМУ-1
1988
112
70
подземная
минвата
191
Теплосеть от ТК-5 до зд. 705
1988
293,6
100
подземная
минвата
192
Тепловые сети к ж/д № 5 мкр. 5
1988
104
80
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д № 5 мкр. 5
1988
198
150
подземная
минвата
193
Теплосеть от узла № 190 здания очистных сооружений СМУ и МСУ-66 цеха-14
1988
298
40
надземная
минвата
194
Тепловые сети к хозблоку ЖЭК мкр. 13
1988
350
70
подземная
минвата
195
Тепловые сети к зд. Универмага
1988
104
150
подземная
минвата
Тепловые сети к зд. Универмага
1988
276
250
подземная
минвата
196
Теплосеть к ж/д № 5 "а" мкр. 5
1988
188
32
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 5 "а" мкр. 5
1988
55,2
80
подземная
минвата
197
Тепловые сети к ж/д № 14 мкр. 4
1988
220
70
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д № 14 мкр. 4
1988
450
150
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д № 14 мкр. 4
1988
746
200
подземная
минвата
198
Т/сеть к магазину стройматериалов
1988
203,6
40
надземная
минвата
199
Т/сеть пристроя к холодильнику
1988
200
70
надземная
минвата
200
Теплосеть к жилому дому № 5 мкр. 5 (от уз. упр. б/с № 2 до ИТ-2)
1988
366
150
подземная
минвата
201
Теплосеть ж/д № 14 мкр. 4 СМУ-1
1989
240
100
подземная
минвата
202
Магистральная теплосеть от ТК-326 до УТ-1 мкр. 18
1989
852
500
подземная
минвата
203
Теплосеть к зд. 46 дет. сад-ясли мкр. 8
1989
338
100
подземная
минвата
204
Теплосеть к ж/д N№ 41 "а", "б", "в", "г", "д" 42, 45 в мкр. 5
1989
24
40
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 41 "а", "б", "в", "г", "д" 42, 45 в мкр. 5
1989
84,8
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 41 "а", "б", "в", "г", "д" 42, 45 в мкр. 5
1989
416
100
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 41 "а", "б", "в", "г", "д" 42, 45 в мкр. 5
1989
1020
125
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 41 "а", "б", "в", "г", "д" 42, 45 в мкр. 5
1989
24
150
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д N№ 41 "а", "б", "в", "г", "д" 42, 45 в мкр. 5
1989
86
200
подземная
минвата
205
Теплосеть к складу ТНП
1989
408
80
надземная
минвата
206
Тепловая сеть к магазину "Хлеб-молоко" кв. 132
1989
637
50
надземная
минвата
207
Тепловая сеть к отделению связи
1989
140
50
подземная
минвата
208
Тепловая сеть к ж/домам 43, 44 в мкр. 5
1989
210
70
подземная
минвата
Тепловая сеть к ж/домам 43, 44 в мкр. 5
1989
284
80
подземная
минвата
Тепловая сеть к ж/домам 43, 44 в мкр. 5
1989
162
100
подземная
минвата
209
Теплосеть к ж/д № 50 мкр. 4 СМУ-1
1990
93,6
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 50 мкр. 4 СМУ-1
1990
80
80
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д № 50 мкр. 4 СМУ-1
1990
57,6
100
подземная
минвата
210
Тепловая сеть ж/д N№ 3, 3а с реконструкцией кв. 12
1990
58
40
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д N№ 3, 3а с реконструкцией кв. 12
1990
262
70
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д N№ 3, 3а с реконструкцией кв. 12
1990
282
80
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д N№ 3, 3а с реконструкцией кв. 12
1990
94
100
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д N№ 3, 3а с реконструкцией кв. 12
1990
100
125
подземная
минвата
Тепловая сеть ж/д N№ 3, 3а с реконструкцией кв. 12
1990
96
200
подземная
минвата
211
Теплосети к зд. № 74 "Хлеб-молоко" мкр. 4
1989
184
50
подземная
минвата
212
Тепловые сети ж/д N№ 53, 54 мкр. 4 УМР ПУС
1990
128
70
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д N№ 53, 54 мкр. 4 УМР ПУС
1990
385
100
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д N№ 53, 54 мкр. 4 УМР ПУС
1990
377
125
подземная
минвата
213
Теплосеть и реконструкция теплосети в проходном канале ОТТК-323 зд. 56
1990
832
350
подземная
минвата
Теплосеть и реконструкция теплосети в проходном канале ОТТК-323 зд. 56
1990
250
500
подземная
минвата
214
Теплосеть дет. сада зд. 28 в мкр. 4
1990
394
125
подземная
минвата
215
Теплосеть от ж/д № 55 мкр. 4
1990
160
70
подземная
минвата
Теплосеть от ж/д № 55 мкр. 4
1990
244
80
подземная
минвата
216
Тепловые сети к ж/д N№ 56, 57, 58, 59, 60 в мкр. 4
1990
4
50
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д N№ 56, 57, 58, 59, 60 в мкр. 4
1990
62
70
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д N№ 56, 57, 58, 59, 60 в мкр. 4
1990
500
80
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д N№ 56, 57, 58, 59, 60 в мкр. 4
1990
290
100
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д N№ 56, 57, 58, 59, 60 в мкр. 4
1990
682
125
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д N№ 56, 57, 58, 59, 60 в мкр. 4
1990
134
150
подземная
минвата
217
Т/сети с дренажной канализацией от ТК-329 до УТ-1а м/р 4, 5
1990
220
400
подземная
минвата
Т/сети с дренажной канализацией от ТК-329 до УТ-1а м/р 4, 5
1990
410
700
подземная
минвата
218
Тепловые сети ж/д N№ 52, 51 мкр. 4 от УТ-1 до узла упр. ж/д № 51, от УТ-2 до ж.
1990
110
80
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д N№ 52, 51 мкр. 4 от УТ-1 до узла упр. ж/д № 51, от УТ-2 до ж.
1990
172
100
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д N№ 52, 51 мкр. 4 от УТ-1 до узла упр. ж/д № 51, от УТ-2 до ж.
1990
200
125
подземная
минвата
Тепловые сети ж/д N№ 52, 51 мкр. 4 от УТ-1 до узла упр. ж/д № 51, от УТ-2 до ж.
1990
462
150
подземная
минвата
219
Магистральная теплосеть от УТ-1 "а" до УТ-2 мкр. 3-3а, 4
1990
142
350
подземная
минвата
Магистральная теплосеть от УТ-1 "а" до УТ-2 мкр. 3-3а, 4
1990
3570,4
400
подземная
минвата
220
Магистральная теплосеть от УТ-2 до УТ-3 мкр. 3-3а, 4
1990
720
350
подземная
минвата
221
Тепловая сеть к складу сооружения № 1 СМУ-3, МСУ-66, МСУ-104
1990
82
40
надземная
минвата
222
Теплосеть от УТ 1 до УТ 13 комплекс 183 МСУ-66
1990
999
80
надземная
минвата
Теплосеть от УТ 1 до УТ 13 комплекс 183 МСУ-66
1990
506
100
надземная
минвата
Теплосеть от УТ 1 до УТ 13 комплекс 183 МСУ-66
1990
500
125
надземная
минвата
Теплосеть от УТ 1 до УТ 13 комплекс 183 МСУ-66
1990
313
150
надземная
минвата
Теплосеть от УТ 1 до УТ 13 комплекс 183 МСУ-66
1990
170
200
надземная
минвата
Теплосеть от УТ 1 до УТ 13 комплекс 183 МСУ-66
1990
703
250
надземная
минвата
Теплосеть от УТ 1 до УТ 13 комплекс 183 МСУ-66
1990
625
300
надземная
минвата
223
Теплосеть от пл. 1 до района зд. 195 СМУ-2
1989
1817
400
надземная
минвата
224
Магистральная теплосеть
1994
5220
500
подземная
минвата
225
Магистральные теплосети мкр. 4, 3 от УТ-3 до УТ-17
1993
836
300
подземная
минвата
Магистральные теплосети мкр. 4, 3 от УТ-3 до УТ-17
1993
2640
350
подземная
минвата
226
Теплосеть к ж/д 27 "а" мкр. 8
1996
60
70
подземная
минвата
Теплосеть к ж/д 27 "а" мкр. 8
1996
60
80
подземная
минвата
227
Тепловые сети к ж/д N№ 61, 63 (от УТ-12)
1996
376
70
подземная
минвата
Тепловые сети к ж/д N№ 61, 63 (от УТ-12)
1996
135
100
подземная
минвата
228
Тепловая сеть к ж/д N№ 26, 26 "а"
1992
310
70
подземная
минвата
Тепловая сеть к ж/д N№ 26, 26 "а"
1992
366
80
подземная
минвата
229
Т/сеть к КНС "Фабрика-заготовочная"
1992
72
50
надземная
минвата
230
Т/сеть "Фабрика-заготовочная"
1993
77,8
150
надземная
минвата
Т/сеть "Фабрика-заготовочная"
1993
227
250
надземная
минвата
231
Т/сеть к сооруж. № 1 (до забора)
1998
100
100
подземная
минвата
Т/сеть к сооруж. № 1 (после забора)
1999
760
100
подземная
минвата
232
Т/сеть к зд. 105 пл. 1
1999
830
100
подземная
минвата
233
Т/сеть от УТ-16 до ж/д № 70, 69 в м/р 3-3а
2001
291,6
80
подземная
минвата
Т/сеть от УТ-16 до ж/д № 70, 69 в м/р 3-3а
2001
78,4
125
подземная
минвата
234
Магистральная т/сеть от УТК 6 м/р 18 до УТК 5 м/р 12б
2003
3276,5
500
подземная
минвата
235
Магистральная т/сеть от павильона 1 до ул. Комсомольская
2003
1428,2
700
надземная
минвата
Магистральная т/сеть от павильона 1 до ул. Комсомольская
2003
666,6
800
надземная
минвата
236
теплосеть к Ленина, 58
1987
15
150
подземная
минвата
теплосеть к Ленина, 58
1987
175
200
подземная
минвата
237
теплосеть к Ленина, 60
1987
133
150
подземная
минвата
теплосеть к Ленина, 60
1987
31
200
подземная
минвата
238
теплосеть к Ленина, 62
1987
146
150
подземная
минвата
239
теплосеть к Ленина, 64
1987
140
125
подземная
минвата
теплосеть к Ленина, 64
1987
146
150
подземная
минвата
240
теплосеть к Ленина, 63
1986
154
70
подземная
минвата
теплосеть к Ленина, 63
1986
80
80
подземная
минвата
теплосеть к Ленина, 63
1986
36
150
подземная
минвата
теплосеть к Ленина, 63
1986
183
200
подземная
минвата
теплосеть к Ленина, 63
1986
124
250
подземная
минвата
241
теплосеть к Мира, 36
1980
325
80
подземная
минвата
теплосеть к Мира, 36
1980
192
100
подземная
минвата
теплосеть к Мира, 36
1980
90
125
подземная
минвата
242
теплосеть к пр. Молодежный, 3
1989
60
70
подземная
минвата
теплосеть к пр. Молодежный, 3
1989
128
80
подземная
минвата
теплосеть к пр. Молодежный, 3
1989
28
150
подземная
минвата
теплосеть к пр. Молодежный, 13
1988
182
70
подземная
минвата
243
теплосеть к пр. Молодежный, 13
1988
9
80
подземная
минвата
244
теплосеть пр. Молодежный, 17
1987
40
50
подземная
минвата
теплосеть пр. Молодежный, 17
1987
54
70
подземная
минвата
245
теплосеть к ул. Светлая, 1
1978
8
50
подземная
минвата
теплосеть к ул. Светлая, 1
1978
233
80
подземная
минвата
теплосеть к ул. Светлая, 1
1978
245
100
подземная
минвата
теплосеть к ул. Светлая, 1
1978
4
125
подземная
минвата
246
теплосеть к ул. Строителей, 1
1985
165
100
подземная
минвата
247
теплосеть к ул. Руднева, 2а
1964
160
50
надземная
минвата
248
теплосеть к ул. Ленина, 58а
1988
60
70
подземная
минвата
теплосеть к ул. Ленина, 58а
1988
60
80
подземная
минвата
249
теплосеть к ул. Ленина, 62а
1988
72
70
подземная
минвата
250
теплосеть к зд. бывшего свинарника военного городка на 58 квартале
1963
142
32
надземная
минвата
теплосеть к зд. бывшего свинарника военного городка на 58 квартале
1963
284
50
надземная
минвата
251
теплосеть к ул. Ленина, 66а (ЖЭК № 7)
1987
30
50
подземная
минвата
теплосеть к ул. Ленина, 66а (ЖЭК № 7)
1987
86
100
подземная
минвата
252
теплосеть к ул. Ахунская, 3
1994
258
100
подземная
минвата
253
теплосеть к Ахунская, 9а
1992
22
100
подземная
минвата
теплосеть к Ахунская, 9а
1992
62
125
подземная
минвата
теплосеть к Ахунская, 9а
1992
200
150
подземная
минвата
254
теплосеть к Зеленая, 22
1995
69
70
подземная
минвата
255
теплосеть к Зеленая, 26
1996
67
70
подземная
минвата
256
теплосеть к Ленина, 2б
1994
153
80
подземная
минвата
257
теплосеть к пр. Молодежный, 2
1990
183
70
подземная
минвата
258
теплосеть к пр. Мира, 66а (маг. "Векса")
1992
20
50
подземная
минвата
259
теплосеть к зд. бывшего гаража (в/ч 55201)
1971
240
125
надземная
минвата
260
теплосеть к Ленина, 66
2002
80
80
подземная
минвата
261
теплосеть к ул. Озерская, 20/1
2002
170
70
подземная
минвата
теплосеть к ул. Озерская, 20/1
2002
105
80
подземная
минвата
теплосеть к ул. Озерская, 20/1
2002
171
100
подземная
минвата
262
теплосеть к ул. Озерская, 20/3
2002
30
70
подземная
минвата
теплосеть к ул. Озерская, 20/3
2002
300
150
подземная
минвата
263
теплосеть к ул. Озерская, 22
1998
144
70
подземная
минвата
теплосеть к ул. Озерская, 22
1998
15
80
подземная
минвата
теплосеть к ул. Озерская, 22
1998
50
100
подземная
минвата
теплосеть к ул. Озерская, 22
1998
170
200
подземная
минвата
264
теплосеть ул. Озерская, 22/2
1998
130
125
подземная
минвата
теплосеть ул. Озерская, 22/2
1998
80
200
подземная
минвата
265
теплосеть ул. Ленина, 66а
2002
130
50
подземная
минвата
теплосеть ул. Ленина, 66а
2002
86
100
подземная
минвата
266
теплосеть ул. Ленина, 61а
2003
10
50
подземная
минвата
267
теплосеть Зеленая, 10а
2006
84
80
подземная
минвата
теплосеть Зеленая, 10а
2006
126
150
подземная
минвата
268
теплосеть ул. Светлая, 25
2004
344
70
подземная
минвата
269
теплосеть к Озерская, 12
2007
60
100
подземная
минвата
270
теплосеть к ул. Озерская, 14
2005
120
100
подземная
минвата
271
теплосеть к ул. Озерская, 16
2004
25
100
подземная
минвата
272
теплосеть к ул. Озерская, 18
2004
7
100
подземная
минвата
273
теплосеть к ул. Зеленая, 10в
2008
223
100
подземная
минвата
теплосеть к ул. Зеленая, 10в
2008
66
200
подземная
минвата
274
теплосеть к ул. Любовина, 15
1995
100
80
подземная
минвата
теплосеть к ул. Любовина, 15
1995
120
100
подземная
минвата
275
теплосеть к Заставе № 2
1969
142
32
подземная
минвата
теплосеть к Заставе № 2
1969
284
50
подземная
минвата
теплосеть к Заставе № 2
1969
240
125
подземная
минвата
276
теплосеть от зд. 503 до зд. СББЖ
1991
316
50
подземная
минвата
277
теплосеть к ул. Комсомольская, 1а
1990
62
100
подземная
минвата
278
теплосеть к ул. Ленина, 47 (деловой центр)
1979
228
100
подземная
минвата
279
теплосеть к ул. Демакова, 5
2004
40
70
подземная
минвата
280
теплосеть по ул. Литке, вдоль периметра в/ч
1966
80
100
подземная
минвата
теплосеть по ул. Литке, вдоль периметра в/ч
1966
600
125
подземная
минвата
281
теплосеть к ул. Зеленая, 12 (гараж)
1991
50
50
подземная
минвата
теплосеть к ул. Зеленая, 12 (пористой)
1991
80
100
подземная
минвата
282
теплосеть к ул. Конституции, 3б (ЖЭК-3)
1971
400
80
подземная
минвата
283
теплосеть к ул. Ленина, 36а (жэк-6)
1979
10
32
подземная
минвата
284
теплосеть от зд. ЖЭК-3 до маг. "Волна"
1971
200
80
подземная
минвата
285
теплосеть к ул. Светлая, 1б
1990
80
80
подземная
минвата
286
т/с Зеленая, 16, 18, 20, 22, 24, 26
1995
482
150
подземная
минвата
287
т/с Мира, 56а, 64, 66, 68, 70, 72, 74
1991
560
70
подземная
минвата
288
теплосеть к Ленина, 2а, 2б
1993
60
80
подземная
минвата
289
теплосеть ул. Ленина, 18 (в подвале)
1972
15
70
подземная
минвата
290
теплосеть к ул. Спортивная, 3, 5а (подвал)
1960
81
40
подземная
минвата
291
теплосеть к пр. Молодежный, 5 до магазина
1989
108
440
подземная
минвата
292
т/сеть к станции СТО
1981
180
50
надземная
минвата
т/сеть к станции СТО
1981
280
150
надземная
минвата
293
т/с к пристрою шк. 224
1970
160
50
подземная
минвата
т/с к пристрою шк. 224
1970
120
80
подземная
минвата
294
т/с к теплице и пристрою шк. 223
1981
380
80
подземная
минвата
295
т/с к пристрою шк. 217
1976
40
40
подземная
минвата
т/с к пристрою шк. 217
1976
120
70
подземная
минвата
296
теплосеть к гаражу и теплице шк. 217
1976
80
50
подземная
минвата
297
т/с к СЮТ с гаражом
1976
150
50
подземная
минвата
т/с к СЮТ с гаражом
1976
170
100
подземная
минвата
298
т/с к рембазе РСУ
1976
302
40
подземная
минвата
т/с к рембазе РСУ
1976
166
70
подземная
минвата
299
т/с к складу песка КБУ
1976
240
50
подземная
минвата
300
т/с ул. Комсомольская, 2а
1988
50
80
подземная
минвата
301
т/с к пристрою "Надежда"
1988
20
32
подземная
минвата
302
т/с к хозблоку управления 59 ФМБА
1983
91
70
подземная
минвата
303
т/с ул. Зеленая, 6
1984
100
80
подземная
минвата
304
т/с к мастерским ЖЭК-5
1976
220
50
подземная
минвата
305
т/с к мастерским ЖЭК-1
1964
180
50
подземная
минвата
306
т/с к КБУ
1975
30
50
подземная
минвата
т/с к КБУ
1975
263
70
подземная
минвата
307
т/с к МФЦ
1996
30
50
подземная
минвата
308
т/с к МП КБУ
1975
550
125
подземная
минвата
т/с к МП КБУ
1975
100
150
подземная
минвата
309
т/с ул. Строителей, 3а
1976
126
40
подземная
минвата
310
т/с ул. Ахунская, 7
1993
86
100
подземная
минвата
311
т/с ул. Любовина, 7, 9
2004
20
40
подземная
минвата
312
т/с к Мира, 21
2007
20
100
подземная
минвата
313
т/с к ул. Светлая, 32
2007
82
80
подземная
минвата
314
т/с к Озерская, 10
2008
30
100
подземная
минвата
315
т/с к Озерская, 8
2008
30
100
подземная
минвата
316
т/с к Озерская, 6
2011
140
100
подземная
минвата

Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении - 185436 п. м.

Паропроводы и конденсатопроводы

N
наименование тепловой сети
год
ввода
длина,
м
диаметр,
мм
тип прокладки
тип изоляции
1
Пароконденсатопровод к зд. № 182
1979
291
200
подземная
минвата
Пароконденсатопровод к зд. № 182
1979
253,83
100
подземная
минвата
2
Паропровод к кор. 570 2 очередь
1968
320,8
50
надземная
минвата
Паропровод к кор. 570 2 очередь
1968
275,4
100
надземная
минвата
3
Переход паропровода на БО через автодорогу № 26
1977
27
300
надземная
минвата
Переход паропровода на БО через автодорогу № 26
1977
27
125
надземная
минвата
4
Паропровод от К № 36 до колодца 34 на 1 площадке
1964
643,5
100
надземная
минвата
Паропровод от К № 36 до колодца 34 на 1 площадке
1964
643,5
125
надземная
минвата
5
Паропровод к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
1966
140
40
надземная
минвата
Паропровод к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
1966
139
40
надземная
минвата
6
Паропровод от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
444
80
подземная
минвата
Паропровод от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
33
100
подземная
минвата
Паропровод от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
428
125
подземная
минвата
Паропровод от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
1965
500
150
подземная
минвата
7
Паропровод промплощадки № 1
1959
580
50
надземная
минвата
Паропровод промплощадки № 1
1959
617
80
надземная
минвата
Паропровод промплощадки № 1
1959
100
100
надземная
минвата
Паропровод промплощадки № 1
1959
450
125
надземная
минвата
8
Паропровод к мастерской теплосети
1977
58,7
40
подземная
минвата
9
Паропровод к зд. Молокозавода от ТК-38
1977
54
40
надземная
минвата
Паропровод к зд. Молокозавода от ТК-38
1977
272
125
надземная
минвата
Паропровод к зд. Молокозавода от ТК-38
1977
526,5
150
надземная
минвата
Паропровод к зд. Молокозавода от ТК-38
1977
560,5
200
надземная
минвата
10
Паропровод от промплощадки
1959
958,8
100
подземная
минвата
Паропровод от промплощадки
1959
958,8
125
подземная
минвата
11
Паропровод здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
1972
117
80
подземная
минвата
Паропровод здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
1972
183
125
подземная
минвата
12
Наружный паропровод от кор. 105 (цех № 5) до кор. № 4 (для разогревания кислот)
1970
120
125
надземная
минвата
13
Паропровод от К-36 до К-37
1963
122
125
надземная
минвата
Паропровод от К-36 до К-37
1963
122
150
надземная
минвата
Паропровод от К-36 до К-37
1963
122
300
надземная
минвата
14
Транзитный паропровод от пл. № 1 до базы оборудования
1963
3882
125
надземная
минвата
Транзитный паропровод от пл. № 1 до базы оборудования
1963
3882
300
надземная
минвата
15
Паропровод бойлерной зд. 100 (коммуникации площадки № 1)
1973
104
40
подземная
минвата
16
Паропровод к сооружению мазутного хозяйства цеха № 12
1975
220
50
надземная
минвата
17
Паропровод к сооружению мазутного хозяйства цеха № 12
1975
220
70
надземная
минвата
18
Паропровод к зд. № 184 (промплощадка № 1)
1974
57
50
подземная
минвата
Паропровод к зд. № 184 (промплощадка № 1)
1974
67
100
подземная
минвата
19
Паропровод от К-38 до нового тепломерного пункта
1972
834
150
надземная
минвата
20
Паромазутопровод зд. 585, 521, 9, 540 Котельная
1980
630,3
150
подземная
минвата
Паромазутопровод зд. 585, 521, 9, 540 Котельная
1980
630,3
150
надземная
минвата
21
Паропроводы внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
238
125
подземная
минвата
22
Паропроводы внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
1983
239
300
подземная
минвата
23
Паропровод к базе ОРСа (магистр.)
1986
246
250
надземная
минвата
24
Паропровод от пл. 1 до района зд. 195 СМУ-2
1989
235
125
надземная
минвата
Паропровод от пл. 1 до района зд. 195 СМУ-2
1989
190
150
надземная
минвата
Паропровод от пл. 1 до района зд. 195 СМУ-2
1989
162
300
надземная
минвата

Протяженность паропроводов и конденсатопроводов в однотрубном исчислении - 21924,9 п. м.
Общая протяженность тепловых сетей паро- и конденсатопроводов в однотрубном исчислении - 207208,6 п. м.

Тепловые сети, %



В зависимости от года постройки.

Тепловые сети по годам постройки, %



1.3.4 Описание типов и количества секционирующей и
регулирующей арматуры на тепловых сетях

Системы теплоснабжения представляют собой взаимосвязанный комплекс потребителей тепла, отличающихся как характером, так и величиной теплопотребления. Режимы расходов тепла многочисленными абонентами неравномерны. Расход тепловой энергии теплопотребляющими установками изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха, оставаясь практически стабильным в течение суток. Расход тепла на горячее водоснабжение и для ряда технологических процессов не зависит от температуры наружного воздуха, но изменяется как по часам суток, так и по дням недели. В этих условиях необходимо искусственное изменение параметров и расхода теплоносителя в соответствии с фактической потребностью абонентов. Регулирование повышает качество теплоснабжения, сокращает перерасход тепловой энергии и топлива. В зависимости от места осуществления регулирования различают центральное, местное и индивидуальное регулирование. Центральное регулирование выполняют на котельных по преобладающей нагрузке, характерной для большинства абонентов. В городских тепловых сетях такой нагрузкой может быть отопление или совместная нагрузка отопления и горячего водоснабжения.
Местное регулирование предусматривается на абонентском вводе для дополнительной корректировки параметров теплоносителя с учетом местных факторов. Индивидуальное регулирование осуществляется непосредственно у теплопотребляющих приборов, например, у нагревательных приборов систем отопления, и дополняет другие виды регулирования.
Тепловая нагрузка многочисленных абонентов современных систем теплоснабжения неоднородна не только по характеру теплопотребления, но и по параметрам теплоносителя. Поэтому центральное регулирование отпуска тепла дополняется групповым, местным и индивидуальным, т.е. осуществляется комбинированное регулирование. Комбинированное регулирование, состоящее из нескольких ступеней, взаимно дополняющих друг друга, создает наиболее полное соответствие между отпуском тепла и фактическим теплопотреблением. По способу осуществления регулирование может быть автоматическим и ручным.
На текущий момент ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко" располагает действующей секционирующей и регулирующей арматурой на тепловых сетях. Регулирование количества отпускаемого теплоносителя и давления в системе задается рабочей характеристикой сетевого насоса.
Дополнительное регулирование давления или теплового потока (количественного регулирования) на существующих источниках теплоснабжения не выполняется. Естественно, данная схема регулирования благоприятно сказывается на гидравлической устойчивости СЦТ. Регулирование количества отпускаемого теплоносителя и давления в системе задается запорно-регулирующей арматурой на источниках теплоснабжения.

1.3.5 Описание типов и строительных особенностей тепловых
камер и павильонов

При подземной прокладке тепловых сетей требуется устройство целого ряда конструкций по трассе, к которым относятся камеры, неподвижные опоры, ниши компенсаторов. Для размещения задвижек, спускных и воздушных кранов, сальниковых компенсаторов и неподвижных опор на тепловых сетях устраиваются камеры. Размеры камер принимаются из условий нормального обслуживания размещаемого в камере оборудования согласно СНиП 2.04.07-86. Наименьшая высота камер 1,8 м. Минимальное заглубление перекрытия камер от поверхности земли 0,3 м, а от верха дорожного покрытия - 0,5 м. Строительная часть камер выполняется в основном из сборного железобетона. В строительстве тепловых сетей нашли применение железобетонные сборные камеры размерами в плане: 1,8 x 1,8; 2,6 x 2,6; 3,0 x 3,0; 2,5 x 4,0; 4,0 x 4,0 высотой от 2,0 до 4,0 м. В тепловых сетях наибольшее применение получили сборные камеры, собираемые из железобетонных стеновых блоков и ребристых плит перекрытия коллекторов. Стены камер рассчитываются на горизонтальное давление грунта и временную автомобильную нагрузку на призме обрушения. В зависимости от соотношения размеров камеры выбрана расчетная схема (замкнутая рама, пластины, заделанные по контуру). Если камеры воспринимают большие усилия от неподвижных опор, их конструкция рассчитана на прочность на боковое реактивное давление (отпор) грунта по средней его интенсивности. Камеры, служащие для размещения узлов трубопроводов с установкой крупногабаритных секционирующих задвижек, сооружены с надземным павильоном, выполненным по типовым проектам.
Для системы теплоснабжения города Заречного характерны преобладающее количество тепловых камер, выполненных из железобетонных стеновых блоков размером 1,5 x 2 м, и железобетонные кольца диаметром 1,5 м. Для подключения новых абонентов к тепловой сети применяются тепловые камеры из сборного железобетона размером 2 x 2,5 м.

1.3.6 Описание графиков регулирования отпуска тепла в
тепловые сети с анализом их обоснованностей

Основной задачей регулирования отпуска тепловой энергии в системах теплоснабжения является поддержание заданной температуры воздуха в отапливаемых помещениях при изменяющихся в течение отопительного сезона внешних климатических условиях и заданной температуре воды, поступающей в систему горячего водоснабжения при изменяющемся в течение суток расходе этой воды. В течение длительного времени основным видом тепловой нагрузки являлась нагрузка отопления, присоединенная к тепловой сети по зависимой схеме через водоструйные элеваторы. Центральное качественное регулирование заключалось в поддержании в источнике теплоснабжения температурного графика, обеспечивающего в течение отопительного сезона заданную внутреннюю температуру отапливаемых помещений при неизменном расходе сетевой воды. Такой температурный график, называемый отопительным, широко применяется в системах теплоснабжения и в настоящее время. С появлением нагрузки горячего водоснабжения минимальная температура воды в тепловой сети была ограничена величиной, необходимой для подачи в систему горячего водоснабжения воды с температурой от 60 град. C, требуемой по СНиП, несмотря на то, что по отопительному температурному графику требуется вода значительно более низкой температуры. "Излом" отопительного температурного графика при указанных температурах и отсутствии местного количественного регулирования расхода воды на отопление приводит к определенному перерасходу тепловой энергии на отопление при повышенных наружных температурах. Появление нагрузки горячего водоснабжения привело не только к ограничению нижнего предела температуры сетевой воды, но и к другим нарушениям условий, принятых при расчете отопительного температурного графика. Центральное качественное регулирование по отопительному графику предусмотрено для двухтрубных водяных тепловых сетей с преобладающей тепловой нагрузкой на отопление и вентиляцию. При наличии нагрузки на горячее водоснабжение график температур воды в подающей линии в теплый период отопительного сезона спрямляют так, чтобы была обеспечена необходимая температура потребляемой горячей воды. Существующие (фактические) температурные графики обусловлены эффективным использованием работы теплогенерирующего оборудования.

1.3.7 Применяемые температурные срезки
графика и их обоснование

Обоснование срезки температурного графика - изменение расчетной нагрузки на нужды отопления и вентиляции в зависимости от величины воздухообмена в помещении. Как правило, воздухообмен при значительном понижении температуры наружного воздуха стремится к 0 (потребитель перестает проветривать помещения в период заморозков).
Данный факт приводит к уменьшению потребляемой тепловой энергии и, как следствие, к нормальному теплоснабжению потребителя в период действия срезки. Насколько происходит снижение тепловой нагрузки, можно определить из формулы расчета тепловой характеристики здания при расчетном воздухообмене и при нулевом (в формуле фигурирует коэффициент воздухообмена).
Метод "Обоснованное снижение температуры теплоносителя" заключается в обоснованной "срезке" температурного графика теплоносителя при качественном регулировании зависимых систем теплоснабжения. Методика расчета аргументированной срезки температурного графика на том уровне, на котором мог бы быть обеспечен нормальный температурный режим в отапливаемых помещениях зданий, присоединенных к тепловой сети. Обоснование снижения (срезки температурного графика) температуры теплоносителя:
1. Снижение температуры в подающей магистрали позволяет исключить перетопы и снизить потери в тепловых сетях. Возможность подачи теплоносителя с более низкими, чем это требуется по несрезанному температурному графику, температурами обусловлена тем, что однократный воздухообмен, который учитывается при расчете тепловых потерь зданий, в сильные морозы не комфортен. Поэтому он нигде реально не поддерживается, и тепловая мощность отопительных систем при температурах, близких к расчетным, на самом деле заметно меньше расчетного значения.
2. Снижение температуры в подающей магистрали не применяется при качественно-количественном методе регулирования, при зависимом присоединении через ИТП с погодным регулированием.
3. Снижение температуры в подающей магистрали не применяется, когда договоры с поставщиками газа содержат штрафные санкции за суточный недобор газа, что исключает стимулирование к экономии топлива. Ограничений для применения с другими видами топлива нет. В рассматриваемой системе централизованного теплоснабжения Температурный график для системы центрального теплоснабжения от котельной ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко" принят 150/70 град. С. Данный график является расчетным, заложен при проектировании тепловых сетей города. Срезка на 170 град. С определена в связи с фактическим состоянием тепловых сетей, для обеспечения надежного и безопасного теплоснабжения потребителей тепловой энергии.

1.3.8 Фактические температурные режимы отпуска тепла в
тепловые сети и их соответствие утвержденным графикам
регулирования отпуска тепла в тепловые сети

Температурные режимы разработаны на основании рабочих характеристик сетевых насосов таким образом, чтобы при расчетных температурах наружного воздуха в обратном трубопроводе поддерживалась температура 70 град. C для газовых котлов. Фактические температурные режимы работают по утвержденному температурному графику 150/70 град. C со срезкой 170 град. C, температура обратной сетевой воды от 45 до 63 град. C.
Фактические и расчетные температурные графики для источника тепловой энергии приведены в таблице.

Наименование источника тепловой энергии
Установленная мощность, Гкал/час
Расчетный температурный график
Фактический температурный график
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
150/70
150/70 со срезкой на 170

1.3.9 Гидравлические режимы тепловых сетей, пьезометрические
графики, их контроль и наладка гидравлических режимов

Расчетный гидравлический режим характеризуется распределением теплоносителя в соответствии с расчетной тепловой нагрузкой абонентов. Давление в узловых точках сети и на абонентских вводах равно расчетному. В процессе эксплуатации расход воды в системе изменяется. Изменение расхода воды и связанное с ним изменение давления приводят к нарушению как гидравлического, так и теплового режима абонентов. Расчет гидравлического режима дает возможность определить перераспределение расходов и давлений в сети и установить пределы допустимого изменения нагрузки, обеспечивающие безаварийную эксплуатацию системы.
Гидравлический режим систем теплоснабжения в значительной степени зависит от нагрузки горячего водоснабжения. Суточная неравномерность водопотребления, а также сезонное изменение расхода сетевой воды на горячее водоснабжение существенно изменяют гидравлический режим системы.
Таким образом, в существующей системе теплоснабжения городского округа присутствуют факторы, вызывающие резкое изменение гидравлического режима. Правильно подобранные дроссельные шайбы и сопла элеваторов помогают обеспечить необходимое количество теплоносителя на потребителе.

1.3.10 Статистика отказов тепловых сетей

Общие число порывов тепловых сетей после проведения гидравлических испытаний за 2013 год составило - шт. В отопительный период инцидентов на тепловых сетях не выявлено. Дефицит данных не позволяет сделать объективную оценку о количестве повреждений в год для различно проложенных участков сети и различных диаметров трубопроводов.
Для определения надежности системы теплоснабжения будет дана оценка вероятности безотказной работы и готовности системы теплоснабжения в соответствии с Методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения, утвержденными совместным приказом Минэнерго России № 565 и Минрегиона России № 667 от 29.12.2012.

1.3.11 Статистика восстановлений тепловых сетей и среднего
времени, затраченного на восстановление работоспособности

Статистика восстановлений тепловых сетей не предоставлена. Для дальнейших расчетов используется нормативное значение средней продолжительности восстановления аналогичных участков тепловой сети по статистическим данным.

1.3.12 Описание процедур диагностики состояния тепловых
сетей и планирования капитальных ремонтов. Описание
периодичности и соответствия техническим регламентам и иным
обязательным требованиям процедур летних ремонтов с
параметрами и методами испытаний (гидравлических,
температурных, на тепловые потери) тепловых сетей

Для обеспечения качественного и безаварийного теплоснабжения теплоснабжающей организацией проводится ряд мероприятий по диагностике состояния тепловых сетей с нижеследующими методами их испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери). Испытания тепловых сетей разделяются на опрессовку, гидравлические и тепловые испытания и испытания на максимальную температуру теплоносителя. Все виды испытаний проводят по программе. Опрессовка предназначена для определения плотности и механической прочности трубопроводов, арматуры и оборудования. Целью опрессовки является проверка прочности сварки под пробным избыточным давлением 1,6 МПа в течение времени, необходимого для осмотра и простукивания стыков.
Опрессовку сетей производят четыре раза (два испытания плановых и два контрольных) после окончания отопительного периода. Испытания проводятся в теплое время года. Время проведения опрессовки составляет 30 мин. при каждом испытании.
Результаты испытания сетей на каждом этапе считаются удовлетворительными, если во время их проведения не обнаруживается падение давления свыше установленных пределов, а в сварных швах, в фланцевых соединениях и арматуре отсутствуют разрывы, течи воды и запотевания.
Гидравлические испытания предназначены для определения фактических гидравлических характеристик сети и изменения этих характеристик в процессе эксплуатации. При гидравлических испытаниях одновременно измеряют давление, расход и температуру теплоносителя в характерных точках (места изменения диаметров, расходов воды, сетевые перемычки) сети. В сильно разветвленных сетях для уменьшения точек замеров допускается отключать мелкие ответвления. В контрольных точках устанавливают образцовые манометры, ртутные термометры с ценой деления 1 град. C. Циркуляция воды в сетях и ответвлениях обеспечивается включением концевых перемычек.
По данным замеров давления в подающем и обратном трубопроводах строят действительный пьезометрический график, а по расходам воды на участках определяют расчетный график давления.
Тепловые испытания проводят с целью определения фактических потерь тепла в сетях и сопоставления их с расчетными и нормативными значениями. Необходимость тепловых испытаний диктуется естественным разрушением тепловой изоляции, заменой ее на отдельных участках, а также изменениями конструкций. Испытания проводят в конце отопительного сезона, когда вся конструкция теплопровода и прилегающий грунт прогреты достаточно равномерно, что гарантирует получение стабильных результатов.
Перед испытаниями восстанавливают разрушенную изоляцию, осушают камеры и каналы, проверяют работу дренажных устройств. Испытания выполняют на всей длине сети или отдельных участках и ответвлениях. Циркуляцию воды производят через перемычки. Во время испытаний замеряют расходы и температуры теплоносителя в начале и конце исследуемого участка подающего и обратного трубопроводов. Устанавливают устойчивый режим циркуляции, при котором снимают несколько показаний через 10 мин.
Испытания на максимальную температуру теплоносителя проводят с целью контроля надежности конструкции, работы компенсаторов, смещения опор, для определения действительных напряжений и деформаций наиболее нагруженных элементов сети. Испытания проводят раз в 5 лет в конце отопительного сезона при отключенных потребителях с циркуляцией теплоносителя через концевые перемычки. В период испытания температура теплоносителя повышается со скоростью 30 град. C в час, в концевых точках сети максимальная температура выдерживается не менее 30 мин. По мере разогрева трубопроводов через определенные интервалы времени замеряют перемещения фиксированных точек на трубах, плеч П-образных и стаканов сальниковых компенсаторов.
Фактические перемещения элементов сети сравнивают с расчетными и по ним устанавливают действительные напряжения в характерных точках. Если разность расчетных и фактических удлинений трубопроводов превышает 25% расчетного удлинения, то должны быть предприняты поиски мест защемления труб, просадки или сдвига неподвижных опор и других причин, вызвавших это различие.
Теплоснабжающей организацией составляется график капитальных и текущих ремонтов на текущий ремонтный период. В 2013 году теплоснабжающая организация провела испытания на прочность и плотность и испытания тепловых сетей города на тепловые потери. Ремонт трубопроводов по результатам испытаний планируется на период плановой остановки одного из трубопроводов системы (прямой или обратной).

1.3.13 Описание нормативов технологических потерь при
передаче тепловой энергии (мощности), теплоносителя,
включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии
(мощности) и теплоносителя

Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям определяется по приказу Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. № 20-э/2 и состоит следующих видов расходов:
- расходы на эксплуатацию тепловых сетей;
- расходы на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).
Расходы на эксплуатацию тепловых сетей должны обеспечивать:
- содержание в соответствии с технологическими нормами, требованиями и правилами тепловых сетей и сооружений на них, устройств защиты и автоматики, а также зданий и сооружений, предназначенных для эксплуатации тепловых сетей;
- уровень надежности теплоснабжения каждого потребителя в соответствии с проектной категорией надежности;
- поддержание качества передаваемых тепловой энергии и теплоносителей в пределах, устанавливаемых в договорах и обязательных к применению правилах, утвержденных в установленном порядке;
- поддержание в состоянии эксплуатационной готовности тепловых сетей, а также оборудования, зданий и сооружений, связанных с эксплуатацией тепловых сетей.

1.3.14 Оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние
3 года при отсутствии приборов учета тепловой энергии

Текущие тепловые потери определяются в ходе тепловых испытаний, описанных выше. По сведениям, предоставленным ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко", на текущий 2013 год эта величина составила 19,1%. По результатам расчетов, нормативная величина тепловых потерь составляет 112562,8 Гкал/год.()

Источник тепловой энергии
Фактические тепловые потери, %
Выработка тепловой энергии на источнике, Гкал/год
Нормативные тепловые потери, Гкал/год
Доля нормативных тепловых потерь от выработки, %
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
19,1
580 241
112 562,8
19,3

Расчет нормативных технологических потерь тепловой энергии
теплопередачей через теплоизоляционные конструкции
трубопроводов

Тепловые сети

Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов производится на базе значений часовых тепловых потерь при среднегодовых (среднесезонных) условиях эксплуатации тепловых сетей.
Значения нормативных часовых тепловых потерь в тепловой сети в целом при среднегодовых (среднесезонных) условиях эксплуатации определяются суммированием значений часовых тепловых потерь на отдельных участках.
Нормативные значения часовых тепловых потерь для среднегодовых (среднесезонных) условий эксплуатации трубопроводов тепловых сетей определяются по формулам:
- для теплопроводов подземной (канальной) прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе для отопительного периода:



Для подающего трубопровода в неотопительный период (для открытых систем теплоснабжения):



- для теплопроводов надземной (воздушной) прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:



где: - удельные часовые тепловые потери трубопроводами каждого диаметра, определенные пересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые (среднесезонные) условия эксплуатации тепловой сети, ккал/м год.
Для теплопроводов канальной прокладки.
В летний период задействован в работу только один трубопровод, поэтому считается раздельно для отопительного и неотопительного периодов:



190 x 24 - продолжительность функционирования теплосети в отопительный период;



175 x 24 - продолжительность функционирования теплосети в неотопительный период.
Для теплопроводов воздушной прокладки:



365 x 24 - продолжительность функционирования подающего трубопровода теплосети в течение года;



где: 190 x 24 - продолжительность функционирования обратного трубопровода теплосети в отопительный период.
- значения нормативных удельных часовых тепловых потерь при среднегодовых значениях температуры теплоносителя определяются линейной интерполяцией от значений приведенных в таблицах приложений 1, 2, 3, 4, лит-ра № 1 в соответствии с годом проектирования тепловых сетей.
L - длина трубопроводов участка тепловой сети в однотрубном исчислении, м (лит-ра 5).
- коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий тепловые потери запорной арматурой, компенсаторами, опорами (принимается 1,2 при диаметре трубопроводов до 150 мм и 1,15 - при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки, независимо от года проектирования) лит-ра 1.
Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах определяются как средневзвешенные по среднемесячным значениям температуры теплоносителя в соответствующем трубопроводе с учетом числа часов работы в каждом месяце.
Среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах определяются по эксплуатационному температурному графику отпуска тепловой энергии (150-70 град. C) в соответствии с ожидаемыми среднемесячными значениями температуры наружного воздуха. Результаты расчетов сведены в таблицу № 1.
Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние за последние 5 лет статистических значений по информации ГУ "Пензенский ЦГМС".

Среднемесячные, среднесезонные и среднегодовые температуры
наружного воздуха, грунта, сетевой и холодной воды по
информации метеослужбы сведены в таблицу:

Месяц
число часов
Температура
Отоп.
летн.
грунта
нар. возд.
подающ.
обратн.
хол. воды
Январь
744
0
6,4
-10,9
103,6
54,3
0
Февраль
672
0
5,2
-10,6
101,7
53,4
0
Март
744
0
4,4
-4,6
82,8
47
0
Апрель
528
192
3,9
7,3
53,6
34,5
1,1
Май
0
744
5,1
16,4
65
39,8
14
Июнь
0
720
7,9
20,1
65

20,4
Июль
0
744
10,3
22,6
65

23,5
Август
0
744
12,2
19,9
65

22,7
Сентябрь
0
720
12,8
13,3
65
39,8
16,9
Октябрь
384
360
11,9
6,5
54,2
36,5
9,7
Ноябрь
720
0
10,2
1
71,9
42,8
3,2
Декабрь
744
0
8,2
-5,6
89,1
48,6
0
Среднегодовые значения
4536
4224
8,2
6,4
73,4
32,9
9,4
Среднесезонные значения
отоп. период
7
-3,5
82,5
46,4
2
неотоп. Период
9,6
16,8
63,6

17,3

Расчет нормативных потерь тепла в водяных тепловых сетях воздушной и канальной прокладки сведен в таблицу.
Общие потери в тепловых сетях:



где: - нормативные потери тепла соответственно в подающих и обратных трубопроводах воздушной прокладки;
- нормативные потери тепла соответственно в отопительном и неотопительном периодах канальной прокладки.

Потери тепла в трубопроводах теплосетей,
находящихся на балансе СХП "Старт-Энерго"
ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"

Воздушная прокладка т/с
Канальная прокладка т/с
D, мм
L, м

q, Ккал/чм
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
q, Ккал/чм
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
L, м
q, Ккал/чм
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
т/с спроектированные с 1959 - 1989 г.
32
107
1,2
23,78
208312,8
26,75
18,69
85226,4
10,94
1454
47,79
217922,4
380,23
100359
175,11
40
2454,9
1,2
25,72
225307,2
663,73
20,35
92796
273,37
2433
51,52
234931,2
685,91
108192
315,88
50
1755,5
1,2
28,62
250711,2
528,15
23,87
108847,2
229,3
4454,2
55,32
252259,2
1348,34
116172
620,94
70
1773,9
1,2
33,5
293460
624,68
28,49
129914,4
276,55
6787,3
63,15
287964
2345,4
132615
1080,12
80
1473,3
1,2
36,49
319652,4
565,13
32,12
146467,2
258,95
4586,8
68,14
310718,4
1710,24
143094
787,61
100
1457,5
1,2
41,16
360561,6
630,62
35,44
161606,4
282,65
7696,4
75,04
342182,4
3160,29
157584
1455,4
125
1902,4
1,2
46,03
403222,8
920,51
40,08
182764,8
417,23
5656,8
83,62
381307,2
2588,37
175602
1192,01
150
1131,6
1,15
48,15
421794
548,9
43,68
199180,8
259,2
4206,9
92,27
420751,2
2035,57
193767
937,43
200
2473,8
1,15
57,81
506415,6
1440,69
52,93
241360,8
686,64
5006,6
111,28
507436,8
2921,61
233688
1345,48
250
423
1,15
67,35
589986
287
60,89
277658,4
135,07
1515,3
129,44
590246,4
1028,56
271824
473,68
300
971,5
1,15
76,89
673556,4
752,51
68,85
313956
350,76
1703,7
145,76
664665,6
1302,25
306096
599,72
350
75,5
1,15
89,55
784458
68,11
81,61
372141,6
32,31
2398,1
159,92
729235,2
2011,1
335832
926,16
400
1863
1,15
101,32
887563,2
1901,56
94,48
430828,8
923,03
2395
176,1
803016
2211,71
369810
1018,55
500
1570
1,15
115,96
1015809,6
1834,04
109,66
500049,6
902,84
1834
211,15
962844
2030,73
443415
935,21
600
1251,5
1,15
128,38
1124608,8
1618,57
119,83
546424,8
786,43
1661,6
240,59
1097090,4
2096,36
505239
965,43
700
960
1,15
140,16
1227801,6
1355,49
132,69
605066,4
667,99
1117
265,91
1212549,6
1557,58
558411
717,31
т/с спроектированные с 1990 - 1997 г.
50
36
1,2
20,62
180631,2
7,8
15,04
68582,4
2,96
0
30,15
137484
0
63315
0
70
0
1,2

0
0
18,68
85180,8
0
373
35,54
162062,4
72,54
74634
33,41
80
0
1,2

0
0
20,44
93206,4
0
358,8
38,54
175742,4
75,67
80934
34,85
100
430
1,2
28,49
249572,4
128,78
22,44
102326,4
52,8
482,5
41,92
191155,2
110,68
88032
50,97
125
0
1,2

0
0

0
0
39,2
46,15
210444
9,9
96915
4,56
150
25
1,15
35,36
309753,6
8,91
28,2
128592
3,7
13,9
48,34
220430,4
3,52
101514
1,62
250
113,5
1,15
50,1
438876
57,28
41,36
188601,6
24,62
0

0
0
0
0
300
0
1,15

0
0

0
0
418
73,5
335160
161,11
154350
74,2
350
0
1,15

0
0

0
0
1320
81,3
370728
562,77
170730
259,17
500
0
1,15

0
0

0
0
2610
100,03
456136,8
1369,09
210063
630,5
т/с спроектированные с 1998 - 2003 г.
500
0
1,15

0
0

0
0
1638,3
85,46
389697,6
734,21
179466
338,12
700
714,1
1,15
81,83
716830,8
588,67
99,51
453765,6
372,64


0
0
0
0
800
333,3
1,15
89,95
787962
302,02
110,52
503971,2
193,17


0
0
0
0
Итого
14859,9

7143,15

32513,74

14973,44

Общие потери:



Потери тепла в трубопроводах
тепловых сетей, находящихся на балансе городских организаций

Воздушная прокладка т/с
Канальная прокладка т/с
D, мм
L, м

q, Ккал/чм
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
q, Ккал/чм
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
L, м
q, Ккал/чм
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
Q, Ккал/м. год.
Q, Гкал/год
т/с спроектированные с 1959 - 1989 г.
25
25
1,2
21,84
191318,4
5,74
19,17
87415,2
2,62






32
5
1,2
23,78
208312,8
1,25
21,05
95988
0,58
19
47,79
217922,4
4,97
100359
2,29
40
738,5
1,2
25,72
225307,2
199,67
22,84
104150,4
92,3
424
51,52
234931,2
119,53
108192
55,05
50
716
1,2
28,62
250711,2
215,41
26,31
119973,6
103,08
781
55,32
252259,2
236,42
116172
108,88
70
135
1,2
33,5
293460
47,54
31,18
142180,8
23,03
578,5
63,15
287964
199,9
132615
92,06
80
5
1,2
36,49
319652,4
1,92
34,72
158323,2
0,95
877
68,14
310718,4
327
143094
150,59
100
606
1,2
41,16
360561,6
262,2
38,63
176152,8
128,1
1356
75,04
342182,4
556,8
157584
256,42
125
275
1,2
46,03
403222,8
133,06
43,49
198314,4
65,44
403
83,62
381307,2
184,4
175602
84,92
150
559
1,15
48,15
421794
271,15
46,76
213225,6
137,07
311
92,27
420751,2
150,48
193767
69,3
200
473
1,15
57,81
506415,6
275,46









200
350
1,15



56,49
257594,4
103,68






250

1,15












300

1,15












350

1,15












400

1,15












500

1,15












600

1,15












700

1,15












т/с спроектированные с 1990 - 1997 г.
50
67
1,2
20,62
180631,2
14,52
15,04
68582,4
5,51
21,5
30,15
137484
3,55
63315
1,63
70

1,2












80

1,2












100

1,2






202
41,92
191155,2
46,34
88032
21,34
125

1,2






70
46,15
210444
17,68
96915
8,14
т/с спроектированные с 1998 - 2003 г.
40

1,2






15
23,96
109257,6
1,97
50316
0,91
50
20
1,2
16,25
142350
3,42
17,58
80164,8
1,92






80
48
1,2
20,53
179842,8
10,36
22,44
102326,4
5,89






100

1,2






8
36,54
166622,4
1,6
76734
0,74
т/с спроектированные с 2004 г.
32
39
1,2
12,84
112478,4
5,26
13,87
63247,2
2,96
67
18,77
85591,2
6,88
39417
3,17
50
30
1,2
16,25
142350
5,12
17,47
79663,2
2,87
22
22,77
103831,2
2,74
47817
1,26
70

1,2






97
25,96
118377,6
13,78
54516
6,35
80
217
1,2
20,09
175988,4
45,83
21,28
97036,8
25,27
375,5
27,96
127497,6
57,45
58716
26,46
100

1,2






157,5
29,96
136617,6
25,82
62916
11,89
125

1,2






345
35,15
160284
66,36
73815
30,56
200

1,15






41
46,34
211310,4
9,96
97314
4,59
300
166
1,15
44,15
386754
73,83
47,11
214821,6
41,01






Итого
1571,74

742,28

2033,63

936,55




1.2. Паропроводы

а) нормативные технологические потери тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции определяются аналогично потерям при теплоносителе "вода" по форм. 14:



где:



- нормативные удельные часовые потери тепла 1 м изолированного паропровода надземной и канальной прокладки при среднегодовой температуре пара 155,68 град. C определяется по лит-ре 1, табл. 1.2; 1.4, ккал/чм
365 x 24 = 8760 ч - продолжительность функционирования паропроводов в течение года
L - длина паропроводов воздушной и канальной прокладки.
- коэффициент местных тепловых потерь;
Потери тепла в паропроводах воздушной и канальной прокладки сведены в таблицу 3.
б) Общие потери тепла в паропроводах:



где: - потери тепла в паропроводах воздушной прокладки;
- потери тепла в паропроводах канальной прокладки;

1.3. Конденсатопроводы

а) Нормативные технологические потери тепловой энергии определяются по форм. 14, лит. 1



где: - коэффициент местных тепловых потерь (литература 1);



- нормативные удельные часовые потери тепла 1 м изолированного конденсатопровода надземной и канальной прокладки при среднегодовой температуре воды 70 град. C, ккал/чм.
365 x 24 = 8760 ч - продолжительность функционирования конденсатопроводов в течение года
L - длина конденсатопроводов воздушной и канальной прокладки.
Потери тепла в конденсатопроводах сведены в таблицу.
б) Общие потери тепла в конденсатопроводах:



где:
, - потери тепла в конденсатопроводах соответственно воздушной и канальной прокладки;

Потери тепла в паропроводах,
находящихся на балансе СХП "Старт-Энерго" ФГУП ФНПЦ
"ПО "Старт" им. М.В. Проценко"

Воздушная прокладка
Канальная прокладка

мм
L
м


Ккал/чм

Гкал/мгод

Гкал/год
L
м


Ккал/чм

Гкал/мгод

Гкал/год
40
140
1,2
29,5
258420
43,41
81,4
1,2
29,5
134520
13,14
50
322,7
1,2
31,4
275064
106,52

1,2

0
0
70
220
1,2
66,5
582540
153,79

1,2

0
0
100
375,4
1,2
78,2
685032
308,59
100
1,2
42,8
195168
23,42
125
1495,5
1,2
47,5
416100
746,73
1386,8
1,2
47,5
216600
360,46
150
1146,8
1,15
93,9
822564
1084,81
927
1,15
52,3
238488
254,24
200
560,5
1,15
112,5
985500
635,23
291
1,15
63,7
290472
97,21
250
246
1,15
112,5
985500
278,8
0
1,15
128,1
584136
0
300
4072,3
1,15
128,1
1122156
5255,22
990
1,15
142,8
651168
741,35

8613,1

1489,82



Потери тепла в конденсатопроводах,
находящихся на балансе СХП "Старт-Энерго" ФГУП ФНПЦ
"ПО "Старт" им. М.В. Проценко"

Воздушная прокладка
Канальная прокладка

мм
L
м


Ккал/чм

Гкал/мгод

Гкал/год
L
м


Ккал/чм

Гкал/мгод

Гкал/год
40
193
1,2
29,5
258420
59,85
81,4
1,2
29,5
134520
13,14
50
578,1
1,2
31,4
275064
190,82
277
1,2
31,4
143184
47,59
70
617
1,2
39
341640
252,95
519
1,2
39
177840
110,76
100
643,5
1,2
42,8
374928
289,52
1212,6
1,2
42,8
195168
283,99
125
4007
1,2
47,5
416100
2000,78
562
1,2
47,5
216600
146,08
150
729
1,15
93,9
822564
689,6
-
-
-
-
-
ИТОГО:
3483,52

601,56



Потери тепла в паропроводах,
находящихся на балансе городских организаций

Воздушная прокладка

мм
L
м


Ккал/чм

Гкал/мгод

Гкал/год
100
318
1,2
80,11
701763,6
267,79
ИТОГО:




267,79

Потери тепла в конденсатопроводах,
находящихся на балансе городских организаций

Воздушная прокладка

мм
L
м


Ккал/чм

Гкал/мгод

Гкал/год
70
318
1,2
33,32
291883,2
111,38
ИТОГО:




111,38

Расчет потерь теплоносителей с утечкой

2.1. Теплоноситель "вода"

2.1.1. Потери в сетях, находящихся на балансе СХП "Старт-Энерго" ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
а) Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой определяются по формуле:



где:
а - норма среднегодовой утечки теплоносителя (куб. м/ч. куб. м), установленная правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час;
- среднегодовая емкость тепловой сети, куб. м
- продолжительность функционирования тепловой сети в течение года, ч
n = 365 x 24 = 8760, ч.
- среднегодовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, куб. м/ч
Значение среднегодовой емкости тепловых сетей определяется по формуле:



где:
и - емкость трубопроводов тепловой сети и систем теплопотребления соответственно в отопительном и неотопительном периодах, куб. м;
и - продолжительность функционирования тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, , .
Емкость трубопроводов тепловых сетей определяется в зависимости от их удельного объема и длины:



где - удельный объем i-го участка трубопровода определенного диаметра, куб. м/км
- длина i-го участка трубопровода, км;

Результаты расчетов по определению емкости трубопроводов тепловых сетей сведены в таблицу.

Диаметр трубопровода,
мм
Удельный объем,
куб. м/км
Воздушная прокладка
Канальная прокладка
Примечание
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
32
0,9
0,214
0,193
2,908
2,617

40
1,3
4,91
6,383
4,866
6,326

50
1,4
3,583
5,016
8,908
12,471

70
3,9
3,548
13,837
14,321
55,852

80
5,3
2,947
15,619
9,891
52,422

100
8
3,775
30,2
16,358
130,864

125
12
3,805
45,66
11,392
136,704

150
18
2,313
41,634
8,442
151,956

200
34
5,175
175,95
10,013
340,442

250
53
0,846
44,838
3,031
160,643

300
75
1,943
145,725
4,243
318,225

350
101
0,151
15,251
7,436
751,036

400
135
3,726
503,01
4,79
646,65

500
210
3,14
659,4
12,165
2554,65

600
300
2,503
750,9
3,323
996,9

700
390
3,348
1305,72
2,234
871,26

800
508
0,667
338,836

0

Итого:


4098,172

7189,018


Суммарная емкость тепловых сетей воздушной и канальной прокладки составит:



- емкость тепловых сетей в отопительный период
- емкость тепловых сетей в неотопительный период
Емкость систем теплопотребления зависит от их вида и определяется по литературе № 5, формула 24:



где V - удельный объем системы теплопотребления (для систем отопления и приточной вентиляции V = 30 куб. мч/Гкал, для систем горячего водоснабжения V = 6 куб. мч/Гкал)
- количество тепловой энергии (тепловая нагрузка) на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Потребителей.



















б) Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей определяются по формуле:



где: - среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в падающем и обратном трубопроводах тепловой сети, кг/куб. м,

при 

- среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети по температурному графику регулирования тепловой нагрузке;
- среднегодовое значение температуры исходной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, град. C;
c - удельная теплоемкость теплоносителя (сетевой воды), ккал/кг x град. C, c = 1;
b - доля массового расхода теплоносителя, теряемого падающим трубопроводом, b = 0,75.



Кроме тепловых потерь, связанных с нормативной утечкой теплоносителя из эксплуатируемых трубопроводов тепловой сети и других элементов системы теплоснабжения, планируются тепловые потери, обусловленные технологическими потерями теплоносителя. К таковым относятся сброс теплоносителя для проведения плановых ремонтов, производство промывок, различного рода испытаний.
в) нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей определяются по формуле с учетом плотности воды, используемой для заполнения:



где: - затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов и оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии, куб. м.



- соответственно температура сетевой воды при заполнении и холодной воды в этот период, град. C, 
p = 980,59 - плотность теплоносителя при 



г) Затраты тепловой энергии на проведение 4х плановых эксплуатационных испытаний определяются по формуле:



д) Суммарные тепловые потери, обусловленные потерями теплоносителя:



2.1.2. Потери в сетях, находящихся на балансе городских организаций

Результаты расчетов по определению емкости трубопроводов тепловых сетей сведены в таблицу.

Диаметр трубопровода, мм
Удельный объем, куб. м/км
Воздушная прокладка
Канальная прокладка
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
25
0,6
0,05
0,03
0
0
32
0,9
0,088
0,079
0,172
0,155
40
1,3
1,477
1,92
0,878
1,141
50
1,4
1,666
2,332
1,649
2,309
70
3,9
0,27
1,053
1,351
5,269
80
5,3
0,54
2,862
2,505
13,277
100
8
1,212
9,696
3,447
27,576
125
12
0,55
6,6
1,636
19,632
150
18
1,118
20,124
0,622
11,196
200
34
1,646
55,964
0,082
2,788
300
75
0,332
24,9

0
Итого:
125,56

83,343

Суммарная емкость тепловых сетей воздушной и канальной прокладки составит:



- емкость тепловых сетей в отопительный период

- емкость тепловых сетей в неотопительный период

Значение среднегодовой емкости тепловых сетей определяется по формуле (2), лит-ра № 1



а) Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой определяется по формуле (1)




б) Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей определяется по формуле (8)



в) Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей определяются по формуле (10)



г) Затраты тепловой энергии на проведение 4х плановых эксплуатационных испытаний определяются по формуле:



д) Суммарные тепловые потери, обусловленные потерями теплоносителя:



2.2. Теплоноситель "пар"

2.2.1. Потери в сетях, находящихся на балансе СХП "Старт-Энерго" ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
а) Нормируемые потери пара могут быть определены по нормам для водяных тепловых сетей по формуле:



где:
- плотность пара при средних давлении и температуре по магистралям от источника тепла до потребителя, кг/куб. м;
n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч., n = 24 x 365 = 8760 ч.;

- среднегодовой объем паровых сетей, находящихся в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя, куб. м, определяется по формуле (2)



где: и - емкость трубопроводов паровой сети в отопительном и неотопительном периодах, куб. м;
- продолжительность функционирования паровой сети в отопительном и неотопительном периодах, ч.;
Емкость паропроводов паровых сетей определяется в зависимости от их удельного объема и длины:



где: - удельный объем i-го участка трубопровода определенного диаметра, куб. м/км;
- длина i-го участка трубопровода, км;
Результаты расчетов по определению емкости трубопроводов паровых сетей сведены в таблицу.

Диаметр трубопровода, мм
Удельный объем, куб. м/км
Воздушная прокладка
Канальная прокладка
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
40
1,3
0,14
0,182
0,081
0,105
50
1,4
0,323
0,452
-
-
70
3,9
0,220
0,858
-
-
100
8,0
0,375
3,0
0,100
0,800
125
12,0
1,496
17,952
1,387
16,644
150
18,0
1,147
20,646
0,927
16,686
200
34,0
0,561
19,074
0,291
9,894
250
53,0
0,246
13,038
-
-
300
75,0
4,072
305,4
0,99
74,25
Итого:


380,602

118,379

Суммарная емкость паровых сетей воздушной и канальной прокладки составит:





Среднее давление пара в паровых сетях определяется по формуле:





где:
, - давление пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по каждой паровой магистрали по периодам работы (ч), с относительно постоянными значениями давлений 
- продолжительность функционирования каждого паропровода в течение года,

n = 365 x 24 = 8760 ч;

k - количество паропроводов паровой сети, шт
Средняя температура пара определяется по формуле:





где:
, - температура пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по периодам функционирования (ч) с относительно постоянными значениями давления.
Параметры пара в паропроводе сведены в таблицу:

Паропровод
Температура на паропроводе,
град. C
Абсолютное давление на паропроводе,
кгс/кв. см
Энтальпия на паропроводе,
ккал/кг
начало паропровода
конец паропровода
средняя на паропроводе
начало паропровода
конец паропровода
средняя на паропроводе
начало паропровода
конец паропровода
средняя на паропроводе
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

164,17
147,2
155,68
7,0
4,5
5,75
659,9
655,2
657,8



где плотность пара при 
б) Нормативные потери тепловой энергии с потерями пара определяются по формуле:



где: - годовые потери пара, определяемые по формуле (4), куб. м;
- энтальпия пара при средних значениях давления и температуры пара по магистралям на источнике теплоснабжения и на границе эксплуатационной ответственности, ккал/кг, 
- энтальпия холодной воды, ккал/кг град. C, 
с = 0,56 - теплоемкость пара, ккал/кг град. C при 



2.2.2. Потери в сетях, находящихся на балансе городских организаций
Нормируемые потери пара могут быть определены по нормам для водяных тепловых сетей по формуле:



где:
- плотность пара при средних давлении и температуре по магистралям от источника тепла до потребителя, кг/куб. м;
n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.,
n = 24 x 365 = 8760 ч.;
- среднегодовой объем паровых сетей, находящихся в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя, куб. м, определяется по формуле (2)



где: и - емкость трубопроводов паровой сети в отопительном и неотопительном периодах, куб. м;
- продолжительность функционирования паровой сети в отопительном и неотопительном периодах, ч.;
Емкость паропроводов паровых сетей определяется в зависимости от их удельного объема и длины:



где: - удельный объем i-го участка трубопровода определенного диаметра, куб. м/км;
- длина i-го участка трубопровода, км;
Результаты расчетов по определению емкости трубопроводов паровых сетей сведены в таблицу.

Диаметр трубопровода, мм
Удельный объем, куб. м/км
Воздушная прокладка
Канальная прокладка
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
100
8
0,636
5,088


Итого:


5,088



Суммарная емкость паровых сетей воздушной и канальной прокладки составит:




Среднее давление пара в паровых сетях определяется по формуле:





где:
, - давление пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по каждой паровой магистрали по периодам работы (ч), с относительно постоянными значениями давлений 
- продолжительность функционирования каждого паропровода в течение года,
n = 365 x 24 = 8760 ч;
k - количество паропроводов паровой сети, шт.
Средняя температура пара определяется по формуле:





где:
, - температура пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по периодам функционирования (ч) с относительно постоянными значениями давления,
Параметры пара в паропроводе сведены в таблицу:

Паропровод
Температура на паропроводе,
град. C
Абсолютное давление на паропроводе,
кгс/кв. см
Энтальпия на паропроводе,
ккал/кг
начало паропровода
конец паропровода
средняя на паропроводе
начало паропровода
конец паропровода
средняя на паропроводе
начало паропровода
конец паропровода
средняя на паропроводе
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

164,17
147,2
155,68
7,0
4,5
5,75
659,9
655,2
657,8



где плотность пара при 
б) Нормативные потери тепловой энергии с потерями пара определяются по формуле:



где: - годовые потери пара, определяемые по формуле (4), куб. м;
- энтальпия пара при средних значениях давления и температуры пара по магистралям на источнике теплоснабжения и на границе эксплуатационной ответственности, ккал/кг, 
- энтальпия холодной воды, ккал/кг град. C, 
с = 0,56 - теплоемкость пара, ккал/кг град. C при 



2.3. Теплоноситель "конденсат"

2.3.1. Потери в сетях, находящихся на балансе СХП "Старт-Энерго" ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
а) Потери конденсата учитываются по норме для водяных тепловых сетей в размере 0,0025 от среднегодового объема конденсатопроводов куб. м/ч при соответствующей плотности воды (конденсата) по формуле:



где:
- плотность конденсата, кг/куб. м, при 
n - продолжительность функционирования конденсатопровода в течение года, n = 365 x 24 = 8760 ч;
Значение среднегодовой емкости конденсатопроводов определяется по формуле:



где:
и - емкость конденсатопроводов в отопительном и неотопительном периодах, куб. м;
- продолжительность функционирования конденсатопроводов в отопительном и неотопительном периодах, ч;
= 24 x 365 = 8760 - продолжительность функционирования конденсатопроводов в течение года, ч;
Емкость конденсатопроводов определяется в зависимости от их удельного объема и длины:



где: - удельный объем i-го участка трубопровода определенного диаметра, куб. м/км;
- длина i-го участка трубопровода, км;
Результаты расчетов по определению емкости конденсатопроводов сведены в таблицу.

Диаметр трубопровода, мм
Удельный объем, куб. м/км
Воздушная прокладка
Канальная прокладка
Примечание
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
40
1,3
0,193
0,251
0,081
0,105

50
1,4
0,578
0,809
0,277
0,388

80
5,3
0,617
3,27
0,519
2,75

100
8,0
0,644
5,152
1,212
9,696

125
12,0
4,007
48,084
0,562
6,744

150
18,0
0,729
13,122
-
-

Итого


70,688

19,683


Суммарная емкость конденсатопроводов воздушной и канальной прокладки составит:







б) Нормативные потери тепловой энергии с потерями конденсата определяются по формуле:



где: - годовые потери конденсата определяются по формуле (7);
, - средние за период работы паропроводов значения температуры конденсата и холодной воды, 
p - плотность конденсата, кг/куб. м;
с - удельная теплоемкость теплоносителя, ккал/кг x град. C, с = 1



2.3.2. Потери в сетях, находящихся на балансе городских организаций
(Расчет выполнен аналогично расчету потерь конденсата в сетях СХП "Старт-Энерго" ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко")
Результаты расчетов по определению емкости конденсатопроводов сведены в таблицу.

Диаметр трубопровода, мм
Удельный объем, куб. м/км
Воздушная прокладка
Канальная прокладка
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
Длина трубопровода, км
Емкость трубопровода, куб. м
70
3,9
0,636
2,4804


Итого:


2,4804



Среднегодовая емкость конденсатопроводов



а) Потери конденсата



б) Нормативные потери тепловой энергии с потерями конденсата



Общие потери тепла в сетях, находящихся на балансе
СХП "Старт-Энерго" ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"



где: - потери тепла в тепловых сетях, Гкал/год;
- потери тепла в паропроводах, Гкал/год;
- потери тепла в конденсатопроводах, Гкал/год;
- потери тепла с утечкой теплоносителей: вода, пар, конденсат, Гкал/год.



Площадка № 2: 
Итого: 
Общие потери тепла в сетях, находящихся на балансе городских организаций



где: - потери тепла в тепловых сетях, Гкал/год;
- потери тепла в паропроводах, Гкал/год;
- потери тепла в конденсатопроводах, Гкал/год;
- потери тепла с утечкой теплоносителей: вода, пар, конденсат, Гкал/год.



3. Общие потери в сетях



1.3.15 Предписания надзорных органов по запрещению
дальнейшей эксплуатации участков тепловой сети
и их исполнения

Предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловой сети не выдавалось.

1.3.16 Описание типов присоединений потребителей к тепловым
сетям с выделением наиболее распространенных, определяющих
выбор и обоснование графика регулирования отпуска тепловой
энергии потребителям

Основная схема подключения к тепловой сети - потребитель с непосредственным присоединением системы отопления и системы горячего водоснабжения. Обоснование графика регулирования отпуска тепловой энергии потребителям представлено в разделе 1.2.7.

1.3.17 Сведения о наличии коммерческого приборного учета
тепла, отпущенного из тепловых сетей потребителям, и анализ
планов по установке приборов учета


Теплоснабжающей организации осуществляется поставка тепловой энергии и горячей воды 183 абонента, из которых около 130 потребителей в соответствии с ФЗ № 261 оборудованы узлами учета тепловой энергии, что составляет 71% от необходимого приборного учета у потребителей. В некоторых зданиях, оборудованных узлами учета энергоресурсов, сбор и анализ полученных данных организован в ручном режиме. В настоящее время устанавливаемый парк приборов способен организовать единую диспетчерскую службу в объеме, необходимом для полной диспетчеризации узлов.

1.3.18 Анализ работы диспетчерской службы и используемых
для ее организации средств автоматизации, телемеханизации
и связи

Современное централизованное теплоснабжение требует непрерывного вмешательства человека для регулирования работы оборудования тепловых станций, сетей и абонентских вводов с главного поста управления. Такая диспетчеризация основана на автоматической передаче информации из подстанций, контрольно-распределительных и тепловых пунктов в центральный диспетчерский пункт. С этой целью во всех характерных пунктах тепловой сети размещаются автоматические приборы с выводами электрических сигналов о показаниях контрольно-измерительных приборов, состоянии электрооборудования и о положениях запорно-регулирующей арматуры на центральный пульт управления. Дистанционное управление на больших расстояниях до объектов регулирования расширяет возможность диспетчерского рапорта, но требует значительных капитальных вложений на прокладку большого количества проводов линий связи. Внедрение телеконтроля и телемеханизации позволяет уменьшить эти затраты и повысить эффективность централизованного управления за счет значительного расширения количества объектов и точек контроля и сокращения времени на сбор информации.
Диспетчеризация открывает широкие перспективы для применения систем автоматического управления с вводом опросной информации от контролируемых объектов на ЭВМ для решения важнейших вопросов эксплуатации:
1) выбора оптимального сочетания центрального, группового, местного и индивидуального регулирования тепловой нагрузки с учетом местных метеоусловий и микроклимата в отдельных помещениях;
2) выбора оптимального варианта распределения тепловой нагрузки между основными и пиковыми источниками тепла;
3) ускоренной локализации аварийных участков и организации оптимального режима теплоснабжения в аварийных ситуациях;
4) выбора оптимальных условий технической эксплуатации систем теплоснабжения.
В ходе проведения обследования выявлено несоответствие состояния диспетчерской службы выше упомянутым возможностям. Текущее состояние данного подразделения не может дать оценку происходящим процессам в тепловых сетях. Отсутствие электронных карт, пьезометрических графиков, автоматических приборов с выводом электрических сигналов о показаниях контрольно-измерительных приборов подводит диспетчерскую службу к состоянию невозможности принятия оперативного решения по поддержанию качества теплоснабжения.

1.3.19 Уровень автоматизации и обслуживания центральных
тепловых пунктов, насосных станций и наличие защиты тепловых
сетей от превышения давления

В городе Заречном отсутствуют центральные тепловые пункты. Сетевая вода подается насосными группами, расположенными в котельных.

1.3.20 Сведения о наличии защиты тепловых сетей
от превышения давления

Защита тепловых сетей от давления отсутствует.

1.3.21 Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей
и обоснование выбора организации, уполномоченной
на их эксплуатацию

В городе Заречном на текущий момент выявлено 4,556 км бесхозяйных тепловых сетей. Местоположение, длина, диаметр и тип прокладки данных сетей приводятся ниже.

N
наименование тепловой сети
год ввода
длина
м
диаметр
мм
тип прокладки
тип изоляции
1
т/сеть к станции СТО
1981
180
50
надземная
минвата
т/сеть к станции СТО
1981
280
150
надземная
минвата
2
т/с к пристрою шк. 224
1970
160
50
подземная
минвата
т/с к пристрою шк. 224
1970
120
80
подземная
минвата
3
т/с к теплице и пристрою ШК 223
1981
380
80
подземная
минвата
4
т/с к пристрою шк. 217
1976
40
40
подземная
минвата
т/с к пристрою шк. 217
1976
120
70
подземная
минвата
5
теплосеть к гаражу и теплице шк. 217
1976
80
50
подземная
минвата
6
т/с к СЮТ с гаражом
1976
150
50
подземная
минвата
т/с к СЮТ с гаражом
1976
170
100
подземная
минвата
7
т/с к рембазе РСУ
1976
302
40
подземная
минвата
т/с к рембазе РСУ
1976
166
70
подземная
минвата
8
т/с к складу песка КБУ
1976
240
50
подземная
минвата
9
т/с ул. Комсомольская, 2а
1988
50
80
подземная
минвата
10
т/с к пристрою "Надежда"
1988
20
32
подземная
минвата
11
т/с к хозблоку управления 59 ФМБА
1983
91
70
подземная
минвата
12
т/с ул. Зеленая, 6
1984
100
80
подземная
минвата
13
т/с к мастерским ЖЭК-5
1976
220
50
подземная
минвата
14
т/с к мастерским ЖЭК-1
1964
180
50
подземная
минвата
15
т/с к КБУ
1975
30
50
подземная
минвата
т/с к КБУ
1975
263
70
подземная
минвата
16
т/с к МФЦ
1996
30
50
подземная
минвата
17
т/с к МП КБУ
1975
550
125
подземная
минвата
т/с к МП КБУ
1975
100
150
подземная
минвата
18
т/с ул. Строителей, 3а
1976
126
40
подземная
минвата
19
т/с ул. Ахунская, 7
1993
86
100
подземная
минвата
20
т/с ул. Любовина, 7, 9
2004
20
40
подземная
минвата
21
т/с к Мира, 21
2007
20
100
подземная
минвата
22
т/с к ул. Светлая, 32
2007
82
80
подземная
минвата
23
т/с к Озерская, 10
2008
30
100
подземная
минвата
24
т/с к Озерская, 8
2008
30
100
подземная
минвата
25
т/с к Озерская, 6
2011
140
100
подземная
минвата

В соответствии с Федеральным законом № 190-ФЗ "О теплоснабжении", согласно ч. 6 ст. 15 настоящего закона, в случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления до признания права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными бесхозяйными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования.
В качестве организации, уполномоченной на эксплуатацию бесхозяйных тепловых сетей в зонах действия источников ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко", предлагается определить ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".

1.4 Зоны действия источников тепловой энергии

ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" является единственной теплоснабжающей организацией на территории города. Все потребители тепловой энергии, за исключением индивидуальных источников теплоснабжения, находятся в зоне радиуса действия данного источника тепловой энергии. Границы зон действия источника тепловой энергии графически показаны на схеме.

Теплоснабжение. Зона действия котельной.
Существующее положение


1.5 Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп
потребителей тепловой энергии в зонах действия источников
тепловой энергии

1.5.1 Потребление тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления при расчетных температурах
наружного воздуха

В г. Заречном выделяются следующие планировочные сектора территориального деления:
- Центральный сектор, Северный сектор, Южный сектор, Восточный сектор, Западный сектор.



Централизованное теплоснабжение осуществляется в центральном, северном, южном и восточном секторе. В западном секторе используются индивидуальные источники теплоснабжения.

1.5.1 Потребление тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления при расчетных температурах
наружного воздуха

наименование сектора
Расход тепловой энергии, Гкал/час
отопление
вентиляция
ГВС
ИТОГО
Центральный сектор
120,7
20,6
55
196,3
Северный сектор
15,7
4,7
3,5
23,9
Восточный сектор
23,6
32,5
8,9
65
Южный сектор
10,6
2,2
3,2
16
ИТОГО
170,6
60
70,6
301,2

Графики распределения тепловой нагрузки по секторам представлены ниже:

Распределение нагрузки по отоплению, Гкал/час



Распределение нагрузки по вентиляции, Гкал/час



Распределение нагрузки по ГВС, Гкал/час



Нагрузки тепловой энергии по отоплению и горячему водоснабжению в центральном секторе наибольшие, поскольку в данном районе сосредоточен практически весь жилой фонд города, предприятия торговли, социально-бытового назначения.
Нагрузки тепловой энергии по вентиляции преобладает в восточном секторе, поскольку данный район является производственным.
Распределение нагрузок по отдельным потребителям тепловой энергии представлено на графиках ниже.

Распределение нагрузки



Распределение нагрузки по отоплению



Распределение нагрузки по вентиляции



Распределение нагрузки по ГВС



Как видно из графиков наибольшая нагрузка по тепловой энергии приходится на население города.
Ниже представлены графики по отдельным потребителям тепловой энергии с распределением нагрузок на отопление, горячее водоснабжение, вентиляцию и потери в сетях.

Распределение нагрузки (потребитель - население)



Распределение нагрузки (потребитель - бюджетные организации)



Распределение нагрузки (потребитель - прочие организации)



1.5.2 Случаи применения отопления жилых помещений
в многоквартирных домах с использованием индивидуальных
квартирных источников тепловой энергии

Неудовлетворительное качество теплоснабжения объектов жилого фонда приводит к необходимости оборудовать такие объекты индивидуальными системами отопления. В том числе применяются и квартирные источники тепла.
Также Федеральный закон № 190-ФЗ от 27.07.2010 г. "О теплоснабжении" ограничивает перевод на отопление жилых помещений в многоквартирных домах на отопление от индивидуальных квартирных источников теплоснабжения.
Достоинства системы индивидуального теплоснабжения:
- Независимость от систем городского теплоснабжения;
- Возможность регулирования под собственные нужды;
- Более низкая себестоимость тепловой энергии.
Недостатки системы индивидуального теплоснабжения:
- Необходимость обслуживания системы своими силами;
- Аварийные ситуации могут привести к длительным перебоям теплоснабжения.
Случаи использования отопления жилых помещений в многоквартирных домах от индивидуальных квартирных источников теплоснабжения в городе имеются. Это в основном малоэтажная застройка на 132 квартале в северном секторе.

1.5.3 Потребление тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления за отопительный период и за год
в целом

Суммарное потребление тепловой энергии в секторах
представлено ниже:

Наименование сектора
Количество потребителей
Годовое потребление тепловой энергии, Гкал/год
отопление
вентиляция
ГВС
Потери в сетях абонентов
Всего
центральный
120
253083,64
23465,28
131338,76
4989,68
412877,36
северный
40
32915,2
5327,83
8325,351
1607,95
48176,331
восточный
23
49485,9
37395,25
21207,69
753,75
108842,59
южный
8
22298,29
2091,86
7687,16
281,93
32359,24
Итого
191
357783,03
68280,22
168558,961
7633,31
602255,521

Графики потребления теплоносителей по секторам представлены ниже:

Распределение потребления по отоплению, %



Распределение потребления по вентиляции, %



Распределение потребления по ГВС, %



Распределение тепловых потерь у абонентов, %



Потребление тепловой энергии по отоплению и горячему водоснабжению в центральном секторе наибольшее, поскольку в данном районе сосредоточен практически весь жилой фонд города, предприятия торговли, социально-бытового назначения.
Потребление тепловой энергии по вентиляции преобладает в восточном секторе, поскольку данный район является производственным.

1.5.4 Потребление тепловой энергии при расчетных
температурах наружного воздуха в зонах действия источника
тепловой энергии

Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко" является единственным источником централизованного теплоснабжения, потребление тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в зоне действия источника тепловой энергии представлено в подразделе 1.5.1.

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

На территории города в 2013 году действуют следующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение, указанные в таблице ниже:

Наименование услуги
Единица измерения
Норматив потребления
Поставщик услуги - ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Норматив потребления коммунальной услуги по отоплению в жилых помещениях многоквартирных и жилых домов
Гкал на 1 квадратный метр жилой площади в месяц
0,0143
Для жилых и многоквартирных домов с централизованным горячим водоснабжением, оборудованных ванной длиной 1500 - 1700 мм с душем
Кубический метр на 1 человека в месяц
3,2
Для многоквартирных домов, построенных по типу общежитий с централизованным горячим водоснабжением, в том числе:


с общими душевыми
Кубический метр на 1 человека, в месяц
0,65
с душем при всех жилых комнатах
Кубический метр на 1 человека, в месяц
1,03
с общими кухнями и общими блоками на этажах
Кубический метр на 1 человека, в месяц
1,49
с общими кухнями и блоками душевых на этажах при жилых комнатах в каждой секции здания
Кубический метр на 1 человека, в месяц
1,69

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

1.6.1 Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности
и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности
в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки
по каждому источнику тепловой энергии

Баланс тепловой мощности подразумевает соответствие подключенной тепловой нагрузки тепловой мощности источников. Тепловая нагрузка потребителей рассчитывается как необходимое количество тепловой энергии на поддержание нормативной температуры воздуха в помещениях потребителя при расчетной температуре наружного воздуха. Расчетная температура наружного воздуха устанавливается нормами как наименьшая возможная температура. Для данного региона расчетная температура наружного воздуха -29 град. C.
При отсутствии баланса тепловой мощности в холодный период года и при достижении температур наружного воздуха значений, близких к расчетным, появляется дефицит тепловой энергии и, как следствие, снижение температуры воздуха внутри помещений потребителей ниже нормативной и, возможно, "размораживание" тепловой сети.
Для определения баланса тепловой мощности необходимо знать максимальную возможную тепловую производительность источников, суммарную тепловую нагрузку потребителей и тепловые потери в теплотрассах (потери тоже являются тепловой нагрузкой для источника).

Наименование показателя

2010
2011
2012
2013
Установленная мощность оборудования

409
409
409
409
Средневзвешенный срок службы котлоагрегатов

19
20
21
22
Располагаемая мощность оборудования

363,35
363,35
363,35
363,35
Потери располагаемой тепловой мощности

45,65
45,65
45,65
45,65
Собственные нужды

10
10,09
10,4
8,36
Потери мощности в тепловых сетях

26,92
26,92
26,92
26,92
Присоединенная нагрузка,
том числе
расч/факт
295,4/208,9
301,1/207,4
301,1/199,1
301,2/185,5
Отопление
расч/факт
166,1/81,4
170,6/85,0
170,6/76,7
170,6/77,0
Вентиляция
расч/факт
58,8/65
60,0/72,8
60,0/64,1
60/61
Горячее водоснабжение (средняя за сутки)
расч/факт
70,5/62,5
70,5/49,6
70,5/58,3
70,5/47,5
Присоединенная тепловая нагрузка, том числе
расч/факт
295,4/208,9
301,1/207,4
301,1/199,1
301,2/185,5
Жилые здания, из них





Население
расч/факт
122,4/78,2
125,14/87,1
125,14/74,2
125,14/74,1
Общественные здания, из них





Финансируемые из бюджета
расч/факт
53,45/29,5
53,45/25,2
53,45/25,8
53,45/23,0
Прочие
расч/факт
119,52/101,1
122,53/95,2
122,53/99,0
122,53/88,4
Достигнутый максимум тепловой нагрузки

291,64
291,64
291,64
291,64
Отопительно-вентиляционная тепловая нагрузка

146,4
157,8
140,8
138
Нагрузка ГВС средняя за сутки, куб. м/час

1500
1190,4
1399,2
1137,6
Резерв (+) дефицит (-) тепловой мощности в горячей воде

31,03
25,24
24,93
26,87
Доля резерва

8,5
6,9
6,7
7,4

На котельной ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко" имеется резерв мощности по состоянию на 01.01.2014 в размере 26,87 Гкал/час, что составляет 7,4% от располагаемой мощности.

1.7 Балансы теплоносителя

1.7.1 Утвержденные балансы производительности
водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых
сетей и максимального потребления теплоносителя
в теплоиспользующих установках потребителей в перспективных
зонах действия систем теплоснабжения и источников тепловой
энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть

Балансы производительности водоподготовительных установок выполняются для определения возможностей водоподготовительных установок в различных режимах работы тепловой сети.
В городе Заречном в качестве теплоносителя для передачи тепловой энергии от источников до потребителей используется горячая вода. Качество используемой воды должно обеспечивать работу оборудования системы теплоснабжения без превышающих допустимые нормы отложений накипи и шлама, без коррозионных повреждений, поэтому исходную воду необходимо подвергать обработке в водоподготовительных установках.

Описание схемы работы водоподготовки

Водопроводная вода насосами исходной воды через пароводяные подогреватели подается на Н-фильтры, работающие в режиме голодной регенерации. Рабочий цикл фильтра составляет не менее 8 часов. Регенерация осуществляется пропуском раствора кислоты концентрацией 1 - 1,25%. Для выравнивания колебаний щелочности и предотвращения проскоков кислого фильтрата вода после Н-фильтров поступает в буферные саморегенерирующиеся фильтры. Затем вода подается в декарбонизатор и в баки декарбонизованной воды, а после него делится на 2 потока.
1. Основной идет на охладители деаэрированной воды, далее на охладители конденсата и на ПВП № 3, 4, где нагревается до 85 - 90 град. C и подается в деаэраторы, из которых поступает в Баки - Аккумуляторы зд. 540 или 585.
2. Часть воды идет на Na-фильтры, регенерация которых осуществляется пропуском раствора соли концентрацией 6 - 8%. Далее на подогреватели и в деаэраторы паровой котельной.
Оборудование ХВО-1 производительностью 300 куб. м/час.
- Насос исходной воды 6 НДВ - 60 - 2 шт., Q = 320 куб. м/час., Н = 46 м.в.ст., № = 75 кВт, n - 1460 об/мин;
- Пароводяные подогреватели № 1, 2 ДН - 630 - 2 шт., Q = 200 тн/час;
- Водород-катионитовые фильтры - 4 шт. D = 2500 мм., Нф.слоя = 2,5 м., Q = 160 куб. м/час.
Нижнее распределительное устройство фильтра выполнено из ряда труб с боковыми горизонтальными щелями шириной 0,4 мм.
- Мерник кислоты Н2804 - 2 шт., V = 0,7 куб. м;
- Кислотные насосы 2х-9к-2Б - 2 шт., Q = 12 + 29 м/час., Н = 14 н - 20 м.ст. жидкости Н,виг. 5,5 кВт
- Вакуум насос ВВН - 3 (2 = 2,9-г 3,9 куб. м/час) maxвакуум 91%;
- Буферные фильтры - 2 шт. D = 3000 мм., Нф.слоя = 2,0 м., Q = 160 куб. м/час. Нижнее распределительное устройство как в Н-фильтрах.;
- Бак декарбонизатор Б 269, Q = 300 т/час Dвн. = 2520 мм., Ннасып. = 3,9 м, Н = 5400 мм.;
- Вентилятор ВВД-8, Q = 10000 куб. м/час, Н = 150 мм.в.ст. Nдв. = 10 кВт. n = 1000 об./мин.;
- Насосы декарбонизованной воды 6 НДВ-60 - 3 шт., Q = 320 куб. м/час, Н = 46 м.в.ст., N1В. = 75 кВт, n = 1460 об./мин.;
- Na-фильтры - 2 шт., D = 2500 мм, щелевые колпачки tщели - 0,4 мм., Нзагрузки - 2,5 м.;
- Бак хранения соли - 2 шт. V = 57 куб. м;
- Мерник NaCL - 1 шт. V = 2 куб. м;
- Насосы перекачки солевого раствора - 2 шт., Х90/33-Д-С и 2К-6, Q = 22 куб. м/час, Н = 33 м.в.ст., Nдв. = 22 кВт.;
- Водоводяные подогреватели (охладители деарированной воды) - 2 шт.;
- Охладители конденсата - 2 шт.;
- Пароводяные подогреватели № 3, 4 Д630 - 2 шт.;
- Деаэраторы атмосферного типа ДСА-200/75 - 2 шт. Q - 200 т/час, V = 75 куб. м.
Оборудование ХВО-2 производительностью 420 куб. м/час.
- Насос исходной воды Д 500 x 36 - 2 шт., Q = 500 куб. м/час, Н = 36 м.в.ст., Nдв. = 110 кВт, n = 1000 об./мин.;
- Фильтр Н-катионитовый - 5 шт., D - 3000 мм., Нзагр.= 2,5 м;
- Фильтр буферный - 3 шт., D = 3400 мм., Нзагр = 2200 мм.;
- Насос декарбонизованной воды Д 320 x 70 - 3 шт., Q = 320 куб. м/час, Н = 70 м.в.ст., Nдв = 75 кВт;
- Насос взрыхляющей воды 6к-12а - 1 шт. Q = 108 - 165 куб. м/час, Н = 30 - 46 м.в.ст. Nдв. = 13 кВт;
- Декарбонизатор - 2 шт. D = 2315 мм. Н = 2,5 м.;
- Бак декарбонизованной воды V = 75 м.;
- Подогреватель водоводяной исходной воды - 2 шт.;
- Эжектор раствора кислоты - 1 шт.;
- Бак-мерник крепкой серной кислоты V = 1 м - 1 шт.;
- Регулятор постоянного уровня крепкой серной кислоты - 1 шт.;
- Деаэратор ДСА 200/75 - 2 шт.;
- Охладители выпара ОВА-16 - 2 шт.;
- Охладитель конденсата Рн = 40,4 - 3 шт.;
- Подогреватель химочищенной воды водоводяной - 2 шт.;
- Охладитель деаэрированной воды ВВП Рн - 40,4 м - 4 шт.;
- Насос деаэрированной воды 8к-12 - 3 шт., D = 220 - 330 куб. м/час, Н = 25 - 33 м.в.ст., Nдв = 40 кВт;
- Вентилятор ВВД-8 - 2 шт.
Подпитка составляет в дневное время 600 тонн/час, в ночное время - 150 тонн/час.

Наименование показателя

2010
2011
2012
2013
Производительность ВПУ
тонн/ч
720
720
720
720
Средневзвешенный срок службы
лет
30
31
32
33
Располагаемая производительность
тонн/ч
720
720
720
720
Потери располагаемой производительности

0
0
0
0
Собственные нужды
тонн/ч
0
0
0
0
Количество баков - аккумуляторов теплоносителя
ед.
8
8
8
8
Емкость баков - аккумуляторов
тыс. куб. м.
5,8
5,8
5,8
5,8
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч.
тонн/ч
258,66
258,66
258,66
258,66
Нормативные утечки теплоносителя
тонн/ч
33,56
33,56
33,56
33,56
Сверхнормативные утечки теплоносителя
тонн/ч
0
0
0
0
Отпуск теплоносителя из тепловых сетей на цели горячего водоснабжения (для открытых систем теплоносителя)
тонн/ч
225,1
225,1
225,1
225,1
Максимум подпитки тепловой сети в эксплуатационном режиме
тонн/ч
600
600
600
600
Максимальная подпитка тепловой сети в период повреждения участка
тонн/ч
341,34
341,34
341,34
341,34
Резерв (+)/дефицит (-) ВПУ
тонн/ч
120
120
120
120
Доля резерва
%
16,7
16,7
16,7
16,7

Резерв ВПУ в период максимальной подпитки составляет 120 тонн/час, или 16,7% от установленной мощности ВПУ. Резерв ВПУ в период работы в нормальной режиме составляет 258,66 тонн/час, или 35,9% от располагаемой мощности ВПУ.

1.7.2 Утвержденные балансы производительности
водоподготовительных установок теплоносителя для тепловых
сетей и максимального потребления теплоносителя в аварийных
режимах систем теплоснабжения


Аварийный режим работы системы теплоснабжения определяется в соответствии с п. 6.17 СНиП 23-02-2003, на которой рассчитываются водоподготовительные установки при проектировании тепловых сетей. СНиП 23-02-2003, п. 6.17 "Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и недеаэрированной водой, расход которой принимается в количестве 2% объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и в системах горячего водоснабжения для открытых систем теплоснабжения. При наличии нескольких отдельных тепловых сетей, отходящих от коллектора теплоисточника, аварийную подпитку допускается определять только для одной наибольшей по объему тепловой сети.

1.8 Топливные балансы источников тепловой энергии и система
обеспечения топливом

1.8.1 Виды и количество используемого основного топлива
для каждого источника тепловой энергии

Город Заречный газифицирован, источники тепловой энергии в качестве основного топлива используют природный газ. Природный газ поставляется ООО "Газпром межрегионгаз г. Пенза", газораспределительная организация - ОАО "Горгаз".
Фактическое количество используемого основного топлива (газа) для источника тепловой энергии за 2010 - 2013 гг. указаны в таблице.

Источник тепловой энергии - котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Вид топлива
2010
2011
2012
2013
тыс. куб. м.
(тонн)
т. у. т.
тыс. куб. м.
(тонн)
т. у. т.
тыс. куб. м.
(тонн)
т. у. т.
тыс. куб. м.
(тонн)
т. у. т.
Природный газ
97629,88
111298,06
97527,75
111181,64
92504,76
105455,43
80662,26
91954,98
Топочный мазут
62,4
87,36
1273
1782,2
0
0
0
0

Изменение структуры топлива по источникам тепловой энергии за рассматриваемый период не происходило.

1.8.2 Виды резервного и аварийных топлива и возможность
их обеспечения в соответствии с нормативными требованиями

Согласно п. 4.1 СНиП II-35-76 "Котельные установки" виды топлива основного, резервного и аварийного, а также необходимость резервного или аварийного вида топлива для котельных устанавливаются с учетом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации. На котельной имеется запас резервного и аварийного топлива - топочного мазута.

Источник тепловой энергии
Основное топливо
Резервное топливо
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Природный газ
Топочный мазут.

Утвержденные нормативные запасы топлива

Источник тепловой энергии
Резервное топливо
ННЗТ (неснижаемый)
НЭЗТ (эксплуатационный)
ОНЗТ (общий нормативный)
По состоянию на 01.10.2013
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Топочный мазут
0,73
1,743
2,473
По состоянию на 01.10.2014
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Топочный мазут
0,73
1,322
2,052

Резервное топливо поставляется на котельную железнодорожным транспортом в цистернах от нефтеперерабатывающих заводов.

1.8.3 Особенности характеристик топлив в зависимости от мест
поставки

На источнике тепловой энергии используется топливо:
- природный газ с калорийностью 7990 - 8200 ккал/куб. нм
- топочный мазут марки М100 с калорийностью 8999 - 9552 ккал/кг., серность - 2, - 2,7%, содержание влаги - 6 - 8%.

1.8.4 Анализ поставки топлива в периоды расчетных температур
наружного воздуха

Поставка основного топлива на источник тепловой энергии производится в соответствии с договорами поставки. За последние 4 года газоснабжающая организация не вводила ограничения на поставку топлива в зимние месяцы. Мазутное хозяйство находится в удовлетворительном состоянии. Резервное топливо котельной использовалось в период низких температур, отличных от расчетных, и на проведение тренировок с персоналом.

1.9 Надежность теплоснабжения

Основным условием, обеспечивающим надежное теплоснабжение потребителей, является проведение своевременных (до начала отопительного периода) мероприятий:
- испытание оборудования источников тепла, тепловых сетей, тепловых пунктов и систем теплопотребления на плотность и прочность;
- шурфовка тепловых сетей, вырезка из трубопроводов для определения коррозионного износа металла труб;
- промывка оборудования и коммуникаций источников тепла, трубопроводов тепловых сетей, тепловых пунктов и систем теплопотребления;
- испытания тепловых сетей на тепловые потери и максимальную температуру теплоносителя;
- разработка эксплуатационных режимов системы теплоснабжения, а также мероприятий по их внедрению и постоянному обеспечению;
- мероприятия по распределению теплоносителя между системами теплопотребления в соответствии с их расчетными тепловыми нагрузками (настройка автоматических регуляторов, установка и контрольный замер сопел элеваторов и дроссельных диафрагм, регулирование тепловых сетей).
В настоящее время не существует общей методики оценки надежности систем коммунального теплоснабжения по всем или большинству показателей надежности. Для оценки используются такие показатели, как вероятность безотказной работы СЦТ; готовность и живучесть СЦТ.
Исходя из изложенного, приведем результаты расчета и анализ полученных данных по надежности системы теплоснабжения как в целом, так и по отдельно взятым направлениям.

1.9.1 Описание показателей, определяемых в соответствии
с методическими указаниями по расчету уровня надежности
и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг
для организаций, осуществляющих деятельность по производству
и (или) передаче тепловой энергии

Данный расчет выполнен по нормативно-технической документации и позволяет дать количественную оценку указанного параметра для дальнейшего сопоставления со СНиП 41-02-2003. В основу расчета вероятности безотказной работы системы Pтс положено понятие плотности потока отказов, /(км x год). При этом сама вероятность отказа системы равна произведению плотности потока отказов на длину трубопровода (км) и времени наблюдения (год). Вероятность безотказной работы (Р) определяется по формуле:



Плотность потока отказов для участка тепловой сети с постоянным диаметром (в метрах):

где

a - эмпирический коэффициент, при отсутствии данных принимается равным 
kcj - коэффициент старения (утраты ресурса) j-го участка: при при n > 30;
n - срок службы теплопровода с момента ввода в эксплуатацию (в годах), или



И = n/no, где

И - индекс утраты ресурса;
dj - диаметр трубопровода j-го участка (в метрах),
b - эмпирический коэффициент, отражающий влияние диаметра на плотность потока отказов, и равный 0,208;
- длительность отопительного периода в часах, для г. Заречного равного 4968 ч.
n - срок службы теплопровода с момента ввода в эксплуатацию (в годах);
no - расчетный срок службы теплопровода (в годах).
Вычисленные на предварительном этапе плотности потока отказов wj корректируются по статистическим данным аварий за последние 5 лет в соответствии с оценками показателей остаточного ресурса участка теплопровода для каждой аварии на данном участке путем ее умножения на соответствующие коэффициенты. В связи с тем, что поток отказов элементов систем теплоснабжения составляет однородный процесс Пуассона, характеризуемый стационарностью, отсутствием последействия и ординарностью, плотности потоков отказа для каждого участка суммируются по всем авариям. Вычисляются величины wj равные сумме плотностей потоков отказов по авариям.
Следующий этап вычислений - умножение полученных величин wj на длину j-го участка l (в км) и на коэффициент интенсификации ремонтных работ m для расчета потоков отказа:



В формуле значения коэффициента m равно: mP = 0,65 - при вычислении вероятности безотказной работы. Потоки отказов wjp, используемые для вычисления вероятности безотказной работы соответственно при достаточно большом объеме статистического материала, по предельной теореме Бернулли представляют собой частоту появления события в единицу времени (в течение года).
С помощью потока отказов wjp вычисляется вероятность безотказной работы РТС для каждого j-го участка трубопровода в течение одного года:



Последовательным (основным) соединением элементов в смысле надежности называется такое соединение, при котором выход из строя хотя бы одного из них приводит к отказу всей системы, т.е. последовательная структура работоспособна, если все ее элементы работоспособны. В производственной системе элементы физически могут быть соединены параллельно, однако с позиций надежности они могут быть соединяться как параллельно, так и последовательно. Отказы элементов этой модели являются независимыми и несовместными событиями, которые приводят к полной потере работоспособности всей системы. Вероятность безотказной работы последовательной структуры будет определяться по теореме умножения вероятностей: вероятность произведения нескольких независимых событий равна произведению вероятностей этих событий.



1.9.2 Анализ аварийных отключений потребителей

На основании п. 1.3.10, анализ аварийных отключений потребителей не выполним. При сопоставлении результатов расчета вероятности безотказной работы и готовности системы теплоснабжения со СНиП 41-02-2003 (см. Приложение № 3) следует, что система на данный момент жизнеспособна и готова выполнять поставленные задачи на протяжении 5 лет. После окончания выше упомянутого периода произойдет всплеск массовых отказов СЦТ, что приведет к массовому недоотпуску тепловой энергии.

1.9.3 Анализ времени восстановления теплоснабжения
потребителей после аварийных отключений

На основании п. 1.2.9; 1.2.10; 1.3.10 для анализа времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных отключений использованы значения показателей по п. 6.33 СНиП 41-02-2003 и произведен расчет коэффициента готовности СЦТ.
Данный расчет выполнен по нормативно-технической документации и позволяет дать количественную оценку указанного параметра для дальнейшего сопоставления со СНиП 41-02-2003.
Коэффициент готовности системы теплоснабжения определяется по формуле:



где - число часов ожидания неготовности СЦТ в период стояния нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности. Определяется по климатологическим данным с учетом способности системы обеспечивать заданную температуру в помещениях;
- число часов ожидания неготовности источника тепловой энергии. Допускается принимать по среднестатистическим данным < 50 часов;
Оценку готовности энергоисточника рекомендуется производить по фактическим статистическим данным числа часов в год неготовности следующих узлов энергоисточника за последние 5 лет эксплуатации:



- основного энергооборудования;
- водоподогревательной установки;
- тракта трубопроводов сетевой воды;
- тракта паропроводов;
- топливообеспечения;
о - водоприготовительной установки и группы подпитки;
- электроснабжения.
- число часов ожидания неготовности тепловых сетей, рассчитывающееся по формуле: 
- среднее время восстановления (в часах) теплопровода диаметра (см. СНиП 41-02-2003).



В формуле значения коэффициента m равны соответственно: где используется при вычислении коэффициента готовности. Потоки отказов , используемые для вычисления коэффициента готовности при достаточно большом объеме статистического материала, по предельной теореме Бернулли представляют собой частоту появления события в единицу времени (в течение года).
Расчеты показателей надежности систем теплоснабжения выполняются с использованием компьютерных программ по указанному выше алгоритму и представляются в табличной форме в приложении № 2.
- число часов ожидания неготовности абонента. Допускается принимать по среднестатистическим данным .
Нормативный (минимально допустимый) показатель готовности систем теплоснабжения к исправной работе:



- число часов неготовности СЦТ к исправной работе при нормативном (минимальном) значении принимается:

.

Для котельной ФГУП ФНПЦ ПО "Старт" им. М.В. Проценко" .
С помощью показателя готовности при проектировании рекомендуется определять:
- радиус надежного (качественного) теплоснабжения;
- достаточность установленной тепловой мощности источника тепловой энергии для обеспечения исправного (штатного) функционирования СЦТ;
- способность тепловых сетей обеспечить исправное функционирование СЦТ при нерасчетных похолоданиях;
- максимально допустимое число часов неготовности источника тепловой энергии в течение отопительного сезона;
- температуру наружного воздуха, при которой обеспечивается заданная внутренняя температура у абонента;
- необходимость утепления зданий.
Коэффициент готовности системы теплоснабжения определяется по формуле:



Минимально допустимое значение этого показателя согласно п. 6.28 СНиП 41-02-2003 равно 0,97.
Таким образом показатель готовности системы составляет 0,994 > 0,97.

1.9.4 Живучесть систем теплоснабжения

Живучесть (тепловых сетей) (Ж): это способность тепловых сетей системы теплоснабжения сохранять работоспособность в экстремальных условиях (нерасчетное длительное похолодание, крупное технологическое нарушение или авария на источнике теплоснабжения с прекращением циркуляции теплоносителя и т.п.), возможных в период эксплуатации.
Живучесть системы закладывается при проектировании СЦТ и должна соответствовать СНиП 41-02-2003.
С этой целью предусматриваются следующие способы резервирования:
- применение на источниках тепловой энергии рациональных тепловых схем, обеспечивающих заданный уровень готовности энергетического оборудования;
- установка на источнике тепловой энергии необходимого резервного оборудования;
- резервирование тепловых сетей смежных районов;
При подземной прокладке тепловых сетей в непроходных каналах и бесканальной прокладке величина подачи теплоты (%) для обеспечения внутренней температуры воздуха в отапливаемых помещениях не ниже 12 град. C в течение ремонтно-восстановительного периода после отказа должна приниматься по нижеприведенной таблице.

температуры наружного воздуха, град.
повторяемость температур наружного воздуха, час
время снижения температуры воздуха внутри отапливаемого
помещения, час
8
526
36,65
5
926
24,76
0
1193
16,22
-5
986
12,09
-10
732
9,65
-15
422
8,02
-20
166
6,87
-25
48
5,34
-30
12
4,81

Резервирование подачи теплоты по тепловым сетям, прокладываемым в тоннелях и проходных каналах, допускается не предусматривать. Для потребителей первой категории следует предусматривать установку местных резервных источников теплоты (стационарных или передвижных). Допускается предусматривать резервирование, обеспечивающее при отказах 100-процентную подачу теплоты от других тепловых сетей.
Для резервирования теплоснабжения промышленных предприятий допускается предусматривать местные источники теплоты. Таким образом, живучесть СЦТ - это минимальная подача теплоты по теплопроводам, расположенным в неотапливаемых помещениях и снаружи, в подъездах, лестничных клетках, на чердаках и т.п., должна быть достаточной для поддержания температуры воды в течение всего ремонтно-восстановительного периода после отказа не ниже 3 град. С. Мероприятия по обеспечению живучести элементов систем теплоснабжения:
- организация локальной циркуляции сетевой воды в тепловых сетях до и после ЦТП;
- спуск сетевой воды из систем теплоиспользования у потребителей, распределительных тепловых сетей, транзитных и магистральных теплопроводов;
- прогрев и заполнение тепловых сетей и систем теплоиспользования потребителей во время и после окончания ремонтно-восстановительных работ;
- проверка запаса прочности элементов тепловых сетей и компенсирующих устройств;
- временное использование, при возможности, передвижных источников теплоты.
Тем не менее, существует ряд участков, не имеющих резервирования. С этой целью для данных участков СЦТ рассчитана вероятность безотказной работы, представленная в виде сводной таблицы (приложение № 1).
По расчетам показателей надежности системы имеем следующее:
Вероятность безотказной работы тепловых сетей в целом составляет - 0,879925
Вероятность безотказной работы потребителя теплоты - 0,993
Вероятность безотказной работы источника теплоты - 0,992
Вероятность безотказной работы системы - 0,8667
В соответствии со СНиП 41-02-2003 показатель вероятности безотказной работы системы центрального теплоснабжения в целом должен составлять не менее 0,86.
В соответствии с данными расчетами вероятность отказа системы составит 0,1333.
Таким образом, недоотпуск тепловой энергии потребителям может составить 24,73 Гкал/час.

1.10 Технико-экономические показатели теплоснабжающих
и теплосетевых организаций

На территории города предприятием, вырабатывающим и транспортирующим тепловую энергию потребителям, является ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".
В данном разделе рассматриваются показатели финансово-хозяйственной деятельности в сфере теплоснабжения данного предприятия.
Информация об основных показателях финансово-хозяйственной деятельности предприятия за 2010 - 2013 годы в сфере теплоснабжения представлена в таблице на основании стандартов раскрытия информации и других предоставленных предприятием данных.

N
п. п.
наименование статей затрат
2010
факт
2011
факт
2012
факт
2013
факт
2014
план
1
Сырье, основные материалы
1222,7
1299,4
897,9
1000,6
1300,2
2
Вспомогательные материалы
6639,7
6245,3
4880,6
8473,6
10276
из них на ремонт
2120,3
4101
2461,2
5654,7
6858,8
3
Работы и услуги производственного характера
5423,8
4692,5
6407,2
3793,3
4250,6
4
Топливо на технологические цели
273633,1
313292,1
311819
313008,4
355915,5
природный газ
273436
309381
311039,6
313008,4
353874,6
мазут
196,7
3911,3
779,4
0
2040,9
5
Электроэнергия
52527,5
56902
49714,3
49445,6
61369
6
Затраты на оплату труда
36910,5
36149
44384,9
44071,6
49549,4
7
Отчисления на социальные нужды
9640,9
12353,2
13430,2
13374,9
15077,2
8
Амортизация основных средств
5456,1
6267
6709,1
7277,8
7297,7
9
Прочие затраты всего, в том числе
24880,9
33994,3
18160,2
18848,6
24496,4
средства на страхование
0
11,7
761,9
605,6
639,4
плата за предельно допустимые выбросы
0
90,6
89,5
0
109,6
непроизводственные расходы
1636,5
900,5
904,8
1092,2
1092,2
транспортный налог
9,8
11,5
15,2
17,8
17,8
налог на имущество
1626,7
889
889,6
1074,4
1074,4
другие затраты, относимые на себестоимость
23244,4
32991,5
16404
17150,8
22655,2
10
Себестоимость продукции, всего
416335,2
471194,8
456403,4
459294,4
529532

Структура себестоимости производства тепловой энергии складывается из статей затрат, которые можно сгруппировать по следующим блокам:
- расходы на оплату природного газа;
- расходы на оплату электрической энергии;
- фонд оплаты труда (далее - ФОТ) производственного персонала с учетом отчислений на социальные нужды;
- Сырье и материалы (покупка воды, реагентов, содержание и ремонт основных производственных фондов);
- амортизационные отчисления;
- прочие затраты (цеховые расходы, общехозяйственные расходы, налоги, страхование и плата за предельные допустимые выбросы).

N
п. п.
наименование статей затрат
2010
факт
2011
факт
2012
факт
2013
факт
2014
план
1
Сырье и материалы
7862,4
7544,7
5778,5
9474,2
11576,2
2
Природный газ
273633,1
313292,1
311819
313008,4
355915,5
3
Электроэнергия
52527,5
56902
49714,3
49445,6
61369
4
ФОТ
46551,4
48502,2
57815,1
57446,5
64626,6
5
Амортизация
5456,1
6267
6709,1
7277,8
7297,7
6
Прочие затраты всего
30304,7
38686,8
24567,4
22641,9
28747
текстом документа.
------------------------------------------------------------------
10
Продукции, всего
416335,2
471194,8
456403,4
459294,4
529532

Распределение затрат в процентном отношении представлено ниже:

Распределение затрат



В том числе по годам:

Фактические затраты в 2010 году, %



Сырье и материалы - 1,9%, Природный газ - 65,7%, Электроэнергия - 12,6%, Фонд оплаты труда - 11,2%, Амортизационные отчисления - 1,3%, Прочие затраты - 7,3%.

Фактические затраты в 2011 году, %



Сырье и материалы - 1,6%, Природный газ - 66,5%, Электроэнергия - 12,1%, Фонд оплаты труда - 10,3%, Амортизационные отчисления - 1,3%, Прочие затраты - 8,3%.

Фактические затраты в 2012 году, %



Сырье и материалы - 1,3%, Природный газ - 68,3%, Электроэнергия - 10,6%, Фонд оплаты труда - 12,7%, Амортизационные отчисления - 1,5%, Прочие затраты - 5,3%.

Фактические затраты в 2013 году, %



Сырье и материалы - 2,1%, Природный газ - 68,1%, Электроэнергия - 10,8%, Фонд оплаты труда - 12,5%, Амортизационные отчисления - 1,6%, Прочие затраты - 4,9%.

Плановые затраты в 2014 году, %



Сырье и материалы - 2,2%, Природный газ - 67,2%, Электроэнергия - 11,6%, Фонд оплаты труда - 12,2%, Амортизационные отчисления - 1,4%, Прочие затраты - 5,4%.
В структуре стоимости наибольшую долю занимают топливно-энергетические ресурсы, которые непосредственно затрачиваются на производство тепловой энергии (78 - 79%). Фонд оплаты труда производственного персонала, включая отчисления на социальные нужды, является вторым по объему затрат и первым по значимости блоком в себестоимости тепловой энергии. Его доля составляет 10 - 12%, в то время как для привлечения и сохранения высококвалифицированных кадров затраты следует увеличить до 16 - 18%. Расходы на содержание и ремонт оборудования позволяют поддерживать работоспособность основных производственных фондов.
Следует также отметить тот немаловажный факт, что тарифы на тепловую энергию устанавливаются ниже экономически обоснованного уровня, не обеспечивающего необходимую валовую выручку предприятия, что ведет к увеличению выпадающего дохода. Субсидии и дотации из бюджетов всех уровней на покрытие связанных с производством тепловой энергии выпадающих доходов не перечисляются, что ведет к убыточной работе предприятия.
Рост затрат в стоимостном выражении по сравнению с базовым периодом (2010 годом) представлен ниже:

Рост затрат по сравнению с 2010 годом



Технические показатели работы

N
п.п.
Наименование показателя
2010
2011
2012
2013
1
Выработка, Гкал
703746
715377
663334
580241
2
Потери в т/сетях, Гкал
81367,33
105926,79
153352,46
110686,77
3
Собственные нужды, Гкал
20127
17260
14977,74
13541,52
4
Полезный отпуск, Гкал
602318,62
592190,17
494963,8
456012,61
5
Расход природного газа, куб. н. м.
97629,882
97527,747
92504,757
80662,26
6
Расход мазута, тонн
62,4
1273
0
0
7
Расход электрической энергии, кВт.
15987277
16399322
14266489
13823264
8
Расход топлива, т. у. т.
111385,4216
112963,832
105455,423
91954,9764
9
Удельный расход топлива, т. у. т./Гкал
0,1559
0,158
0,1595
0,1589
10
Удельный расход электроэнергии, кВт. час
21,12
21,78
20,44
22,29
11
Доля потери тепловой энергии, %
11,56
14,81
23,12
19,07
12
Доля собственных нужд, %
2,86
2,41
2,26
2,33

Показатели работы котельной



Полезный отпуск тепловой энергии по сравнению с 2010 годом снизился, что явилось следствием изменения нормативов потребления тепловой энергии и установкой общедомовых приборов учета, при этом тепловые потери в тепловых сетях возросли.

Удельные расходы топлива



Удельные расходы электроэнергии



Удельные расходы топлива и электрической энергии на выработку тепловой энергии не превышают нормативных показателей.

1.11 Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

1.11.1 Динамика утвержденных тарифов по каждому
из регулируемых видов деятельности и по каждой
теплоснабжающей организации с учетом последних 3 лет

Тарифы на поставляемую тепловую энергию в городе Заречном утверждаются на каждый календарный год соответствующим приказом Управления по регулированию тарифов и энергосбережению Пензенской области на основе поданных материалов тарифных дел. В результате экспертизы представленных расчетов происходит корректировка двух основных блоков показателей - отпуска тепловой энергии и производственных затрат. Кроме того, в соответствии с приказом Федеральной службы по тарифам Российской Федерации (далее - ФСТ РФ), тарифы на тепловую энергию устанавливаются в рамках предельных минимальных и (или) максимальных уровней тарифов на тепловую энергию.
Динамика утвержденных тарифов для теплоснабжающей организации с учетом последних четырех лет приведена в таблице.

наименование
период регулирования
услуги
с 01.01.2010
с 24.07.2010
с 01.01.2011
с 01.07.2012
с 01.09.2012
с 01.07.2013
с 01.07.2014
Тепловая энергия
руб./Гкал (без НДС)
659,05
659,15
753,72
798,94
843,41
971,6
1028,81
Рост, %

100,02
114,35
106,00
105,57
115,20
105,89
Теплоноситель
руб./куб. м. (без НДС)
0
0
0
9,54
10,01
11,18
11,61
Рост, %




104,93
111,69
103,85
Отборный пар
руб./Гкал (без НДС)
659,05
655,35
749,72
794,7
838,93
966,4
1023,36
Рост, %

99,44
114,40
106,00
105,57
115,19
105,89
наименование
период регулирования
услуги
с 01.01.2010
с 24.07.2010
с 01.02.2011
с 01.02.2012
с 01.10.2012
с 01.10.2013
с 01.07.2014
Горячая вода
руб./куб. м. (без НДС)
44,8
44,8
51,21
54,31
57,27
65,63
69,26







Рост, %

100,00
114,31
106,05
105,45
114,60
105,53

Динамика роста тарифа на тепловую энергию

Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал.



Динамика роста тарифа на горячую воду

Тариф на горячую воду, руб./куб. м.



Динамика роста тарифа на отборный пар

Тариф на отборный пар, руб./Гкал



1.11.2 Структура (тарифов), установленная на момент
разработки схемы теплоснабжения

Выбор метода регулирования тарифов осуществляется органом регулирования с учетом предложения самой организации, исходя из трех возможных вариантов:
- метод экономически обоснованных расходов (затрат);
- метод доходности инвестированного капитала (RAB);
- метод индексации установленных тарифов.
Формирование тарифов для теплоснабжающей организации города Заречного происходит с помощью метода экономически обоснованных расходов на основе необходимой валовой выручки и расчетного объема отпуска тепловой энергии. Структура тарифа, установленного на момент разработки схемы теплоснабжения, представлена в таблице.

Информация об основных показателях
финансово-хозяйственной деятельности организации
(с 01.01.2014 по 30.06.2014)

Наименование показателя
Показатель
1) Вид деятельности организации (производство, передача и сбыт тепловой энергии)
производство, передача и сбыт тепловой энергии в ГВС
2) Выручка (тыс. руб.)
544421,5
3) Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (тыс. руб.):

расходы на топливо, всего
386738,03
В т.ч. Газ стоимость 1 т. куб. м., руб.
4114,14
Объем, т. куб. м.
93002,235
Мазут, стоимость 1 т. куб. м., руб.
5102,22
Объем, т. куб. м.
806,28
Расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе
62484,03
Средневзвешенная стоимость 1 кВт. ч., руб.
3,6646
Объем приобретения электрической энергии, т. кВт. ч.
17050,66
Расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе
7359,3
Расходы на химреагенты, используемые в технологическом процессе
1546,61
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала
45623,27
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды административно-управленческого персонала
15199,6
Расходы на амортизацию основных производственных средств
6713,31
Расходы на аренду имущества, используемого для осуществления регулируемого вида деятельности
-
Общепроизводственные расходы
1769,14
Общехозяйственные расходы
4488,37
Расходы на капитальный и текущий ремонт основных производственных средств

Прочие расходы
12499,84
Объем выработанной тепловой энергии (тыс. Гкал)
662,508
Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям (количество тепловой энергии, реализованной потребителям) (тыс. Гкал.)
560,334
Норматив технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя по тепловым сетям, утвержденных уполномоченным органом (Ккал/ч. мес.)
-
Среднесписочная численность основного производственного персонала (человек)
139
Среднесписочная численность административно-управленческого персонала (человек)
34
Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть (кг.у.т./Гкал.)
163,73
Удельный расход электрической энергии на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (тыс. кВт. ч./Гкал).
0,03
Удельный расход холодной воды на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (куб. м./Гкал)
1,182

Информация об основных показателях
финансово-хозяйственной деятельности организации
(с 01.07.2014 по 31.12.2014)

Наименование показателя
Показатель
1) Вид деятельности организации (производство, передача и сбыт тепловой энергии)
производство, передача и сбыт тепловой энергии в ГВС
2) Выручка (тыс. руб.)
576475,89
3) Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (тыс. руб.):
576475,89
расходы на топливо, всего
386861,45
В т.ч. Газ стоимость 1 т. куб. м., руб.
4114,14
Объем, т. куб. м.
93002,235
Мазут, стоимость 1 т. куб. м., руб.
5255,29
Объем, т. куб. м.
806,28
Расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе
66982,88
Средневзвешенная стоимость 1 кВт. ч., руб.
3,92845
Объем приобретения электрической энергии, т. кВт. ч.
17050,66
Расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе
7644,13
Расходы на химреагенты, используемые в технологическом процессе
1620,84
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала
47813,19
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды административно-управленческого персонала
16974,41
Расходы на амортизацию основных производственных средств
6713,31
Расходы на аренду имущества, используемого для осуществления регулируемого вида деятельности
-
Общепроизводственные расходы
2475,26
Общехозяйственные расходы
4525,41
Расходы на капитальный и текущий ремонт основных производственных средств

Прочие расходы
34865,01
Объем выработанной тепловой энергии (тыс. Гкал)
662,508
Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям (количество тепловой энергии, реализованной потребителям) (тыс. Гкал.)
560,334
Норматив технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя по тепловым сетям, утвержденный уполномоченным органом (Ккал/ч. мес.)
-
Среднесписочная численность основного производственного персонала (человек)
139
Среднесписочная численность административно-управленческого персонала (человек)
34
Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть (кг.у.т./Гкал.)
163,73
Удельный расход электрической энергии на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (тыс. кВт. ч./Гкал).
0,03
Удельный расход холодной воды на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (куб. м./Гкал)
1,182

Информация об основных показателях
финансово-хозяйственной деятельности организации
(с 01.01.2014 по 30.06.2014)

Наименование показателя
Показатель
1) Вид деятельности организации (производство, передача и сбыт тепловой энергии)
производство, передача и сбыт тепловой энергии в паре
2) Выручка (тыс. руб.)
12465,14
3) Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (тыс. руб.):

расходы на топливо, всего
12465,14
В т.ч. Газ стоимость 1 т. куб. м., руб.
4114,14
Объем, т. куб. м.
3029,83
Мазут, стоимость 1 т. куб. м., руб.
-
Объем, т. куб. м.
-
Расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе
-
Средневзвешенная стоимость 1 кВт. ч., руб.
-
Объем приобретения электрической энергии, т. кВт. ч.
-
Расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе
-
Расходы на химреагенты, используемые в технологическом процессе
-
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала
-
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды административно-управленческого персонала
-
Расходы на амортизацию основных производственных средств
-
Расходы на аренду имущества, используемого для осуществления регулируемого вида деятельности
-
Общепроизводственные расходы
-
Общехозяйственные расходы
-
Расходы на капитальный и текущий ремонт основных производственных средств
-
Прочие расходы
-
Объем выработанной тепловой энергии (тыс. Гкал)
28,439
Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям (количество тепловой энергии, реализованной потребителям) (тыс. Гкал.)
12,898
Норматив технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя по тепловым сетям, утвержденный уполномоченным органом (Ккал/ч. мес.)
-
Среднесписочная численность основного производственного персонала (человек)
139
Среднесписочная численность административно-управленческого персонала (человек)
34
Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть (кг.у.т./Гкал.)
123,1
Удельный расход электрической энергии на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (тыс. кВт. ч./Гкал).
-
Удельный расход холодной воды на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (куб. м./Гкал)
-

Информация об основных показателях
финансово-хозяйственной деятельности организации
(с 01.07.2014 по 31.12.2014)

Наименование показателя
Показатель
1) Вид деятельности организации (производство, передача и сбыт тепловой энергии)
производство, передача и сбыт тепловой энергии в паре
2) Выручка (тыс. руб.)
13199,34
3) Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (тыс. руб.):

расходы на топливо, всего
13074,54
В т.ч. Газ стоимость 1 т. куб. м., руб.
4114,14
Объем, т. куб. м.
3177,952
Мазут, стоимость 1 т. куб. м., руб.
-
Объем, т. куб. м.
-
Расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе
-
Средневзвешенная стоимость 1 кВт. ч., руб.
-
Объем приобретения электрической энергии, т. кВт. ч.
-
Расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе
124,8
Расходы на химреагенты, используемые в технологическом процессе
-
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала
-
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды административно-управленческого персонала
-
Расходы на амортизацию основных производственных средств
-
Расходы на аренду имущества, используемого для осуществления регулируемого вида деятельности
-
Общепроизводственные расходы
-
Общехозяйственные расходы
-
Расходы на капитальный и текущий ремонт основных производственных средств
-
Прочие расходы
-
Объем выработанной тепловой энергии (тыс. Гкал)
28,439
Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям (количество тепловой энергии, реализованной потребителям) (тыс. Гкал.)
12,898
Норматив технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя по тепловым сетям, утвержденный уполномоченным органом (Ккал/ч. мес.)
-
Среднесписочная численность основного производственного персонала (человек)
139
Среднесписочная численность административно-управленческого персонала (человек)
34
Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть (кг.у.т./Гкал.)
129,11
Удельный расход электрической энергии на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (тыс. кВт. ч./Гкал).
-
Удельный расход холодной воды на производство (передачу) тепловой энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой потребителям по договорам (куб. м./Гкал)
-

Информация об основных показателях
финансово-хозяйственной деятельности организации
(с 01.01.2014 по 30.06.2014)

Наименование показателя
Показатель
1) Вид деятельности организации (производство, передача и сбыт тепловой энергии)
производство, передача и сбыт горячей воды
2) Выручка от регулируемой деятельности (тыс. руб.) с разбивкой по видам деятельности
176644,6
3) Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (тыс. рублей), включая:
176644,6
а) расходы на тепловую энергию, производимую с применением собственных источников и используемую для горячего водоснабжения
146552,7
б) расходы на холодную воду, получаемую с применением собственных источников водозабора (скважин) и используемую для горячего водоснабжения
29903,5
в) прочие расходы, которые отнесены на регулируемые виды деятельности в соответствии с Основами ценообразования в сфере водоснабжения и водоотведения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.05.2013 № 406
188,4
4) Объем холодной воды, получаемой с применением собственных источников водозабора (скважин) и используемой для горячего водоснабжения,
тыс. куб. м.
2691,585
5) Объем тепловой энергии, производимой с применением собственных источников и используемой для горячего водоснабжения (тыс. Гкал)
150,836

Информация об основных показателях
финансово-хозяйственной деятельности организации
(с 01.07.2014 по 31.12.2014)

Наименование показателя
Показатель
1) Вид деятельности организации (производство, передача и сбыт тепловой энергии)
производство, передача и сбыт горячей воды
2) Выручка от регулируемой деятельности (тыс. руб.) с разбивкой по видам деятельности
186431,4
3) Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности (тыс. рублей), включая:
186431,4
а) расходы на тепловую энергию, производимую с применением собственных источников и используемую для горячего водоснабжения
155182,1
б) расходы на холодную воду, получаемую с применением собственных источников водозабора (скважин) и используемую для горячего водоснабжения
31060,9
в) прочие расходы, которые отнесены на регулируемые виды деятельности в соответствии с Основами ценообразования в сфере водоснабжения и водоотведения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.05.2013 № 406
188,4
4) Объем холодной воды, получаемой с применением собственных источников водозабора (скважин) и используемой для горячего водоснабжения,
тыс. куб. м.
2691,585
5) Объем тепловой энергии, производимой с применением собственных источников и используемой для горячего водоснабжения (тыс. Гкал)
150,836

1.11.3 Плата за подключение к системе теплоснабжения и плата
за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности,
в том числе для социально значимых категорий потребителей

Плата за подключение к системе теплоснабжения и плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности для ФГУП ФНПЦ ПО "Старт" им. М.В. Проценко" не установлена и не взимается с организаций города, что лишает предприятие необходимых для развития теплоснабжения источников финансовых средств.

1.12 Описание существующих технических и технологических
проблем в системах теплоснабжения поселения, городского
округа

Техническое состояние источника тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения удовлетворительное. В период с 1999 по 2003 год была проведена модернизация котельного и вспомогательного оборудования и тепловых магистралей № 3 и № 6. В 2011 году был заменен паровой котел ДКВр 20-13. Однако стоит отметить следующее, что отдельное основное оборудование источников имеет высокую степень износа. Фактический срок службы значительной части оборудования котельных больше предусмотренного технической документацией. (котлы КВГМ 50 № 1, 2, 3, ДКВр 20-13 № 8). Причина такого положения состоит в отсутствии средств у эксплуатирующей организации для замены оборудования. Источники тепловой энергии в системах теплоснабжения в достаточной степени обеспечены топливом. Источники тепловой энергии в достаточной степени укомплектованы специалистами.
Вопросы, связанные с техническим состоянием источников теплоснабжения, становятся объектом пристального внимания на всех уровнях управления в период подготовки к очередному отопительному сезону.

1.12.1 Существующие проблемы организации качественного
теплоснабжения

Основные проблемы организации качественного теплоснабжения заключаются в следующем:
- в городе применена "открытая система" теплоснабжения, что при отсутствии циркуляции в межотопительный период приводит к некачественной поставке тепловой энергии потребителям,
- высокий износ тепловой изоляции трубопроводов. Суммарные потери в тепловых сетях достигают 27 процентов от произведенной тепловой энергии,
- общий износ трубопроводов тепловых сетей составляет 70%, что требует значительного вложения денежных средств и увеличения продолжительности ремонтов - как следствие, во время ремонтной кампании большое количество потребителей в течение продолжительного времени остаются без качественного теплоснабжения.

1.12.2 Существующие проблемы организации надежного
и безопасного теплоснабжения городского округа

Надежность работы действующих тепловых сетей и в целом системы централизованного теплоснабжения, в свою очередь, определяют согласно СНиП 41-02-2003 по трем показателям (критериям) надежности:
- коэффициент готовности системы (Ег) - вероятность работоспособного состояния системы, ее готовность поддерживать в отапливаемых помещениях расчетную внутреннюю температуру более установленных нормативами числа часов в год;
- вероятность безотказной работы системы (Ртс) - способность системы не допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12 град. C, в промышленных зданиях ниже +8 град. C, более числа раз, установленных нормативами;
- живучесть системы (Ж) - способность системы сохранять свою работоспособность в аварийных (экстремальных) условиях.
Самым опасным фактором, влияющим на надежность и безопасность работы системы на сегодняшний момент является изношенность трубопроводов тепловых сетей. Вероятность безотказной работы этого элемента системы ниже нормативного и составляет 0,87, при нормативной величине 0,9.
Недоотпуск тепловой энергии потребителям в случае отказа СЦТ может составить 24,73 Гкал/час.

1.12.3 Существующие проблемы развития систем теплоснабжения

Текущее состояние системы теплоснабжения города характеризуется накоплением сверхнормативного износа отдельного энергетического оборудования и тепловых сетей. Недостаток финансирования (капитальных вложений) обуславливается тарифом, который регулируется предельными индексами и в полной мере не соответствует затратам теплоснабжающей организации. В сложившемся виде теплоснабжающий комплекс представляет для инвесторов, располагающих опытом управления энергетическими активами и обладающих положительной кредитной историей, высокие риски невозврата инвестиций.
Кроме того, введение новых законодательных актов по пересмотру систем теплоснабжения ставит перед теплоснабжающей организацией проблему перевода "открытой" системы теплоснабжения в "закрытую", что потребует огромных финансовых затрат на данное мероприятие.

1.12.4 Существующие проблемы надежного и эффективного
снабжения топливом действующих систем теплоснабжения

Проблемы, заключающиеся в надежном и эффективном снабжении топливом, отсутствуют. Поставщик газообразного топлива готов качественно обеспечивать поставки энергоресурса в соответствии с заявленными нормами, а также обеспечить поставки дополнительного количества топлива при не расчетных температурах. Резервное топливо закупается перед началом отопительного сезона по мере необходимости.





Схема
теплоснабжения закрытого административно-территориального
образования город Заречный Пензенской области
на период до 2030 года

Обосновывающие материалы
(Том 2)

Перечень используемых сокращений

ВПУ - водоподготовительная установка;
ГВС - горячее водоснабжение;
КПД - коэффициент полезного действия;
ОПФ - основные производственные фонды;
СТС - система теплоснабжения;
СЦТ - система централизованного теплоснабжения;
т.у.т. - тонн условного топлива;
ТС - тепловая сеть;
ТСО - теплоснабжающая организация;
ТЭ - тепловая энергия;
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;
ХВО - химическая водоочистка;
УРУТ - удельный расход условного топлива.

Глава 2
"Перспективное потребление тепловой энергии на цели
теплоснабжения"

2.1 Описание структуры тепловых нагрузок

Основным потребителем тепловой энергии остается жилищный фонд города, подключенный к централизованной системе теплоснабжения. На долю потребления в жилищном фонде приходится 55% тепловой нагрузки. Вторым по величине потребителем тепловой энергии остается производство и прочие предприятия и организации, около 26% потребляемой тепловой энергии, и на третьем месте находятся организации и учреждения бюджетной сферы, около 19% потребления. В соответствии с принятым Генеральным планом города основное направление развития строительства будет приходиться на социальную сферу в южном секторе города.
Данные по подключению новой тепловой нагрузки приведены в таблице

Номер зоны застройки
Период вновь подключаемой нагрузки
Тепловая нагрузка на жилищно-коммунальные объекты, Гкал/час
1
2015 - 2020
19,44
2
2020 - 2025
21,14
3
2025 - 2030
14,15

В том числе от системы централизованного теплоснабжения:

Номер зоны застройки
Период вновь подключаемой нагрузки
Тепловая нагрузка на жилищно-коммунальные объекты, Гкал/час
1
2015 - 2020
19,44
2
2020 - 2025
21,14
3
2025 - 2030
11,23

Общая расчетная тепловая нагрузка системы централизованного теплоснабжения

Период вновь подключаемой нагрузки
Тепловая нагрузка на объекты, Гкал/час
2015 - 2020
320,64
2020 - 2025
341,78
2025 - 2030
353,01

2.2 Прогнозы приростов на каждом этапе площади строительных
фондов с разделением объектов строительства
на многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания
и производственные здания промышленных предприятий

Тепловая нагрузка на вновь строящиеся объекты представлена жилыми и общественными здания.
Площади вновь застраиваемых объектов представлены в таблице.

Номер зоны застройки (год застройки)
Площадь застройки жилищно-коммунальных объектов, кв. м
1 (2015 - 2020)
183870
2 (2020 - 2025)
197718
3 (2025 - 2030)
111660

2.3 Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой
энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение,
согласованных с требованиями к энергетической эффективности
объектов теплопотребления, устанавливаемых в соответствии
с законодательством Российской Федерации


На основании статьи 16 федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261 "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" энергетическое обследование является обязательным для определенных потребителей энергоресурсов:
"Статья 16. Обязательное энергетическое обследование

1. Проведение энергетического обследования является обязательным для следующих лиц:
1) органы государственной власти, органы местного самоуправления, наделенные правами юридических лиц;
2) организации с участием государства или муниципального образования;
3) организации, осуществляющие регулируемые виды деятельности;
4) организации, осуществляющие производство и (или) транспортировку воды, природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, добычу природного газа, нефти, угля, производство нефтепродуктов, переработку природного газа, нефти, транспортировку нефти, нефтепродуктов;
5) организации, совокупные затраты которых на потребление природного газа, дизельного и иного топлива, мазута, тепловой энергии, угля, электрической энергии превышают десять миллионов рублей за календарный год;
6) организации, проводящие мероприятия в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, финансируемые полностью или частично за счет средств федерального бюджета, бюджетов субъектов Российской Федерации, местных бюджетов".
На основании статьи 24 указанного федерального закона предусмотрено ежегодное снижение потребления энергоресурсов в течение 5 лет.
"Статья 24. Обеспечение энергосбережения и повышения энергетической эффективности государственными (муниципальными) учреждениями

1. Начиная с 1 января 2010 года государственное (муниципальное) учреждение обязано обеспечить снижение в сопоставимых условиях объема потребленных им воды, дизельного и иного топлива, мазута, природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, угля в течение пяти лет не менее чем на пятнадцать процентов от объема фактически потребленного им в 2009 году каждого из указанных ресурсов с ежегодным снижением такого объема не менее чем на три процента."
На основании имеющихся данных о потребителях оценим возможное сокращение потребления тепловой энергии указанными потребителями.
Общая нагрузка потребителей тепловой энергии, относящихся к указанной в законе категории, составляет 53,45 Гкал/ч.
Снижение тепловой нагрузки потребителей за счет мер энергосбережения к 2020 году составит до 3,19 Гкал/ч.
Данные мощности, перспективно высвобождаемые в ходе энергосберегающих мероприятий, позволят увеличить резерв тепловой мощности на источнике.

2.4 Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой
энергии для обеспечения технологических процессов

На период проектирования схемы не планируется застройка производственных зон с подключением к системе централизованного теплоснабжения.

2.5 Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии
(мощности) и теплоносителя с разделением по видам
теплопотребления в каждом расчетном элементе
территориального деления и в зоне действия каждого
из существующих или предлагаемых для строительства
источников тепловой энергии на каждом этапе

Прогнозируемые приросты потребления тепловой энергии в каждом элементе территориального деления на каждом из этапов проектирования указаны в таблице

Расчетный элемент территориального деления
Отопление, Гкал/час
Горячее водоснабжение, Гкал/час
Вентиляция, Гкал/час.
Южный сектор
48,02
6,4
0,31

В том числе для системы централизованного теплоснабжения:

Расчетный элемент территориального деления
Отопление, Гкал/час
Горячее водоснабжение, Гкал/час
Вентиляция, Гкал/час.
Южный сектор
45,86
5,9
0,05

Прогнозируемые приросты потребления тепловой энергии в зоне действия каждого из существующих или предлагаемых для строительства источников тепловой энергии на каждом из этапов проектирования указаны в таблице

Зоны действия источников теплоснабжения
Отопление,
Гкал/час
Горячее водоснабжение, Гкал/час
Вентиляция, Гкал/час.
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
-5,03
-0,18
-1,69
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
49,34
0,23
6,31

2.6 Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии
(мощности) и теплоносителя с разделением по видам
теплопотребления в расчетных элементах территориального
деления и в зонах действия индивидуального теплоснабжения
на каждом этапе

Зоны перспективной застройки располагаются в южном секторе города. Распределение зон застройки и перспективной нагрузки по элементам территориального деления представлено в таблице

Номер зоны застройки
Отопление,
Гкал/час
Горячее водоснабжение, Гкал/час
Вентиляция, Гкал/час.
Расчетный элемент территориального деления
До 2020
1
17,23
2,21
0
Южный сектор
До 2025
2
18,53
2,61
0
Южный сектор
До 2030
3
10,1
1,08
0,03
Южный сектор

Прогнозируемые приросты в зонах действия индивидуального теплоснабжения:

Номер зоны застройки
Отопление,
Гкал/час
Горячее водоснабжение, Гкал/час
Вентиляция, Гкал/час.
Расчетный элемент территориального деления
До 2030
3
2,16
0,5
0,26
Южный сектор

2.7 Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии
(мощности) и теплоносителя объектами, расположенными
в производственных зонах, с учетом возможных изменений
производственных зон и их перепрофилирования и приростов
объемов потребления тепловой энергии (мощности)
производственными объектами с разделением по видам
теплопотребления и по видам теплоносителя (горячая вода
и пар) в зоне действия каждого из существующих
или предлагаемых для строительства источников тепловой
энергии на каждом этапе

На период проектирования схемы не планируется застройка зон с новой производственной тепловой нагрузкой. Существующие производственные площади, которые законсервированы в случаи их перепрофилирования и ввода в эксплуатацию уже подключены к существующей котельной и расчетная их тепловая нагрузка учтена.

Глава 3:
"Электронная модель перспективной схемы
теплоснабжения города"

В соответствии с требованиями, предъявляемыми к схемам теплоснабжения города Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", при разработке схем теплоснабжения поселений, городских округов с численностью населения от 10 тыс. человек до 100 тыс. человек соблюдение требований по разработке электронной модели перспективной схемы теплоснабжения является не обязательным. В данной схеме теплоснабжения электронная модель не разрабатывается, поскольку население города на время разработки схемы теплоснабжения составляет 64,09 тыс. человек.

Глава 4:
"Перспективные балансы производства и потребления
тепловой энергии (мощности) и теплоносителя"

4.1 Балансы тепловой энергии и перспективной тепловой
нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников
тепловой энергии с определением резервов (дефицитов)
существующей располагаемой тепловой мощности источников
тепловой энергии

Баланс тепловой мощности - это соответствие подключенной тепловой нагрузки тепловой мощности источников. Тепловая нагрузка потребителей рассчитывается как необходимое количество тепловой энергии для создания благоприятного микроклимата в помещениях потребителя при расчетной температуре наружного воздуха.
При отсутствии баланса тепловой мощности в холодный период года и при достижении температур наружного воздуха значений, близких к расчетным, появляется дефицит тепловой энергии и, как следствие, ухудшение микроклимата в помещениях потребителей.
Для определения баланса тепловой мощности необходимо знать максимальную возможную тепловую производительность источников, суммарную тепловую нагрузку потребителей и тепловые потери в теплотрассах (потери также являются тепловой нагрузкой для источника).
Текущее состояние теплосилового оборудования источника города располагает тепловой мощностью в 350 Гкал/ч (в горячей воде) и 100 тонн/пара в час. Общая тепловая мощность - 409 Гкал/час.
Присоединенная тепловая нагрузка источника с учетом потерь тепловой энергии в сетях составляет 328,12 Гкал/ч.
При подключении перспективной нагрузки (с учетом тепловых потерь) она может составить к 2030 году 66,48 Гкал/час, потребуется произвести реконструкцию существующей котельной. Поэтому схемой теплоснабжения предполагается строительство новой котельной в 18 микрорайоне и перевод всего микрорайона на закрытую систему теплоснабжения с устройством центральных тепловых пунктов (ЦТП). Сведения о существующих и перспективных балансах тепловой мощности представлены в таблице

Наименование источника теплоснабжения
Установленная тепловая мощность,
Гкал/ч
Затраты тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды,
Гкал/ч
Располагаемая тепловая мощность
"нетто",
Гкал/ч
Нагрузка потребителей,
Гкал/ч
Расчетные тепловые потери в тепловых сетях (в т.ч. теплоносителя),
Гкал/ч
Присоединенная тепловая нагрузка (с учетом тепловых потерь в тепловых сетях),
Гкал/ч
Дефициты (резервы) тепловой мощности источников тепла,
Гкал/ч
2014
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
301,2
26,92
328,12
+35,23
2020
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
301,2
26,92
328,12
+35,23
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
85
1,96
77,35
19,44
3,71
23,19
+54,16
2025
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
294,24
25,59
319,83
+43,52
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
85
1,96
77,35
44,65
7,7
52,35
+25
2030
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
409
8,36
363,35
294,24
25,59
319,83
+43,52
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
85
1,96
77,35
55,88
10,6
66,48
+10,87

Наличие резерва мощности в системах теплоснабжения позволяет подключать новых потребителей.

4.2 Гидравлический расчет передачи теплоносителя

Гидравлический расчет системы теплоснабжения проводится для определения условий, при которых существует возможность по осуществлению качественного теплоснабжения потребителей. Одной из главных целей расчета является определение существующей и требуемой пропускной способности магистральных тепловых линий на заданном температурном графике и безопасном (безаварийном) располагаемом напоре источника теплоснабжения.

4.3 Радиус эффективного теплоснабжения для зоны действия
каждого существующего, предлагаемого к новому
строительству, реконструкции или техническому
перевооружению источника тепловой энергии

Для оценки эффективности подключения перспективных потребителей тепловой энергии к источникам тепловой энергии и определения возможности эффективного расширения зон действия источников тепловой энергии необходимо определить радиусы оптимального и предельного теплоснабжения.
Данные показатели являются оценочными для определения возможности эффективного расширения зоны действия источников при сохранении плотности расположения тепловой нагрузки и средней нагрузки на потребителя.
Для определения оптимального и предельного радиусов теплоснабжения используется следующий метод:



B - среднее число абонентов на 1 кв. км;
s - удельная стоимость материальной характеристики тепловой сети, руб./кв. м;
П - теплоплотность района, Гкал/ч. кв. км;
t - расчетный перепад температур теплоносителя в тепловой сети, град. C;
Исходные данные для расчета существующих и перспективных радиусов и результаты расчета радиусов представлены в таблицах

Источники теплоснабжения
Площадь действия источника теплоснабжения, кв. км
Среднее число абонентов на кв. км
Теплоплотность района,
Гкал/ч на кв. км
Расчетный перепад температур, град. C
Оптимальный радиус теплоснабжения Rопт, км
2014

18,7
29,1
18,0
80
4,74
2020

18,7
29,1
18,0
80
4,74

1,1
1,8
22,9
80
3,85
2025

17,1
30,8
19,2
80
4,67

2,6
2,88
20,9
80
3,72
2030

17,1
30,8
19,2
80
4,67

4,62
6,5
14,8
80
3,62

Графически радиусы эффективного теплоснабжения источников представлены на рисунке ниже.

Теплоснабжение. Зона действия котельной.
Существующее положение


Теплоснабжение. Зона действия котельной.
Перспективное положение


Подключение перспективной застройки уменьшает зону радиуса существующей котельной за счет перевода части нагрузки на вновь строящуюся котельную.

4.4 Выводы о резервах (дефицитах) существующей системы
теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой
нагрузки потребителей

На данный момент нет дефицита мощности на котельной. Однако при перспективном строительстве и увеличении тепловой нагрузки на котельной к 2030 году будет наблюдаться дефицит мощности. Строительство котельной, расположенной в микрорайоне № 18, позволит избежать данной ситуации и разгрузит дополнительно котельную ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".

Глава 5:
"Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок и максимального потребления
теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей,
в том числе в аварийных режимах"

Балансы производительности водоподготовительных установок выполняются для определения возможностей водоподготовительных установок в различных режимах работы тепловой сети.
В городе в качестве теплоносителя для передачи тепловой энергии от источников до потребителей используется горячая вода и пар. Качество используемой воды должно обеспечивать работу оборудования системы теплоснабжения без превышающих допустимые нормы отложений накипи и шлама, без коррозионных повреждений, поэтому исходную воду необходимо подвергать обработке в водоподготовительных установках. Технические характеристики водоподготовительных установок приведены в таблице.

Котельная
Тип химической подготовки воды
Аккумуляторные баки
Количество, шт.
Объем, куб. м.
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
Na-катионитовых фильтров, Н-катионитовых фильтров, деаэрации, декарбонизация.
8
5800
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
Na-катионитовых фильтров, Н-катионитовых фильтров, деаэрации, декарбонизация.
2
1000

Подготовка теплоносителя на котельных происходит с использованием механической очистки, Na-катионитовых фильтров, Н-катионитовых фильтров, деаэрации, декарбонизация.
Баланс теплоносителя при расчетной температуре в -29 град. C представлен в таблице

Наименование источника тепловой энергии
Расход воды в подающем трубопроводе
Нормативная утечка теплоносителя
Производительность ВПУ
Требуемая производительность ВПУ
Подпитка в аварийном режиме
Куб. м./час
Куб. м./час
Куб. м./год
Куб. м./год
Куб. м./час
Куб. м./час
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
100
33
289000
720
720
340
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
20,4
6,6
57800
75
75
68

Годовой расход воды на подпитку системы теплоснабжения учитывает расход воды в отопительный и межотопительный период. Расчет количества воды, необходимой для производства и передачи тепловой энергии, производился на основе суммирования разового наполнения трубопроводов и систем теплопотребления, годового расхода воды на подпитку системы теплоснабжения и затрат воды на собственные нужды источников теплоснабжения, также учитывался расход воды на аварийную подпитку системы.

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

6.1 Определение условий организации централизованного
теплоснабжения, индивидуального теплоснабжения, а также
поквартирного отопления

Централизованное теплоснабжение представляет собой процесс обеспечения тепловой энергией нескольких потребителей от одного или нескольких источников. Источником тепловой энергии в системах централизованного города служит промышленная котельная.
Тепловая энергия отпускается потребителям в виде горячей воды или пара. Для снабжения тепловой энергией жилищно-коммунального сектора в качестве теплоносителя применяют воду, а для снабжения градообразующего предприятия наряду с водой и пар.
Централизованное теплоснабжение предусмотрено для существующей застройки и перспективной многоэтажной застройки. Под индивидуальным теплоснабжением понимается, в частности, печное отопление и теплоснабжение от индивидуальных котлов. Это район частного сектора и район малоэтажной застройки.
Поквартирная система отопления имеет ряд преимуществ, а также ряд недостатков. Преимуществами данной системы децентрализованного отопления являются:
- низкая стоимость производства тепловой энергии,
- независимость от аварий и инцидентов в централизованной системе теплоснабжения,
- возможность местного регулирования температуры теплоносителя.
Недостатками системы является то, что нередко обслуживание котельного поквартирного отопления происходит не специализирующей организацией, а самими жителями, что приводит к возникновению аварийных ситуаций в жилищном фонде.
Развитие поквартирного отопления в долгосрочной перспективе будет в значительной степени зависеть от степени восстановления и модернизации системы центрального отопления.
На данный момент основным условием организации централизованного источника теплоснабжения является эффективный радиус теплоснабжения, который определяет зону действия источника централизованного теплоснабжения, в пределах которого тепловая энергия получается дешевле тепловой энергии индивидуального (поквартирного) источника теплоснабжения. Основной экономический эффект централизованного источника теплоснабжения связан со значительным снижением постоянных издержек теплоснабжающей организации, а также снижением потребности в топливе за счет эффективного регулирования отпуска тепловой энергии от источника теплоснабжения.

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

Схемой теплоснабжения не предусматривается строительство источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой энергии. В микрорайоне № 18 для обеспечения перспективной нагрузки предусматривается строительство блочно-модульной водогрейной котельной производительность 85 Гкал/час.

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

Действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии на территории города не существует.

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

Схемой теплоснабжения не предусматривается реконструкция котельной для выработки электроэнергии в комбинированном цикле.

6.5 Обоснование предлагаемых для реконструкции котельных
с увеличением зоны их действия путем включения в нее зон
действия существующих источников тепловой энергии

Реконструкцию котельной предполагается провести без увеличения зоны ее действия. Для реконструкции котельной предполагается проведение следующих мероприятий, направленных на повышение надежности работы теплоэнергетического оборудования, а именно:
- модернизация котельного оборудования (котел ДКВР 20-13),
- модернизация химводоочистных сооружений ХВО-1 и ХВО-2,
- замена дымовой трубы на здание № 540 и капитальный ремонт трубы здания 585.

6.6 Обоснование предлагаемых для перевода в пиковый режим
работы котельных по отношению к источникам тепловой
энергии с комбинированной выработкой тепловой
и электрической энергии

Действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии на территории города не существует. Перевод в пиковый режим работы котельной не предусматривается.

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

Действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии на территории города не существует. Расширение зон действия не предусматривается.

6.8 Обоснование предлагаемых для вывода в резерв и (или)
вывода из эксплуатации котельных при передаче тепловых
нагрузок на другие источники тепловой энергии

Вывод в резерв и (или) вывод из эксплуатации действующего источника теплоснабжения не предусматривается.

6.9 Обоснование организации индивидуального теплоснабжения
в зонах застройки поселения малоэтажными жилыми зданиями

Индивидуальное (локальное) теплоснабжение необходимо организовать при наличии следующих факторов:
- Радиус предельного теплоснабжения;
- Маленькая нагрузка отдельно взятого потребителя;
- Большие тепловые потери при транспорте;
- Необходимость в более качественном регулировании.
Организация индивидуального теплоснабжения в зонах застройки с высокой плотностью максимального потока тепла на цели отопления, вентиляции и горячего теплоснабжения на территории города не требуется.

6.10 Обоснования организации теплоснабжения
в производственных зонах на территории поселения, города

Организация теплоснабжения в производственных зонах планируется от автономных источников, кроме потребителей, у которых тепловая энергия подается от системы централизованного теплоснабжения.

6.11 Обоснование перспективных балансов тепловой мощности
источников тепловой энергии и теплоносителя
и присоединенной тепловой нагрузки в каждой из систем
теплоснабжения города и ежегодное распределение объемов
тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии

В основу перспективных балансов тепловой мощности ложится гидравлический расчет системы теплоснабжения, радиусов эффективного теплоснабжения и обоснования по реконструкции источников тепловой энергии. Упомянутые обоснования приводились ранее в тексте. Перспективные балансы тепловой энергии предусматривают изменение гидравлического режима в связи с переводом потребителей тепловой энергии на закрытую систему горячего водоснабжения до 2022 года.
Перспективные балансы тепловой энергии представлены в таблице

Наименование котельной
Установленная мощность котельной, Гкал/час
Располагаемая мощность котельной, Гкал/час.
Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час
Котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
490
363,35
319,83
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
85
77,35
66,48

6.12 Радиусы эффективного теплоснабжения (зоны действия
источников тепловой энергии) в каждой из систем
теплоснабжения, расчет радиусов эффективного теплоснабжения
(зоны действия источников тепловой энергии) в каждой
из систем теплоснабжения, позволяющий определить условия,
при которых подключение теплопотребляющих установок
к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие
увеличения совокупных расходов в указанной системе

Расчет радиусов эффективного теплоснабжения источников произведен в главе 4.

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

7.1 Реконструкция и строительство тепловых сетей,
обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон
с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой
мощности (использование существующих резервов)

Дефицит тепловой мощности система централизованного теплоснабжения будет испытывать к 2030 году. К 2020 году с целью избежания данного дефицита планируется строительство новой котельной в перспективном районе застройки.

7.2 Строительство тепловых сетей для обеспечения
перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную,
комплексную или производственную застройку во вновь
осваиваемых районах поселения

Для обеспечения перспективных нагрузок теплоснабжения тепловой энергией необходимо строительство дополнительных тепловых сетей.
Основной зоной строительства новых тепловых сетей является зона действия перспективного источника теплоснабжения.
Также предполагается использование существующих сетей в зоне действия нового источника тепловой энергии с перепрофилированием их из двутрубной системы в четырехтрубную ("закрытую" систему теплоснабжения).

7.3 Строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия,
при наличии которых существует возможность поставок
тепловой энергии потребителям от различных источников
тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения

Текущая организация системы теплоснабжения способна обеспечить поставку тепловой энергии от одного источника. Также возможен вариант подключения перспективного источника тепловой энергии к "единой" сети, что позволяет обеспечить достаточную надежность системы теплоснабжения при различных вариантах аварийных ситуаций, а также снизить себестоимость тепловой энергии.
Исходя из текущего состояния возможностей коммутации тепловых сетей, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии, дополнительное строительство магистралей потребуется после окончательного утверждения плана застройки земельного участка и зоны строительства перспективного источника энергии.

7.4 Строительство или реконструкция тепловых сетей
для повышения эффективности функционирования системы
теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных
в пиковый режим работы или ликвидации котельных

Как уже было замечено ранее, вывод в резерв и (или) вывод из эксплуатации действующего источника теплоснабжения не предусматривается, поэтому строительство дополнительных сетей в данной пункте не рассматривается.

7.5 Строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной
надежности теплоснабжения

Текущее состояние тепловых сетей с накопленным износом не позволит достичь бесперебойной работы в поставке тепловой энергии. Дальнейшие местные ремонты ведут лишь к ухудшению сложившейся ситуации, так как затрачиваемые ресурсы не приводят к обновлению теплопроводов.
Проведенная инвентаризация выявила ненормативный срок службы некоторых тепловых сетей. Для выхода из сложившейся ситуации и повышения надежности и безопасности теплоснабжения предусмотрена перекладка тепловых сетей, объем перекладки указан в таблице раздела 7.7

7.6 Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра
трубопроводов для обеспечения перспективных приростов
тепловой нагрузки

Для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра не требуется, поскольку предполагается строительство новых сетей.

7.7 Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи
с исчерпанием эксплуатационного ресурса

Из-за подверженности коррозии тепловые сети из стальных труб весьма недолговечны. Это приводит к тому, что эксплуатируемые в настоящее время подземные теплопроводы, как правило, требуют частичной замены в сроки, значительно более короткие.
С интенсивным развитием систем централизованного теплоснабжения увеличивается и объем работ по их восстановлению и реконструкции, требующий больших материальных и трудовых ресурсов. При осуществлении реконструкции и модернизации водяных тепловых сетей многие вопросы, связанные с их проектированием и строительством, требуют нового комплексного подхода к данной проблеме. Под сроком службы тепловых сетей подразумевается календарное время, за которое под воздействием различных факторов они приходят в состояние, когда дальнейшая эксплуатация становится невозможной, а восстановление - экономически нецелесообразным. Необходимо различать физическую долговечность тепловых сетей, зависящую от физических и технических характеристик их конструкций, и технологическую, зависящую от соответствия теплосети функциональному процессу обеспечения тепловой энергией требуемого количества потребителей.
Общей задачей реконструкции водяных тепловых сетей является их обновление с целью приведения их в соответствие с потребностью теплоиспользующих систем. При реконструкции тепловых сетей достигают повышения пропускной способности, надежности, долговечности, а также экономии топливно-энергетических ресурсов и т.д. Реконструкция часто сопровождается присоединением новых тепловых потребителей.
Весьма важно определить правильную очередность проведения работ. Реконструкция, прежде всего, должна коснуться сетей наименее надежных, пораженных наружной коррозией в наибольшей степени.
Далее приводится список участков тепловой сети, подлежащих замене. Перекладка тепловых сетей рассчитана на весь период разрабатываемой схемы теплоснабжения.


наименование тепловой сети
год реконструкции
длина,
м
1
Магистральная теплосеть от ж/д № 10 кв. 3 - 3а до м/р 3а (ж/д № 1, 2, 2а и ГРП)
2015 - 2020
1512,8
2
Внутриквартальная теплосеть м/р № 4
2015 - 2020
1556
3
Транзитная магистраль теплосети от ТК-18а в м/р № 13 до м/р № 4
2015 - 2020
2446,6
4
Т/сеть от ТК-18 до ж/д № 26 в м/р № 13
2015 - 2020
1154
5
Магистральная теплосеть от ТК-11а до ТК-18 м/р № 13
2015 - 2020
569,7
6
Т/сеть от К-6 до зд. 7 - 11, 14 м/р № 13
2015 - 2020
1084
7
Т/сеть от элеваторного узла к летнему полигону
2015 - 2020
600
8
Т/сеть жил. кв. № 1
2015 - 2020
14553
9
Т/сети 10 кв. от К-321 до ж/д № 15, 17, 18 и ж/д
2015 - 2020
945
10
Т/сеть от К № 36 до колодца 34 на 1 площадке
2015 - 2020
1287
11
Т/сеть от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
2015 - 2020
1398
12
Т/сеть промплощадки № 1
2015 - 2020
2609
13
Теплосеть базы ОРСа на территории базы
2015 - 2020
2886,1
14
Внутриквартальные теплосети летнего полигона
2015 - 2020
1398
15
Теплосеть ВОХР (воздушная и канальная часть) кв. 132
2015 - 2020
1194
16
Теплосеть 16-го микрорайона
2015 - 2020
1136
17
Теплосети жилого квартала № 2
2015 - 2020
5013,3
18
Теплосеть от здания 540 до здания № 9
2015 - 2020
420
19
Теплосеть автобазы 1-ой очереди
2015 - 2020
1118
20
Внутриквартальные т/сети от К-2 у ж/д 11 до ж/д 17 кв. 11
2015 - 2020
662,1
21
Транзитная т/сеть от НО-1 до НО-6
2015 - 2020
976
22
К-36 до К-37
2015 - 2020
240
23
Т/сеть базы ОРСа
2015 - 2020
1340
24
Магистральная т/сеть от ТК-19 до ж/д № 11а м/р 12 кв. 2
2015 - 2020
1237,5
25
Т/трасса к профтехучилищу от К-7
2015 - 2020
954
26
Т/сеть к городской оранжерее
2015 - 2020
600
27
Паропровод от К № 36 до колодца 34 на 1 площадке
2015 - 2020
1287
28
Паропровод от К-63 до зд. 101, 102, 513, 116 (промплощадка)
2015 - 2020
1405
29
Паропровод промплощадки № 1
2015 - 2020
1747
30
Паропровод от промплощадки
2015 - 2020
1917,6
31
Транзитный паропровод от пл. № 1 до базы оборудования
2015 - 2020
7764

ИТОГО
2015 - 2020
63010,7



наименование тепловой сети
год реконструкции
длина,
м
1
Магистральная теплосеть от павильона № 1 до камеры № 308
2020 - 2025
900
2
теплосети к ж/д № 10 и 12 м/р № 3а
2020 - 2025
595,2
3
Т/сеть от К-4 до К-13 с вводом в ж/дома № 11 - 15 м/р № 13
2020 - 2025
587,2
4
Т/сети 10 кв. к ж/д. № 10 - 14
2020 - 2025
208,8
5
Т/сети к зд. Молокозавода от ТК-38
2020 - 2025
1413
6
Т/сеть от К-13 к административному зд. и дому связи
2020 - 2025
528,7
7
Т/сеть к зд. 100 и 104 от К-35 (площадки № 1)
2020 - 2025
1052
8
Т/сеть хлебозавода с дренажом от К-38 до К-3 база ОРСа
2020 - 2025
634,4
9
Наружная т/сеть к зд. 519, 520 раз. Заводской
2020 - 2025
680
10
Т/сеть к ж/д № 21, 22, 26, 27, 33 м/р 12 кв. 2
2020 - 2025
761
11
Т/сети к казармам ВСО № 10, 9, 8, 11
2020 - 2025
835,2
12
Теплосети внутриквартальные от камеры 12 до камеры 14 "б" к зданию овощного магазина мкр. 13 цех 12
2020 - 2025
417,22
13
Внутриквартальные теплосети от ж/д № 6, К-13, К-12, К-11, К-10, К-9 до К-10 главной магистрали т/сети
2020 - 2025
506,74
14
Теплосети наружные школы интернатной
2020 - 2025
390
15
Т/сеть к коттеджам
2020 - 2025
335
16
Теплосети к ж/д 4, 3, 2 в квартале 2 "а" по Пр. Мира
2020 - 2025
624
17
Внутриквартальные теплосети к ж/д N№ 16, 17, 18, 19 квартала 13
2020 - 2025
275
18
Теплосеть города от ТК-318а до ТК-321 (реконструкция городской теплосети)
2020 - 2025
1944
19
Теплосеть к комплексу зд. 183 и площ. ГП (до забора)
2020 - 2025
3140
20
Теплосети к зданиям 505 и 506 периметр
2020 - 2025
3660
21
Магистральная теплосеть от К-321 до К-326 и ТК-1
2020 - 2025
2852
22
теплосеть к зд. бывшего свинарника военного городка на 58 квартале
2020 - 2025
426
23
теплосеть к Заставе № 2
2020 - 2025
666
24
теплосеть по ул. Литке, вдоль периметра в/ч
2020 - 2025
680
25
теплосеть к ул. Конституции, 3б (ЖЭК-3)
2020 - 2025
400
26
Паропровод к кор. 5702 очередь
2020 - 2025
596,2
27
Паропровод к зд. Молокозавода от ТК-38
2020 - 2025
1413
28
Паропровод от К-36 до К-37
2020 - 2025
366
29
Паропровод от К-38 до нового тепломерного пункта
2020 - 2025
834

ИТОГО
2020 - 2025
27720,66



наименование тепловой сети
год реконструкции
длина,
м
1
Тепловая сеть к зд. № 182
2025 - 2030
591
2
Тепловые сети дома № 16
2025 - 2030
392
3
Теплосеть от колодца ТК-1 до ж/д № 18 м/р № 3 - 3а
2025 - 2030
246
4
Теплосеть учебного комбината и ж/д № 6 (от К-4 до теплоцентра общежития м/р № 3а)
2025 - 2030
629,38
5
Теплосеть торгового центра
2025 - 2030
209,8
6
Т/сеть ж/д № 36 - 38 м/р № 13
2025 - 2030
377,2
7
Внутриквартальная теплосеть к ж/д № 15 - 17 кв. 1а от д. № 14 кв. 10
2025 - 2030
83,4
8
Т/сеть к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
2025 - 2030
285
9
Т/сеть к зд. 301 (ГО промплощадки № 1)
2025 - 2030
300
10
Т/сеть Ж/д № 9 м/р № 8
2025 - 2030
490
11
Теплосеть здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
2025 - 2030
300
12
Теплосеть к зданию № 300
2025 - 2030
168
13
Внутриквартальная теплосеть в р-не ж/д № 4 и № 5 от камеры 13 до здания 4 КК-13, 14, 18
2025 - 2030
201
14
Т/сети к зд. Детского парка
2025 - 2030
659,34
15
Т/сеть к зд. Дома пионеров кв. 3а
2025 - 2030
315,2
16
Внутриквартальная т/сеть ж/д № 10, 11 кв. 11 от К-9 до К-2
2025 - 2030
68,6
17
Т/сеть от д. 540 до К-38
2025 - 2030
302
18
Т/сети фруктоовощехранилища базы ОРСа
2025 - 2030
590,7
19
Теплосети от К-7 до ж/домов N№ 2, 6, 7 с дренажными впусками жил. мр. 12 кв. 1 и от дома 2 до дома 9 мкр. 12
2025 - 2030
318
20
Теплосети школы (здания № 16 комн.) Кв. 1 мкр. 12
2025 - 2030
559,4
21
Теплосети к зд. школы № 225 и теплицы мкр. 13
2025 - 2030
370
22
Внутриквартальные теплосети от ТК-18 до здания дет. сада 37 и ППО-32 микрорайона 13
2025 - 2030
261,8
23
Внутриквартальные теплосети у дет. сада зд. 50 с дренажом камерой № 29 "а" К-29 до К-29а жилпоселка мкр. 13
2025 - 2030
249,7
24
Внутриквартальные теплосети к зд. 48 ППО046, квартала 13, камер 9, кв. 27, К-29, К-31, зд. 46
2025 - 2030
288
25
Теплосеть спортивного комплекса
2025 - 2030
158,44
26
Теплосеть к трибуне стадиона
2025 - 2030
114
27
Теплосети школы № 217 по Пр. Мира кв. 2а
2025 - 2030
181
28
Теплосеть к ж/д № 10 микрорайона № 8
2025 - 2030
475,2
29
Теплосеть к ж/д N№ 8, 34 мкр. 3 - 3а
2025 - 2030
1270
30
Теплосеть от бойлерной к зданиям N№ 128, 129, 530
2025 - 2030
214
31
Теплосеть к зданию 585 от павильона № 1
2025 - 2030
1920
32
Тепловые сети ж/д 22, 23, 24, 21 в мкр. 8
2025 - 2030
1581,6
33
Теплосети жилого дома 28 (от ж/д 21 до ж/д 28) мкр. 8
2025 - 2030
1109,2
34
Теплосети ж/д № 29, 30, 31 мкр. 8
2025 - 2030
556
35
Теплосети ж/д 32, 33 в мкр. 8
2025 - 2030
682,2
36
Теплосети к дому молодежи от г/к-407 танцевальный зал
2025 - 2030
709,6
37
Магистральная теплосеть в проходном канале от ТК-323 до ТК-4 кв. 3 мкр. 8
2025 - 2030
829,6
38
Теплосеть от ТК-1 до ж/д № 30 мкр. 4
2025 - 2030
1126
39
Т/сеть внутриплощадочные и магистральные к зд. 701, 709, 711 площ. № 7
2025 - 2030
2483
40
Теплосеть жилого дома 19 и 19 "а" мкр. 3 - 3а
2025 - 2030
1188
41
Теплосеть внутриплощадочная пл. VII от ТК-8 до ТК-9, зд. 701 от ТК-7 до зд. 719
2025 - 2030
1204
42
Теплосеть к базе ОРСа (магистр.)
2025 - 2030
1758
43
Магистральная теплосеть мкр. 5 от ТК-326 до ТК-329
2025 - 2030
1824
44
Магистральная теплосеть от УТ-1 "а" до УТ-2 мкр. 3 - 3а, 4
2025 - 2030
3712,4
45
теплосеть к ул. Светлая, 1
2025 - 2030
490
46
теплосеть от зд. ЖЭК-3 до маг. "Волна"
2025 - 2030
200
47
теплосеть к ул. Спортивная, 3, 5а (подвал)
2025 - 2030
81
48
т/с к пристрою шк. 224
2025 - 2030
280
49
т/с к рембазе РСУ
2025 - 2030
468
50
т/с к мастерским ЖЭК-1
2025 - 2030
180
51
т/с к МП КБУ
2025 - 2030
650
52
Паро-, конденсатопровод к зд. № 182
2025 - 2030
544,83
53
Паропровод к зд. 125 от К-39 (промплощадка)
2025 - 2030
279
54
Паропровод здания № 100 от камеры 43 до 35 (реконструкция площадки № 1)
2025 - 2030
300
55
Наружный паропровод от кор. 105 (цех № 5) до кор. № 4 (для разогревания кислот)
2025 - 2030
120
56
Паро-, мазутопровод зд. 585, 521, 9, 540 Котельная
2025 - 2030
1260,6

ИТОГО
2025 - 2030
36205,19

Итого предлагается заменить 153,7 км. тепловых сетей, паро- и конденсатопроводов.

7.8 Строительство и реконструкция насосных станций

Строительство и реконструкция насосных станций не планируются.

Глава 8:
"Перспективные топливные балансы"

8.1 Расчеты перспективных максимально-часовых и годовых
расходов основного вида топлива, необходимого
для обеспечения нормативного функционирования источников
тепловой энергии на территории города

Основным видом топлива на прогнозируемый период до 2030 года остается природный газ, обеспечивающий производство тепловой энергии на всех источниках города. На перспективу расчеты по годовому потреблению топлива для водогрейных котельных представлены в таблице

Источник тепловой энергии
Производство тепловой энергии в год, Гкал/год (при расчетной нагрузке)
Расход натурального топлива, тыс. куб. м./год (при расчетной нагрузке)
Расход условного топлива,
т. у. т./год
(при расчетной нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
1 783 795,2
325 364
285 407
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
390 443,6
71 217
62 471


Источник тепловой энергии
Производство тепловой энергии в год, Гкал/год (при фактической нагрузке)
Расход натурального топлива, тыс. куб. м./год (при фактической перспективной нагрузке)
Расход условного топлива,
т. у. т./год
(при фактической перспективной нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "старт" им. М.В. Проценко"
768 527
107 863,4
122 964,3
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
130 784
18 355,6
20 925,4

Расчет показателей котельных производится на основе расчетно-нормативного метода, при этом объем необходимой тепловой энергии для нужд теплоснабжения в соответствии с МДК 4-05.2004 включает производство тепловой энергии, учитывающей тепловые потери и расход тепловой энергии на собственные нужды источника. Расчет охватывает отопительный период (190 календарных дней) и межотопительный период (175 календарных дней).
Максимальный часовой расход основного вида топлива для каждой котельной, рассчитанный при температуре - 29 град. C и КПД котлоагрегатов 91%, в перспективе представлен в таблице

Источник тепловой энергии
Присоединенная расчетная нагрузка с учетом потерь, Гкал/час
Максимальный расход натурального топлива, тыс. куб. м./час (при расчетной нагрузке)
Максимальный расход условного топлива,
т. у. т./час.
(при расчетной нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
328,19
46,05
52,5
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
68,44
9,61
10,95


Источник тепловой энергии
Присоединенная фактической нагрузке с учетом потерь, Гкал/час
Максимальный расход натурального топлива, тыс. куб. м./час (при фактической нагрузке)
Максимальный расход условного топлива,
т. у. т./час.
(при фактической нагрузке)
Существующая котельная ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко"
202,35
28,42
32,4
Предполагаемая к строительству котельная в микрорайоне № 18
28,02
3,93
4,48

8.2 Расчеты нормативных запасов аварийных видов топлива

В соответствии с Порядком обеспечения потребителей газом в периоды похолоданий и в случае аварийных ситуаций на газотранспортных системах, утвержденном Приказом Минэнерго РФ от 16.12.2002 № 448, обеспечение поставок в периоды похолоданий при максимальных отборах газа осуществляется за счет перевода ряда потребителей на резервные виды топлива. Объемы высвобождаемых ресурсов газа для этих целей определяются "Графиками перевода организаций на резервные виды топлива при похолоданиях". Для теплоснабжающей организации города такой график разрабатывается ООО "Газпром межрегионгаз Пенза", который учитывает среднесуточную норму поставки газа, броню газопотребления, вид резервно-топливного хозяйства и объем резервного топлива.
Также Управлением по регулированию тарифов и энергосбережению Пензенской области ежегодно издается приказ о нормативных запасах топлива на котельных.

Глава 9:
"Оценка надежности теплоснабжения"

9.1 Обоснование перспективных показателей надежности,
определяемых числом нарушений в подаче тепловой энергии


Перспективные показатели надежности системы теплоснабжения города определяются по среднестатистическим данным наработки на отказ элементов системы. Расчет перспективных показателей надежности выполнен по методике, приведенной в части 9 Главы 1. При расчете вероятности безотказной работы взят максимальный период по эксплуатации тепловых сетей равный 25 годам. Данные показатели надежности рассчитаны на 2030 год.
При условии выполнения мероприятий, предлагаемых в схеме теплоснабжения, вероятность безотказной работы составит 0,98.

9.2 Обоснование перспективных показателей, определяемых
приведенной продолжительностью прекращений подачи
тепловой энергии

На основании п. 1.2.9; 1.2.10; 1.3.10 главы 1 для анализа времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных отключений использованы значения показателей по п. 6.33 СНиП 41-02-2003 и произведен расчет коэффициента готовности СЦТ. Данный расчет выполнен по нормативно-технической документации и позволяет дать количественную оценку указанного параметра для дальнейшего сопоставления со СНиП 41-02-2003. Минимально допустимое значение этого показателя согласно п. 6.28 СНиП 41-02-2003 равно 0,97.
При условии выполнения мероприятий, предлагаемых в схеме теплоснабжения, вероятность безотказной работы составит 0,99.

9.2.1 Обоснование перспективных показателей, определяемых
приведенным объемом недоотпуска тепла в результате
нарушений в подаче тепловой энергии

Минимально допустимая величина подачи тепловой энергии потребителям по условию живучести должна быть достаточной для поддержания температуры теплоносителя в трубах и соответственно температуры в помещениях.
Объем недоотпуска тепла в результате нарушений подачи тепловой энергии определяется общим коэффициентом готовности системы теплоснабжения. Так как вероятность возникновения события равномерно распределена в течение расчетного периода его наблюдения, то и общий недоотпуск тепловой энергии следует определять при среднегодовой температуре за отопительный период и межотопительный для котельной. Приведенный объем недоотпуска тепла следует определять из числа участков тепловой сети, имеющих наибольший коэффициент неготовности. Такое значение коэффициента неготовности имеют нерезервированные линии с наибольшей удаленностью от источника и, как следствие, с меньшей вероятностью безотказной работой СЦТ.
Вероятность безотказной работы системы теплоснабжения в 2030 году как правило, не составляет более 0,97 для рассматриваемых источников теплоснабжения, отсюда следует, что вероятность отказа СЦТ составляет меньше 0,03.
Таким образом недоотпуск тепловой энергии потребителям в результате отказа СЦТ составит 10,49 Гкал /час., что ниже в 2,28 раза при состоянии системы в данный момент.

9.3 Обоснование перспективных показателей, определяемых
средневзвешенной величиной отклонений температуры
теплоносителя, соответствующих отклонениям параметров
теплоносителя в результате нарушений в подаче тепловой
энергии

Отклонение температуры теплоносителя возможно при недостаточной мощности источника теплоснабжения при расчетных температурах.
Отклонения параметров теплоносителя в результате нарушений в подаче тепловой энергии невозможны при выполнении рекомендаций по модернизации системы теплоснабжения, изложенных в предыдущих главах.
Отсутствие вероятности по происхождению события исключает возможность оценки перспективных показателей определяемых средневзвешенной величиной отклонений температуры теплоносителя, соответствующих отклонениям параметров теплоносителя в результате нарушений в подаче тепловой энергии.

Глава 10:
"Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию
и техническое перевооружение"

Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии, тепловых сетей сформированы на основе мероприятий, прописанных в главе 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" и главе 7 "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей". Все расчеты производятся в ценах 2013 года.

10.1. Оценка финансовых потребностей для осуществления
строительства, реконструкции и технического перевооружения
источников тепловой энергии и тепловых сетей

Общая стоимость капитальных вложений в источники тепловой энергии, тепловые сети и сооружения на них по предварительной оценке составляет 1066,8 млн. рублей, в том числе:
- Капитальные вложения в источник тепловой энергии - 33 млн. рублей (3,1%),
- Капитальные вложения в тепловые сети - 156 млн. рублей (14,6%);
- Капитальные вложения в мероприятия по изменению схемы теплоснабжения - 610 млн. рублей (57,2%);
- Капитальные вложения в строительство новой котельной и новых тепловых сетей - 267,8 млн. рублей (25,1%).
Стоимость проектов определяется с использованием укрупненных коэффициентов, рассчитанных на основе цены объекта "под ключ" за 1 МВт или 1 Гкал мощности - для источников тепловой энергии и на основе величины диаметров, изолирующего материала, способа прокладки - для тепловых сетей. Точная стоимость мероприятий по каждому проекту уточняется по факту принятия решения о строительстве и реконструкции объекта в индивидуальном порядке на основе проектно-сметной документации.
По годам капитальные вложения в строительство, реконструкцию, модернизацию и техническое перевооружение объектов системы теплоснабжения представлены в таблицах

Наименование капитальных вложений
2015 - 2020
2020 - 2025
2025 - 2030
Капитальные вложения в источник тепловой энергии
33,0
0
0
Капитальные вложения в тепловые сети
77,7
34,2
44,1
Капитальные вложения в мероприятия по изменению схемы теплоснабжения
435
175
0
Капитальные вложения в строительство новой котельной и новых тепловых сетей
191,3
76,5
0
ИТОГО
737
285,7
44,1


Наименование капитальных вложений
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Капитальные вложения в источник тепловой энергии
33,0
0
0
0
0
0
Капитальные вложения в тепловые сети
13
13
13
13
13
12,7
Капитальные вложения в мероприятия по изменению схемы теплоснабжения
73
73
73
73
73
70
Капитальные вложения в строительство новой котельной и новых тепловых сетей
0
19,1
52
52
34,1
34,1
ИТОГО
119
105,1
138
138
120,1
116,8

10.2. Предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих
финансовые потребности

Система финансового обеспечения, необходимого для развития системы теплоснабжения, в целом может включать несколько различных источников средств:
- Собственные финансовые ресурсы предприятия за счет прибыли и амортизационных отчислений;
- Средства собственников объектов системы теплоснабжения;
- Заемные средства;
- Бюджетное финансирование;
- Средства внебюджетных фондов и пр.
При выборе источников финансирования необходимо учитывать различные факторы: стоимость привлекаемого капитала, эффективность отдачи от него, риск, возникающий при использовании того или иного источника финансирования, и пр. При этом надо иметь в виду, что использование внутренних источников финансирования - это легкость, доступность и быстрота мобилизации ресурсов, уменьшение риска неплатежеспособности (из-за отсутствия процентных выплат), однако вместе с тем - ограниченность объемов и отвлечение денежных средств из хозяйственного оборота. При внешних источниках финансирования очевидна возможность привлечения средств в значительных масштабах, однако здесь в качестве негативного фактора также присутствует сложность и длительность процедур привлечения средств.
В сфере теплоснабжения оптимальным является метод смешанного финансирования, при котором выстраивается наиболее подходящая структура источников формирования инвестиционных ресурсов. Она включает:
- Собственные средства теплоснабжающей организации за счет прибыли, амортизационных отчислений, инвестиционных надбавок и платы за подключение;
- Средства собственников объектов системы теплоснабжения,
- Безвозмездные средства в рамках государственных программы,
- Средства энергосервисных компаний.
Для привлечения инвестиций и в целях достижения баланса "располагаемая тепловая мощность = текущая и перспективная тепловая нагрузка" необходимо создать организационно-правовые условия, гарантирующие собственникам объектов системы теплоснабжения и инвесторам возврат инвестиций, а именно провести реформирование коммунального комплекса в интересах населения, собственников существующих энергомощностей и инвесторов.
Объекты системы теплоснабжения города находятся как в государственной, так и в муниципальной собственности, кроме того, часть объектов являются бесхозными.
В целях реализации схемы теплоснабжения городу требуется 1066,8 млн. руб., в т.ч. 610 млн. руб. в мероприятия по переходу к закрытому водоразбору.
Препятствием для притока инвестиций в новое строительство, реконструкцию и модернизацию объектов системы теплоснабжения являются также "ножницы" тарифов на тепловую энергию, рассчитанных теплоснабжающими организациями и утвержденными в установленном порядке, а также отставание темпов роста тарифов на тепловую энергию от темпов роста тарифов на природный газ и электрическую энергию. Указанные "ножницы" обрекают теплоснабжающие организации на гарантированное удвоение убытков ежегодно.
Для мероприятий, которые предлагается осуществить в рамках схемы теплоснабжения, предлагаются следующие источники финансирования

Наименование капитальных вложений
Сумма капитальных вложений, млн. рублей
Источники финансирования
Капитальные вложения в источник тепловой энергии
33
За счет средств амортизации и прибыли предприятия
Капитальные вложения в тепловые сети
156
За счет средств амортизации и прибыли предприятия
Капитальные вложения в мероприятия по изменению схемы теплоснабжения
610
Федеральный бюджет, местный бюджет
Капитальные вложения в строительство новой котельной и новых тепловых сетей
267,8
За счет платы за подключение

Фактическая получаемая амортизация предприятия теплоснабжения составляет 7,3 млн. рублей в год. При этом за счет выполнения мероприятий по модернизации котельных и перекладке сетей предполагается увеличение средств амортизации на 0,669 млн. рублей в год. К 2030 году общая сумма амортизационных отчислений, полученных с 2015 по 2030 год, составит 190,1796 млн. рублей. Поэтому мероприятия, направленные на реконструкцию котельных и тепловых сетей, предлагается профинансировать за счет средств амортизационных отчислений без надбавок к тарифам на тепловую энергию.
Капитальные вложения в мероприятия по изменению схемы теплоснабжения предполагается выполнить за счет средств федерального и местного бюджета.
Капитальные вложения в строительство новой котельной предлагается профинансировать за счет платы за подключение.
Кроме того, на предприятии не рассчитана плата за резервирование мощности. Предлагается произвести расчет данной платы и получить дополнительное финансирование на развитие системы теплоснабжения города.

10.3. Расчеты эффективности инвестиций

Для определения ценовых последствий реализации запланированных мероприятий (проектов) схемы теплоснабжения и для приведения капитальных вложений к ценам соответствующих лет использовались долгосрочные индексы-дефляторы, установленные Минэкономразвития России.
Натуральные показатели в части прогнозируемого отпуска тепловой энергии взяты на основе перспективной нагрузки. Выработка тепловой энергии до 2030 года рассчитывается с учетом проведения энергоэффективных мероприятий:
- уменьшения тепловых потерь в трубопроводах за счет перекладки тепловых сетей.
Недоотпуск тепла потребителям, рассчитанный с учетом вероятного отказа системы теплоснабжения в 2015 и в 2030 году.
После выполнения мероприятий, предлагаемых в схеме теплоснабжения, возможно:
- сокращение тепловых потерь тепловой энергии на 11200 Гкал/год, или 1792 т.у.т., или 1571,9 тыс. н. куб. м природного газа (6,5 млн. рублей/год),
- сокращение производства теплоносителя за счет перевода системы теплоснабжения из "открытой" в "закрытую" - 1680000 куб. м. (19,505 млн. руб./год),
- недополученный доход предприятием, из-за отказов системы теплоснабжения в результате не выполнения мероприятий, предложенных в схеме теплоснабжения, на величину 120,54 Гкал/ час. (198,312 млн. руб.)
Таким образом, сроки окупаемости мероприятий по капитальным вложениям составят к 2030 году:
- Капитальные вложения в источник тепловой энергии и капитальные вложения в тепловые сети - 0,92 года,
- Капитальные вложения в мероприятия по изменению схемы теплоснабжения - 4,46 года.

10.4. Расчеты ценовых последствий для потребителей
при реализации программ строительства, реконструкции
и технического перевооружения систем теплоснабжения

При реализации мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению системы теплоснабжения величина платы за потребленную тепловую энергию зависит от рассчитанной в инвестиционной программе надбавки к тарифу на тепловую энергию.
Величина инвестиционной надбавки зависит от суммы капитальных вложений в реконструкцию и модернизацию, от срока окупаемости проекта и от эффективности схемы финансирования проекта. Плата за присоединенную нагрузку определяется суммой капитальных вложений в увеличение мощности энергетического оборудования и требуемой пропускной способности тепловых сетей, производится застройщиком и влияет на стоимость вводимых строительных площадей. Плата за присоединенную нагрузку планируется в размере 3,15 млн. рублей за 1 Гкал/час в ценах 2013 года.
Как было озвучено ранее, финансирование мероприятий, предлагаемых в схеме теплоснабжения, предусматривается за счет следующих источников:
- амортизационные отчисления,
- средства из бюджетов всех уровней,
- платы за подключение новых потребителей.
Надбавка к тарифной составляющей не планируется, поэтому доля расходов на тепловую энергию в совокупном расходе населения к 2030 коду составит - 4,66% от величины оплаты коммунальных услуг, что по сравнению с 2015 годом вырастет на 127,7%.

Глава 11:
"Обоснование предложения по определению единой
теплоснабжающей организации"


В соответствии с пунктом 6 статьи 6 Федерального закона от 27.07.2010 № 190 "О теплоснабжении": "К полномочиям органов местного самоуправления поселений, городских округов по организации теплоснабжения на соответствующих территориях относится утверждение схем теплоснабжения поселений, городских округов с численностью населения менее пятисот тысяч человек, в том числе определение единой теплоснабжающей организации".
Решение по установлению единой теплоснабжающей организации осуществляется на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации, установленных в правилах организации теплоснабжения, утвержденных Правительством Российской Федерации Постановлением Правительства РФ от 8 августа 2012 г. № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".
Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации следующие:
1. Статус единой теплоснабжающей организации присваивается органом местного самоуправления или федеральным органом исполнительной власти (далее - уполномоченные органы) при утверждении схемы теплоснабжения поселения, города, а в случае смены единой теплоснабжающей организации - при актуализации схемы теплоснабжения.
2. В проекте схемы теплоснабжения должны быть определены границы зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций). Границы зоны (зон) деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций) определяются границами системы теплоснабжения, в отношении которой присваивается соответствующий статус.
В случае если на территории поселения, города существуют несколько систем теплоснабжения, уполномоченные органы вправе:
- определить единую теплоснабжающую организацию (организации) в каждой из систем теплоснабжения, расположенных в границах поселения, города;
- определить на несколько систем теплоснабжения единую теплоснабжающую организацию, если такая организация владеет на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в каждой из систем теплоснабжения, входящих в зону ее деятельности.
3. Для присвоения статуса единой теплоснабжающей организации впервые на территории поселения, города, лица, владеющие на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями на территории поселения, города, вправе подать в течение одного месяца с даты размещения на сайте поселения, города, города федерального значения проекта схемы теплоснабжения в орган местного самоуправления заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации с указанием зоны деятельности, в которой указанные лица планируют исполнять функции единой теплоснабжающей организации. Орган местного самоуправления обязан разместить сведения о принятых заявках на сайте поселения, города.
4. В случае, если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подана одна заявка от лица, владеющего на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей системе теплоснабжения, то статус единой теплоснабжающей организации присваивается указанному лицу. В случае если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подано несколько заявок от лиц, владеющих на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей системе теплоснабжения, орган местного самоуправления присваивает статус единой теплоснабжающей организации в соответствии с критериями настоящих Правил.
5. Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:
1) владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации или тепловыми сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
2) размер уставного (складочного) капитала хозяйственного товарищества или общества, уставного фонда унитарного предприятия должен быть не менее остаточной балансовой стоимости источников тепловой энергии и тепловых сетей, которыми указанная организация владеет на праве собственности или ином законном основании в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации. Размер уставного капитала и остаточная балансовая стоимость имущества определяются по данным бухгалтерской отчетности на последнюю отчетную дату перед подачей заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.
6. В случае если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подано более одной заявки на присвоение соответствующего статуса от лиц, соответствующих критериям, установленным настоящими Правилами, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием у организации технических возможностей и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами и обосновывается в схеме теплоснабжения.
7. В случае если в отношении зоны деятельности единой теплоснабжающей организации не подано ни одной заявки на присвоение соответствующего статуса, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, владеющей в соответствующей зоне деятельности источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями и соответствующей критериям настоящих Правил.
8. Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности обязана:
1) заключать и надлежаще исполнять договоры теплоснабжения со всеми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии в своей зоне деятельности;
2) осуществлять мониторинг реализации схемы теплоснабжения и подавать в орган, утвердивший схему теплоснабжения, отчеты о реализации, включая предложения по актуализации схемы теплоснабжения;
3) надлежащим образом исполнять обязательства перед иными теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;
4) осуществлять контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей деятельности.
На территории города действует одна организация, занимающаяся поставками тепловой энергии потребителям и соответствующая требованиям критериев по определению единой теплоснабжающей организации, а именно:
1) Владение на праве собственности или ином законном основании тепловыми сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации.
2) Статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Таким образом, на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации, приведенных выше, предлагается определить единой теплоснабжающей организацией на территории ЗАТО г. Заречный Пензенской области - ФГУП ФНПЦ "ПО "Старт" им. М.В. Проценко".


------------------------------------------------------------------