Приложение. Схема теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" на период с 2014-2029 годы

Приложение
к постановлению администрации
МО ГО "Сыктывкар"
от 12 августа 2014 г. N 8/2956

Схема теплоснабжения
МО ГО "Сыктывкар" на период с 2014-2029 годы

Обосновывающие материалы

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

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Аннотация

Данная работа выполнена в соответствии с Муниципальным контрактом N 60 от 5 сентября 2013 года (далее по тексту - муниципальный контракт) между обществом с ограниченной ответственностью "Электронсервис" и Управлением жилищно-коммунального хозяйства администрации муниципального образования городского округа "Сыктывкар".

Цель настоящей работы: на основе анализа существующего состояния систем теплоснабжения муниципального образования городской округ "Сыктывкар" (далее по тексту - МО ГО "Сыктывкар") и проблем при производстве, распределении и потреблении тепловой энергии разработать возможные направления развития теплового хозяйства города, выбрать наиболее рациональные из них, определить эффективность принятых решений, обеспечивающих дальнейшее развитие города, оценить затраты на реализацию предлагаемых технических решений, экономическую эффективность и срок окупаемости по рекомендуемому варианту.

Введение

В современных условиях повышение эффективности использования энергетических ресурсов и энергосбережение становится одним из важнейших факторов экономического роста и социального развития России. Это подтверждено во вступившем в силу с 23 ноября 2009 года Федеральном законе РФ N 261 "Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности".

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "N 261-ФЗ"

По данным Минэнерго потенциал энергосбережения в России составляет около 400 млн. тонн условного топлива в год, что составляет не менее 40 процентов внутреннего потребления энергии в стране. Одна треть энергосбережения находится в ТЭК, особенно в системах теплоснабжения. Затраты органического топлива на теплоснабжение составляют более 40% от всего используемого в стране, т.е. почти столько же, сколько тратится на все остальные отрасли промышленности, транспорт и т.д. Потребление топлива на нужды теплоснабжения сопоставимо со всем топливным экспортом страны.

Экономию тепловой энергии в сфере теплоснабжения можно достичь как за счет совершенствования источников тепловой энергии, тепловых сетей, теплопотребляющих установок, так и за счет улучшения характеристик отапливаемых объектов, зданий и сооружений.

Проблема обеспечения тепловой энергией городов России, в связи с суровыми климатическими условиями, по своей значимости сравнима с проблемой обеспечения населения продовольствием и является задачей большой государственной важности.

Вместе с тем, на сегодняшний день экономика России стабильно растет. За последние годы были выбраны все резервы тепловой мощности, образовавшиеся в период экономического спада 1991 - 1997 годов, и потребление тепла достигло уровня 1990 года, а потребление электрической энергии в некоторых регионах превысило этот уровень. Возникла необходимость в понимании того, будет ли обеспечен дальнейший рост экономики адекватным ростом энергетики и, что более важно, что нужно сделать в энергетике и топливоснабжении для того, чтобы обеспечить будущий рост.

До недавнего времени, регулирование в сфере теплоснабжения производилось федеральными законами от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса", от 14 апреля 1995 года N 41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации". Однако регулирование отношений в сфере теплоснабжения назвать всеобъемлющим было нельзя.

В связи с чем, 27 июля 2010 года был принят Федеральный закон N 190-ФЗ "О теплоснабжении". Федеральный закон устанавливает правовые основы экономических отношений, возникающих в связи с производством, передачей, потреблением тепловой энергии, тепловой мощности, теплоносителя с использованием систем теплоснабжения, созданием, функционированием и развитием таких систем, а также определяет полномочия органов государственной власти, органов местного самоуправления поселений, городских округов по регулированию и контролю в сфере теплоснабжения, права и обязанности потребителей тепловой энергии, теплоснабжающих организаций, теплосетевых организаций.

Федеральный закон вводит понятие схемы теплоснабжения, согласно которому:

Схема теплоснабжения поселения, городского округа - документ, содержащий предпроектные материалы по обоснованию эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения, её развития с учетом правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

1. Функциональная структура теплоснабжения

1.1. Общие сведения о структуре теплоснабжения города Сыктывкара

В административных границах МО ГО "Сыктывкар" деятельность по производству, распределению и передаче тепловой энергии осуществляют 6 теплоснабжающих и 5 теплосетевых организаций. Перечень теплоснабжающих и теплосетевых организаций г. Сыктывкара представлен в таблице 1.

Теплоснабжающая организация - организация, осуществляющая продажу потребителям и (или) теплоснабжающим организациям произведенных или приобретенных тепловой энергии (мощности), теплоносителя и владеющая на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в системе теплоснабжения, посредством которой осуществляется теплоснабжение потребителей тепловой энергии.

Теплосетевая организация - организация, оказывающая услуги по передаче тепловой энергии.

Система теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" представлена одной ТЭЦ, 15 муниципальными котельными, а также 19 ведомственными котельными. Передача тепловой энергии от ТЭЦ и котельных к потребителю осуществляется по системе существующих магистральных и распределительных тепловых сетей.

Функциональная структура централизованного теплоснабжения города представляет разделенное между разными юридическими лицами производство тепловой энергии, ее транспорт и сбыт конечным потребителям. Функциональная структура теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" представлена на рисунке 1.

Таблица 1 - Перечень теплоснабжающих организаций г. Сыктывкара

Наименование организации	Сокращение, используемое в дальнейшем	Количество источников в эксплуатационной ответственности организации	Статус организации
Открытое акционерное общество "Монди Сыктывкарский лесоперерабатывающий комбинат"	ОАО "Монди СЛПК"	1 ТЭЦ	теплоснабжающая
Сыктывкарские тепловые сети филиала Открытого акционерного общества "Территориальная генерирующая компания N 9" Коми	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	17 котельных	теплоснабжающая
Муниципальное унитарное предприятие "Жилкомуслуга"	МУП "ЖКУ"	13 котельных	теплоснабжающая
Муниципальное унитарное предприятие "Управление капитального ремонта" муниципального образования городской округ "Сыктывкар"	МУП "УКР"	2 котельные	теплоснабжающая
Открытое акционерное общество "Комитекс"	ОАО "Комитекс"	1 котельная	теплоснабжающая
Общество с ограниченной ответственностью "Пригородный"	ООО "Пригородный"	1 котельная	теплоснабжающая
Общество с ограниченной ответственностью "СеверЭнергоПром"	ООО "СЭП"	-	теплосетевая
Общество с ограниченной ответственностью "Роялти"	ООО "Роялти"	-	теплосетевая
Государственное унитарное предприятие Республики Коми "Комиавиатранс"	ГУП РК "КАТ"	-	теплосетевая
Общество с ограниченной ответственностью "КВСМ"	ООО "КВСМ"	-	теплосетевая
Открытое акционерное общество "Коми дорожная компания"	ОАО "КДК"	-	теплосетевая

Рисунок 1 - Функциональная структура теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар"

1.2. Описание деятельности теплоснабжающих и теплосетевых организаций города Сыктывкара

1.2.1. ОАО "Монди СЛПК"

ОАО "Монди Бизнес Пейпа Сыктывкарский ЛПК" - один из крупнейших производителей целлюлозно-бумажной продукции в России. Компания является частью группы Mondi (подразделение Mondi Business Paper) - лесобумажного бизнеса транснациональной корпорации Anglo American. Mondi Business Paper занимается выработкой бездревесной немелованной бумаги и обладает производственными мощностями в Австрии, Венгрии, Израиле, Словакии, России и ЮАР.

Сыктывкарское предприятие располагает картоноделательной и тремя бумагоделательными машинами. Общая производительность комбината составляет более 750 тысяч тонн готовой продукции в год. В структуре комбината собственное древесно-подготовительное производство, целлюлозный завод, вырабатывающий около 720 тысячи тонн целлюлозы в год, теплоэлектроцентраль (далее по тексту - ТЭЦ), мощность которой вдвое превышает собственные нужды комбината, и комплекс очистных сооружений.

Сыктывкарский ЛПК контролирует 13 лесозаготовительных компаний Республики Коми, которые обеспечивают древесным сырьем комбинат.

В структуре предприятий МБП СЛПК трудится 13,8 тысяч человек. С учетом косвенной занятости предприятие формирует рабочие места предположительно для 28 тысяч человек, от его работы зависит доход около 100 тысяч человек из близлежащих районов республики.

Сыктывкарский комбинат обеспечивает более сорока процентов рынка офисной и офсетной бумаги в России и СНГ, производит газетную бумагу, картон для плоских слоев гофрированного картона "топ-лайнер" и "крафт-лайнер".

На балансе данной организации находится крупнейший источник тепловой и электрической энергии МО ГО "Сыктывкар" - ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" (далее по тексту - ТЭЦ). На момент подписания муниципального контракта установленная номинальная электрическая мощность ТЭЦ (т.е. суммарная мощность всех турбогенераторов) составляет 553 МВт, тепловая мощность - 1556 Гкал/час. В настоящее время ТЭЦ является основным источником тепловой энергии для потребителей, расположенных на территории Эжвинского района.

Теплоэлектроцентраль, как и большинство электрических станций России, включена в параллельную работу в общей энергетической системе страны. Одновременно с ростом установленных мощностей на ТЭЦ возрастает и потребительская нагрузка. И если в прежние годы в теплое время баланс перетоков мощности в систему "Комиэнерго" был близок к нулю, то в настоящее время ТЭЦ осуществляет отпуск электроэнергии в систему круглогодично, а в зимний период отпуск ТЭЦ в сеть достигает 200 МВт. Столь большая величина обусловлена значительно увеличивающимися зимой потребностями в электроэнергии предприятий и населения южных районов Республики Коми. Фактически ТЭЦ - единственная электростанция в южной части республики, поскольку переток электрической мощности от Печорской ГРЭС на юг ограничен пропускной способностью линий электропередачи. Также ТЭЦ обслуживает значительное количество потребителей электрической и тепловой энергии непосредственно в прилежащей к предприятию промышленной зоне, осуществляется и электроснабжение Эжвы по сетям напряжением 6 и 10 кВ.

1.2.2. Сыктывкарские тепловые сети филиала ОАО "ТГК-9" Коми

ОАО "ТГК-9" входит в состав Закрытого акционерного общества "Комплексные энергетические системы" (ЗАО "КЭС"). Сыктывкарские тепловые сети являются структурным подразделением филиала ОАО "ТГК-9" Коми. Основными видами деятельности компании в сфере теплоснабжения на территории г. Сыктывкара являются:

- Производство тепловой энергии (мощности) не в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии источниками тепловой энергии;

- Производство теплоносителя;

- Передача тепловой энергии и теплоносителя.

В настоящее время Сыктывкарские тепловые сети являются основным источником тепловой энергии на территории г. Сыктывкар. На балансе филиала "Сыктывкарские тепловые сети" находятся 16 котельных малой мощности и центральная водогрейная котельная (далее по тексту - ЦВК).

Основным топливом для котельных является природный газ. Теплоснабжение г. Сыктывкара осуществляется преимущественно по открытой схеме (80% от общего числа потребителей тепловой энергии) от основного теплоисточника филиала - Сыктывкарской ЦВК по трем магистральным тепловым сетям. По закрытой схеме подключено 20% от общего числа потребителей.

Установленная тепловая мощность теплоисточников, установленных в административных границах МО ГО "Сыктывкар" на балансе рассматриваемой организации - 683,45 Гкал/ч. Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении - 475,9 км.

1.2.3. МУП "Жилкомуслуга"

МУП "Жилкомуслуга" осуществляет регулируемую деятельность в сфере теплоснабжения с 2011 года (ранее эксплуатацию котельных и тепловых сетей осуществляла организация ООО "Тепловая компания"). В предыдущие годы эксплуатацию котельной и тепловых сетей от котельной в поселке Трехозерка осуществляло предприятие ООО "Эжва", ныне данная котельная находится в безвозмездном пользовании МУП "Жилкомуслуга". Остальные котельные и тепловые сети, примыкающие к котельным, принадлежат Комитету Управления муниципальным имуществом Администрации муниципального образования городской округ "Сыктывкар". Основными видами регулируемой деятельности в сфере теплоснабжения являются:

- Производство тепловой энергии (мощности) не в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии источниками тепловой энергии;

- Производство теплоносителя;

- Передача тепловой энергии и теплоносителя;

- Сбыт тепловой энергии и теплоносителя.

В границах эксплуатационной ответственности организации находятся 13 котельных, расположенных в следующих поселениях:

- Поселок городского типа (далее по тексту - п.г.т.) Краснозатонский (4 котельных);

- П.г.т. Верхняя Максаковка (2 котельные);

- П.г.т. Седкыркещ (2 котельные);

- Поселок сельского типа (далее по тексту - п.с.т.) Выльтыдор (1 котельная);

- Поселение (далее по тексту - п.) Лемью (1 котельная);

- П. Трехозерка (1 котельная);

- Город (далее по тексту - г.) Сыктывкар (2 котельные).

Основным видом топлива для котельных данной организации является мазут. Суммарная установленная тепловая мощность котельных составляет 68,67 Гкал/ч, суммарная подключенная нагрузка равна 35,47 Гкал/ч. Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении 118 км.

1.2.4. МУП "Управление капитального ремонта" муниципального образования городской округ "Сыктывкар"

МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар" является теплоснабжающей организацией. В эксплуатационной ответственности находятся 2 муниципальные котельные, тепловые сети от данных котельных и тепловые сети от других котельных. Основными видами регулируемой деятельности в сфере теплоснабжения являются:

- Производство тепловой энергии (мощности) не в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии источниками тепловой энергии;

- Производство теплоносителя;

- Передача тепловой энергии и теплоносителя;

- Сбыт тепловой энергии и теплоносителя.

Эксплуатируемые котельные расположены по следующим адресам:

- Ул. Магистральная, 27/1 с установленной мощностью 10,86 Гкал/ч;

- Ул. 65-летия Победы, 15/1 с установленной мощностью 1,14 Гкал/ч;

В ближайшее время будет введена в эксплуатацию котельная, расположенная по адресу: ул. 65-летия Победы, 7/1. В настоящее время на котельной осуществляются монтажные работы. Данная котельная будет иметь характеристики, аналогичные характеристикам котельной Чит 1 (ул. 65-летия Победы, 15/1).

Рассматриваемая организация также осуществляет транспортировку тепловой энергии от котельных:

- ООО "Пригородный";

- ОАО "Комитекс";

- котельная "Верхний Чов", принадлежащая СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

- 2 собственные котельные.

Основным видом топлива для котельных данной организации является природный газ. Суммарная подключенная нагрузка равна 10,67 Гкал/ч. Протяженность тепловых сетей в эксплуатационной ответственности составляет 18,8 км (в однотрубном исчислении).

1.2.5. ОАО "Комитекс"

ОАО "Комитекс" - производитель нетканых материалов и синтетических волокон в России. ОАО "Комитекс" находится в г. Сыктывкаре, столице Республики Коми, на северо-востоке европейской части Российской Федерации. Компания была создана в 1979 году и в настоящее время в ней работает около 900 человек.

ОАО "Комитекс" имеет несколько представительств в различных регионах России: ООО "Комитекс сервис" (г. Москва), ООО "КОМИТЕКСНЕВА" (г. Санкт-Петербург), ЗАО "Комитекс-Авто" (г. Тольятти), Филиал "Комитекс-Киров" (г. Киров), ООО "Комитекс трейдинг" (г. Сыктывкар), ООО "Комитекс Лин" (г. Сыктывкар) и др.

ОАО "Комитекс" является членом Европейской ассоциации производителей предметов гигиены и нетканых материалов (EDANA), Ассоциации изготовителей нетканых материалов (АСИНЕМ).

На балансе организации находится котельная, которая осуществляет производство тепловой энергии для нужд подключенных потребителей, поэтому ОАО "Комитекс" является теплоснабжающей организацией. Основным видом регулируемой деятельности в сфере теплоснабжения является производство тепловой энергии (мощности) не в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии источниками тепловой энергии.

Эксплуатируемая котельная расположена по следующему адресу: г. Сыктывкар, ул. 2-я Промышленная, 10.

Основным видом топлива для котельной данной организации является природный газ. Установленная тепловая мощность котельной составляет 111 Гкал/ч. Наружные тепловые сети на балансе данной организации отсутствуют.

1.2.6. ООО "Пригородный"

Данная организация занимается деятельностью в области сельского хозяйства.

С 1976 года (года образования совхоза) начала функционировать первая очередь теплиц под стеклом площадью 6 гектаров. Через 10 лет в совхозе "Пригородный" было дополнительно введено в строй еще 6 гектаров зимних теплиц. Земельная площадь на 1.01.2001 составила 7435 га, из них сельхозугодия - 1791 га, в том числе пашни - 202 га, сенокосы - 1432 га, пастбища - 157 га. Общая площадь под зимними теплицами - 12,42 га.

В последние годы на 12 гектарах теплиц ангарного типа производится более 3800 тонн витаминной продукции. При ассортименте 17 видов. Более половины составляют огурцы, томаты занимают около 40%. В 2000 году пущена в эксплуатацию салатная линия на площади 1000 кв.м., в 2004 году вторая такая же. На них выращиваются салат, петрушка, укроп и другие зеленые культуры. Производительность салатных линий 450 тыс. растений в год.

В лаборатории биологической защиты растений производятся энтомофаги и биопрепараты, которыми защищается 75% всех посевных площадей овощей. Имеется собственная пасека, позволяющая обеспечить производство огурца и перца. Для опыления томатов завозятся шмели из Бельгии. Агрохимическая лаборатория, созданная Николаевой Е.В., с 1998 года позволяет вести контроль за питанием растений, химическим составом растений.

Более 10 га оснащены системами капельного полива производства фирмы "Бринкман" и российской НПФ "ФИТО". Более 11 га теплиц оборудованы автоматикой управления микроклиматом. Всю территорию предприятия покрывают сети телеметрии и локальные сети для передачи всей необходимой информации. Хозяйство имеет животноводческий комплекс с племенным скотом холмогорской породы. Поголовье в 2001 году составляло 963 головы, в том числе дойных коров 436. Удой молока в настоящее время (2006 г.) перевалил за цифру 5200 кг в год. Для переработки молока построен молочный цех в 2001 году с производительностью 5 тонн в смену. Ассортимент продукции - молоко, сметана, йогурт, творог, масло сливочное.

На балансе организации находится котельная. Котельная с четырьмя водогрейными котлами ПТВМ-30, паровым котлом ДКВР-2,5/13 обеспечивает тепловой энергией производство и расположенный рядом поселок Тентюково. Котельная с двумя котлами ПТВМ была введена в строй 3.12.1976 г. Затем в 1983 году было достроено еще два котла ПТВМ. Котельная достигла мощности 120 Гкал/час.

Основными видами регулируемой деятельности в сфере теплоснабжения являются:

- Производство тепловой энергии (мощности) не в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии источниками тепловой энергии;

- Производство теплоносителя;

- Передача тепловой энергии и теплоносителя;

- Сбыт тепловой энергии и теплоносителя.

Эксплуатируемая котельная расположена по следующему адресу: г. Сыктывкар, ул. Тентюковская, 425.

Установленная тепловая мощность котельной составляет 120 Гкал/ч. Резерв тепловой мощности составляет 46,6 Гкал/ч.

1.2.7. ООО "СеверЭнергоПром"

ООО "СЭП" является теплосетевой организацией. С 01 февраля 2010 года ООО "СеверЭнергоПром" реализует тепловую энергию, горячую воду потребителям Эжвинского района МО ГО "Сыктывкар" по тарифам, установленным Службой Республики Коми по тарифам.

Тепловая энергия, вырабатываемая ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", передается по тепловым сетям, находящимся в эксплуатационной ответственности ООО "СеверЭнергоПром", к конечным потребителям. Сбыт тепловой энергии осуществляется МУП "Жилкомхоз".

Основными видами регулируемой деятельности в сфере теплоснабжения являются:

- Передача тепловой энергии и теплоносителя;

- Сбыт тепловой энергии и теплоносителя.

Присоединенная тепловая нагрузка составляет 120 Гкал/ч. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении равна 61,43 км, в том числе 9,06 км магистральных тепловых сетей (из них 1,41 км на правах аренды ОАО "Монди СЛПК" и 7,65 км на правах аренды ЭМУП "Жилкомхоз") и 52,37 км разводящих сетей на правах аренды ЭМУП "Жилкомхоз".

1.2.8. ООО "КВСМ"

ООО "КВСМ" оказывает услуги по транспортировке тепловой энергии. При помощи тепловых сетей эксплуатационной ответственности ООО "КВСМ" осуществляется передача тепловой энергии от котельной ООО "Комитекс" к конечным потребителям.

Основным видом регулируемой деятельности в сфере теплоснабжения является передача тепловой энергии и теплоносителя. Протяженность тепловых сетей в эксплуатационной ответственности организации в однотрубном исчислении равна 2,691 км.

1.2.9. ОАО "Коми дорожная компания"

ООО "КДК" является теплосетевой организацией. Наряду с ООО "КВСМ", ООО "КДК" занимается транспортировкой тепловой энергии, производимой котельной ОАО "Комитекс" к конечным потребителям.

Основным видом регулируемой деятельности в сфере теплоснабжения является передача тепловой энергии и теплоносителя. Протяженность тепловых сетей в эксплуатационной ответственности организации в однотрубном исчислении равна 1,8127 км.

2. Источники тепловой энергии

Теплоснабжение потребителей г. Сыктывкара осуществляется от ведомственных и муниципальных источников с комбинированной и некомбинированной выработкой тепловой энергии, характеристики работы которых рассмотрены в настоящем разделе.

2.1. Структура основного оборудования источников тепловой энергии

2.1.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Характеристики котельного оборудования представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики котельного оборудования ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Станционный номер	Тип, модификация, завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Параметры, МПа/°С	Мощность, МВт/Производительность т/ч
N 1У	КМ 75-40	1966	4/440	58/75
N 5У	КМ 75-40	1985	4/440	58/75
N 3У	Е-100	2012	4/440	85/100
N 7У	СРК 3560	2010	9,3/490	430/550
N 1Э	ТГМ-84	1967	14/570	290/420
N 2Э	ТГМ-84А	1967	14/570	290/420
N 3Э	ТГМ-84А	1970	14/570	290/420
N 4Э	ТГМ-84Б	1977	14/570	290/420
N 5Э	ТГМ-84Б	1981	14/570	290/420
N 6Э	ТГМ-84Б	1983	14/570	290/420

Характеристики теплофикационного оборудования, установленного на ТЭЦ, представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Характеристики теплофикационного оборудования ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Наименование установки, оборудования	Наименование подогревателя	Источник греющего пара	Тип	Количество, шт.	Тепловая производительность БУ, подогревателя, Гкал/ч	Номинальный расход воды через подогреватель, производительность насоса, /ч
БУ промплощадки:					224
Сетевой подогреватель N 1	СП N 1	Отборы 1,2 ата турбины 2Э	БГ-840	1	40	1500
Сетевой подогреватель N 2	ПС N 2		БВ-850	1	40	1500
Пиковый бойлер N 1		Коллектор 8 ата	ПСВ-500-14-23	1	144	1800
Сетевые насосы	СН N 1, N 2, N 3		12СД-10/2	3		790
БУ N 2:					217
Сетевой подогреватель N 3	ОБ N 3	Отборы 1,2 ата турбин 1Э и 3Э	ПСВ-500-14-23		36,5	1800
Сетевой подогреватель N 4	ОБ N 4		ПСВ-315-3-23		36,5	725
Пиковый бойлер N 2		Коллектор 16 ата	ПСВ-500-14-23	1	144	1800
Сетевые насосы	СН N 4, N 5, N 6		Д-1250-125	3		1250
БУ N 3:					439
Пиковый бойлер N 3		Коллектор 16 ата	ПСВ-500-14-23		144	1800
Сетевой подогреватель	ПСГ N 1, N 2 (5Э)	Отборы 1,2 ата турбины 5Э	ПСГ-1300-3-8-1	2	60+60	2300-3000
	ПСГ N 1, N 2 (6Э)	Отборы 1,2 ата турбины 6Э	ПГС-2300-3-8-1	2	87,5+87,5	1000-4500
Сетевые насосы I подъёма	СН N 1; 2; 3; 4		СЭ-2500-60	4		2500
Сетевые насосы II подъёма	СН N 7; 8; 9; 10; 11; 12		СЭ-1250-140	6		1250
БУ подогрева декарб. воды
Подогреватель теплоносителя			ПСВ 500-3-23	1		1150

2.1.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

По данным на момент подписания муниципального контракта на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми находится 17 ведомственных котельных, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар", общей установленной мощностью 683,45 Гкал/ч. Самой мощной котельной является центральная водогрейная котельная. Перечень основного теплогенерирующего оборудования котельных представлен в таблице 4.

Тепловые сети от ЦВК и 4 котельных малой производительности ("Больничный Городок", "Орбита", "Оранжерея", "Кутузова") работают с подпиткой от ЦВК.

В настоящее время котельная "Заречье" закрыта (оборудование котельной не списано и не переведено), потребители тепловой энергии от данной котельной переключены на теплоснабжение от котельной Кутузова. На территории котельной располагается повысительная насосная станция (далее по тексту - ПНС).

Таблица 4 - Перечень основного оборудования ведомственных котельных на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

N п/п	Наименование котельной	Вид используемого топлива	Сведения по основному оборудованию
			марка котла	количество
1	ЦВК	газ, мазут	КВГМ-100	2
			ПТВМ-50	6
			ДЕ-10/14	2
2	Винзавод, Печорская, 64	газ	ДКВР-6,5/13	3
3	Орбита, Печорская 34	газ	ТВГ-8М	2
			КВ-Г-14-150	2
4	Кутузова, 19	газ	ТВГ-1,5	3
5	Племстанция	газ	Эн-3	3
6	Госопытная	газ	ТВГ-4Р	1
			ТВГ-8М	1
7	Больничный Городок	газ	КВГ-7,56-150	3
			КВГ-4,65	1
			Е-1,0-0,9Г-1К	4
8	Оранжерея	газ	КВГ-6,5	3
9	Рыбцех	мазут	Е-1,0-0,9Г-1К	2
10	Н. Чов	уголь	Эн-3	3
11	В. Чов	газ	ДКВР-2.5/13	2
			ДЕ-4/14	2
12	Кочпон	газ	ДКВР-6.5/13	3
13	Тубдиспансер	газ	Е-1-0,9Г-3	1
14	РММТ	газ	ДКВР-4/13	1
		газ	КЕ-6.5-14С	1
		дизельное топливо	ПКН-2М (Е-1,0-9М)	1
15	ФАН	мазут	Е-1,0-0,9Г	1
			HP-1,8	1
			Е-1,0-0,9Г-1К	1
16	Школьная, 6А	газ	КВ-Г-М-2,5-95	5
17	Серова	газ	КВ-Г-М-4.65	2
Итого				62

2.1.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

По данным на момент подписания муниципального контракта в аренде МУП "Жилкомуслуга" находится 13 муниципальных котельных, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар", общей установленной мощностью 68,7 Гкал/ч. Перечень основного оборудования котельных представлен в таблице 5.

Таблица 5 - Перечень основного оборудования котельных МУП "ЖКУ"

N п/п	Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Местонахождение котельной	Вид топлива	Сведения по основному оборудованию
				марка котла	количество
1	"Горбольница"	п. Краснозатонский, Нювчимское шоссе 36	газ	Е-1,0-09	5
2	N 1	п. Краснозатонский, ул. Речная 9	газ (мазут)	ДЕ10-14	1
				ДЕ16-14	1
3	"Центральная"	п. В. Максаковка, ул. Снежная 37	газ (мазут)	КВГМ-10	2
				Е-1,0-09	4
4	"Спецшкола"	п. В. Максаковка Нювчимское шоссе 60	газ	Энергия-3	4
5	N 4	п. Краснозатонский ул. Ломоносова 47/1	мазут	HP-18	6
				Энергия-3	1
6	"Трехозерка"	п. Трехозерка, 16/3	уголь	Энергия-3М	4
7	"Мехлесхоз"	п. Краснозатонский ул. Извилистая 29	мазут	Е-1,0-09	4
8	"Выльтыдор"	п. Выльтыдор ул. Механическая 4/3	мазут	Энергия-3	4
9	"Лемью"	м. Лемью 21	мазут	Энергия-3	4
10	"Центральная"	п. Седкыркещ, ул. Уральская 35	мазут	Энергия-3	4
				Энергия-3	1
				Ква 2-ГМ	1
11	"Аэропорт"	г. Сыктывкар, пер. Авиационный 14	мазут	Энергия-3	8
				Е-1,0-09	3
12	"Больница"	п. Седкыркещ, ул. Уральская 8/1	уголь	Энергия-3	2
				Тула-2	2
13	Котельная "СМЗ"	г. Сыктывкар, Сысольское шоссе 3	мазут	HP-18	3
Итого					64

2.1.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

В настоящее время в аренде МУП "УКР" находятся 2 муниципальные блочно-модульные котельные (далее по тексту - БМК), которые расположены по адресам:

- ул. Магистральная, 27/1 (котельная Нижний Чов);

- ул. 65-летия Победы, 15/1 (котельная Чит 1).

В ближайшей перспективе планируется ввод в эксплуатацию котельной, расположенной по адресу: ул. 65-летия Победы, 7/1 (Чит 2). Перечень основного оборудования котельных представлен в таблице 6.

Таблица 6 - Перечень основного оборудования котельных МУП "УКР"

N п/п	Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Местонахождение котельной	Вид топлива	Сведения по основному оборудованию
				марка котла	количество
1	Нижний Чов	ул. Магистральная, 27/1	газ	ТТ100 Термотехник	3
2	Чит 1	ул. 65-летия Победы, 15/1	газ	Viessmann Vitoplex 100 PV1	3
3	Чит 2	ул. 65-летия Победы, 7/1	газ	Viessmann Vitoplex 100 PV1	3

2.1.5. Котельная ОАО "Комитекс"

По данным на момент подписания муниципального контракта на балансе ОАО "Комитекс" находится котельная, расположенная по адресу: ул. 2-я Промышленная. В котельной эксплуатируются как паровые, так и водогрейные котлы, характеристики котлов представлены в таблице 7.

Таблица 7 - Перечень основного оборудования котельной ООО "Пригородный"

N	Тип котла	Год установки	Год послед.кап. ремонта	Производит. Гкал/ч т/ч	Давление рабочее/фактическое, кгс/	Примечание
1	КВГМ-20	1980	2003	20	8	Консервация В работе с 1986 г.
2	КВГМ-20	1979	2003	20	8	С 1980 г.
3	КВГМ-20	1979	2004	20	8	С 1980 г.
4	ДКВР-20-13	1978	2004	13/20	12	С 1980 г. Консервация
5	ДЕ-25-14	1979	2004	16/25	12	С 1980 г.
6	ДЕ 25-14	1986	2005	16/25	12	С 2001 г.
7	ДЕ 10-14	1986	2005	6/10	12	С 2005 г.

2.1.6. Котельная ООО "Пригородный"

По данным на момент подписания муниципального контракта на балансе ООО "Пригородный" находится котельная, расположенная по адресу: ул. Тентюковская, 425. Перечень основного оборудования котельных приведен в таблице 8.

Таблица 8 - Перечень основного оборудования котельной ООО "Пригородный"

N п/п	Тип, модификация, изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Параметры, °С
1	ПТВМ - 30 М, зав. N 2161, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	09.04.1976	150/70°С
2	ПТВМ - 30 М, зав. N 2065, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	09.04.1976	150/70°С
3	КВГМ - 30 - 150, зав. N 4739, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	25.12.1985	150/70°С
4	КВГМ - 30 - 150, зав. N 4270, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	25.12.1985	150/70°С

2.2. Установленная мощность теплофикационного оборудования

2.2.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

На ТЭЦ эксплуатируется значительное количество подогревателей сетевой воды различного предназначения. В качестве греющей среды в подогревателях выступает пар из отборов паровых турбин.

Характеристики теплофикационного оборудования, установленного на ТЭЦ, представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Наименование установки, оборудования	Тип	Количество, шт.	Тепловая производительность БУ, подогревателя, Гкал/ч	Номинальный расход воды через подогреватель, производительность насоса, /ч
БУ промплощадки:			224
Сетевой подогреватель N 1	БГ-840	1	40	1500
Сетевой подогреватель N 2	БВ-850	1	40	1500
Пиковый бойлер N 1	ПСВ-500-14-23	1	144	1800
Сетевые насосы	12СД-10/2	3		790
БУ N 2:			217
Сетевой подогреватель N 3	ПСВ-500-14-23		36,5	1800
Сетевой подогреватель N 4	ПСВ-315-3-23		36,5	725
Пиковый бойлер N 2	ПСВ-500-14-23	1	144	1800
Сетевые насосы	Д-1250-125	3		1250
БУ N 3:			439
Пиковый бойлер N 3	ПСВ-500-14-23		144	1800
Сетевой подогреватель	ПСГ-1300-3-8-1	2	60+60	2300-3000
	ПГС-2300-3-8-1	2	87,5+87,5	1000-4500
Сетевые насосы I подъёма	СЭ-2500-60	4		2500
Сетевые насосы II подъёма	СЭ-1250-140	6		1250
БУ подогрева декарб. воды
Подогреватель теплоносителя	ПСВ 500-3-23	1		1150

2.2.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

По данным на момент подписания муниципального контракта на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми находится 17 ведомственных котельных, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар", общей установленной мощностью 683,45 Гкал/ч. Перечень основного теплогенерирующего оборудования котельных представлен в таблице 10.

На диаграмме 2 представлена структура установленной мощности котельных рассматриваемой организации. Таким образом, наибольшая доля генерирующих мощностей приходится на ЦВК, которая обеспечивает тепловой энергией наибольшую часть жилого и социального фонда, расположенного на территории МО ГО "Сыктывкар".

Таблица 10 - Перечень основного оборудования котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

N п/п	Наименование котельной	Вид используемого топлива	Сведения по основному оборудованию
			марка котла	количество	установленная мощность	мощность котлов в соответствии с режимными картами
1	ЦВК	газ, мазут	КВГМ-100	2	200	201,7
			ПТВМ-50	6	300	296,6
			ДЕ-10/14	2	13	10,6
2	Винзавод, Печорская, 64	газ	ДКВР-6,5/13	3	12,6	11,69
3	Орбита, Печорская 34	газ	ТВГ-8М	2	16,6	13,04
			КВ-Г-14-150	2	24,0	23,57
4	Кутузова, 19	газ	ТВГ-1,5	3	4,5	3,31
5	Племстанция	газ	Эн-3	3	1,8	1,18
6	Госопытная	газ	ТВГ-4Р	1	4,3	3,00
			ТВГ-8М	1	8,3	5,62
7	Больничный Городок	газ	КВГ-7,56-150	3	19,5	17,85
			КВГ-4,65	1	4	4,26
			Е-1,0-0,9Г-1К	4	2,6	2,475
8	Оранжерея	газ	КВГ-6,5	3	19,5	14,74
9	Рыбцех	мазут	Е-1,0-0,9Г-1К	2	1,3	1,01
10	Н. Чов	уголь	Эн-3	3	1,5	0,5
11	В. Чов	газ	ДКВР-2.5/13	2	3,3	3,55
			ДЕ-4/14	2	5,2	4,23
12	Кочпон	газ	ДКВР-6.5/13	3	12,6	13,97
13	Тубдиспансер	газ	Е-1-0,9Г-3	1	0,65	0,65
14	РММТ	газ	ДКВР-4/13	1	2,6	2,89
		газ	КЕ-6.5-14С	1	4,2	3,69
		дизельное топливо	ПКН-2М (Е-1,0-9М)	1	0,65	0,65
15	ФАН	мазут	Е-1,0-0,9Г	1	0,65	0,31
			НР-1,8	1	0,7	0,54
			Е-1,0-0,9Г-1К	1	0,65	0,56
16	Школьная, 6А	газ	КВ-Г-М-2,5-95	5	10,75	10,61
17	Серова	газ	КВ-Г-М-4,65	2	8	7,9
Итого				62	683,45	660,70

Рисунок 2 - Структура установленной мощности теплогенерирующего оборудования котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

2.2.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

По данным на момент подписания муниципального контракта в аренде МУП "Жилкомуслуга" находится 13 муниципальных котельных, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар", общей установленной мощностью 68,7 Гкал/ч. Установленная мощность основного теплогенерирующего оборудования котельных представлена в таблице 11.

Наибольшее количество потребителей тепловой энергии подключено к котельной N 1 п. Краснозатонский.

Таблица 11 - Перечень основного оборудования котельных МУП "ЖКУ"

N п/п	Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Местонахождение котельной	Вид топлива	Сведения по основному оборудованию
				марка котла	количество	установленная мощность, Гкал/ч
1	"Горбольница"	п. Краснозатонский, Нювчимское шоссе 36	газ	Е-1,0-09	5	2,85
2	N 1	п. Краснозатонский, ул. Речная 9	газ (мазут)	ДЕ10-14	1	17,00
				ДЕ16-14	1
3	"Центральная"	п. В. Максаковка, ул. Снежная 37	газ (мазут)	КВГМ-10	2	20,40
				Е-1,0-09	4
4	"Спецшкола"	п. В. Максаковка Нювчимское шоссе 60	газ	Энергия-3	4	2,00
5	N 4	п. Краснозатонский ул. Ломоносова 47/1	мазут	HP-18	6	4,50
				Энергия-3	1
6	"Трехозерка"	п. Трехозерка, 16/3	уголь	Энергия-3М	4	2,40
7	"Мехлесхоз"	п. Краснозатонский ул. Извилистая 29	мазут	Е-1,0-09	4	2,30
8	"Выльтыдор"	п. Выльтыдор ул. Механическая 4/3	мазут	Энергия-3	4	2,20
9	"Лемью"	м. Лемью 21	мазут	Энергия-3	4	2,20
10	"Центральная"	п. Седкыркещ, ул. Уральская 35	мазут	Энергия-3	4	3,92
				Энергия-3	1
				Ква 2-ГМ	1
11	"Аэропорт"	г. Сыктывкар, пер. Авиационный 14	мазут	Энергия-3	8	5,80
				Е-1,0-09	3
12	"Больница"	п. Седкыркещ, ул. Уральская 8/1	уголь	Энергия-3	2	0,90
				Тула-2	2
13	Котельная "СМЗ"	г. Сыктывкар, Сысольское шоссе 3	мазут	HP-18	3	2,30
	Итого					68,7

2.2.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

По данным на момент подписания муниципального контракта в аренде МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар" находятся 2 муниципальные котельные, общей установленной мощностью 12 Гкал/ч. Установленная мощность основного теплогенерирующего оборудования котельных представлена в таблице 12.

Наибольшей тепловой мощностью теплогенерирующего оборудования обладает котельная Нижний Чов.

Таблица 12 - Перечень основного оборудования котельных МУП "УКР"

N п/п	Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Местонахождение котельной	Вид топлива	Сведения по основному оборудованию
				марка котла	количество	установленная мощность, Гкал/ч
1	Нижний Чов	ул. Магистральная, 27/1	газ	ТТ100 Термотехник	3	10,86
2	Чит Кочпон 1	ул. 65-летия Победы, 15/1	газ	Viessmann Vitoplex 100 PV1	3	1,14
Итого					6	12

2.2.5. Котельная ОАО "Комитекс"

Перечень основного теплогенерирующего оборудования котельной ОАО "Комитекс" представлен в таблице 13.

Таблица 13 - Перечень основного оборудования котельной ОАО "Комитекс"

N	Тип котла	Производительность Гкал/ч (т/ч)	Давление рабочее фактическое
1	КВГМ-20	20	8
2	КВГМ-20	20	8
3	КВГМ-20	20	8
4	ДКВР-20-13	13/20	12
5	ДЕ-25-14	16/25	12
6	ДЕ 25-14	16/25	12
7	ДЕ 10-14	6/10	12

2.2.6. Котельная ООО "Пригородный"

На балансе ООО "Пригородный" находится котельная, теплопроизводительность которой представлена в таблице 14.

Таблица 14 - Теплопроизводительность основного оборудования котельной ООО "Пригородный"

N п/п	Тип, модификация, изготовитель	Мощность, Гкал/ч
1	ПТВМ - 30 М, зав. N 2161, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	30
2	ПТВМ - 30 М, зав. N 2065, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	30
3	КВГМ - 30 - 150, зав. N 4739, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	30
4	КВГМ - 30 - 150, зав. N 4270, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	30
Итого		120

2.3. Ограничения тепловой мощности и значения располагаемой тепловой мощности. Величина потребления тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды и значение тепловой мощности "нетто"

2.3.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

В соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ (РД 34.20.501-95) на предприятии своевременно осуществляется режимная наладка основного теплогенерирующего оборудования. Последние испытания проводились:

- для котлоагрегатов N 4, 5Э - в 2012 г.;

- для котлоагрегатов N 1Э, 2Э, 5Э, 6Э - в 2013 г.

В настоящее время ограничений тепловой мощности ТЭЦ не выявлено, таким образом располагаемая тепловая мощность источника тепловой энергии соответствует установленной мощности и равна 880 Гкал/ч (в горячей воде); располагаемая мощность источника в паре составляет 656 Гкал/ч.

Некоторая часть тепловой энергии относится к собственным нуждам источника. Расчетное потребление тепловой энергии на собственные нужды источника тепловой энергии составляет 1 Гкал/ч. Таким образом, тепловая мощность "нетто" ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" составляет 879 Гкал/ч.

2.3.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

На всех ведомственных котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми произведена режимная наладка основного теплогенерирующего оборудования.

Сведения об установленной и располагаемой мощности, значения нагрузки на собственные и хозяйственные нужды и тепловая мощность "нетто" ведомственных котельных, находящихся на балансе рассматриваемой организации представлены в таблице 15.

Таблица 15 - Установленная, располагаемая и тепловая мощность "нетто" котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

N п/п	Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая мощность, Гкал/ч	Нагрузка на собственные и хозяйственные нужды, Гкал/ч	Тепловая мощность "нетто", Гкал/ч
1	ЦВК	513,00	508,90	21,90	487,00
2	Винзавод, Печорская, 64	12,60	11,69	0,43	11,26
3	Орбита, Печорская 34	40,60	36,61	0,61	36,00
4	Кутузова, 19	4,50	3,31	0,31	3,00
5	Племстанция	1,80	1,18	0,06	1,12
6	Госопытная	12,60	8,62	0,22	8,40
7	Больничный Городок	26,10	24,59	0,29	24,30
8	Оранжерея	19,50	14,74	0,24	14,50
9	Рыбцех	1,30	1,01	0,09	0,92
10	Н. Чов	1,50	0,50	0,01	0,49
11	В. Чов	8,50	7,78	0,18	7,60
12	Кочпон	12,60	13,97	0,37	13,60
13	Тубдиспансер	0,65	0,65	0,08	0,57
14	РММТ	7,45	7,23	0,83	6,40
15	ФАН	2,00	1,41	0,11	1,30
16	Школьная, 6А	10,75	10,61	0,11	10,50
17	Серова	8,00	7,90	0,30	7,60
Итого		683,45	660,70	26,14	634,56

2.3.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

В соответствии с информацией, предоставленной МУП "ЖКУ", по состоянию на момент подписания муниципального контракта располагаемая мощность муниципальных котельных соответствует их установленной мощности. Таким образом, ограничения тепловой мощности отсутствуют.

Приборы учета расхода тепловой энергии на собственные и хозяйственные нуды на муниципальных котельных отсутствуют, в связи с чем определение фактических нагрузок на собственные нужды муниципальных котельных не представляется возможным. Величина нагрузок на собственные нужды муниципальных котельных принята в количестве 4% от суммарной выработки тепловой энергии котельной (согласно расчету МУП "ЖКУ").

Сведения об установленной и располагаемой мощности, значения нагрузки на собственные и хозяйственные нужды и тепловая мощность "нетто" муниципальных котельных представлены в таблице 16.

Таблица 16 - Установленная, располагаемая и тепловая мощность "нетто" котельных МУП "ЖКУ"

N п/п	Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая мощность, Гкал/ч	Нагрузка на собственные и хозяйственные нужды, Гкал/ч	Тепловая мощность "нетто", Гкал/ч
1	"Горбольница"	2,85	2,85	0,11	2,74
2	N 1	17,00	17,00	0,68	16,32
3	"Центральная"	20,40	20,40	0,82	19,58
4	"Спецшкола"	2,00	2,00	0,08	1,92
5	N 4	4,50	4,50	0,18	4,32
6	"Мехлесхоз"	2,30	2,30	0,09	2,21
7	"Выльтыдор"	2,10	2,10	0,08	2,02
8	"Лемью"	2,20	2,20	0,09	2,11
9	"Центральная"	3,92	3,92	0,16	3,76
10	"Аэропорт"	5,80	5,80	0,23	5,57
11	"Больница"	0,90	0,90	0,04	0,86
12	"СМЗ"	2,30	2,30	0,09	2,21
13	"Трехозерка"	2,40	2,40	0,10	2,30
	Итого	68,67	68,67	2,75	65,92

2.3.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

На котельных в эксплуатационной ответственности МУП "УКР" произведены режимно-наладочные испытания теплогенерирующего оборудования. По результатам испытаний было выявлено, что котельные не имеют ограничений тепловой мощности, следовательно, установленная мощность теплогенерирующего оборудования соответствует располагаемой мощности. Очередные пусконаладочные испытания запланированы на 2014 - 2015 гг.

Сведения об установленной и располагаемой мощности, значения нагрузки на собственные и хозяйственные нужды и тепловая мощность "нетто" муниципальных котельных представлены в таблице 17.

Таблица 17 - Установленная, располагаемая и тепловая мощность "нетто" котельных МУП "УКР"

N п/п	Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая мощность, Гкал/ч	Нагрузка на собственные и хозяйственные нужды, Гкал/ч	Тепловая мощность "нетто", Гкал/ч
1	Нижний Чов	10,86	10,86	0,22	10,64
2	Чит 1	1,14	1,14	0,03	1,11
Итого		12,0	12,0	0,25	11,75

2.3.5. Котельная ОАО "Комитекс"

Последние режимно-наладочные испытания основного теплогенерирующего оборудования датированы 2011 г. По их результатам ограничений тепловой мощности не выявлено. Года проведения режимной наладки котлов представлены в таблице 18. Данные о потреблении тепловой энергии на собственные нужды котельной приведены в таблице ниже.

Показатель	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
Годовой расход тепловой энергии на собственные нужды, Гкал	9600	5351	5054	6613

Таблица 18 - Сведения о проведении режимно-наладочных испытаний

N	Тип котла	Год проведения режимной наладки
1	КВГМ-20	2011
2	КВГМ-20	2011
3	КВГМ-20	2011
4	ДКВР-20-13	2011
5	ДЕ-25-14	2011
6	ДЕ 25-14	2011
7	ДЕ 10-14	2011

2.3.6. Котельная ООО "Пригородный"

В соответствии с Правилами эксплуатации тепловых энергоустановок на котельной осуществляются режимно-наладочные испытания теплогенерирующего оборудования. Последние испытания датированы 2012 годом.

По результатам режимной наладки было выявлено, что теплогенерирующее оборудование котельной имеет ограничения тепловой мощности. Располагаемая (с учетом ограничений) тепловая мощность котельной составляет 110 Гкал/ч.

Приборы учета расхода тепловой энергии на собственные и хозяйственные нуды на котельной отсутствуют, в связи с чем определение фактических нагрузок на собственные нужды котельной не представляется возможным. Величина нагрузок на собственные нужды котельной определена расчетным способом.

Сведения об установленной и располагаемой мощности, значения нагрузки на собственные и хозяйственные нужды и тепловая мощность "нетто" котельной представлены в таблице 19.

Таблица 19 - Установленная, располагаемая и тепловая мощность "нетто" котельной ООО "Пригородный"

Наименование теплоснабжающего предприятия (котельной)	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая мощность, Гкал/ч	Нагрузка на собственные и хозяйственные нужды, Гкал/ч	Тепловая мощность "нетто", Гкал/ч
ООО "Пригородный"	120,0	110,0	0,6	109,4

2.4. Срок ввода в эксплуатацию, наработка с начала эксплуатации, остаточный ресурс (с учетом мероприятий по его продлению) и год достижения паркового (индивидуального) ресурса основного оборудования

2.4.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

На источнике тепловой энергии установлен комплекс основного и вспомогательного оборудования. Значительна часть оборудования эксплуатируется на протяжении довольно продолжительного периода (с момента ввода ТЭЦ в эксплуатацию). Сроки ввода в эксплуатацию энергетических и утилизационных котлоагрегатов представлены в таблице 20.

Таблица 20 - Сведения о сроке службы энергетических и утилизационных котлоагрегатов ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Ст. N	Тип, модификация	Год ввода в эксплуатацию	Рабочие параметры, МПа, °С	Мощность, МВт/Производительность, т/ч	Наработка с начала эксплуатации, наработка после замены базового узла, ч
N 1У	КМ 75-40	1966	4/440	58/75	322505
N 5У	КМ 75-40	1985	4/440	58/75	180503
N 3У	Е-100	2012	4/440	85/100	6454
N 7У	СРК 3560	2010	9,3/490	430/550	24240
N 1Э	ТГМ-84	1967	14/570	290/420	200970
N 2Э	ТГМ-84А	1967	14/570	290/420	247101
N 3Э	ТГМ-84А	1970	14/570	290/420	265786
N 4Э	ТГМ-84Б	1977	14/570	290/420	221521
N 5Э	ТГМ-84Б	1981	14/570	290/420	206987
N 6Э	ТГМ-84Б	1983	14/570	290/420	154337

2.4.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

В ходе сбора документальной информации о системах теплоснабжения, находящихся на балансе рассматриваемой ведомственной организации, были получены исходные данные о продолжительности работы теплогенерирующего оборудования на источниках тепловой энергии, представленные в таблице 21.

По результатам оценки технического состояния основного теплогенерирующего оборудования на 2013 г. был сделан вывод, что котлы находятся в удовлетворительном техническом состоянии. Причиной этого служит ряд факторов:

1) Высокое качество воды для подпитки питательного контура котлоагрегатов и тепловых сетей;

2) Использование в качестве основного вида топлива - природного газа;

3) Высокая квалификация оперативного и административно-технического персонала.

Таблица 21 - Характеристики теплогенерирующего оборудования, установленного на котельных балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Ст. N	Тип (марка) котла	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Параметры теплоносителя		Производительность, Гкал/ч (т/ч)	С учетом замены и реконструкции оборудования
				Давление кгс/	Температура, °С		Индивидуальный ресурс, час.	Наработка с начала эксплуатации, час.	Наработка после замены базового узла, час.	Остаточный ресурс, час.	Год достижения индивид. ресурса с учетом продления
	ЦВК
03	ПТВМ-50	"Вулкан" г. Бухарест	1971	25	150	50	291187	243387	70080		2018
04	ПТВМ-50	"Вулкан" г. Бухарест	1971	25	150	50	213543	192023	79757		2015
05	ПТВМ-50	Дорогобужский КЗ	1973	25	150	50	222029	191749	76077		2016
06	ПТВМ-50	Дорогобужский КЗ	1977	25	150	50	187287	148247	53798		2017
07	ПТВМ-50	Дорогобужский КЗ	1977	25	150	50	184612	163092	65023		2015
08	ПТВМ-50	Дорогобужский КЗ	1978	25	150	50	148198	135438	60411		2014
09	ДЕ-10/14	Бийский КЗ	1986	13	194,1	6,5 (10)		33866
10	ДЕ-10/14	Бийский КЗ	1986	13	194,1	6,5 (10)		41271
11	КВГМ-100	Дорогобужский КЗ	1986	25	150	100	150294	111254	56913		2017
12	КВГМ-100	Дорогобужский КЗ	1995	25	150	100		63173
	Орбита
01	КВГ-14	Дорогобужский КЗ	2010			12
02	КВГ-14	Дорогобужский КЗ	2010	14	150	12
03	ТВГ-8	Монастырищенский МСЗ	1980	14	150	8,3
04	ТВГ-8	Монастырищенский МСЗ	1982	14	150	8,3
	Винзавод
01	ДКВР-6,5/13	Бийский КЗ	1969	13	194,1	4,2 (6,5)
02	ДКВР-6,5/13	Бийский КЗ	2005	13	194,1	4,2 (6,5)
03	ДКВР-6,5/13	Бийский КЗ	1972	13	194,1	4,2 (6,5)
	Б. Городок
01	Е-1/9	Таганрогский КЗ	1990	8	174,5	0,65 (1)
02	Е-1/9	Таганрогский КЗ	1990	8	174,5	0,65 (1)
03	Е-1/9	Бийский КЗ	2006	8	174,5	0,65 (1)
04	Е-1/9	Бийский КЗ	2007	8	174,5	0,65 (1)
05	КВГ-4	Монастырищенский МСЗ	1989	16,3	150	4
06	КВГ-6,5	Монастырищенский МСЗ	1990	16,3	150	6,5
07	КВГ-6,5	Монастырищенский МСЗ	1990	16,3	150	6,5
08	КВГ-6,5	Монастырищенский МСЗ	1997	16,3	150	6,5
	Госопытная
01	ТВГ-8	Монастырищенский МЗ	1982	14	150	8,3
02	ТВГ-4	Монастырищенский МСЗ	1992	14	150	4,3
	Кочпон
01	ДКВР-6,5/13	Бийский КЗ	1987	13	194,1	4,2 (6,5)
02	ДКВР-6,5/13	Бийский КЗ	1987	10*	183,2	4,2 (6,5)
03	ДКВР-6,5/13	Бийский КЗ	1988	13	194,1	4,2 (6,5)
	РММТ
01	ДКВР-4/13	Бийский КЗ	1988	13	194,1	2,6 (4)
02	КЕ-6,5/13	Бийский КЗ	1982	13	195,8	4,2 (6,5)
	Передв. к/у ПКН-2М	Таганрогский КЗ	1990	8	174,5	0,65 (1)
	Тубдиспансер
01	Е-1/9	Монастырищенский МЗ	1993	8	174,5	0,65 (1)
	ФАН
01	HP-1,8	Северэнергомонтаж	1997	8	95	0,7
02	Е-1/9	Таганрогский КЗ	1985	8	95	0,65
03	Е-1/9	Монастырищенский МСЗ	1983	8	95	0,65
	Верхний Чов
02	ДКВР-2,5/13	Бийский КЗ	1978	13	194,1	1,65 (2,5)
03	ДКВР-2,5/13	Бийский КЗ	1982	10*	183,2	1,65 (2,5)
04	ДЕ-4/14	Бийский КЗ	2000	13	194,1	2,6 (4,0)
05	ДЕ-4/14	Бийский КЗ	2001	13	194,1	2,6 (4,0)
	Кутузова
01	ТВГ-1,5	Туймазинский КЗ	1976	6	95	1,5
02	ТВГ-1,5	Туймазинский КЗ	1976	6	95	1,5
03	ТВГ-1,5	Туймазинский КЗ	1976	6	95	1,5
	Оранжерея
01	КВГ-6,5	Монастырищенский МСЗ	1985	14	150	6,5
02	КВГ-6,5	Монастырищенский МСЗ	1983	14	150	6,5
03	КВГ-6,5	Монастырищенский МСЗ	1990	14	150	6,5
	Рыбцех
01	Е-1/9	Монастырищенский МСЗ	1994	6	95	0,65
02	Е-1/9	Монастырищенский МСЗ	1994	6	95	0,65
	Нижний Чов
01	Энергия-3	Тагилсантехника	1995	6	95	0,5
02	Энергия-3	Тагилсантехника	1995	6	95	0,5
03	Энергия-3	Тагилсантехника	1995	6	95	0,5
	Племстанция
01	Энергия-3	Тагилсантехника	1979	6	95	0,6
02	Энергия-3	Тагилсантехника	1979	6	95	0,6
03	Энергия-3	Тагилсантехника	1979	6	95	0,6
	Школьная
01	КВГ-2,5	Таганрогский КЗ	2006	7	95	2,15
02	КВГ-2,5	Таганрогский КЗ	2004	7	95	2,15
03	КВГ-2,5	Таганрогский КЗ	2002	7	95	2,15
04	КВГ-2,5	С-Пет. ЭМЗ	2002	7	95	2,15
05	КВГ-2,5	С-Пет. ЭМЗ	2002	7	95	2,15
	Серова
01	КВГ-4	Дорогобужский КЗ	2006	6	115	4
02	КВГ-4	Дорогобужский КЗ	2006	6	115	4

2.4.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

В таблице 2 представлены года ввода в эксплуатацию котельного оборудования в эксплуатационной ответственности рассматриваемой организации. Нормативный срок эксплуатации котлов типа КВ-ГМ 10-150 равен 20 годам. Полный назначенный срок службы котлов мощностью менее 4,65 МВт - 10 лет.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду таблица 22

Таким образом, наибольшая часть котлов, эксплуатируемых МУП "ЖКУ" исчерпали свой ресурс и подлежат замене. В связи со значительным количеством котлов с истекшим сроком эксплуатации, а также ограниченностью денежных ресурсов необходимо в первую очередь производить замену аварийного оборудования, находящегося в наихудшем техническом состоянии и имеющего наименьшие наработки на отказ.

Таблица 22 - Срок эксплуатации котельного оборудования МУП "ЖКУ"

N п/п	Наименование	Марка	Год начала эксплуатации	Примечание, котлы с неистекшим нормативным сроком службы
1	Котельная "Центральная" п. Максаковка (здание)
1.1.	Котел водогрейный	Е 1/9	1986
1.2.	Котел водогрейный	Е 1/9	1986
1.3.	Котел водогрейный	Е 1/9	2004	*
1.4.	Котел водогрейный	Е 1/9	2004	*
1.5.	Котел водогрейный	КВГМ-10-150	1985
1.6.	Котел водогрейный	КВГМ-10-150	1985
2	Котельная "Центральная" п. Седкыркещ (здание)
2.1.	Котел водогрейный	Энергия-3	1992
2.2.	Котел водогрейный	Энергия-3	1992
2.3.	Котел водогрейный	КВа2-ГМ	2007	*
2.4.	Котел водогрейный	Энергия-3	1985
2.5.	Котел водогрейный	Энергия-3	1982
2.6.	Котел водогрейный	Энергия-3	1982
3	Котельная "Спецшкола" (здание)
3.1.	Котел водогрейный	Энергия-3	1992
3.2.	Котел водогрейный	Энергия-3	1992
3.3.	Котел водогрейный	Энергия-3	1992
3.4.	Котел водогрейный	Энергия-3	1981
4	Котельная "Горбольница" (здание)
4.1.	Котел водогрейный	Е 1/9	1987
4.2.	Котел водогрейный	Е 1/9	1987
4.3.	Котел водогрейный	Е 1/9	1987
4.4.	Котел водогрейный	Е 1/9	1987
4.5.	Котел водогрейный	Е 1/9	1978
5	Котельная "Мехлесхоз" (здание)
5.1.	Котел водогрейный	Е 1/9	1981
5.2.	Котел водогрейный	Е 1/9	1981
5.3.	Котел водогрейный	Е 1/9	1981
5.4.	Котел водогрейный	Е 1/9	1981
6	Котельная "Выльтыдор" (здание)
6.1.	Котел водогрейный	Энергия-3	1987
6.2.	Котел водогрейный	Энергия-3	1995
6.3.	Котел водогрейный	Энергия-3	2010	*
	Котел водогрейный	Энергия-3	2010	*
7	Котельная "Лемью" (здание)
7.1.	Котел водогрейный	Энергия-3	1983
7.2.	Котел водогрейный	Энергия-3	1992
7.3.	Котел водогрейный	Энергия-3	1999
7.4.	Котел водогрейный	Энергия-3	1983
8	Котельная N 4 (здание)
8.1.	Котел водогрейный	НР-18	1995
8.2.	Котел водогрейный	НР-18	1995
8.3.	Котел водогрейный	НР-18	1996
8.4.	Котел водогрейный	НР-18	1996
8.5.	Котел водогрейный	НР-18	1992
8.6.	Котел водогрейный	НР-18	1991
8.7.	Котел водогрейный	Энергия-3	1990
9	Котельная Больница
9.1.	Котел водогрейный	Тула-2	1970
9.2.	Котел водогрейный	Тула-2	1970
9.3.	Котел водогрейный	Энергия-3	1994
9.4.	Котел водогрейный	Энергия-3	1994
10	Котельная 1
10.1.	Котел паровой	ДЕ 16-14	2001	*
10.2.	Котел паровой	ДЕ 10-14	2003	*
11	Аэропорт
11.1.	Котел водогрейный	Энергия-3	1996
11.2.	Котел водогрейный	Энергия-3	1996
11.3.	Котел водогрейный	Энергия-3	1996
11.4.	Котел водогрейный	Энергия-3	1996
11.5.	Котел водогрейный	Энергия-3	1996
11.6.	Котел водогрейный	Энергия-3	1996
11.7.	Котел водогрейный	Энергия-3	2003
11.8.	Котел водогрейный	Энергия-3	2004	*
11.9.	Котел водогрейный	Е 1/9	1990
11.10.	Котел водогрейный	Е 1/9	1988
11.11.	Котел водогрейный	Е 1/9	1998
12	СМЗ
12.1.	Котел водогрейный	НР-18М	2005	*
12.2.	Котел водогрейный	НР-18М	2003
12.3.	Котел водогрейный	НР-18М	2004	*
13	Котельная "Трехозерка"
13.1	Котел водогрейный	Энергия-3	1984
13.2	Котел водогрейный	Энергия-3	1984
13.3	Котел водогрейный	Энергия-3	1984
13.4	Котел водогрейный	Энергия-3	1984

2.4.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

Котельная Нижний Чов эксплуатируется, начиная с 2008 г.

В соответствии с ГОСТ 21563-93 "Котлы водогрейные" полный назначенный срок котлов с мощностью менее 4,65 МВт - 10 лет. Таким образом, теплогенерирующее оборудование всех котельных, находящихся в эксплуатационной ответственности рассматриваемой организации, является относительно новым и не исчерпало свой ресурс.

2.4.5. Котельная ОАО "Комитекс"

Сведения о периоде эксплуатации котлов на котельной ОАО "Комитекс" представлены в таблице 23. Из таблицы видно, что основное оборудование работает в течение продолжительного периода, при этом капитальные ремонты оборудования были произведены в период 2003 - 2013 гг.

Таблица 23 - Срок эксплуатации котельного оборудования ОАО "Комитекс"

N	Тип котла	Год установки	Год послед.кап. ремонта	Примечание
1	КВГМ-20	1980	2013	Консервация В работе с 1986 г.
2	КВГМ-20	1979	2012	С 1980 г.
3	КВГМ-20	1979	2013	С 1980 г.
1	ДКВР-20-13	1978	2009	С 1980 г. Консервация
2	ДЕ-25-14	1979	2012	С 1980 г.
3	ДЕ 25-14	1986	2012	С 2001 г.
4	ДЕ 10-14	1986	2012	С 2005 г.

2.4.6. Котельная ООО "Пригородный"

В таблице 24 представлены года ввода в эксплуатацию теплогенерирующего оборудования котельной ООО "Пригородный". Из анализа предоставленных данных следует, что котельное оборудование исчерпало свой ресурс. Однако в соответствии с правилами технической эксплуатации осуществляются экспертизы промышленной безопасности. По результатам последней экспертизы было выявлено, что теплогенерирующее оборудование находится в исправном состоянии. Для всех котлов было произведено продление нормативного срока службы. Сроки достижения индивидуального ресурса теплогенерирующего оборудования представлены в таблице 24.

Таблица 24 - Срок эксплуатации котельного оборудования ООО "Пригородный"

Ст. N	Тип, модификация, завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Нормативный парковый ресурс, тыс. час	Год достижения индивид. ресурса с учетом продления
1	ПТВМ - 30 М, зав. N 2161, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	09.04.1976	75	Август 2016 г.
2	ПТВМ - 30 М, зав. N 2065, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	09.04.1976	75	Июнь 2013 г.
3	КВГМ - 30 - 150, зав. N 4739, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	25.12.1985	75	Июнь 2014 г.
4	КВГМ - 30 - 150, зав. N 4270, ОАО "Дорогобуж Котломаш"	25.12.1985	75	Август 2016 г.

2.5. Схемы выдачи тепловой мощности. Структура теплофикационных установок ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Тепловая энергия в горячей воде на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения потребителей отпускается по двум основным выводам. Параметры теплоносителя на двух выводах представлены на рисунке 3.

Отпуск тепловой энергии от ТЭЦ осуществляется в соответствии с температурным графиком 130/70°С.

Принципиальная схема отпуска тепловой энергии от ТЭЦ представлена на рисунке 4.

Как видно из рисунка, оборудование ТЭЦ разделено на утилизационную и энергетическую части, каждая из которых выполняет определенные технологические функции. Принципиальным отличием данной ТЭЦ от ТЭЦ, предназначенных исключительно для выработки электрической и тепловой энергии, является наличие утилизационной части, где осуществляется использование вторичного топлива.

Энергетическая часть в первую очередь ориентирована на выработку электрической и тепловой энергии в комбинированном цикле.

Рисунок 3 - Параметры гидравлического режима отпуска тепловой энергии объектам Эжвинского района

Рисунок 4 - Состав энергетического оборудования ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

2.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников

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 температуры горячей воды, поступающей в системы горячего водоснабжения при изменяющемся в течение суток расходе этой воды.

2.6.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" работает по температурному графику 130-70°С.

Отклонения от заданного диспетчером температурного режима на теплоисточниках за головными задвижками допускаются в диапазоне:

- по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, не более _ 3%;

- по давлению теплоносителя не более _ 5%;

- среднесуточная температура теплоносителя из обратной тепломагистрали может превышать заданную не более чем на 3%;

- по давлению в обратном трубопроводе не более _0,2 кгс/.

При повышении температуры сетевой воды в обратном трубопроводе теплоисточника до 70°С подъем температуры воды в подающем трубопроводе теплосети прекращается.

Диспетчер тепловых сетей имеет право в любое время суток произвести корректировку заданной температуры теплоносителя при резком изменении температуры наружного воздуха и несоответствии с прогнозом Гидрометцентра более чем на 8°С от температуры, по которой ранее была задана температура теплоносителя.

В течение отопительного сезона, а также в летний период (период горячего водоснабжения) параметры теплоносителя регламентируются в соответствии с утвержденным графиком регулирования. Параметры гидравлического режима отпуска тепловой энергии представлены на рисунке 3. Утвержденный температурный график регулирования тепловой энергии представлен на рисунке 5.

При нарушении нормальных параметров гидравлического или теплового режимов теплосети, в условиях предаварийной или аварийной ситуации, оперативный персонал ТЭЦ и тепловых сетей ООО "СеверЭнергоПром" действуют совместно с целью локализации и ликвидации аварийных ситуаций в тепловых сетях.

Рисунок 5 - Утвержденный температурный график отпуска тепловой энергии от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" объектам Эжвинского района

2.6.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

В системах теплоснабжения от котельных "Винзавод" и "Тубдиспансер" в качестве теплоносителя используется пар. В данных системах осуществляется количественное регулирование отпуска тепловой энергии при заданных параметрах пара (давление и температура).

В остальных системах централизованного теплоснабжения от ведомственных котельных рассматриваемой организации осуществляется центральное качественное регулирование отпуска тепловой энергии по отопительной нагрузке.

Отпуск тепловой энергии от рассматриваемых источников производится в соответствии с утвержденными температурными графиками. Утвержденные температурные графики представлены в приложении 2.

ЦВК, а также котельные "Орбита", "Больничный Городок", "Оранжерея" отпускают тепловую энергию в соответствии с температурным графиком 130-70°С со срезкой на 120°С.

Отпуск тепловой энергии от котельных: "Кутузова", "Госопытная", "Верхний Чов", "Племстанция", "ФАН", "Школьная" осуществляется раздельно: для нужд отопления и ГВС потребителей. От данных котельных проложены тепловые сети в 4-х трубном исполнении. Для нужд отопления теплоноситель подогревается до температуры 95°С в подающем трубопроводе, для нужд ГВС - до 65°С.

Отпуск тепловой энергии от котельной "Кочпон" осуществляется в соответствии с температурным графиком 115-70°С.

Система теплоснабжения котельной "Серова" работает по температурному графику 115-70°С; насосная станция, расположенная непосредственно в здании котельной, осуществляет теплоснабжение части объектов по 4-х трубной системе с параметрами теплоносителя на нужды отопления 95-70°С, на нужды ГВС - 65-55°С.

2.6.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

В системах теплоснабжения от муниципальных котельных принято центральное качественное регулирование отпуска тепловой энергии.

Отпуск тепловой энергии от котельной N 1 п. Краснозатонский осуществляется по температурному графику 105-70°С, для остальных котельных принято центральное качественное регулирование в соответствии с температурным графиком 95-70°С, представленном на рисунке 6.

Поскольку максимальная температура воды в подающем трубопроводе на котельных, работающих по температурному графику 95-70°С, не превышает 95°С, на тепловых сетях и у потребителей отсутствует необходимость установки регулирующих устройств. С целью регулирования параметров теплоносителя на тепловых сетях от котельной N 1 п. Краснозатонский установлены ЦТП (насосные станции подмеса - НСП) в количестве 6 штук.

Котельные "Больница", п. Седкыркещ, "Мехлесхоз", "Выльтыдор", "СМЗ" не производят тепловую энергию на нужды ГВС потребителей. Остальные котельные отпускают тепловую энергию на нужды ГВС потребителей в соответствии с температурным графиком 60-40°С.

Рисунок 6 - Зависимость температуры в прямом и обратном трубопроводах сетевой воды на котельных, работающих по температурному графику 95-70°С

2.6.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

В системах теплоснабжения от рассматриваемых котельных осуществляется центральное качественное регулирование отпуска тепловой энергии по отопительной нагрузке.

Отпуск тепловой энергии от котельной Нижний Чов осуществляется в соответствии с температурным графиком 105-70°С, от котельной Чит 1 осуществляется отпуск тепловой энергии по температурному графику 95-70°С.

На тепловых сетях от котельной Нижний Чов установлен тепловой пункт, после которого происходит изменение температурного графика тепловой сети 95-70°С.

2.6.5. Котельная ОАО "Комитекс"

В системе теплоснабжения от котельной ОАО "Комитекс" осуществляется центральное качественное регулирование отпуска тепловой энергии.

Отпуск тепловой энергии осуществляется в соответствии с температурным графиком 110- 70°С.

2.6.6. Котельная ООО "Пригородный"

В системе теплоснабжения от котельной ООО "Пригородный" осуществляется центральное качественное регулирование отпуска тепловой энергии.

Отпуск тепловой энергии потребителям от ведомственной котельной осуществляется в соответствии с температурным графиком 130-75°С.

2.7. Способы учета тепловой энергии, отпущенной от источников

2.7.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Тепловая энергия от ТЭЦ-1 отпускается в тепловые сети ОАО "СеверЭнергоПром". Учет тепловой энергии и теплоносителя, отпускаемых от ТЭЦ, ведется с помощью автоматизированной технологической и коммерческой системы учета тепловой энергии АСКУТЭ.

Измерительные системы учета тепловой энергии ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 состоят из отдельных узлов учета, обеспечивающих сбор, накопление, хранение и передачу параметров энергоносителей пользователям и включают в себя:

- по одному тепловычислителю на каждом сетевом выводе и линии подпиточной воды;

- по одному двухлучевому ультразвуковому или электромагнитному расходомеру на каждом прямом, обратном и подпиточном трубопроводах;

- по одному преобразователю давления и температуры на всех трубопроводах;

- системный компьютер (сервер АСКУТЭ ТЭЦ), специализированное программное обеспечение, которое позволяет периодически считывать из тепловычислителей и хранить параметры энергоносителей, рассылать параметры (данные) ХВ на периферийные тепловычислители, обеспечивать доступ пользователей к часовым и суточным архивам, а также передачу параметров на верхний уровень.

2.7.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Котельные, находящиеся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, имеют высокую степень оснащенности приборами учета тепловой энергии и теплоносителя. На каждой котельной установлены тепловычислители, позволяющие фиксировать параметры теплоносителя, передаваемого в тепловые сети. Преимущественно используется тепловычислитель СПТ 961.

Тепловычислители предназначены для измерения электрических сигналов, соответствующих параметрам теплоносителя, с последующим расчетом тепловой энергии и количества теплоносителя. Модель 961.2 отличается от модели 961.1 наличием дополнительного (второго) коммуникационного порта RS485, предназначенного для расширения функциональных возможностей в части увеличения числа обслуживаемых тепловых нагрузок. Тепловычислители рассчитаны на применение в составе теплосчетчиков для водяных и паровых систем теплоснабжения и иных измерительных систем, где в качестве теплоносителя используются вода, конденсат, перегретый пар либо сухой или влажный насыщенный пар. Интегрированные функциональные возможности тепловычислителя обеспечивают комплексное решение широкого круга задач:

1) коммерческий учет потребления тепловой энергии и массы воды, перегретого и насыщенного пара;

2) контроль режимов теплопотребления;

3) организация систем диспетчеризации и контроля потребления тепловой энергии и теплоносителя.

2.7.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

В настоящее время на котельных данной организации не установлены приборы учета тепловой энергии, отпускаемой в тепловые сети.

Объем отпуска тепловой энергии потребителям, оснащенным приборами учета тепловой энергии, определяется на основании показаний приборов учета. Объем отпуска тепловой энергии потребителям, не оснащенным приборами учета, определяется в соответствии с нормативами потребления коммунальных услуг на отопление и ГВС, утвержденными на территории г. Сыктывкара.

В соответствии с п. 5 ст. 19 ФЗ-190 "О теплоснабжении" владельцы источников тепловой энергии, тепловых сетей и не имеющие приборов учета потребители обязаны организовать коммерческий учет тепловой энергии, теплоносителя с использованием приборов учета в порядке и в сроки, которые определены законодательством об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности.

2.7.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

Все котельные, находящиеся в эксплуатационной ответственности МУП "УКР", оборудованы приборами учета тепловой энергии, отпускаемой от котельных.

На котельной Нижний Чов установлен тепловычислитель ВКТ-7, 2 расходомера ПРЭМ-2.

Учет тепловой энергии на котельной Чит 1 посредством тепловычислителей ВКТ-7 (по одному на каждый дом). На приборах отдельно учитывается расход тепловой энергии на отопление и ГВС.

2.7.5. Котельная ОАО "Комитекс"

На котельной ОАО "Комитекс" имеются приборы учета тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети марки СТД. Узел учета предназначен для измерения температуры, давления, перепада давления, объемного, массового расхода, а также массы тепловой энергии в системе теплоснабжения.

В состав СТД входят преобразователи расхода, давления, температуры и электросчетчики.

2.7.6. Котельная ООО "Пригородный"

В настоящее время на ведомственной котельной установлены приборы учета тепловой энергии, отпускаемой в тепловые сети - СПТ 961 в количестве 3 штук.

Тепловычислители предназначены для измерения электрических сигналов, соответствующих параметрам теплоносителя, с последующим расчетом тепловой энергии и количества теплоносителя, отпускаемого в тепловую сеть.

2.8. Характеристика водоподготовки и подпиточных устройств

Для источников тепловой энергии, расположенных в административных границах МО ГО "Сыктывкар", используется вода, которая проходит различные стадии обработки (в зависимости от потребности того или иного способа её обработки).

Вода, используемая на источниках тепловой энергии, характеризуется мягкостью (показатель общей жесткости находится в диапазоне 2-4 мкг/). Следствием этого является малое количество отложений в трубопроводах, обуславливающее высокий уровень теплоснабжения потребителей.

Мягкостью воды объясняется выбор схем подключения потребителей к тепловым сетям. На территории МО ГО "Сыктывкар" преобладает открытая схема теплоснабжения, с непосредственным разбором воды из тепловой сети на нужды ГВС.

2.8.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

На данном источнике тепловой энергии в настоящее время функционирует система ХВП (далее по тексту - ХВП). Для получения воды на подпитку тепловых сетей, соответствующей нормативным показателям качества, осуществляются следующие способы обработки воды:

1) декарбонизация;

2) деаэрация;

3) ощелачивание;

4) ингибирование.

Источником водоснабжения является городской водопровод.

Проектная производительность установок химводоочистки (далее по тексту - ХВО) составляет 1200 /ч. При этом фактическая нагрузка на систему ХВП составляет 300-450 /ч.

2.8.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Наиболее распространенным способом ХВП на котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми является Na-катионирование. В настоящее время тепловые сети от ЦВК объединены с тепловыми сетями от ряда котельных. Таким образом, при совместной работе котельных на одну сеть может использоваться 1 наиболее крупная система подготовки воды, а остальные - находиться в резерве на случай возникновения аварии. Анализ подключенных нагрузок и объема тепловых сетей от источников тепловой энергии, расположенных на территории г. Сыктывкара позволяет сделать вывод о том, что система ХВП, установленная на ЦВК, способна обеспечить расчетные режимы подпитки тепловой сети от данной котельной и от смежных котельных.

Характеристики систем ХВП на котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми представлены в таблице 25.

Таблица 25 - Сведения о системах водоподготовительного оборудования на котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

N п/п	Источник теплоснабжения	Способ водоподготовки	Установленная производительность, /ч	Нагрузка на ХВО, /ч	Резерв/мощности, /ч
1	ЦВК	Na-катионирование	1466,00	945,00	521,00
2	Винзавод, Печорская, 64	-
3	Племстанция	Водопроводная	0,08	0,05	0,03
4	Госопытная	Na-катионирование	0,60	0,25	0,35
5	Больничный Городок	Na-катионирование	1,60	0,45	1,15
6	Рыбцех	С реагентом СК-110	0,10	0,07	0,03
7	Нижний Чов	Водопроводная	0,05	0,05	0,00
8	Верхний Чов	Na-катионирование	0,80	0,45	0,35
9	Кочпон	Na-катионирование	2,60	1,08	1,52
10	Тубдиспансер	-
11	РММТ	Na-катионирование	0,50	0,37	0,13
12	ФАН	С реагентом СК-110	0,10	0,06	0,04
13	Школьная, 6А	Na-катионирование	2,00	0,63	1,37
Итого			1478,03	950,44	527,59

2.8.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

Из общего числа котельных 10 оснащены системами химводоподготовки. На данных котельных применяется одноступенчатое Na-катионирование. Все котельные за исключением самой мощной котельной - котельной N 1 в п. Краснозатонский имеют в своем составе водогрейные котлоагрегаты. На этих котельных подпитка осуществляется в котловой контур и контур ГВС с целью исключения возможности опорожнения системы транспорта тепловой энергии. Котельная п. Выльтыдор и котельная "Больница", расположенная в п. Седкыркещ, не имеют в своем составе систем ХВП. Информация о наличии системы ХВП на котельной п. Трехозерка отсутствует. В таблице 26 представлены характеристики оборудования ВПУ муниципальных котельных в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ".

Таблица 26 - Перечень оборудования ХВП МУП "ЖКУ"

N п/п	Название котельной	Местонахождение котельной	Система ХВО				Выработка ХВО, тыс.
			наличие ХВО (есть/нет)	жесткость исходной воды	схема ХВО	количество ступеней очистки	на отопление	на ГВС	Сумма
1	"Горбольница"	п. Краснозатонский	есть	3,2-2,4	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	0,92	7,62	8,54
2	N 1	п. Краснозатонский	есть	2,2-1,8	Na-катионитовый фильтр - 2 шт., механический фильтр, деаэратор	1	14,42		14,42
3	"Центральная"	п. В. Максаковка	есть	3,54-2,43	Na-катионитовый фильтр - 3 шт., механический фильтр	1	9,43	24,05	33,48
4	"Спецшкола"	п. В. Максаковка	есть	3,2-2,4	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	0,59	6,20	6,79
5	N 4	п. Краснозатонский	есть	3,2-2,4	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	2,17		2,17
6	"Мехлесхоз"	п. Краснозатонский	есть	3,2-2,4	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	0,31		0,31
7	"Выльтыдор"	п. Выльтыдор	нет	-	-	-	-	-	-
8	"Лемью"	м. Лемью	есть	3,2-2,4	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	1,00	4,28	5,28
9	"Центральная"	п. Седкыркещ	есть	1,43-1,04	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	1,76		1,76
10	"Аэропорт"	г. Сыктывкар	есть	2,2-1,8	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	3,17		3,17
11	"Больница"	п. Седкыркещ	нет	-	-	-	-	-	-
12	"СМЗ"	г. Сыктывкар	есть	2,2-1,8	Na-катионитовый фильтр - 2 шт.	1	1,06		1,06
13	"Трехозерка"	п. Трехозерка	-	-	-	-	-	-	-
Итого							34,84	42,15	76,98

2.8.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

Все котельные, эксплуатирующиеся рассматриваемой организацией, имеют системы ХВП. Утвержденные режимные карты водно-химического режима для котельных Нижний Чов и Чит 1 представлены на рисунках 7 и 8 соответственно.

В систему химической докотловой подпитки воды на котельной Нижний Чов входят 2 установки обезжелезивания, 2 установки умягчения и 1 установка ввода реагента. Производительность установки ХВП равна 3 /ч. При этом для подпитки тепловой сети используются 2 насоса Grundfoss CR 3-10 (1 в работе, 1 в резерве) производительностью 3 /ч и напором 46,4 м вод.ст.

В систему подготовки воды от котельной Чит 1 входит комплекс водоподготовительных устройств общей производительностью 2 /ч.

Рисунок 7 - Режимная карта водно-химического режима котельной Нижний Чов

Рисунок 8 - Режимная карта водно-химического режима котельной Чит Кочпон 1

2.8.5. Котельная ОАО "Комитекс"

На котельной установлен комплекс водоподготовительного оборудования, который включает в себя деаэрационные, коагуляционные, фильтрующие установки и установки умягчения.

Общая установленная производительность ВПУ равна 80 /ч.

В связи с тем, что потребители тепловой энергии подключены преимущественно по закрытой схеме, основная доля обработанной воды расходуется на компенсацию потерь теплоносителя при передаче тепловой энергии потребителям.

2.8.6. Котельная ООО "Пригородный"

Источниками водоснабжения котельной являются городской водопровод (около 30% отбора воды), артезианские скважины (около 70% отбора воды).

На источнике тепловой энергии установлена система ХВП. С целью доведения качества подпиточной воды до нормативных показателей на котельной используются следующие методы обработки воды:

- механическая очистка;

- умягчение;

- обезжелезивание;

- деаэрация.

Установленная производительность водоподготовительных установок равна 25 . При этом расход на подпитку равен 3,72 .

2.9. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации оборудования источников тепловой энергии

В соответствии с информацией, предоставленной теплоснабжающими организациями для разработки схемы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар", предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации оборудования источников теплоснабжения отсутствуют.

2.10. Топливный режим

Газоснабжение объектов г. Сыктывкара осуществляется на базе природного газа месторождения Тюмень - Вуктыл по газопроводу Микунь - Сыктывкар. Общая протяжённость газопровода - 90 км (D700 мм - 28 км, D500 мм - 62 м.), рабочее давление - 5,4 МПа (проектное - 7,5 МПа). Газопровод Микунь - Сыктывкар подключен к системе газопроводов Ухта - Торжок.

Характеристика газа:

- Теплотворная способность - 7995 ккал/ .

- Плотность - 0681 кг/.

Направления расхода газа: технологические потребности производства, энергоноситель для тепловых источников, потребности населения, коммунально-бытовые нужды.

На территории города находятся 3 газораспределительные станции (ГРС):

- м. Дырнос, г. Сыктывкар - входной D426 мм, выходной D720 мм; давление фактическое - 0,55 МПа, проектное - 0,6 МПа;

- м. Човью - входной D159 мм, выходной D219 мм; давление фактическое - 0,45 МПа, проектное - 0,6 МПа;

- Эжвинский район - входной D426мм , выходной D720 мм; давление фактическое - 0,6 МПа.

В черте города находятся 19 газорегуляторных пунктов (ГРП). Связь между ступенями осуществляется только через газорегуляторные пункты.

На территории города имеются также и 3 газорегуляторных установки (ГРУ) - в пгт. Краснозатонский, м. Лемью; Эжвинский р-н, м. Радиострой; п. В. Чов.

Схема распределения газа по давлению в Сыктывкаре, п.г.т. Краснозатонский, Эжвинский район, Н. Чов, В. Чов, Човью - 2-х ступенчатая (высокое и низкое давление), в п.г.т. Максаковка - 3-х ступенчатая (высокое, среднее и низкое давление).

По сведениям треста "Межрайгаз" на 01.01.2008 г. газифицировано природным газом 93% квартир (по городу и рабочим посёлкам), 7% квартир используют сжиженный газ.

Газонаполнительная станция (ГНС) для потребителей сжиженного газа находится в промузле. По данным статистического сборника ФСГС 2007 г. на коммунально-бытовые нужды отпущено города 31,9 млн. природного газа (в том числе населению - 31,8 млн.) и 3579,3 т. сжиженного газа (в т. числе 3255,0 т. - населению).

2.10.1. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Как отмечалось выше, ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" включает в себя энергетическую и утилизационную части. Преимуществом ТЭЦ является возможность выработки дополнительной энергии за счет сжигания вторичных видов топлива. К таким видам топлива относятся черный щелок и корьевые древесные отходы. Представленные виды топлива являются отходами в целлюлозно-бумажной промышленности и, в частности, при производстве бумаги. Утилизация вторичных видов топлива приводит к дополнительной выработке электрической и тепловой энергии, следовательно, повышает эффективность работы промышленного предприятия в целом. Кроме вторичных видов топлива на ТЭЦ используются основные виды топлива: газ и мазут. Фактические показатели потребления топлива теплогенерирующим оборудованием ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" за 2010-2012 гг.

Таблица 27 - Фактические показатели потребления топлива теплогенерирующим оборудованием ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" в 2010-2012 гг.

Вид топлива	Низшая теплота сгорания, ккал/тыс.			Годовой расход топлива, тыс. (т)			Годовой расход топлива,			Выработка т/э, тыс.Гкал
	2010	2011	2012	2010	2011	2012	2010	2011	2012	2010	2011	2012
газ	7998	8004	8015	1032585,4	1023177,6	956708,3	1179802,6	1169930,5	1095431,0	125,994	110,203	101,866
мазут	9800	9800	9800	3670	1745	2218	5138,0	2443,0	3105,2	0,549	0,230	0,289
черный щелок	2026	2087	2060	1488711	1484713	1149188	430875,5	442656,6	338189,6	46,014	41,697	31,449
корьевые древесные отходы	1168	1335	1245	460962	433220	437875	76914,8	82621,2	77879,2	8,214	7,783	7,242
Итого							1692730,9	1697651,4	1514605,0	9363,9	10616,1	10753,7

2.10.2. Котельные СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

На балансе рассматриваемой организации имеются котельные, которые используют для сжигания газообразное, твердое (уголь) и жидкое (мазут) топливо.

Более 99% условного топлива расходуется газовыми котельными, из которых около 82% расходуется на ЦВК.

Котельные, работающие на твердом и жидком видах топлива, не газифицированы по техническим причинам.

Наиболее информативными показателями, свидетельствующими об экономичности производства тепловой энергии котельными, являются удельный расход топлива на выработку тепловой энергии и соответствующий им КПД теплогенерирующего оборудования, представленные в таблице 28. Из анализа значений данных показателей следует, что наименьшей эффективностью обладают котельные, потребляющие твердое и жидкое топливо. Средний КПД теплогенерирующего оборудования, работающего на газе, равен 92,1%, на мазуте - 47%, на угле - 64,5%.

Таблица 28 - Фактические показатели потребления топлива теплогенерирующим оборудованием МУП "ЖКУ" в 2010-2012 гг.

N п/п	Название котельной	Вид топлива	Низшая теплота сгорания, ккал/тыс.			Годовой расход топлива, тыс. (т)			Годовой расход топлива,			Выработка т/э, тыс.Гкал			Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии, /Гкал			КПД теплогенерирующего оборудования, %
			2010	2011	2012	2010	2011	2012	2010	2011	2012	2010	2011	2012	2010	2011	2012	2010	2011	2012
1	ЦВК	газ	7993	8000	8015	208823,6	186278,5	1839658	238446,7	212889,7	210640,8	1540,0	1378,3	1366,9	154,8	154,5	154,1	92,4%	92,6%	92,8%
		мазут	9862	9859	9830	6,5	3,0	3,0	9,2	4,2	4,2	0,059	0,027	0,027
2	Винзавод, Печорская, 64	газ	7993	8000	8015	1672,7	1617,7	1506,9	1910,0	1848,8	1725,4	11,323	10,604	9,9	168,7	174,3	174,3	84,8%	82,0%	82,1%
3	Орбита, Печорская 34	газ	7993	8000	8015	3643,0	9464,6	12628,5	4159,8	10816,7	14459,6	26,134	72,315	95,526	159,2	149,6	151,4	89,8%	95,6%	94,5%
4	Кутузова, 19	газ	7993	8000	8015	545,9	456,2	514,4	623,3	521,4	589,0	3,828	3,234	3,49	162,8	161,2	168,8	87,8%	88,7%	84,7%
5	Племстанция	газ	7993	8000	8015	219,6	201,3	185,4	250,8	230,1	212,3	1,634	1,467	1,422	153,5	156,8	149,3	93,2%	91,2%	95,8%
6	Госопытная	газ	7993	8000	8015	2068,6	1943	1907,1	2362,0	2220,6	2183,6	15,104	14,226	13,872	156,4	156,1	157,4	91,4%	91,6%	90,8%
7	Больничный Городок	газ	7993	8000	8015	5754,4	5266	5700,2	6570,7	6018,3	6526,7	41,901	37,585	40,937	156,8	160,1	159,4	91,2%	89,3%	89,7%
8	Оранжерея	газ	7993	8000	8015	1855,7	2659,8	2523,2	2118,9	3039,8	2889,1	14,18	19,902	19,048	149,4	152,7	151,7	95,7%	93,6%	94,3%
9	Рыбцех	мазут	9862	9859	9830	318	289	289	448,0	407,0	405,8	2,013	2,119	1,91	222,6	192,1	212,5	64,3%	74,4%	67,3%
10	Нижний Чов	уголь	5498	5441	5496	741	667	608	582,0	518,4	477,4	1,866	1,742	1,573	311,9	297,6	303,5	45,8%	48,0%	47,1%
11	Верхний Чов	газ	7993	8000	8015	3178	3021	2949,8	3628,8	3452,6	3377,5	21,738	20,336	19,919	166,9	169,8	169,6	85,7%	84,2%	84,3%
12	Кочпон	газ	7993	8000	8015	5389	5247,8	5233,1	6153,5	5997,5	5991,9	37,264	37,359	38,347	165,1	160,5	156,3	86,6%	89,1%	91,5%
13	Тубдиспансер	газ	7993	8000	8015	44,6	39	22,2	50,9	44,6	25,4	0,338	0,28	0,148	150,7	159,2	171,8	94,9%	89,8%	83,3%
14	РММТ	газ	7993	8000	8015	1375,6	1204,4	1139,4	1570,7	1376,5	1304,6	9,883	8,54	8,386	158,9	161,2	155,6	90,0%	88,7%	91,9%
15	ФАН	мазут	9862	9859	9830	412	337	338	580,4	474,6	474,6	2,335	2,061	2,072	248,6	230,3	229,1	57,5%	62,1%	62,4%
16	Школьная, 6А	газ	7993	8000	8015	4090,2	4191	4363,3	4670,4	4789,7	4996,0	30,61	30,699	32,031	152,6	156,0	156,0	93,7%	91,7%	91,7%
17	Серова	газ	7993	8000	8015	3158	2866,4	2623,4	3606,0	3275,9	3003,8	23,49	21,293	19,331	153,5	153,8	155,4	93,2%	92,9%	92,0%
Итого		газ	7993	8000	8015	241818,9	224456,7	225262,7	276122,6	256521,9	257925,8	1777,4	1656,1	1669,3	155,4	154,9	154,5	92,0%	92,3%	92,5%
		мазут	9862	9859	9830	736,5	629,0	630,0	1037,6	885,9	884,7	4,4	4,2	4,0	235,4	210,6	220,7	60,7%	67,9%	64,8%
		уголь	5498	5441	5496	741,0	667,0	608,0	582,0	518,4	477,4	1,9	1,7	1,6	311,9	297,6	303,5	45,8%	48,0%	47,1%
Итого по всем видам топлива									277742,3	257926,3	259287,9	1783,7	1662,1	1674,9	155,7	155,2	154,8	91,8%	92,1%	92,4%

2.10.3. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ"

В настоящее время муниципальные котельные используют в качестве топлива мазут, газ и уголь. Наиболее распространенным видом топлива является газ, на рисунке 9 представлено потребление условного топлива муниципальными котельными. Показатели потребления топлива оборудованием муниципальных котельных в 2010-2012 гг. представлены в таблице 28. В связи с отсутствием данных о фактическом потреблении топлива котельной п. Трехозерка принято допущение, что потребление топлива за 2011-2012 гг. соответствует потреблению топлива за 2010 г.

В таблице 29 представлены удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии котельными. Из анализа значений данных показателей следует, что наименьшей эффективностью обладают котельные, потребляющие твердое и жидкое топливо. Средний КПД теплогенерирующего оборудования, работающего на газе, равен 93,9%, на мазуте - 74,9%, на угле - 56,4%. Для уменьшения топливных затрат в структуре производства тепловой энергии котельными, работающими на твердом и жидком топливе, необходима их реконструкция и перевод на сжигание газообразного топлива.

Таблица 29 - Фактические показатели потребления топлива теплогенерирующим оборудованием МУП "ЖКУ" в 2010-2012 гг.

N п/п	Название котельной	Местонахождение котельной	Вид топлива	Низшая теплота сгорания, ккал/ед. т-ва			Годовой расход топлива, ед.т-ва			Годовой расход топлива,			Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии, /Гкал	КПД теплогенерирующего оборудования, %
				2010	2011	2012	2010	2011	2012	2010	2011	2012	2012	2012
1	"Горбольница"	п. Краснозатонский	газ	8015	8015	8015	593,30	621,70	610,29	679,33	711,85	698,78	145,5	98,3%
2	N 1	п. Краснозатонский	газ	8015	8015	8015	6885,58	6561,55	6887,54	7883,99	7512,98	7886,23	155,6	91,9%
3	"Центральная"	п. В. Максаковка	газ	8015	8015	8015	3945,78	3650,89	3770,23	4517,92	4180,27	4316,91	147,2	97,1%
4	"Спецшкола"	п. В. Максаковка	газ	8015	8015	8015	264,48	338,97	388,51	302,83	388,12	444,84	157,6	90,7%
5	N 4	п. Краснозатонский	мазут	9590	9590	9590	65,91	1,00	11,90	90,30	1,37	16,30
6	"Мехлесхоз"	п. Краснозатонский	мазут	9590	9590	9590	246,94	228,70	220,76	338,31	313,32	302,44	221,1	64,7%
7	"Выльтыдор"	п. Выльтыдор	мазут	9590	9590	9590	625,92	572,54	587,80	857,51	784,38	805,29	148,3	96,4%
8	"Лемью"	м. Лемью	мазут	9590	9590	9590	593,51	599,42	622,50	813,11	821,21	852,83	222,5	64,3%
9	"Центральная"	п. Седкыркещ	мазут	9590	9590	9590	1134,76	1058,39	1068,60	1554,62	1449,99	1463,98	158,9	90,0%
			уголь	4368	4368	4368	8,75	5,25	6,00	5,46	3,28	3,74
10	"Аэропорт"	г. Сыктывкар	мазут	9590	9590	9590	1475,74	1469,78	1402,90	2021,76	2013,60	1921,97	241,2	59,3%
11	"Больница"	п. Седкыркещ	уголь	4368	4368	4368	840,75	754,75	761,00	524,63	470,96	474,86	209,3	68,3%
12	"СМЗ"	г. Сыктывкар	мазут	9590	9590	9590	764,33	732,14	706,50	1047,13	1003,03	967,91	181,4	78,9%
13	"Трехозерка"	п. Трехозерка	уголь	4368	4368	4368	770,00	770,00	770,00	480,48	480,48	480,48	317,8	45,0%
Итого			мазут	9590	9590	9590	4907,11	4661,97	4620,96	6722,74	6386,90	6330,71	191,0	74,9%
			уголь	4368	4368	4368	1619,50	1530,00	1537,00	1010,57	954,72	959,09	253,7	56,4%
			газ	8015	8015	8015	11689,15	11173,11	11656,56	13384,07	12793,21	13346,76	152,3	93,9%

Рисунок 9 - Потребление условного топлива котельными МУП "ЖКУ" по видам топлива

2.10.4. Котельные в эксплуатационной ответственности МУП "УКР"

В качестве основного вида топлива на котельных в эксплуатационной ответственности рассматриваемой организации используется газообразное топливо. Кроме того, на котельной Нижний Чов предусмотрено резервное топливо - дизельное топливо (однако за отчетный период не было необходимости в его использовании, т.к. не было ограничений поставки основного вида топлива). На котельной Чит 1 резервное топливо не предусмотрено.

В таблице 30 представлены фактические показатели потребления топлива теплогенерирующим оборудованием котельных за 2010-2012 гг. Следует отметить, что котельная, расположенная по адресу: ул. 65-летия Победы, 15/1 эксплуатировалась в 2012 г., начиная с сентября. Данные о потреблении топлива данной котельной представлены за 4 квартал 2012 г.

Из таблицы 30 видно, что котельные обладают высокой энергетической эффективностью, что является следствием новизны оборудования, вида используемого топлива, качества подпиточной воды, используемой в технологическом процессе, и других факторов.

Таблица 30 - Фактические показатели потребления топлива теплогенерирующим оборудованием МУП "УКР" в 2010-2012 гг.

N п/п		1	2	Итого
Название котельной		Нижний Чов	Кочпон Чит 1
Местонахождение котельной		ул. Магистральная, 27/1	Ул. 65-летия Победы, 15/1
Вид топлива		газ	газ	газ
Низшая теплота сгорания, ккал/тыс.	2010	8015	8015	8015
	2011	8015	8015	8015
	2012	8015	8015	8015
Годовой расход топлива, млн.	2010	4,021		4,021
	2011	3,837		3,837
	2012	3,987	0,076	3,987
Годовой расход топлива, тыс.	2010	4,604		4,604
	2011	4,393		4,393
	2012	4,565	0,087	4,565
Выработка т/э, тыс.Гкал	2010	31,759		31,759
	2011	29,542		29,542
	2012	28,741	0,584	28,741
Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии, /Гкал	2010	145,0		145,0
	2011	148,7		148,7
	2012	158,8	148,7	158,8
КПД теплогенерирующего оборудования, %	2010	98,6%		98,6%
	2011	96,2%		96,2%
	2012	90,0%	96,1%	90,0%

2.10.5. Котельная ОАО "Комитекс"

На котельной ОАО "Комитекс" в качестве основного топлива используется природный газ, в качестве резервного топлива - мазут. Хранение мазута осуществляется в двух емкостях объемом 400 . В настоящее время запас мазута составляет 330 т.

Годовое потребление топлива на выработку тепловой энергии находится на уровне 12 млн. .

Теплогенерирующее оборудование котельной имеет относительно высокие показатели экономичности, а именно:

- удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии равен 162 /Гкал;

- КПД выработки тепловой энергии находится на уровне 88%.

2.10.6. Котельная ООО "Пригородный"

Данная ведомственная котельная использует для выработки тепловой энергии природный газ, резервное топливо на источнике не используется. Показатели потребления топлива оборудованием котельной за 2010-2012 гг. представлены в таблице 31.

Из анализа значений удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии и соответствующего ему КПД следует, что эффективность выработки тепловой энергии котельной ежегодно снижается. Хотя в настоящее время котельная обладает относительно высоким КПД. Причиной ежегодного снижения КПД является значительная степень износа основного теплогенерирующего оборудования котельной.

Таблица 31 - Фактические показатели потребления топлива теплогенерирующим оборудованием котельной ООО "Пригородный" в 2010-2012 гг.

Название котельной		Котельная ООО "Пригородный"
Местонахождение котельной		ул. Тентюковская, 425
Вид топлива		газ
Низшая теплота сгорания, ккал/тыс.	2010	8049
	2011	8049
	2012	8049
Годовой расход топлива, млн.	2010	26,069
	2011	22,070
	2012	19,500
Годовой расход топлива, тыс.	2010	29,976
	2011	25,378
	2012	22,422
Выработка тепловой энергии теплогенерирующим оборудованием котельной, тыс.Гкал	2010	190,929
	2011	161,446
	2012	138,727
Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии, /Гкал	2010	157,0
	2011	157,2
	2012	161,6
КПД теплогенерирующего оборудования, %	2010	91,1%
	2011	91,0%
	2012	88,5%

3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты

3.1. Описание структуры тепловых сетей

Функции по передаче тепловой энергии от источников тепловой энергии на территории МО ГО "Сыктывкар" выполняют следующие организации:

- ООО "СЭП"; организация осуществляет транспортировку теплоносителя от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" к конечным потребителям тепловой энергии;

- СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми; организация осуществляет транспортировку теплоносителя от ведомственных котельных данной организации к конечным потребителям; кроме того, услуги по транспортировке тепловой энергии от данных котельных осуществляют МУП "УКР", ООО "Роялти", ГУП РК "Комиавиатранс", на балансе которых находится незначительная часть тепловых сетей по сравнению с сетями балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

- МУП "ЖКУ"; организация осуществляет транспортировку теплоносителя от муниципальных котельных данной организации к конечным потребителям;

- МУП "УКР"; организация осуществляет транспортировку теплоносителя от муниципальных котельных данной организации к конечным потребителям; кроме того, организация осуществляет услуги по передаче тепловой энергии от котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, котельной ОАО "Комитекс", котельной ООО "Пригородный";

- ООО "КВСМ"; организация осуществляет транспортировку теплоносителя от ведомственной котельной ОАО "Комитекс" к конечным потребителям;

- ОАО "Коми дорожная компания"; организация осуществляет транспортировку теплоносителя от ведомственной котельной ОАО "Комитекс" к конечным потребителям.

На территории МО ГО "Сыктывкар" наибольшее применение нашла зависимая схема потребителей к тепловым сетям с открытым водоразбором на нужды ГВС потребителей. Наибольшее количество источников тепловой энергии осуществляют центральное качественное регулирование в соответствии с температурным графиком 95-70°С.

Муниципальные и ведомственные котельные на территории МО ГО "Сыктывкар" работают автономно и не резервируют друг друга. Часть тепловых сетей от ведомственных котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми объединены и могут работать как совместно, так и по раздельности. Тепловые сети выполнены двухтрубной или четырехтрубной прокладкой в зависимости от наличия нагрузок ГВС.

Также для контроля и регулирования гидравлического режима тепловой энергии, поступающей к потребителям, на территории МО ГО "Сыктывкар" эксплуатируется значительное количество подкачивающих насосных станций (далее по тексту - ПНС). На указанных объектах установлены сетевые насосы и иное вспомогательное оборудование.

Наибольшая часть тепловых сетей на территории МО ГО "Сыктывкар" не диспетчеризирована.

3.2. Параметры тепловых сетей

Распределение суммарной протяженности тепловых сетей по эксплуатационной ответственности теплосетевых организаций представлено в таблице 32 и на рисунке 10.

Таблица 32 - Протяженность водяных тепловых сетей на территории МО ГО "Сыктывкар"

Наименование эксплуатирующей организации	Протяженность тепловых сетей (в однотрубном исчислении), м	Протяженность тепловых сетей, %	Материальная характеристика тепловых сетей,	Материальная характеристика тепловых сетей, %	Объем тепловых сетей, тыс.	Объем тепловых сетей, %
ОАО "Монди СЛПК"	2820,0	0,4%	1974,0	1,6%	1106,9	3,6%
ООО "СеверЭнергоПром"	120040,0	16,3%	21390,9	17,2%	6836,8	22,3%
СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	475900,0	64,7%	85891,4	68,9%	20859,7	68,1%
ООО "Роялти"	0,4	0,0%	0,0	0,0%	0,0	0,0%
ГУП РК "Комиавиатранс"	14,6	0,0%	2,9	0,0%	0,5	0,0%
МУП "Жилкомуслуга"	118011,2	16,0%	13050,6	10,5%	1506,9	4,9%
МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"	18843,2	2,6%	2311,3	1,9%	336,9	1,1%
ООО "КВСМ"	2,7	0,0%	0,3	0,0%	0,0	0,0%
ОАО "Коми дорожная компания"	1,8	0,0%	0,2	0,0%	0,0	0,0%
Итого	735633,9	100,0%	124621,6	100,0%	30647,7	100,0%

Рисунок 10 - Соотношение протяженности тепловых сетей теплоснабжающих организаций

Наибольшую долю от суммарной протяженности тепловых сетей МО ГО "Сыктывкар" занимают тепловые сети СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (64,7%). Суммарная материальная характеристика данных сетей приблизительно равна 85,891 тыс.. Второе место по протяженности тепловых сетей занимают сети эксплуатационной ответственности ООО "СеверЭнергоПром" (1333 ).

3.2.1. Тепловые сети ООО "СеверЭнергоПром"

Тепловые сети ОАО "Монди СЛПК" и ЭМУП "Жилкомхоз" эксплуатируются теплосетевой организацией ООО "СеверЭнергоПром". К тепловым сетям данной организации подключены потребители тепловой энергии, находящиеся на территории Эжвинского района.

Теплоснабжение Эжвинского района осуществляется от единственного источника тепловой энергии - ТЭЦ балансовой принадлежности ОАО "Монди СЛПК". Теплоснабжение жилых и административных потребителей на территории района производится от источника тепловой энергии через 2 тепловывода.

На территории Эжвинского района преобладает подземная прокладка тепловых сетей (в непроходных каналах и бесканальная), также встречается надземная прокладка трубопроводов.

Наибольшая часть тепловых сетей эксплуатируется в течение длительного периода, преобладают трубопроводы, введенные в эксплуатацию до 1991 г. - около 90% от всех тепловых сетей Эжвинского района.

Однако в последние годы намечена тенденция к плановой реконструкции ветхих и малонадежных тепловых сетей. Мероприятия, направленные на замену трубопроводов, повышают надежность теплоснабжения потребителей Эжвинского района.

Для компенсации температурных расширений на тепловых сетях применяются следующие виды компенсаторов:

- "П" - образные;

- сальниковые;

- сильфонные.

Кроме того, на тепловых сетях имеются участки самокомпенсации.

Эксплуатация тепловых сетей осуществляется в соответствии с температурным графиком 130-70°С. На территории Эжвинского района функционирует 2-трубная система теплоснабжения с открытым водоразбором на нужды ГВС потребителей.

В рамках разработки Схемы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" было осуществлено визуальное обследование работы тепловых сетей. По его результатам можно сделать выводы:

- на территории Эжвинского района преобладают изношенные сети, их число оценивается на уровне 50-60%; замена таких сетей является первоочередным мероприятием, направленным на повышение качества и надежности теплоснабжения потребителей Эжвинского района;

- анализ структуры и расположения тепловых сетей позволяет выполнять мероприятия, направленные на повышение надежности теплоснабжения потребителей тепловой энергии;

- для магистральных тепловых сетей целесообразно рассмотрение перемычек и закольцовок, позволяющих повысить надежность теплоснабжения потребителей на территории Эжвинского района.

3.2.2. Тепловые сети СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

По данным на момент подписания муниципального контракта на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми находится 17 ведомственных котельных (котельные большой, средней и малой производительности), расположенные на территории МО ГО "Сыктывкар".

Отпуск тепловой энергии от 15 котельных осуществляется с горячей водой. Потребители, подключенные к котельным: "Винзавод" и "Тубдиспансер", снабжаются тепловой энергией в виде пара. При этом системы транспорта тепловой энергии (паропроводы) находятся на балансе потребителей.

Наибольший объем тепловых сетей занимают сети от ЦВК. При этом тепловые сети от котельных: "Орбита", "Больничный Городок", "Оранжерея", "Кутузова" объединены с тепловыми сетями от ЦВК. Тепловые сети от 4 котельных средней производительности могут эксплуатироваться самостоятельно, могут подпитываться от ЦВК, а также могут быть присоединены непосредственно к ЦВК. Сети от котельных: "Орбита", "Больничный Городок", "Оранжерея" имеют температурный график, аналогичный графику ЦВК. Тепловые сети котельной "Кутузова" присоединены к ЦВК по постоянной схеме через насосную группу, расположенную в здании котельной "Кутузова". Остальные котельные, использующие в качестве теплоносителя горячую воду, не могут быть присоединены к единой СЦТ, т.к. находятся на периферии города ("Племстанция", "Рыбцех", "Кочпон", "Серова", "РММТ", "Школьная") и в пригородах ("Госопытная", "ФАН", "Верхний Чов", "Нижний Чов").

Система теплоснабжения от ЦВК имеет различные схемы подключения - встречается как открытая, так и закрытая схема теплоснабжения. Теплоснабжение некоторых районов от ЦВК осуществляется от НСП, где осуществляется прокачка и подмешивание теплоносителя с изменением температурного графика после насосных. Кроме того, на тепловых сетях от ЦВК установлены повысительные насосные станции: ПНС - 1 и ПНС - 2 по обратным трубопроводам, на которых осуществляется прокачка теплоносителя для нормативного теплоснабжения потребителей в отдаленной части города.

Системы теплоснабжения от котельных: "Кутузова", "Госопытная", "Верхний Чов", "Племстанция", "ФАН", "Школьная" являются закрытыми, 4-х трубными. Система теплоснабжения от котельной "Кочпон" является закрытой, 2-х трубной. Ранее на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми находилась котельная "Северная", ныне данная котельная реконструирована в НСП, система теплоснабжения от которой является закрытой 4-х трубной. Система теплоснабжения от котельной "Серова" является закрытой, двухтрубной, при этом в котельном цехе расположена насосная станция, которая осуществляет теплоснабжение части потребителей по 4-х трубной системе теплоснабжения.

Таким образом, тепловые сети на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми работают в соответствии с 3 температурными графиками: 130/70°С (со срезкой на 120°С), 115/70°С, 95/70°С.

Распределение суммарной протяженности тепловых сетей СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми и графическое представление категорий тепловых сетей приведено в таблице 33 и на рисунке 11.

Таблица 33 - Обобщенная протяженность и другие характеристики тепловых сетей на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Параметр	Магистральные сети, работающие круглогодично по температурному графику 130/70°С	Магистральные сети, работающие круглогодично по температурному графику 115/70°С	Распределительные сети отопления, работающие только в отопительный период по температурному графику 95/70°С	Распределительные сети ГВС, работающие круглогодично по температурному графику 65/55°С	СУММА
Протяженность (в однотрубном исчислении), м	313502,4	23087,3	101466,5	37843,8	475900,0
Материальная характеристика,	66294,8	4387,3	11721,9	3487,3	85891,4
Объем тепловых сетей,	18169,3	950,4	1430,1	309,8	20859,7

Наибольшую часть тепловых сетей (63,8%) на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми составляют магистральные сети, работающие круглогодично по температурному графику 130/70°С со срезкой на 120°С. Второе место по протяженности занимают распределительные сети отопления, работающие только в отопительный период в соответствии с температурным графиком 95/70°С.

Рисунок 11 - Распределение протяженности тепловых сетей балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми в зависимости от способа эксплуатации

Степень износа тепловых сетей

Наибольшая часть тепловых сетей, находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, проложена до 1997 года. Несмотря на это, техническое состояние сетей следует оценивать как хорошее. В таблице 34 и на рисунке 12 представлено распределение протяженности трубопроводов в зависимости от условных диаметров и года прокладки.

38% тепловых сетей введены в эксплуатацию до 1988 года. До 1997 года переложено и введено в эксплуатацию около 39,6% тепловых сетей. В настоящее время происходит плановое обновление тепловых сетей, доля сетей, введенных в эксплуатацию после 2003 г., составляет 9,7%. Преимущественно перекладываются внутриквартальные сети. Доля магистральных сетей, введенных в эксплуатацию после 2003 г., составляет 10%. Причиной этого служит хорошее техническое состояние трубопроводов и изоляции, и, как следствие, малое удельное значение количества отказов.

Таблица 34 - Обобщенная протяженность тепловых сетей на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми в зависимости от диаметров и года прокладки

Условный диаметр,	Протяженность сетей в однотрубном исчислении, м					в процентном соотношении, %
	до 1988	1989-1997	1998-2003	после 2003	Итого	до 1988	1989-1997	1998-2003	после 2003
50 и менее	26974,9	27165,7	9055,5	8683,9	71880,0	37,5	37,8	12,6	12,1
70	11904,4	19081,0	5206,5	2911,5	39103,3	30,4	48,8	13,3	7,4
80	17307,9	22749,6	7211,4	4487,0	51755,9	33,4	44,0	13,9	8,7
100	34094,0	39050,3	10846,0	7435,5	91425,7	37,3	42,7	11,9	8,1
125	5698,0	2654,0	760,0	790,0	9902,0	57,5	26,8	7,7	8,0
150	28535,5	21340,4	8646,0	9670,0	68191,9	41,8	31,3	12,7	14,2
200-300	43409,6	34422,6	11888,0	5675,0	95395,2	45,5	36,1	12,5	5,9
350-500	5620,0	16736,0	6454,0	4996,0	33806,0	16,6	49,5	19,1	14,8
более 500	7480,0	5170,0	352,0	1438,0	14440,0	51,8	35,8	2,4	10,0
Всего	181024,3	188369,7	60419,3	46086,8	475900,0	38,0	39,6	12,7	9,7

Рисунок 12 - Распределение протяженности тепловых сетей балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми в зависимости от года прокладки

Способы прокладки тепловых сетей

Для тепловых сетей на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми характерны следующие способы прокладки трубопроводов:

- надземная;

- подземная бесканальная;

- подземная канальная (в непроходных каналах);

- в помещениях.

Протяженности тепловых сетей в зависимости от способов прокладки представлены в таблице 35 и на рисунке 13.

На тепловых сетях преобладает подземная канальная прокладка (в непроходных каналах). Надземная прокладка характерна для трубопроводов, примыкающих к источникам теплоснабжения, а также трубопроводов, проложенных на территории или около промышленных предприятий.

Для компенсации тепловых расширений сетей применяются "П"-образные, сальниковые компенсаторы, также компенсация тепловых расширений осуществляется за счет использования участков с самокомпенсацией.

Таблица 35 - Распределение протяженности тепловых сетей в эксплуатационной ответственности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми в зависимости от способа прокладки

Наружный диаметр трубопровода на участке , мм	Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении, м
	в помещении	надземная	подземная	всего
25	0,0	127,0	223,0	350,0
32	10,0	2018,4	853,0	2881,4
38	6,0	626,0	323,0	955,0
45	94,0	5187,4	3118,9	8400,3
57	4723,3	28109,3	26460,6	59293,2
76	6020,3	14730,9	18352,2	39103,3
89	11775,8	13890,0	26090,1	51755,9
108	16640,3	32587,2	42198,2	91425,7
133	2838,0	1758,0	5306,0	9902,0
159	9691,4	21615,2	36885,3	68191,9
219	4336,0	11799,0	27343,7	43478,7
273	1752,5	4533,0	13537,5	19823,0
325	1138,0	6396,0	24559,4	32093,4
377	100,0	598,0	812,0	1510,0
426	364,0	5441,0	4165,0	9970,0
530	0,0	8900,0	13426,0	22326,0
630	0,0	1136,0	1730,0	2866,0
720	0,0	4024,0	5222,0	9246,0
820	10,0	576,0	1742,0	2328,0
Итого	59499,5	164052,5	252348,0	475900,0

Рисунок 13 - Распределение протяженности трубопроводов в эксплуатационной ответственности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми в зависимости от способа прокладки

3.2.3. Тепловые сети МУП "ЖКУ"

По данным на момент подписания муниципального контракта в аренде МУП "ЖКУ" находится 13 муниципальных котельных (котельные малой и средней производительности), 11 из которых расположены в селах, поселениях и поселках городского типа, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар", 2 котельные находятся на территории г. Сыктывкар.

Отпуск тепловой энергии производится по двух- и четырехтрубным системам теплоснабжения. Котельные "Больница" п. Седкыркещ, "Мехлесхоз", "Выльтыдор", "СМЗ" не осуществляют ГВС потребителей. На техническом обслуживании организации находятся 6 ЦТП, установленных на тепловых сетях от котельной N 1 п. Краснозатонский.

На техническом обслуживании организации находятся магистральные и распределительные сети:

- магистральные сети, работающие круглогодично по температурному графику 105/70°С;

- распределительные сети отопления, работающие только в отопительный период по температурному графику 95/70°С;

- распределительные сети ГВС, работающие круглогодично по температурному графику 60/40°С.

Распределение суммарной протяженности тепловых сетей МУП "ЖКУ" и графическое представление категорий тепловых сетей приведено в таблице 36 и на рисунке 14.

Таблица 36 - Обобщенная протяженность и другие характеристики тепловых сетей на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга"

Параметр	Магистральные сети, работающие круглогодично по температурному графику 105/70°С	Распределительные сети отопления, работающие только в отопительный период по температурному графику 95/70°С	Распределительные сети ГВС, работающие круглогодично по температурному графику 60/40°С	Сумма
Протяженность (в однотрубном исчислении), м	5110,6	74230,2	38670,4	118011,2
Материальная характеристика,	1146,7	9051,1	2852,8	13050,6
Объем тепловых сетей,	221,6	1106,6	178,7	1506,9

Наибольшую часть тепловых сетей (63,8%) МУП "УКР" составляют распределительные сети отопления, работающие в отопительный период по температурному графику 95/70°С. Магистральные сети, работающие круглогодично по температурному графику 105/70°С, занимают небольшую долю (4,2%), т.к. они проложены от котельной N 1 п. Краснозатонский до ЦТП (НСП).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо слов "МУП "УКР" имеется в виду "МУП "ЖКУ"

Рисунок 14 - Распределение протяженности тепловых сетей в зависимости от способа эксплуатации

Степень износа тепловых сетей

Точная информация о годах ввода в эксплуатацию (реконструкции) отдельных участков тепловых сетей, а также информация о степени их износа не предоставлена, в связи с этим определение с достаточной точностью степени износа отдельных участков невозможно.

Сведения о продолжительности эксплуатации тепловых сетей представлены в таблице 37. На основании предоставленных данных о системе теплоснабжения, а также на основании проведенного визуального обследования тепловых сетей было выявлено, что износ тепловых сетей составляет 70-90%, при этом доля ветхих сетей, подлежащих первоочередной замене, составляет 25-35%.

Как видно из таблицы 5, значительная часть тепловых сетей проложена до 1988 г. Принимая во внимания средний срок эксплуатации тепловых сетей - 25 лет, можно утверждать, что наибольшая часть существующих сетей исчерпала эксплуатационный ресурс и подлежит замене. На расчетный период разработки Схемы теплоснабжения необходимо выполнить перекладку ветхих трубопроводов.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "таблица 37"

Таблица 37 - Сведения о продолжительности эксплуатации тепловых сетей МУП "Жилкомуслуга"

	Объект оценки	Протяженность сетей (в двухтрубном исчислении), м	Год начала эксплуатации	Эксплуатационный срок	Окончание эксплуатационного срока	Ожидаемый остаточный срок эксплуатации
1	п. Краснозатонский	17760				10
	Котельная 1	12688	1969-1989	25	1994-2014
	Горбольница	1590	1987	25	2012
	Мехлесхоз	1038	1978	25	2003
	N 4	2444	1969-2006	25	1994-2031
2	п. В. Максаковка	15160
	Центральная	14483	1968-1982	25	1993-2007
	Спецшкола	677	1982	25	2007
3	Седкыркещ	4768,6
	Уральская 35	3009,8	1971	25	1996
	Уральская 8/1	1758,8	1972	25	1997
4	Выльтыдор	1987
	Тепловые сети котельной	1987	1971-1985	25	1996-2010
5	Лемью	3259
	Тепловые сети котельной	3259	1974-1978	25	1999-2003
6	Сыктывкар	4803
	Аэропорт	3839	1985	25	2000
	СМЗ	964	1983	25	2008
7	Трехозерка	800
	Тепловые сети котельной	800	1984	25	2009

Способы прокладки тепловых сетей

Для тепловых сетей МУП "Жилкомуслуга" характерны следующие способы прокладки трубопроводов:

- надземная;

- подземная бесканальная;

- подземная канальная (в непроходных каналах).

Протяженности тепловых сетей в зависимости от способов прокладки представлены в таблице 38 и на рисунке 15.

Надземная прокладка характерна для трубопроводов, примыкающих к источникам теплоснабжения, а также трубопроводов, проложенных на территории или около промышленных предприятий.

Для компенсации тепловых расширений сетей применяются "П"-образные компенсаторы, также компенсация тепловых расширений осуществляется за счет использования участков с самокомпенсацией.

Таблица 38 - Распределение протяженности тепловых сетей в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ" в зависимости от способа прокладки

Наружный диаметр трубопровода на участке , м	Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении, м
	подземная прокладка		надземная	всего
	канальная	бесканальная
0,032	1146,2	0,0	568,0	1714,2
0,038	1077,0	0,0	344,0	1421,0
0,045	630,0	0,0	376,0	1006,0
0,057	24508,2	0,0	6687,6	31195,8
0,076	9898,4	0,0	3340,4	13238,8
0,089	12503,0	0,0	3242,0	15745,0
0,108	14992,4	0,0	6688,8	21681,2
0,133	2425,4	0,0	0,0	2425,4
0,159	10898,8	618,0	3462,4	14979,2
0,219	4640,8	0,0	2338,0	6978,8
0,273	3361,6	0,0	3210,0	6571,6
0,325	350,0	0,0	704,2	1054,2
Итого	86431,8	618,0	30961,4	118011,2

Рисунок 15 - Распределение протяженности трубопроводов в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ" в зависимости от способа прокладки

3.2.4. Тепловые сети от котельных МУП "УКР"

Наряду с производством тепловой энергии данная организация осуществляет регулируемую деятельность в сфере передачи и распределения тепловой энергии потребителям.

Помимо тепловых сетей, проложенных от эксплуатируемых источников тепловой энергии, организация занимается эксплуатацией тепловых сетей от котельных следующих организаций:

- СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

- ОАО "Комитекс";

- ОАО "Пригородный".

Характеристики тепловых сетей в зависимости от используемых источников тепловой энергии представлены в таблице 39. Графическое изображение данных о протяженности тепловых сетей, находящихся на техническом обслуживании рассматриваемой организации, представлено в таблице 16.

Таблица 39 - Протяженность и другие характеристики тепловых сетей, находящихся на техническом обслуживании МУП "УКР"

Параметр	Источник теплоснабжения					Сумма
	ОАО "ТГК-9" Коми, котельная Верхний Чов	ОАО "Комитекс", котельная	ООО "Пригородный", котельная	МУП "Управление капитального ремонта", котельная Нижний Чов	МУП "Управление капитального ремонта", котельная Чит 1
Протяженность (в однотрубном исчислении), м	964,8	6436,2	1399	9803,2	240,0	18843,2
Материальная характеристика,	118,9	793,0	172,4	1207,8	19,3	2311,3
Объем тепловых сетей,	17,4	116,1	25,2	176,8	1,4	336,9

Наибольшую долю тепловых сетей, находящихся на техническом обслуживании МУП "УКР", занимают тепловые сети, проложенные от котельной Нижний Чов (52%). Второе место по протяженности занимают тепловые сети от котельной ОАО "Комитекс". Тепловые сети от муниципальной котельной, расположенной по адресу ул. Магистральная, 15/1, занимают небольшую долю (1,3%) от всех сетей, находящихся в эксплуатационной ответственности рассматриваемой организации в связи с тем, что БМК снабжает 2 жилых дома по ул. Магистральная - NN 15 и 13.

Рисунок 16 - Распределение протяженности тепловых сетей в зависимости от теплоснабжающей организации

Степень износа тепловых сетей

Точная информация о годах ввода в эксплуатацию (реконструкции) отдельных участков тепловых сетей, а также информация о степени их износа не предоставлена, в связи с этим определение с достаточной точностью степени износа отдельных участков невозможно.

Тепловые сети от 2 газовых котельных, эксплуатируемых МУП "УКР", находятся в хорошем техническом состоянии, т.к. введены в эксплуатацию относительно недавно. В течение расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения необходимости в реконструкции данных тепловых сетей не будет. Однако рекомендуется следить тщательно за техническим состоянием основного металла трубопроводов, а также техническим состоянием теплоизоляционных конструкций.

Тепловые сети от остальных котельных находятся в удовлетворительном состоянии, местами встречаются ветхие и малонадежные сети, перекладка которых является первостепенной задачей.

Способы прокладки тепловых сетей

Для тепловых сетей МУП "УКР" характерны следующие способы прокладки трубопроводов:

- надземная;

- подземная бесканальная;

- подземная канальная (в непроходных каналах);

- прокладка в помещениях.

Наибольшее распространение получил подземный способ прокладки.

Для компенсации тепловых расширений сетей применяются "П"-образные компенсаторы, также компенсация тепловых расширений осуществляется за счет использования участков с самокомпенсацией.

3.3. Описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов

При строительстве тепловых сетей использованы стандартные железобетонные конструкции каналов, соответствующие требованиям ТУ 5858-025-03984346-2001. Каналы выполнены по альбомам Ленгипроинжпроект, серия 3.903 КЛ-14, выпуск 1-5 или аналогичным.

Сборные железобетонные камеры изготовлены по серии 3.903 KЛ.13, вып. 1-9 (Ленгипроинжпроект) в соответствии с требованиями ТУ 5893-024-03984346-2001.

Конструкции смотровых колодцев выполнены по соответствующим чертежами и отвечают требованиям ГОСТ 8020-90 и ТУ 5855-057-03984346-2006.

3.4. Графики регулирования отпуска тепловой энергии в тепловые сети

3.4.1. Нормативные требования

Содержание раздела отражает требования к установлению существующего состояния (на момент разработки схемы) в области эффективности регулирования отпуска тепловой энергии потребителям. Для установления проектных требований применяются исходные данные для разработки схемы теплоснабжения.

Материалы настоящего раздела используются для:

- установления базового (на момент разработки схемы теплоснабжения) состояния в области регулирования отпуска тепловой энергии потребителям;

- анализа проектных требований и фактического состояния в области регулирования отпуска тепловой энергии потребителям;

- анализа причин нарушений проектных требований.

Для выполнения раздела применяются Методические указания по составлению энергетических характеристик для систем транспорта тепловой энергии по показателям "разность температур сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах" и "удельный расход сетевой воды" (СО 153-34.20.523-2003, Часть 1 и Часть 2, методические указания утверждены Приказом Министерства энергетики Российской Федерации N 278 от 30.06.2003).

Температурный график отпуска тепловой энергии от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Отпуск тепловой энергии от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" осуществляется качественным способом. Тепловые сети, находящиеся в эксплуатационной ответственности ООО "СеверЭнергоПром", работают в соответствии с температурным графиком 130-70°С.

Температурные графики отпуска тепловой энергии от котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Тепловые сети, находящиеся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, работают по нескольким температурным графикам: 130-70°С (со срезкой на 120°С), 115-70°С, 95-70°С.

Котельные ЦВК, "Орбита", "Больничный Городок", "Оранжерея" работают по первому температурному графику. Однако имеется часть потребителей, подключенных к НСП, которые, в свою очередь, подключены к котельным ЦВК, "Больничный Городок", "Оранжерея". Данные потребители получают тепловую энергию в соответствии с температурным графиком 95-70°С. ПНС-1 и ПНС-2 работают с параметрами 130-70°С (со срезкой на 120°С).

Котельные "Кочпон" и "Серова" отпускают теплоноситель в соответствии с температурным графиком 115-70°С. При этом часть потребителей, которые расположены за НСП, получают тепловую энергию в соответствии с температурным графиком 95-70°С.

Системы теплоснабжения от остальных котельных являются 4-х трубными, чем обусловлен выбор температурных графиков теплоносителя 95-70°С и 65-55°С на отопление и ГВС соответственно.

Температурные графики отпуска тепловой энергии от котельных МУП "ЖКУ"

Отпуск тепловой энергии от муниципальных котельных и ЦТП, находящихся на техническом обслуживании, осуществляется качественным способом, в соответствии со следующими температурными графиками:

- 105-70°С - по данному графику работают тепловые сети от котельной N 1 п. Краснозатонский до ЦТП;

- 95-70°С - в соответствии с данным температурным графиком осуществляется передача тепловой энергии от остальных котельных и от ЦТП к конечным потребителям на нужды отопления и вентиляции (утвержденный температурный график представлен в разделе 2.6.3);

- 60-40°С - по данному тепловому графику осуществляется отпуск тепловой энергии на нужды ГВС потребителей.

Температурные графики отпуска тепловой энергии от котельных МУП "УКР"

Отпуск тепловой энергии от муниципальных котельных и ЦТП, находящихся на техническом обслуживании, осуществляется качественным способом, в соответствии со следующими температурными графиками:

- 105-70°С - по данному графику работают тепловые сети от котельной Нижний Чов;

- 95-70°С - в соответствии с данным температурным графиком осуществляется передача тепловой энергии от котельной Чит 1 на нужды отопления потребителей; кроме того, по данному температурному графику осуществляется теплоснабжение потребителей от котельной Нижний Чов, расположенных после НСП;

- 60-40°С - по данному тепловому графику осуществляется отпуск тепловой энергии на нужды ГВС потребителей.

Температурный график отпуска тепловой энергии от котельной ОАО "Комитекс"

Отпуск тепловой энергии от котельной ОАО "Комитекс" осуществляется качественным способом. Тепловые сети, находящиеся в эксплуатационной ответственности МУП "УКР", ООО "КВСМ", ООО "КДК", работают в соответствии с температурным графиком 115-70°С.

Температурный график отпуска тепловой энергии от котельной ООО "Пригородный"

Отпуск тепловой энергии от котельной ООО "Пригородный" осуществляется качественным способом. Тепловые сети, находящиеся в эксплуатационной ответственности МУП "УКР", работают в соответствии с температурным графиком 130-75°С.

3.4.2. Регулирование отпуска тепловой энергии

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 температуры горячей воды, которая поступает в системы ГВС при меняющемся в течение суток расходе.

Центральное качественное регулирование заключается в поддержании на источнике теплоснабжения температурного графика, обеспечивающего в течение отопительного периода заданную внутреннюю температуру отапливаемых помещений при неизменном расходе теплоносителя (график регулирования отпуска тепловой энергии потребителям по отопительной нагрузке).

3.4.3. Нормативная и фактическая разность температуры сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах во всем диапазоне температур наружного воздуха (от температуры начала/окончания отопительного периода до расчетной температуры наружного воздуха) на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Основанием для оценки фактических параметров регулирования отпуска тепловой энергии на цели отопления, вентиляции и горячего водоснабжения послужили данные о параметрах работы теплофикационных установок на ТЭЦ в 2012 г., предоставленные ОАО "Монди СЛПК".

На рисунках 17, 18 представлено сравнение фактического графика изменения температуры теплоносителя от ТЭЦ за 2012 г. по двум тепловыводам источника и расчетного температурного графика.

Рисунок 17 - Сравнение фактического графика изменения температуры теплоносителя от ТЭЦ за 2012 г. на тепловыводе N 1 Dy = 800 мм и расчетного температурного графика

Рисунок 18 - Сравнение фактического графика изменения температуры теплоносителя от ТЭЦ за 2012 г. на тепловыводе N 2 Dy = 600 мм и расчетного температурного графика

Анализ нормативной и фактической разности температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах на двух тепловыводах от ТЭЦ за 2012 г. показал:

1) фактические температуры теплоносителя в подающем трубопроводе в диапазоне температур наружного воздуха от +10 до -22°С соответствуют температурному графику. При температурах наружного воздуха менее -22°С температуры теплоносителя в подающем трубопроводе не превышают 110°С. Таким образом, при температуре наружного воздуха -22°С наблюдается фактическая точка срезки температурного графика. При этом температура срезки равна 110°С, несмотря на то, что температура срезки не предусмотрена утвержденным температурным графиком;

2) температура воды в обратном трубопроводе во всем диапазоне температур наружного воздуха превышает нормативные значения;

3) для обеспечения нормальной работы источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии при повышении температуры сетевой воды в обратном трубопроводе до 70°С подъем температуры воды в подающем трубопроводе теплосети прекращается;

4) фактические разности температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах в зимние месяцы ниже нормативных значений. Возможной причиной этому служит разрегулировка гидравлических режимов передачи теплоносителя к потребителям и завышенные договорные нагрузки потребителей.

3.5. Статистика восстановлений тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей, за последние три года

Потребители тепловой энергии по надежности теплоснабжения делятся на три категории:

- первая категория - потребители, в отношении которых не допускается перерывов в подаче тепловой энергии и снижения температуры воздуха в помещениях ниже значений, предусмотренных техническими регламентами и иными обязательными требованиями;

- вторая категория - потребители, в отношении которых допускается снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 ч:

- жилых и общественных зданий до 12°С;

- промышленных зданий до 8°С;

- третья категория - остальные потребители.

При аварийных ситуациях на источнике тепловой энергии или в тепловых сетях в течение всего ремонтно-восстановительного периода должны обеспечиваться (если иные режимы не предусмотрены договором теплоснабжения):

- подача тепловой энергии (теплоносителя) в полном объеме потребителям первой категории;

- подача тепловой энергии (теплоносителя) на отопление и вентиляцию жилищно-коммунальным и промышленным потребителям второй и третьей категорий в размерах, указанных в таблице 40;

- согласованный сторонами договора теплоснабжения аварийный режим расхода пара и технологической горячей воды;

- согласованный сторонами договора теплоснабжения аварийный тепловой режим работы неотключаемых вентиляционных систем;

- среднесуточный расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение (при невозможности его отключения).

Таблица 40 - Допустимое снижение подачи тепловой энергии

Наименование показателя	Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления t°С (соответствует температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92)
	минус 10	минус 20	минус 30	минус 40	минус 50
Допустимое снижение подачи тепловой энергии, %, до	78	84	87	89	91

Утечки теплоносителя своевременно выявляются и устраняются службами эксплуатации тепловых сетей теплоснабжающих и теплосетевых компаний на территории МО ГО "Сыктывкар".

Согласно предоставленным данным среднее время отключения магистральных тепловых сетей, находящихся на техническом обслуживании теплоснабжающих и теплосетевых организаций не превышает 36 часов. Все без исключения аварии, возникшие на тепловых магистралях за три последних отопительных сезона, не приводили к длительному отключению и ограничению теплоснабжения города. Однако, наилучшее качество теплоснабжения, характеризуемое минимализацией недоотпуска тепловой энергии, может быть достигнуто однократным и многократным резервированием тепловых магистралей и тепловых сетей на территории муниципального образования.

3.6. Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных (текущих) ремонтов

В настоящее время не существует единого метода для мониторинга состояния тепловых сетей неразрушающего контроля металла трубопроводов, который бы сочетал в себе одновременно простоту и широкий диапазон применения на тепловых сетях, высокую эффективность и достоверность результатов. В связи с этим используются несколько видов технической диагностики. Их достоверность проверяется путем визуально-измерительного контроля.

Методы технической диагностики, используемые теплоснабжающими и теплосетевыми организациями на территории МО ГО "Сыктывкар":

Гидравлические испытания. Метод был разработан с целью выявления ослабленных мест трубопроводов в ремонтный период и исключения появления повреждений в отопительный период. Метод применяется в комплексе оперативной системы сбора и анализа данных о состоянии теплопроводов.

Как показывает опыт, метод гидравлических испытаний позволяет выявить около 75-80% мест утечек на тепловых сетях. Однако существенным недостатком данного метода является выявление значительной части утечек при проведении испытаний, касающихся только внутриквартальных тепловых сетей малых диаметров. Метод находит широкое применение теплоснабжающими и теплосетевыми организациями на территории МО ГО "Сыктывкар".

Испытания на тепловые потери. Целью испытаний является определение эксплуатационных потерь через тепловую изоляцию водяных тепловых сетей на балансе теплоснабжающих и теплосетевых организаций. Определение тепловых потерь осуществляется на основании испытаний, проводимых в соответствии с документом "Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях" СО 34.09.255-97. Результаты определения тепловых потерь через теплоизоляцию по данным испытаний сопоставляются с нормами проектирования, выдается качественная и количественная оценка теплоизоляционных свойств испытываемых участков, которая используется при нормировании эксплуатационных тепловых потерь для водяных тепловых сетей СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми от ЦВК.

Испытания на гидравлические потери. Определение фактических гидравлических характеристик трубопроводов тепловых сетей, состояния их внутренней поверхности и фактической пропускной способности. Оценка состояния трубопроводов по результатам испытаний проводится путем сравнения фактического коэффициента гидравлического сопротивления с расчетным значением при эквивалентной шероховатости трубопровода для данных диаметров новых трубопроводов, а также фактической и расчетной пропускной способности отдельного участка или испытанных участков сети в целом. Испытания нашли применение на тепловых сетях от ЦВК СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

Метод акустической диагностики. Используются корреляторы усовершенствованной конструкции. Метод новый и пробные применения на сетях дали положительные результаты. Он был разработан к.т.н. Самойловым Е.В. Метод имеет перспективу как информационная составляющая в комплексе методов мониторинга состояния действующих теплопроводов, он хорошо вписывается в процесс эксплуатации и конструктивные особенности прокладок тепловых сетей. Достоинством акустической диагностики является возможность определения состояния трубопроводов неразрушающим методом контроля без вскрытия теплотрасс. Он нашел широкое применение на тепловых сетях балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми. Данным методом продиагностировано 40% тепловых сетей.

Испытания на максимальную температуру теплоносителя проводятся в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской федерации", "Типовой инструкцией по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии" и местной инструкцией. Испытания проводятся не реже одного раза в 5 лет. Испытания проводятся в конце отопительного сезона с отключением внутренних систем детских и лечебных учреждений. Испытания проводятся по зонам теплоснабжения. Максимальная испытательная температура соответствует температуре срезки по источнику в предстоящий отопительный сезон. После проведения испытаний составляется Акт. Испытания на максимальную температуру теплоносителя проводятся СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми согласно требованиям правил.

Методы технической диагностики, не нашедшие применения теплоснабжающими и теплосетевыми организациями на территории МО ГО "Сыктывкар"

В целях повышения качества диагностики тепловых сетей теплоснабжающим и теплосетевым организациям предлагается рассмотреть нижеперечисленные методы. Использование различных методов диагностики позволяет со значительной точностью выявлять места утечек на тепловых сетях, выявлять участки с наибольшими тепловыми потерями и оптимально планировать ремонты.

Испытания на потенциалы блуждающих токов. Испытания представляют собой электрические измерения для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного действия блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей.

Метод акустической эмиссии. Метод, проверенный в мировой практике и позволяющий точно определять местоположение дефектов стального трубопровода, находящегося под изменяемым давлением, но по условиям применения на действующих ТС имеет ограниченную область использования.

Тепловая аэросъемка в ИК-диапазоне. Метод очень эффективен для планирования ремонтов и выявления участков с повышенными тепловыми потерями. Съемку необходимо проводить весной (март - апрель) и осенью (октябрь - ноябрь), когда система отопления работает, но снега на земле нет. Недостатком метода является высокая стоимость проведения обследования.

Метод магнитной памяти металла. Метод хорош для выявления участков с повышенным напряжением металла при непосредственном контакте с трубопроводом тепловых сетей. Используется там, где можно прокатывать каретку по голому металлу трубы, этим обусловлена и ограниченность его применения.

Метод магнитной томографии металла теплопроводов с поверхности земли. Метод имеет мало статистики, и пока трудно сказать о его эффективности в условиях города.

Схема формирования плана проектирования перекладок на основе данных мониторинга состояния прокладок тепловых сетей представлена на рисунке 19.

Рисунок 19. Схема формирования плана проектирования и перекладок

Это означает, что для поддержания надежного теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" и обеспечения безопасности необходимо в короткий летний (ремонтный) период находить самые опасные (ненадежные) места и локально производить замену на новые трубопроводы. Помимо этого нужно пересмотреть данные о состоянии наиболее протяженных трубопроводов и выбрать участки, в первую очередь требующие реконструкции или капитального ремонта. Последнюю операцию необходимо произвести в течение одного месяца после завершения гидравлических испытаний.

3.7. 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

Согласно п. 6.82 МДК 4-02.2001 "Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения":

Тепловые сети, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться следующим испытаниям:

- гидравлическим испытаниям с целью проверки прочности и плотности трубопроводов, их элементов и арматуры;

- испытаниям на максимальную температуру теплоносителя (температурным испытаниям) для выявления дефектов трубопроводов и оборудования тепловой сети, контроля за их состоянием, проверки компенсирующей способности тепловой сети;

- испытаниям на тепловые потери для определения фактических тепловых потерь теплопроводами в зависимости от типа строительно-изоляционных конструкций, срока службы, состояния и условий эксплуатации;

- испытаниям на гидравлические потери для получения гидравлических характеристик трубопроводов;

- испытаниям на потенциалы блуждающих токов (электрическим измерениям для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного действия блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей).

3.7.1. Испытания на тепловые и гидравлические потери

Испытания на тепловые и гидравлические потери производятся на характерных участках тепловых магистралей от ЦВК эксплуатационной ответственности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми. Все виды испытаний проводятся раздельно. Совмещение во времени двух видов испытаний не допускается. На каждый вид испытаний составляется рабочая программа, которая утверждается главным инженером СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

За два дня до начала испытаний утвержденная программа передается диспетчеру отдела эксплуатации тепловых сетей (далее по тексту - ОЭТС) и руководителю источника тепловой энергии для подготовки оборудования и установления требуемого режима работы сети.

В рабочей программе испытаний содержатся следующие данные:

- задачи и основные положения методики проведения испытания;

- перечень подготовительных, организационных и технологических мероприятий;

- последовательность отдельных этапов и операций во время испытания;

- режимы работы оборудования источника тепла и тепловой сети (расход и параметры теплоносителя во время каждого этапа испытания);

- схемы работы насосно-подогревательной установки источника тепла при каждом режиме испытания;

- схемы включения и переключений в тепловой сети;

- сроки проведения каждого отдельного этапа или режима испытания;

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

- оперативные средства связи и транспорта;

- меры по обеспечению техники безопасности во время испытания;

- список ответственных лиц за выполнение отдельных мероприятий.

Руководитель испытания перед началом испытания выполняет следующие операции:

- проверяет выполнение всех подготовительных мероприятий;

- организовывает проверку технического и метрологического состояния средств измерений согласно нормативно-технической документации;

- проверяет отключение предусмотренных программой ответвлений и тепловых пунктов;

- проводит инструктаж всех членов бригады и сменного персонала по их обязанностям во время каждого отдельного этапа испытания, а также мерам по обеспечению безопасности непосредственных участников испытания и окружающих лиц.

Последние испытания водяных тепловых сетей от ЦВК СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми проводились в 2012 г. Организацией, проводившей испытания, является ООО "НефтеГазЭнерго".

Результаты испытаний тепловых сетей от ЦВК балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми на тепловые потери

Для определения фактических потерь тепловой энергии через тепловую изоляцию трубопроводов проведены испытания магистралей N 1, N 2, N 3 и магистральной перемычки N 5 (МТС-I, МТС-II, МТС-III и МП-V) от котельной ЦВК.

Трубопроводы указанных магистралей проложены в непроходных каналах и в надземном варианте на высоких и низких опорах. Тепловая изоляция трубопроводов в основном выполнена из минватных плит толщиной 50 мм и является характерной для тепловых сетей от ЦВК.

Общая протяжённость испытываемых тепловых сетей составляет 27,824 км (в однотрубном исполнении), в т.ч.:

- магистраль N 1 - 7,736 км,

- магистраль N 2 - 9,982 км,

- магистраль N 3 - 10,106 км.

Испытаниям подвергались участки тепловой сети, тип прокладки и конструкция тепловой изоляции которых являются характерными для рассматриваемой сети. По результатам испытаний тепловых сетей от ЦВК на тепловые потери был сделан ряд выводов.

1. На основании произведенных расчетов по результатам испытаний трубопроводов тепловых сетей на тепловые потери следует, что состояние тепловой изоляции удовлетворительное. В лучшем состоянии находятся тепловая изоляция трубопроводов канальной и надземной прокладки магистрали N 2. В худшем состоянии находится тепловая изоляция трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки перемычки N 5, что объясняется высоким стоянием грунтовых вод.

2. Полученные при испытаниях результаты в виде поправочных коэффициентов к потерям тепла по нормам проектирования могут быть применены для нормирования эксплуатационных тепловых потерь тепловыми сетями от ЦВК:

- К = 1,04	- для трубопроводов канальной прокладки магистрали N 1,
- = 1,14	- для подающих трубопроводов надземной прокладки магистрали N 1,
- = 1,00	- для обратных трубопроводов надземной прокладки магистрали N 1,
- К = 0,96	- для трубопроводов канальной прокладки магистрали N 2,
- = 0,92	- для подающих трубопроводов надземной прокладки магистрали N 2,
- = 0,84	- для обратных трубопроводов надземной прокладки магистрали N 2,
- К = 0,95	- для трубопроводов канальной прокладки магистрали N 3,
- = 1,11	- для подающих трубопроводов надземной прокладки магистрали N 3,
- = 0,84	- для обратных трубопроводов надземной прокладки магистрали N 3,
- К = 1,24	- для трубопроводов канальной прокладки только перемычки N 5,
- = 1,11	- для подающих трубопроводов надземной прокладки перемычки N 5,
- = 1,00	- для обратных трубопроводов надземной прокладки перемычки N 5.

3. Полученные при испытаниях результаты в виде поправочных коэффициентов к потерям тепла по нормам проектирования могут быть применены для нормирования эксплуатационных тепловых потерь тепловыми сетями от других котельных:

- К = 1,04 - для трубопроводов канальной прокладки,

- = 1,14 - для подающих трубопроводов надземной прокладки,

- = 1,00 - для обратных трубопроводов надземной прокладки.

4. Для трубопроводов прокладки после 2004 года следует применять коэффициент К = 1,00.

5. Для снижения тепловых потерь в тепловых сетях рекомендуется восстановить тепловую изоляцию арматуры в тепловых камерах и не допускать затопления тепловых сетей канальной прокладки в весенний период года.

Результаты испытаний тепловых сетей от ЦВК балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми на гидравлические потери

Для испытаний на гидравлические потери выбраны участки тепловой сети, являющиеся характерными для данных тепловых сетей по срокам и условиям эксплуатации. По результатам испытаний тепловых сетей от ЦВК на гидравлические потери был сделан ряд выводов.

1. На магистрали N 1 испытывались участки трубопроводов от 1УТ3 до 1К25 общей протяженностью 3,064 км в двухтрубном исчислении, в т.ч.:

- участок от 1УТ3 до 1К10 протяженностью 1,201 км,

- участок от 1К10 до 1К16 протяженностью 0,698 км,

- участок от 1К16 до 1К25 протяженностью 1,165 км,

Основные пункты наблюдений были установлены в тепловых камерах 1УТ3, 1К10ДК16 и 1К25. Дополнительно пункты наблюдений были установлены в тепловых камерах 1К6 и 1К20А. Испытания проводились 25 и 26 мая 2012 года раздельно по участкам. Средний срок эксплуатации испытываемых участков тепловых сетей составляет:

- участок тепловых сетей от 1УТ3 до 1К10 - 12,1 год,

- участок тепловых сетей от 1К10 до 1К16 - 24,4 года,

- участок тепловых сетей от 1К16 до 1К25 - 15,9 года.

2. На магистрали N 2 испытывались участки трубопроводов от 2К1А до 2ПАВ1 общей протяженностью 3,372 км в двухтрубном исчислении, в т.ч.:

- участок от 2К1А до 2К9 протяженностью 1,234 км,

- участок от 2К9 до 2К15 протяженностью 0,858 км,

- участок от 2К15 до 2ПАВ1 протяженностью 1,280 км.

Основные пункты наблюдений были установлены в тепловых камерах 2К1А, 2К9, 2К15 и 2ПАВ1. Дополнительно пункт наблюдений был установлен в тепловой камере 2К7.

Испытания проводились 25 и 26 мая 2012 года раздельно по участкам.

Средний срок эксплуатации испытываемых участков тепловых сетей составляет:

- участок тепловых сетей от 2К1А до 2К9 - 24,7 года,

- участок тепловых сетей от 2К9 до 2К15 - 16,7 года,

- участок тепловых сетей от 2К15 до 2ПАВ1 - 21,4 года.

3. На магистрали N 3 испытывались участки трубопроводов от 3УТ1 до 3УТ7 общей протяженностью 1,183 км в однотрубном исчислении, в т.ч.:

- участок от 3УТ1 до 3УТ2 протяженностью 0,301 км,

- участок от 3УТ2 до 3УТ7 протяженностью 0,882 км,

Пункты наблюдений были установлены в тепловых камерах 3УТ1, 3УТ2 и 3УТ7. Испытания проводились раздельно по участкам.

Испытания проводились 22 июня 2012 года раздельно по участкам.

Средний срок эксплуатации испытываемых участков тепловых сетей составляет:

- участок тепловых сетей от 3УТ1 до 3УТ2 - 28,0 лет,

- участок тепловых сетей от 3УТ2 до 3УТ7 - 28,0 лет.

4. На основании выполненных расчетов по результатам испытаний трубопроводов тепловых сетей на гидравлические потери следует, что состояние внутренней поверхности трубопроводов удовлетворительное, хотя срок эксплуатации трубопроводов в основном превышает нормативный. Это указывает на то, что на предприятии осуществляется качественная подготовка подпиточной воды тепловых сетей.

Сводные данные результатов расчета гидравлических характеристик испытываемых участков трубопроводов магистралей N 1, N 2 и N 3 приведены в таблице 41.

5. Рекомендуется применять коэффициенты эквивалентной шероховатости () для трубопроводов срока эксплуатации:

- = 0,5/1,0 - до 5 лет,

- = 1,0/1,5 - свыше 5 до 10 лет,

- = 1,5/2,5 - свыше 10 до 15 лет,

- = 2,5/3,5 - свыше 15 до 20 лет,

- = 3,5/4,5 - свыше 20 лет.

6. Для снижения отложений в трубопроводах рекомендуется тщательно промывать трубопроводы с использованием современных методов промывки, а также снизить количество аварий за счет своевременного капитального ремонта трубопроводов.

Таблица 41 - Результаты расчета гидравлических характеристик испытываемых участков трубопроводов магистралей NN 1-3

Наименование участка		Наименование трубопровода	, м	,	Коэффициент сопротивления			, мм	Снижение пропускной способности /
Начало	Конец
Магистраль N 1
1УТ3	1К10	Подающий	9,4	0,000001338	0,0231	0,0181	1,28	1,3	0,79
		Обратный	9,4	0,000001358	0,0236	0,0181	1,30	1,4	0,78
1К10	1К16	Подающий	10,0	0,00000469	0,0348	0,0195	1,78	4,0	0,73
		Обратный	10,2	0,00000485	0,0361	0,0195	1,85	4,4	0,72
1К16	1К25	Подающий	16,9	0,00000793	0,0335	0,0195	1,72	3,5	0,73
		Обратный	16,4	0,00000780	0,0329	0,0195	1,69	3,3	0,74
Магистраль N 2
2К1А	2К9	Подающий	9,5	0,000001405	0,0307	0,018	1,71	3,8	0,73
		Обратный	10,7	0,000001607	0,0303	0,018	1,69	3,6	0,70
2К9	2К15	Подающий	9,3	0,00000258	0,0321	0,0187	1,72	3,7	0,69
		Обратный	8,8	0,00000246	0,0302	0,0187	1,61	3,0	0,70
2К15	2ПАВ1	Подающий	18,5	0,00001095	0,0359	0,0195	1,84	4,3	0,66
		Обратный	18,8	0,00001130	0,0374	0,0195	1,92	4,8	0,65
Магистраль N 3
3УТ1	3УТ2	Подающий	19,2	0,000001035	0,0306	0,0187	1,64	3,2	0,72
		Обратный	19,3	0,000001059	0,0317	0,0187	1,70	3,5	0,71
3УТ2	3УТ7	Подающий	25,0	0,000001348	0,0305	0,0182	1,68	3,5	0,71
		Обратный	24,5	0,000001343	0,0304	0,0182	1,67	3,5	0,71

3.7.2. Гидравлические испытания на прочность и плотность тепловых сетей

Гидравлические испытания на прочность и плотность тепловых сетей, находящихся в эксплуатационной ответственности теплоснабжающих и теплосетевых организаций, производятся, как правило, после капитального ремонта до начала отопительного периода. Испытание проводится по отдельным отходящим от источника тепловой энергии магистралям при отключенных водонагревательных установках источника тепла, отключенных системах теплопотребления, при открытых воздушниках на тепловых пунктах потребителей. Магистрали испытываются целиком или по частям в зависимости от технической возможности обеспечения требуемых параметров, а также наличия оперативных средств связи диспетчера ОЭТС с персоналом источников тепловой энергии и бригадой, проводящей испытание, численности персонала, обеспеченности транспортом.

Каждый участок тепловой сети испытывается пробным давлением, минимальное значение которого составляет 1,25 рабочего давления. Значение рабочего давления устанавливается техническим руководителем ОЭТС в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии с указанными правилами и с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижные опоры.

В каждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается техническим руководителем ОЭТС в допустимых пределах, указанных выше.

При гидравлическом испытании на прочность и плотность давление в самых высоких точках тепловой сети доводится до значения пробного давления за счет давления, развиваемого сетевым насосом источника тепловой энергии или специальным насосом из опрессовочного пункта.

При испытании участков тепловой сети, в которых по условиям профиля местности сетевые и стационарные опрессовочные насосы не могут создать давление, равное пробному давлению, применяются передвижные насосные установки и гидравлические прессы.

Длительность испытаний пробным давлением устанавливается главным инженером ОЭТС, но должна быть не менее 10 мин. с момента установления расхода подпиточной воды на расчетном уровне. Осмотр производится после снижения пробного давления до рабочего.

Тепловая сеть считается выдержавшей гидравлическое испытание на прочность и плотность, если при нахождении ее в течение 10 мин. под заданным пробным давлением фактическое значение подпитки не превысило расчетного значения.

Температура воды в трубопроводах при испытаниях на прочность и плотность не превышает 40°С.

3.7.3. Техническое обслуживание и ремонт

ОЭТС организовывает техническое обслуживание и ремонт тепловых сетей. Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта несет административно-технический персонал, за которым закреплены тепловые сети.

Объем технического обслуживания и ремонта определяется необходимостью поддержания работоспособного состояния тепловых сетей. При техническом обслуживании проводятся операции контрольного характера (осмотр, надзор за соблюдением эксплуатационных инструкций, технические испытания и проверки технического состояния) и технологические операции восстановительного характера (регулирование и наладка, очистка, смазка, замена вышедших из строя деталей без значительной разборки, устранение различных мелких дефектов).

Основными видами ремонтов тепловых сетей являются капитальный и текущий ремонты. При капитальном ремонте восстанавливается исправность и полный (или близкий к полному) ресурс установок с заменой или восстановлением любых их частей, включая базовые. При текущем ремонте восстанавливается работоспособность установок, меняются и (или) восстанавливаются отдельные их части.

Система технического обслуживания и ремонта носит предупредительный характер. При планировании технического обслуживания и ремонта проводится расчет трудоемкости ремонта, его продолжительности, потребности в персонале, а также материалах, комплектующих изделиях и запасных частях.

На все виды ремонтов составляются годовые и месячные планы (графики). Годовые планы ремонтов утверждает главный инженер организации.

Планы ремонтов тепловых сетей организации увязываются с планом ремонта оборудования источников тепловой энергии.

В системе технического обслуживания и ремонта выполняются:

- подготовка технического обслуживания и ремонтов;

- вывод оборудования в ремонт;

- оценка технического состояния тепловых сетей и составление дефектных ведомостей;

- проведение технического обслуживания и ремонта;

- приемка оборудования из ремонта;

- контроль и отчетность о выполнении технического обслуживания и ремонта.

Организационная структура ремонтного производства, технология ремонтных работ, порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приемки и оценки состояния отремонтированных тепловых сетей соответствуют нормативно-технической документации.

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

Нормативы технологических потерь и затрат теплоносителя при передаче тепловой энергии по тепловым сетям теплоснабжающих и теплосетевых организаций на территории МО ГО "Сыктывкар" ежегодно утверждаются Приказами Министерства энергетики Российской Федерации.

Определение нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии с использованием нормативных энергетических характеристик тепловых сетей

1. Энергетические характеристики работы водяных тепловых сетей каждой системы теплоснабжения разрабатываются по следующим показателям:

- потери сетевой воды;

- потери тепловой энергии;

- удельный среднечасовой расход сетевой воды на единицу расчетной присоединенной тепловой нагрузки потребителей;

- разность температур сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах (или температура сетевой воды в обратных трубопроводах);

- удельный расход электроэнергии на единицу отпущенной тепловой энергии от источника теплоснабжения (далее - удельный расход электроэнергии).

2. При разработке нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии используются технически обоснованные энергетические характеристики (потери сетевой воды, потери тепловой энергии, удельный расход электроэнергии).

Энергетическая характеристика тепловой сети по показателю "потери сетевой воды" устанавливает зависимость технически обоснованных потерь теплоносителя на транспорт и распределение от источника тепловой энергии до потребителей от характеристик и режима работы системы теплоснабжения. При расчете норматива технологических потерь теплоносителя используется значение энергетической характеристики по показателю "потери сетевой воды" только в части тепловых сетей, находящихся в эксплуатационной ответственности теплосетевой организации.

Энергетическая характеристика тепловой сети по показателю "тепловые потери" устанавливает зависимость технологических затрат тепловой энергии на ее транспорт и распределение от источника тепловой энергии до границы балансовой принадлежности тепловых сетей от температурного режима работы тепловых сетей и внешних климатических факторов при заданной схеме и конструктивных характеристиках тепловых сетей.

Гидравлическая энергетическая характеристика тепловой сети (энергетическая характеристика по показателю "удельный расход электроэнергии") устанавливает зависимость от температуры наружного воздуха в течение отопительного сезона отношения нормируемого часового среднесуточного расхода электроэнергии на транспорт и распределение тепловой энергии в тепловых сетях к нормируемому среднесуточному отпуску тепловой энергии от источников тепловой энергии.

3. К каждой энергетической характеристике прилагается пояснительная записка с перечнем необходимых исходных данных и краткой характеристикой системы теплоснабжения, отражающая результаты пересмотра (разработки) нормативной энергетической характеристики в виде таблиц и графиков. Каждый лист нормативных характеристик, содержащий графические зависимости показателей, подписывается руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети.

На титульном листе предусматриваются подписи должностных лиц организаций, указываются срок действия энергетических характеристик и количество сброшюрованных листов.

4. Срок действия энергетических характеристик устанавливается в зависимости от степени их проработки и достоверности исходных материалов, но не превышает пяти лет.

5. Пересмотр энергетических характеристик (частичный или в полном объеме) производится:

- при истечении срока действия нормативных характеристик;

- при изменении нормативно-технических документов;

- по результатам энергетического обследования тепловых сетей, если выявлены отступления от требований нормативных документов.

Кроме того, пересмотр энергетических характеристик тепловых сетей производится в связи с произошедшими изменениями приведенных ниже условий работы тепловой сети и системы теплоснабжения более пределов, указанных ниже:

- по показателю "потери сетевой воды":

- при изменении объемов трубопроводов тепловых сетей на 5%;

- при изменении объемов внутренних систем теплопотребления на 5%;

- по показателю "тепловые потери":

- при изменении тепловых потерь по результатам очередных испытаний на 5% по сравнению с результатами предыдущих испытаний;

- при изменении материальной характеристики тепловых сетей на 5%;

- при изменении эксплуатационного температурного графика отпуска тепловой энергии;

- по показателям "удельный среднечасовой расход сетевой воды на единицу присоединенной тепловой нагрузки потребителей" и "разность температур сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах":

- при изменении эксплуатационного температурного графика отпуска тепловой энергии;

- при изменении суммарных договорных нагрузок на 5%;

- при изменении тепловых потерь в тепловых сетях, требующих пересмотра соответствующей энергетической характеристики;

- по показателю "удельный расход электроэнергии на транспорт и распределение тепловой энергии":

- при изменении количества насосных станций или ЦТП в тепловой сети на балансе энергоснабжающей (теплосетевой) организации, в случае, если электрическая мощность электродвигателей насосов во вновь подключенных или снятых с баланса насосных станциях и ЦТП изменилась на 5% от суммарной нормируемой электрической мощности; то же относится к изменению производительности (или количества) насосов при неизменном количестве насосных станций и ЦТП;

- при изменении эксплуатационного температурного графика отпуска тепловой энергии;

- при изменении условий работы насосных станций и ЦТП (автоматизация, изменение диаметров рабочих колес насосных агрегатов, изменение расходов и напоров сетевой воды), если суммарная электрическая мощность электрооборудования изменяется на 5%;

- при пересмотре энергетической характеристики по одному из показателей проводится корректировка энергетических характеристик по другим показателям, по которым в результате указанного пересмотра произошло изменение условий или исходных данных (если взаимосвязь между показателями обусловлена положениями методики разработки энергетических характеристик).

6. Корректировка показателей технологических потерь при передаче тепловой энергии с расчетной присоединенной тепловой нагрузкой 50 Гкал/ч (58 МВт) и выше для периода регулирования осуществляется приведением утвержденных нормативных энергетических характеристик к прогнозируемым условиям периода регулирования.

7. Расчет ожидаемых значений показателя "потери сетевой воды" в части тепловых сетей, находящихся в эксплуатационной ответственности теплосетевой организации, на период регулирования при планируемых изменениях объемов тепловых сетей ожидаемые значения показателя "потери сетевой воды" допускается определять по формуле:

(1),

где - ожидаемые годовые потери сетевой воды на период регулирования, ;

- годовые потери сетевой воды в тепловых сетях, находящихся в эксплуатационной ответственности теплосетевой организации, в соответствии с энергетическими характеристиками, ;

- ожидаемый суммарный среднегодовой объем тепловых сетей, ;

- суммарный среднегодовой объем тепловых сетей, находящихся в эксплуатационной ответственности теплосетевой организации, принятый при разработке энергетических характеристик, .

8. Расчет ожидаемых значений показателя "тепловые потери" на период регулирования при планируемых изменениях материальной характеристики тепловых сетей теплосетевой организации, а также среднегодовых значений температуры теплоносителя и окружающей среды (наружного воздуха или грунта при изменении глубины заложения теплопроводов) на предстоящий период регулирования в размерах, не превышающих указанных в пункте 5 настоящей Инструкции, рекомендуется производить раздельно по видам тепловых потерь (через теплоизоляционные конструкции и с потерями сетевой воды). При этом планируемые тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей определяются раздельно для надземной и подземной прокладки.

8.1. Расчет ожидаемых на период регулирования среднегодовых тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции тепловых сетей осуществляется по формулам:

для участков подземной прокладки:

(2),

где - ожидаемые на период регулирования среднегодовые тепловые потери через изоляцию по участкам подземной прокладки, Гкал/ч;

- нормативные (в соответствии с энергетическими характеристиками) среднегодовые тепловые потери через изоляцию по участкам подземной прокладки, Гкал/ч;

- ожидаемая на период регулирования суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей подземной прокладки, ;

- суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей подземной прокладки на момент разработки энергетических характеристик, ;

, , - ожидаемые на период регулирования среднегодовые температуры сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах и грунта на средней глубине заложения теплопроводов, °С;

, , - среднегодовые температуры сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах и грунта на средней глубине заложения теплопроводов, принятые при разработке энергетических характеристик, °С;

для участков надземной прокладки:

(раздельно по подающим и обратным трубопроводам)

(3),

где - ожидаемые на период регулирования среднегодовые тепловые потери через изоляцию по участкам надземной прокладки суммарно по подающим и обратным трубопроводам, Гкал/ч;

- нормативные (в соответствии с энергетическими характеристиками) среднегодовые тепловые потери через изоляцию по участкам надземной прокладки суммарно по подающим и обратным трубопроводам, Гкал/ч;

- ожидаемая на период регулирования суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей надземной прокладки, ;

- суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей надземной прокладки на момент разработки энергетической характеристики, ;

- ожидаемая на период регулирования среднегодовая температура наружного воздуха, °С;

- среднегодовая температура наружного воздуха, принятая при составлении энергетических характеристик, °С.

8.2. Расчет ожидаемых на период регулирования среднегодовых тепловых потерь с потерями сетевой воды осуществляется по формуле:

(4)

где - ожидаемые на период регулирования среднегодовые тепловые потери с потерями сетевой воды, Гкал/ч;

С - удельная теплоемкость сетевой воды, принимаемая равной 1 ккал/кг °С;

- среднегодовая плотность воды, определяемая при среднем значении ожидаемых в период регулирования среднегодовых температур сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах, ;

- ожидаемые на период регулирования годовые потери сетевой воды в тепловых сетях, эксплуатируемых теплосетевой организацией;

- ожидаемая на период регулирования продолжительность работы тепловой сети в году, ч.;

- ожидаемая на период регулирования среднегодовая температура холодной воды, поступающей на источник теплоты для подготовки и использования в качестве подпитки тепловой сети, °С.

8.3. Ожидаемые на период регулирования суммарные среднегодовые тепловые потери, Гкал/ч, определяются по формуле:

(5),

9. Расчет ожидаемых на период регулирования значений показателя "удельный расход электроэнергии".

При планируемых на период регулирования изменениях влияющих факторов ожидаемые значения показателя "удельный расход электроэнергии" определяются для каждой из характерных температур наружного воздуха, принятых при разработке энергетических характеристик. С целью упрощения расчетов допускается определение планируемого на период регулирования удельного расхода электроэнергии только при температуре наружного воздуха, соответствующей точке излома утвержденного температурного графика. В этом случае значения планируемого показателя "удельный расход электроэнергии" при других характерных температурах наружного воздуха строятся на нормативном графике параллельно линии изменения нормативного показателя на одинаковом расстоянии, соответствующем расстоянию между значениями нормативного и ожидаемого удельного расхода электроэнергии в точке излома.

Значение планируемого на период регулирования удельного расхода электроэнергии в точке излома температурного графика , , определяется по формуле:

(6),

где:

- ожидаемая на период регулирования суммарная электрическая мощность, используемая при транспорте и распределении тепловой энергии, при температуре наружного воздуха, соответствующей излому температурного графика, кВт.

Для расчета суммарной электрической мощности всех электродвигателей насосов различного назначения, участвующих в транспорте и распределении тепловой энергии, рекомендуется использовать формулы, приведенные в действующих методиках по составлению энергетических характеристик для систем транспорта тепловой энергии и определения нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей.

3.9. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях

Тепловые потери в тепловых сетях подразделяются на две составляющие:

1) потери с утечками теплоносителя;

2) потери через изоляцию трубопроводов.

3.9.1. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях ООО "СеверЭнергоПром"

На техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром" находятся тепловые сети Эжвинского района МО ГО "Сыктывкар". Тепловую энергию для потребителей Эжвинского района производит ведомственная ТЭЦ, принадлежащая ОАО "Монди СЛПК". Кроме того, ОАО "Монди СЛПК" владеет значительной частью тепловых сетей на территории Эжвинского района.

Баланс тепловой энергии в тепловых сетях, находящихся на техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром", представлен в таблице 42 и на диаграмме 20.

По результатам анализа балансов тепловой энергии в системе теплоснабжения от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" были сделаны выводы:

1) Полезный отпуск тепловой энергии за 2010 г. значительно отличается от аналогичного показателя за 2011-2012 гг. Причиной тому является подключение дополнительных потребителей (которые относятся преимущественно к категории "прочие потребители") к тепловым сетям эксплуатационной ответственности ООО "СеверЭнергоПром";

2) Потери тепловой энергии в тепловых сетях снижены в 2011 - 2012 гг. по сравнению с 2010 г.; причиной тому служит постепенное обновление тепловых сетей;

3) Наибольшая доля потребителей тепловой энергии от тепловых сетей (более 50%), находящихся на техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром", относятся к категории "население".

Таблица 42 - Баланс тепловой энергии в системе теплоснабжения от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Наименование показателя	Единица измерения	2010	2011	2012
Выработка	Гкал	474413,9	704096,7	709012,1
Потери	Гкал	46065,3	58372,9	59094,7
	Гкал	9,71%	8,29%	8,33%
Полезный отпуск, в т.ч.	Гкал	428348,6	645723,8	649917,5
	%	90,29%	91,71%	91,67%
Бюджетные потребители	Гкал	61137	69038,5	67812,31
	%	12,89%	9,81%	9,56%
Население	Гкал	321694,73	385287,33	363311,39
	%	67,81%	54,72%	51,24%
Прочие потребители	Гкал	45516,9	191398,01	218793,75
	%	9,59%	27,18%	30,86%

Рисунок 20. Структура баланса тепловой энергии в системе транспорта тепловой энергии на техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром"

3.9.2. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

На балансе рассматриваемой организации находится наибольшая часть тепловых сетей МО ГО "Сыктывкар". Кроме того, часть тепловых сетей от источников СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми находится на техническом обслуживании сторонних организаций. Ежегодно Службой по тарифам Республики Коми утверждаются нормативы технологически потерь тепловой энергии по тепловым сетям.

Тепловой баланс систем теплоснабжения от ведомственных котельных рассматриваемой организации представлен в таблице 43 и на рисунке 21.

Тепловые балансы по источникам тепловой энергии в отдельности за 2010-2012 гг. представлены в таблицах 44-46.

По результатам анализа балансов тепловой энергии в системах теплоснабжения от ведомственных котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми выявлено следующее:

1) Системы теплоснабжения от котельных характеризуются значительными потерями теплоносителя в тепловых сетях; причиной тому служит высокая доля внутриквартальных тепловых сетей на балансе организации, которые характеризуются высокой степенью износа;

2) В 2010 г. в тепловых сетях на балансе рассматриваемой организации имелись сверхнормативные потери тепловой энергии, которые составляли 0,8% тепловой энергии, отпущенной от источника; однако, балансы тепловой энергии за 2011-2012 гг. свидетельствуют об отсутствии сверхнормативных потерь; причиной тому является проведение реконструкции отдельных участков тепловых сетей и их постепенное обновление;

3) Наибольшую долю потерь в тепловых сетях составляют потери тепловой энергии через изоляцию трубопроводов (80-85%), потери тепловой энергии с утечками оценены в количестве 15-20% от общего числа потерь. Потери тепловой энергии с утечками теплоносители определены расчетным способом на основании исходных данных об утечках теплоносителя за 2010 - 2012 гг.;

4) За отчетный период проанализированы данные о потерях теплоносителя в тепловых сетях. Фактические потери теплоносителя за анализируемый период ежегодно превышают утвержденные потери теплоносителя. Причиной тому служит значительное количество аварий и инцидентов на тепловых сетях. Поэтому первостепенной задачей для СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми является обновление ветхих участков трубопроводов;

5) Наибольшая доля потерь тепловой энергии приходится на локальные котельные, которые эксплуатируются в течение довольно длительного периода;

6) Потери тепловой энергии от ЦВК за базовый период составили 11,8%, что говорит об удовлетворительной эффективности системы транспорта тепловой энергии (учитывая степень охвата потребителей и существующее состояние тепловых сетей).

Таблица 43 - Балансы тепловой энергии в системах теплоснабжения от ведомственных котельных на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Наименование показателя	Единица измерения	2010	2011	2012
Отпуск в сеть	тыс.Гкал	1729,7	1612,8	1628,2
Полезный отпуск	тыс.Гкал	1516,0	1415,6	1429,2
	%	87,65%	87,77%	87,78%
Потери	тыс.Гкал	213,7	197,2	199,0
	%	12,38%	12,38%	12,25%
Потери с утечками	тыс.Гкал	44,6	33,4	32,9
	%	2,58%	2,07%	2,02%
Потери через изоляцию	тыс.Гкал	169,1	163,9	166,2
	%	9,78%	10,16%	10,21%
Нормативные (утвержденные) потери	тыс.Гкал	199,8	199,6	199,6
	%	11,80%	11,80%	12,26%
Сверхнормативные потери	тыс.Гкал	13,9	-2,3	-0,5
	%	0,80%	-0,14%	-0,03%

Рисунок 21. Балансы тепловой энергии в системах теплоснабжения от ведомственных котельных, находящихся на балансе ОАО "ТГК-9"

Таблица 44 - Балансы тепловой энергии в системах теплоснабжения от ведомственных котельных на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми за 2010 г.

Наименование показателя	Единица измерения	Баланс тепловой энергии в системах теплоснабжения от котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми за 2010 г.
		Винзавод	Тубдиспансер	Орбита	Кутузова	Племстанция	Госопытная	Больничный городок	Оранжерея	Рыбцех	Нижний Чов	Верхний Чов	Кочпон	РММТ	ФАН	Школьная	Серова	ЦВК	Всего
Выработка тепловой энергии	тыс.Гкал	11,323	0,338	26,134	3,828	1,634	15,104	41,901	14,18	2,013	1,866	21,738	37,264	9,883	2,335	30,61	23,49	1539,978	1783,619
Собственные нужды источника	тыс.Гкал	1,01	0,041	0,577	0,093	0,116	0,815	1,921	0,237	0,087	0,02	0,719	1,186	0,301	0,138	1,073	0,312	45,251	53,897
	%	10,2%	27,7%	0,6%	2,7%	8,2%	5,9%	4,7%	1,2%	4,6%	1,3%	3,6%	3,1%	3,6%	6,7%	3,3%	1,6%	3,3%	3,2%
Отпуск в сеть	тыс.Гкал	10,313	0,297	25,557	3,735	1,518	14,289	39,98	13,943	1,926	1,846	21,019	36,078	9,582	2,197	29,537	23,178	1494,727	1729,722
	%	104,2%	200,7%	26,8%	107,0%	106,8%	103,0%	97,7%	73,2%	100,8%	117,4%	105,5%	94,1%	114,3%	106,0%	92,2%	119,9%	109,3%	103,3%
Потери	тыс.Гкал	0	0	2,92	0,881	0,445	2,955	3,342	1,794	0,553	0,395	3,915	10,832	0,919	0,686	6,934	3,913	173,202	213,686
	%	0,0%	0,0%	3,1%	25,2%	31,3%	21,3%	8,2%	9,4%	29,0%	25,1%	19,7%	28,2%	11,0%	33,1%	21,6%	20,2%	12,7%	12,8%
Реализация	тыс.Гкал	10,313	0,297	22,637	2,854	1,073	11,334	36,638	12,149	1,373	1,451	17,104	25,246	8,663	1,511	22,603	19,265	1321,525	1516,036

Таблица 45 - Балансы тепловой энергии в системах теплоснабжения от ведомственных котельных на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми за 2011 г.

Наименование показателя	Единица измерения	Баланс тепловой энергии в системах теплоснабжения от котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми за 2011 г.
		Винзавод	Тубдиспансер	Орбита	Кутузова	Племстанция	Госопытная	Больничный городок	Оранжерея	Рыбцех	Нижний Чов	Верхний Чов	Кочпон	РММТ	ФАН	Школьная	Серова	ЦВК	Всего
Выработка тепловой энергии	тыс.Гкал	10,604	0,28	72,315	3,234	1,467	14,226	37,585	19,902	2,119	1,742	20,336	37,359	8,54	2,061	30,699	21,293	1378,291	1662,053
Собственные нужды источника	тыс.Гкал	0,905	0,034	2,563	0,08	0,117	0,703	1,746	0,364	0,086	0,019	0,64	1,192	0,235	0,119	0,765	0,254	39,435	49,257
	%	9,1%	23,0%	2,7%	2,3%	8,2%	5,1%	4,3%	1,9%	4,5%	1,2%	3,2%	3,1%	2,8%	5,7%	2,4%	1,3%	2,9%	2,9%
Отпуск в сеть	тыс.Гкал	9,699	0,246	69,752	3,154	1,35	13,523	35,839	19,538	2,033	1,723	19,696	36,167	8,305	1,942	29,934	21,039	1338,856	1612,796
	%	98,0%	166,2%	73,0%	90,4%	94,9%	97,5%	87,5%	102,6%	106,4%	109,5%	98,9%	94,3%	99,0%	93,7%	93,5%	108,8%	97,9%	96,3%
Потери	тыс.Гкал	0	0	7,635	1,052	0,444	2,274	3,774	3,549	0,519	0,378	3,713	9,701	0,856	0,671	7,88	3,638	151,144	197,228
	%	0,0%	0,0%	8,0%	30,1%	31,2%	16,4%	9,2%	18,6%	27,2%	24,0%	18,6%	25,3%	10,2%	32,4%	24,6%	18,8%	11,1%	11,8%
Реализация	тыс.Гкал	9,699	0,246	62,117	2,102	0,906	11,249	32,065	15,989	1,514	1,345	15,983	26,466	7,449	1,271	22,054	17,401	1187,712	1415,568

Таблица 46 - Балансы тепловой энергии в системах теплоснабжения от ведомственных котельных на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми за 2012 г. (базовый период)

Наименование показателя	Единица измерения	Баланс тепловой энергии в системах теплоснабжения от котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми за 2012 г.
		Винзавод	Тубдиспансер	Орбита	Кутузова	Племстанция	Госопытная	Больничный городок	Оранжерея	Рыбцех	Нижний Чов	Верхний Чов	Кочпон	РММТт	ФАН	Школьная	Серова	ЦВК	Всего
Выработка тепловой энергии	тыс.Гкал	9,9	0,148	95,526	3,49	1,422	13,872	40,937	19,048	1,91	1,573	19,919	38,347	8,386	2,072	32,031	19,331	1366,932	1674,844
Собственные нужды источника	тыс.Гкал	0,806	0,018	2,537	0,08	0,107	0,663	1,767	0,286	0,085	0,015	0,631	1,216	0,229	0,121	0,766	0,232	37,092	46,651
	%	8,1%	12,2%	2,7%	2,3%	7,5%	4,8%	4,3%	1,5%	4,5%	1,0%	3,2%	3,2%	2,7%	5,8%	2,4%	1,2%	2,7%	2,8%
Отпуск в сеть	тыс.Гкал	9,094	0,13	92,989	3,41	1,315	13,209	39,17	18,762	1,825	1,558	19,288	37,131	8,157	1,951	31,265	19,099	1329,84	1628,193
Потери	тыс.Гкал	0	0	7,835	1,015	0,327	2,049	3,855	2,65	0,44	0,343	3,362	8,882	0,717	0,619	7,087	3,37	156,469	199,02
	%	0,0%	0,0%	8,2%	29,1%	23,0%	14,8%	9,4%	13,9%	23,0%	21,8%	16,9%	23,2%	8,5%	29,9%	22,1%	17,4%	11,4%	11,9%
Реализация	тыс.Гкал	9,094	0,13	85,154	2,395	0,988	11,16	35,315	16,112	1,385	1,215	15,926	28,249	7,44	1,332	24,178	15,729	1173,371	1429,173

3.9.3. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях МУП "Жилкомуслуга"

Отпуск тепловой энергии от муниципальных котельных, арендуемых МУП "Жилкомуслуга" осуществляется в тепловые сети, которые также находятся на техническом обслуживании рассматриваемой организации. В связи с тем, что предприятие с нынешним числом котельных было образовано в октябре 2011 г., рационально рассматривать балансы тепловой энергии за базовый период - 2012 г.

Тепловой баланс систем теплоснабжения от муниципальных котельных представлен в таблице 47 и на рисунке 22.

По результатам анализа баланса тепловой энергии в системах теплоснабжения от муниципальных котельных выявлено следующее:

1) Системы теплоснабжения от муниципальных котельных характеризуются высоким уровнем потерь тепловой энергии, что обусловлено износом тепловых сетей и низкой плотностью присоединенных нагрузок потребителей. Низкая плотность присоединенных нагрузок в зоне действия муниципальных котельных свидетельствует о завышенных значениях удельной материальной характеристики тепловых сетей на единицу присоединенной нагрузки;

2) Максимальный уровень фактических потерь тепловой энергии в тепловых сетях (31,8-34,8%) от муниципальных котельных наблюдался от котельных "Лемью", "Мехлесхоз", "Больница";

3) Усредненное значение фактических потерь тепловой энергии по всем котельным находится на уровне 20%, что намного превышает современные системы транспорта тепловой энергии.

Таблица 47 - Балансы тепловой энергии в системах теплоснабжения от муниципальных котельных в эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга"

Наименование показателя	Единица измерения	Котельные на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга"
		N 1	Центральная (Максаковка)	Горбольница	Центральная (Седкыркещ)	Спецшкола	Лемью	Мехлесхоз	Выльтыдор	Больница	СМЗ	Аэропорт	Трехозерка	Всего
Выработка тепловой энергии	Гкал	50680,60	29324,07	4801,48	9212,87	2822,91	3833,21	1367,94	5429,37	2268,99	5337,10	7969,41	1867,19	124915,1
Собственные нужды источника	Гкал	2027,22	1172,96	192,06	368,51	112,92	153,33	54,72	217,17	90,76	213,48	318,78	74,69	4996,6
	%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%
Отпуск в сеть	Гкал	48653,37	28151,10	4609,42	8844,35	2710,00	3679,88	1313,23	5212,20	2178,23	5123,62	7650,64	1792,50	119918,5
	%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%	96,0%
Потери	Гкал	9495,92	6559,21	792,82	1556,61	406,50	1258,52	434,68	1021,59	790,70	768,54	1721,39	137,00	24943,5
	%	18,7%	22,4%	16,5%	16,9%	14,4%	32,8%	31,8%	18,8%	34,8%	14,4%	21,6%	7,3%	20,0%
Реализация	Гкал	39157,45	21591,90	3816,60	7287,75	2303,50	2421,36	878,55	4190,61	1387,53	4355,08	5929,24	1655,50	94975,1
	%	77,3%	73,6%	79,5%	79,1%	81,6%	63,2%	64,2%	77,2%	61,2%	81,6%	74,4%	88,7%	76,0%

Рисунок 22. Балансы тепловой энергии в системах теплоснабжения от котельных в эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга" за 2012 г.

3.9.4. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях МУП "УКР"

Отпуск тепловой энергии от муниципальных котельных, находящихся в хозяйственном ведении МУП "Управление капитального ремонта", осуществляется в тепловые сети, которые также находятся на техническом обслуживании рассматриваемой организации. Оценка теплопотерь производится для тепловых сетей только от котельной п. Нижний Чов за 2012 г. по следующим причинам:

- по котельной Нижний Чов отсутствуют объективные данные о потреблении тепловой энергии за предыдущие года, в связи со слабой оснащенностью потребителей приборами учета тепловой энергии в течение рассматриваемого периода;

- котельная Чит 1 была введена в эксплуатацию в сентябре 2012 г., в связи с чем среднегодовая оценка потерь в тепловых сетях представляется невозможной.

Баланс тепловой энергии в системе теплоснабжения от котельной п. Нижний Чов представлен в таблице 48.

Таблица 48 - Баланс тепловой энергии в системе теплоснабжения от котельной п. Нижний Чов, находящейся на техническом обслуживании МУП "Управление капитального ремонта", за 2012 г.

Наименование показателя	Единица измерения	Базовый период - 2012 год
Выработка	Гкал	28741,0
Полезный отпуск	Гкал	26957,1
Потери	Гкал	1783,8
	%	6,21%
Потери с утечкой теплоносителя (расчетно)	Гкал	185,8
	%	0,65%
Потери через изоляцию (расчетно)	Гкал	1598,1
	%	5,56%

По результатам анализа баланса тепловой энергии в системе теплоснабжения от муниципальной котельной п. Нижний Чов сделаны выводы:

1) Система транспорта тепловой энергии от рассматриваемой обладает высокой энергетической эффективностью, что является следствием хорошего технического состояния тепловых сетей; тепловые сети были введены в эксплуатацию относительно недавно и имеют низкую степень износа;

2) Потери тепловой в тепловых сетях за отчетный период составили 6,21% от отпуска в сеть, из которых наибольшую долю занимают потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов.

3.9.5. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях от котельной ООО "Пригородный"

Тепловые сети от котельной ООО "Пригородный" наряду с самой котельной эксплуатируются в течение продолжительного периода. Балансы тепловой энергии в системе теплоснабжения рассмотрены за 2010-2012 гг.

Баланс тепловой энергии в системе теплоснабжения от котельной ООО "Пригородный" представлен в таблице 49.

Таблица 49 - Баланс тепловой энергии в системе теплоснабжения от ведомственной котельной ООО "Пригородный" за 2010-2012 гг.

Наименование показателя	Единица измерения	2010	2011	2012
Выработка	Гкал	190929	161498	138726
Собственные нужды	Гкал	5196	5705	5127
	%	2,72%	3,53%	3,70%
Отпуск в сеть	Гкал	185733	155793	133599
	%	97,28%	96,47%	96,30%
Полезный отпуск	Гкал	177179	148551	124632
	%	92,80%	91,98%	89,84%
Потери	Гкал	8554	7242	8967
	%	4,48%	4,48%	6,46%

По результатам анализа баланса тепловой энергии в системе теплоснабжения от ведомственной котельной ООО "Пригородный" за 2010 - 2012 гг. выявлено следующее:

1) Система транспорта тепловой энергии от рассматриваемой котельной находится в хорошем состоянии; причинами чего являются высокое качество подпиточной воды для тепловых сетей, наличие закрытой схемы теплоснабжения, ответственность персонала, эксплуатирующего тепловые сети;

2) Потери тепловой в тепловых сетях за отчетный период составили 6,46% от суммарной выработки тепловой энергии на источнике, что несколько превышает значения за 2010 и 2011 гг. (4,48%).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца после слов "Потери тепловой" пропущено слово "энергии"

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

3.10.1. Теплопотребляющие установки, подключенные к тепловым сетям от котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Присоединение потребителей к тепловым сетям от котельных эксплуатационной балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми осуществляется через НСП и индивидуальные тепловые пункты (далее по тексту - ИТП). Необходимость применения НСП и ПНС обусловлена топологией города, размещением источников и температурных графиков отпуска тепловой энергии от источников. Необходимость строительства ИТП обусловлена требованиями законов и соответствующих технических регламентов, а также строительных норм и правил.

Выбор схемы присоединения потребителей обусловлен принятым температурным графиком отпуска тепловой энергии на источнике.

Система теплоснабжения от котельных ЦВК, "Орбита", "Больничный Городок", "Оранжерея"

Потребители, подключенные к котельным ЦВК, "Орбита", "Больничный Городок", "Оранжерея" имеют как открытые схемы подачи теплоносителя на нужды ГВС, так и закрытые. В настоящее время наименьшее применение получила закрытая схема (по данной схеме подключено около 20% потребителей от данных котельных).

Система теплоснабжения от котельных "Кочпон" и "Серова"

Потребители, подключенные к системам теплоснабжения от рассматриваемых котельных, получают тепловую энергию в соответствии с температурным графиком 115-70°С, в связи с чем применяются смешивающие устройства в системе отопления: элеваторы и насосы. Часть потребителей получают тепловую энергию в соответствии с температурным графиком 95-70°С, следовательно, для них характерно непосредственное присоединение системы отопления к тепловой сети.

Система теплоснабжения от остальных котельных

Для остальных котельных характерны схемы присоединения потребителей к тепловой сети по непосредственной схеме в связи с принятыми температурными графиками на отопление и ГВС: 95-70°С, 65-55°С соответственно.

3.10.2. Теплопотребляющие установки, подключенные к тепловым сетям от котельных МУП "ЖКУ"

Присоединение потребителей к тепловым сетям от котельных эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ" осуществляется через ЦТП и ИТП.

Система теплоснабжения от котельной N 1 п. Краснозатонский

Отпуск тепловой энергии от котельной N 1 осуществляется по магистральным тепловым сетям к конечным потребителям тепловой энергии в соответствии с температурным графиком 105-70°С. Выбор данного температурного графика обуславливает необходимость наличия регулирующих устройств на тепловых сетях и/или у потребителей.

Задача поддержания максимальной температуры в системе отопления на уровне 95°С реализована посредством установки ЦТП (НСП) на тепловых сетях. Всего на тепловых сетях от котельной N 1 установлено 6 ЦТП, которые оборудованы смесительными насосами. НСП N 3, 4, 5, 6 дополнительно оборудованы циркуляционными насосами ГВС. После ЦТП тепловые сети разделены на тепловые сети отопления и тепловые сети ГВС, работающие по температурным графикам 95-70°С и 60-40°С соответственно. Нагрев холодной воды для обеспечения нужд ГВС потребителей осуществляется в теплообменных аппаратах, где греющей средой является вода, поступающая из тепловой сети.

Следовательно, от котельной N 1 имеет место закрытая схема ГВС. Потребители присоединены к тепловым сетям отопления и ГВС непосредственно, т.е. без присутствия каких-либо смешивающих устройств в тепловых вводах зданий.

Системы теплоснабжения от котельных "Больница" п. Седкыркещ, "Мехлесхоз", "Выльтыдор", "СМЗ"

Отличительной особенностью данных котельных от остальных котельных в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ" является тот факт, что от данных котельных не осуществляется отпуск тепловой энергии на нужды ГВС потребителей. Отпуск тепловой энергии от котельных на нужды отопления осуществляется в соответствии с температурным графиком 95-70°С, при отсутствии смесительных устройств на тепловых сетях и у потребителей.

Системы теплоснабжения от остальных котельных

Системы теплоснабжения от остальных котельных идентичны системам теплоснабжения от котельной N 1, расположенных за ЦТП. Система теплоснабжения является четырехтрубной. Отпуск тепловой энергии от котельных в системы отопления потребителей осуществляется в соответствии с температурным графиком 95-70°С, в системы ГВС потребителей - по температурному графику 60-40°С. Регулирующие устройства у потребителей не применяются.

3.10.3. Теплопотребляющие установки, подключенные к тепловым сетям от котельных МУП "УКР"

Присоединение потребителей к тепловым сетям от котельных эксплуатационной ответственности МУП "УКР" осуществляется через ЦТП и ИТП.

Система теплоснабжения от котельной п. Нижний Чов

Отпуск тепловой энергии от котельной п. Нижний Чов осуществляется по магистральным тепловым сетям к конечным потребителям тепловой энергии в соответствии с температурным графиком 105-70°С. Выбор данного температурного графика обуславливает необходимость наличия регулирующих устройств на тепловых сетях и/или у потребителей.

Теплопотребляющие установки от данной котельной условно следует разделить на 2 категории:

1) Установки теплопотребления, находящиеся до ЦТП;

2) Установки теплопотребления, теплоснабжение которых осуществляется от ЦТП.

Первая группа потребителей получает тепловую энергию в соответствии с температурным графиком 105-70°С. Регулирование параметров теплоносителя осуществляется в ИТП потребителей. При расчетных температурах наружного воздуха теплоноситель в систему отопления потребителей поступает с температурой 95°С, что достигается применением смешивающих устройств. В качестве смешивающих устройств выступают элеваторные узлы с нерегулируемыми диаметрами сопел. Теплоноситель для обеспечения нужд ГВС потребителей приготавливается в водоводяных теплообменных аппаратах, где в качестве греющей среды используется вода из тепловой сети. Система ГВС работает по температурному графику 65-45°С.

Вторая группа потребителей получает тепловую энергию на цели отопления в соответствии с температурным графиком 95-70°С, чем обусловлены конструктивные особенности ИТП. Теплоснабжение данной группы потребителей осуществляется по непосредственной схеме, без наличия смешивающих устройств. Смена температурного графика осуществляется в ЦТП, где установлены теплообменные аппараты и насосное оборудование, осуществляющее прокачку теплоносителя через вторичный контур тепловой сети.

Система теплоснабжения от котельной Чит 1

Отпуск тепловой энергии от котельной Чит 1 осуществляется по 4-х трубной системе теплоснабжения. Система отопления и вентиляции предназначена для работы по температурному графику 95-70°С, отпуск тепловой энергии на нужды ГВС жилых зданий производится по температурному графику 65-45°С. Регулирование отпуска тепловой энергии производится в котельной, где установлен комплекс основного и вспомогательного оборудования.

3.10.4. Теплопотребляющие установки, подключенные к тепловым сетям от котельной ОАО "Комитекс"

Теплоснабжение потребителей от котельной ОАО "Комитекс" осуществляется в соответствии с температурным графиком 115-70°С. ИТП потребителей характеризуются наличием элеваторных узлов (смесительные насосы на перемычке между прямым и обратным трубопроводами встречаются чрезвычайно редко). Система ГВС потребителей - открытая, теплообменные аппараты для подготовки горячей воды отсутствуют.

3.10.5. Теплопотребляющие установки, подключенные к тепловым сетям от котельной ООО "Пригородный"

В настоящее время котельная ООО "Пригородный" работает в соответствии с температурным графиком 130-70°С, что обуславливает наличие смешивающих устройств в тепловой сети. Процесс смешения теплоносителя, поступающего на нужды отопления потребителей, осуществляется в ИТП. Наиболее характерной для рассматриваемой системы теплоснабжения является схема подключения потребителей к СЦТ по зависимой схеме с применением элеваторных узлов. По системе ГВС рассматриваемая схема является закрытой. Для подогрева воды из городского водопровода используются теплообменные аппараты поверхностного типа, где в качестве греющей среды выступает вода из тепловой сети.

В последнее время все большее применение находят схемы со смесительными насосами на перемычке между прямым и обратным трубопроводом в системе отопления.

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

3.14. Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя

Руководствуясь пунктом 5 статьи 13 Федерального закона от 23.11.2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" собственники жилых домов, собственники помещений в многоквартирных домах, введенных в эксплуатацию на день вступления Закона N 261-ФЗ в силу, обязаны в срок до 1 января 2012 года обеспечить оснащение таких домов приборами учета используемых воды, природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, а также ввод установленных приборов учета в эксплуатацию. При этом многоквартирные дома в указанный срок должны быть оснащены коллективными (общедомовыми) приборами учета используемых коммунальных ресурсов, а также индивидуальными и общими (для коммунальной квартиры) приборами учета.

3.14.1. Потребители тепловой энергии от котельных МУП "ЖКУ"

Потребители тепловой энергии, подключенные к системам централизованного теплоснабжения от котельных МУП "ЖКУ", имеют слабый уровень оснащенности приборами учета тепловой энергии. Согласно сведениям теплоснабжающей организации, в настоящее время введено в эксплуатацию 43 общедомовых прибора учета тепловой энергии на отопление из 343 возможных. При этом индивидуальные приборы учета отсутствуют.

Более высокую степень оснащенности имеют потребители тепловой энергии на нужды ГВС. В настоящее время введено 28 общедомовых приборов учета тепловой энергии на ГВС из 83 возможных. Ещё более высокую степень оснащенности имеют потребители, оборудованные индивидуальными приборами учета тепловой энергии на ГВС. Так, из возможных 570 потребителей в настоящее время оборудованы 382 потребителя.

На диаграмме 23 отражены представленные данные.

Рисунок 23 - Сведения об оснащенности потребителей приборами учета тепловой энергии

В 2011 г. была составлена программа в области энергосбережения и энергосбережения и повышения энергетической эффективности работы Предприятия на 2011-2013 гг., согласно которой планировалось к 2013 г. достижение показателя средневзвешенной оснащенности потребителей приборами учета тепловой энергии - 29,4%. Существующий показатель (для базового периода) равен 45,5%. Таким образом, программа в части оснащения потребителей приборами учета тепловой энергии реализована в полном объеме. В перспективе необходимо создание аналогичных программ с целью полного оснащения потребителей приборами учета тепловой энергии.

3.14.2. Потребители тепловой энергии от котельных МУП "УКР"

Потребители тепловой энергии, подключенные к тепловым сетям, находящимся на обслуживании МУП "УКР", имеют средний уровень оснащенности приборами учета тепловой энергии. Согласно сведениям теплоснабжающей организации, в настоящее время введено в эксплуатацию 24 общедомовых прибора учета тепловой энергии на отопление из 52 возможных. При этом индивидуальные приборы учета отсутствуют.

В настоящее время действует программа, согласно которой планируется установка 10 приборов учета тепловой энергии в дополнение к установленным приборам. Срок реализации программы - 01.01.2014 г.

3.14.3. Потребители тепловой энергии от котельной ОАО "Комитекс"

Потребители тепловой энергии, подключенные к тепловым сетям от котельной ОАО "Комитекс", имеют средний уровень оснащенности приборами учета тепловой энергии. Согласно сведениям теплоснабжающих организаций, в настоящее время введено в эксплуатацию 35 приборов учета тепловой энергии из 47 возможных.

3.15. Анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и используемых средств автоматизации, телемеханизации и связи

Каждая теплоснабжающая и теплосетевая организация на территории МО ГО "Сыктывкар" имеет оперативный персонал, осуществляющий контроль работы теплоэнергетического оборудования источников тепловой энергии и тепловых сетей к потребителям. Степень автоматизации теплоснабжающих организаций находится на среднем уровне.

3.16. Уровень автоматизации центральных тепловых пунктов, насосных станций

В настоящее время на территории МО ГО "Сыктывкар" имеется значительное количество ЦТП и НСП. Комплекс ЦТП и НСП теплоснабжающих организаций выполняет различные функции: одни служат для прокачки теплоносителя через тепловую сеть, другие служат для подготовки воды в закрытых системах ГВС. Наибольшая часть НСП приходится на СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми и МУП "Жилкомуслуга".

НСП на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми имеют среднюю степень автоматизации, около 30% НСП имеют устройства автоматического регулирования отпуска тепловой энергии и не требуют постоянного обслуживания. Для автоматизированного управления технологическими процессами на НСП используются частотно-регулируемые приводы на насосном оборудовании.

НСП и ЦТП на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга" имеют высокую степень автоматизации. На станциях установлены регулирующие клапаны, которые осуществляют регулирование параметров теплоносителя путем открытия/закрытия регулирующих органов.

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

По состоянию на начало 2013 г. Администрацией МО ГО "Сыктывкар" сформирован перечень участков тепловых сетей, определенных как бесхозяйные. Перечень бесхозяйных участков тепловых сетей приведен в таблице 50.

Таблица 50 - Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей

Начальный пункт	Конечный пункт	Длина (м)	Диаметр (мм)	Прокладка
1К23-11 (ул. Ленина)	1К23-17 (ул. Ленина)	-	-	-
Тепловая камера 2К18-1	Наружная стена жилого дома N 5 по ул. Димитрова	8	2Д108	Подземная
Тепловая камера 1УТ23-13	Жилой дом N 36 по ул. Д. Каликовой	-	-	-
15УТ11 (м. Дырнос, д. район д. 8)	15УТ10-3 (м. Дырнос, д. район д. 8)	-	-	-
1К30-70 (ул. Савина, д. район д. 33)	1УТ30-70-1 (ул. Савина, д. район д. 33)	-	-	-
23К16-2 (ул. Школьная, д. район д. 31)	23УТ16-7 (ул. Школьная, д. район, д. 31)	-	-	-
ул. Тентюковская, д. 95	-	-	2д89	Подземная
Наружная стена жилого дома N 78 (Сысольское шоссе)	Наружная стена жилого дома N 76 (Сысольское шоссе)	-	2д89	Подземная
3УТ12-126-1 (проходящая по техподполью жилого дома N 95 по ул. Тентюковская)	-	-	2д89	-
Тепловая сеть, проходящая по техподполью жилого дома N 93 по ул. Тентюковской	-	-	2д89	-
9УТ8-1 (м. Дырнос)	9УТ8-15 (м. Дырнос)	-	-	-
Тепловая камера 2К42-5 (ул. Морозова)	Жилой дом N 193 по (ул. Морозова)	109,5 40	2д219 2д89	Подземная
Ул. Кирпичная 23, 27 (2К2-3-27-2УТ2-3-27-1),	Ул. Кирпичная	-	-	-
Частные ж.д. по ул. Маегова 35, 37 (ул. Маегова)	ул. Кирпичная 17, 19 (2К2-3-23-2УТ2-3-23-3) (ул. Маегова)	-	-	-
2Л2-3-15 на частные ж.д. ул. Кирпичная, 7, 9, 11, 13, 15	Маегова, 23, 25, 27, 29, 31, 33, адрес: ул. Кирпичная	-	-	-
1К20-17 1К20-17 1К20-17	Наружная стена дома по ул. Куратова, 79	44 43 46	2д89 2д89 2д89	Подземная Надземная Подземная
Наружная стена дома по Куратова, 79	Наружная стена дома по Куратова, 77	51	2д89	Подземная
1К10-13 (ул. Советская)	Ввод в жилой дом N 2/1 (ул. Советская)	-	-	Подземная
1К10-13-5 (ул. Слободы)	Ввод в жилой дом N 35/75 (ул. Слободы)	-	-	Подземная
1К10-13-51 (ул. Советская)	Ввод в жилой дом N 2/2 (ул. Советская)	-	-	Подземная
1К10-22 (ул. Горького)	Ввод в жилой дом N 20 (ул. Горького)	-	-	Подземная
1К10-7 1К10-7-3	1К10-7-3 Ввод в жилой дом N 29 (ул. Слободы) и N 77 (ул. Интернациональная)	-	-	Подземная
1К23-11 (ул. Ленина)	1К23-17 (ул. Ленина)	-	-	Подземная
1К23-11-9 (ул. Ленина)	Ввод в жилой дом N 108 (ул. Ленина)	-	-	Подземная
1К23-11-9 (ул. Ленина)	Ввод в жилой дом N 110 (ул. Ленина)	-	-	Подземная
1К23-22 (ул. Ленина)	Ввод в жилой дом N 111 (ул. Ленина)	-	-
1К5-8А (Октябрьский проспект)	Ввод в жилой дом N 148 (Октябрьский проспект)	-	-	Подземная
1УТ18-11 (групп.т.у.) (ул. Куратова)	1УТ18-26 (общая т/с на частные ж.д. по ул. Куратова, 58, 56, 54, 52, ул. Первомайской, 82) (ул. Куратова)	-	-	Подземная
1УТ8-3-40А (ул. Юхнина)	1УТ8-3-43 (общая т/с на части, ж.д. по ул. Юхнина, 7, 9, 11) (ул. Юхнина)	-	-	Подземная
26УТ43-12-15 (ул. 8 Марта)	Наружная стена дома 52 (ул. 8 Марта)	33	2д57	Надземная
26К43-12-7 (ул. 8 Марта)	Наружная стена дома, д. 54 (ул. 8 Марта)	45	2д57	Надземная
2К2-4 (Октябрьский проспект)	Ввод в жилой дом N 92 (Октябрьский проспект)	-	-	Подземная
2К4 (ул. Катаева)	Ввод в жилой дом N 2/1 (ул. Катаева)	-	-	Подземная
3К12-20 (б-р Покровский)	Ввод в жилой дом N 9 (б-р Покровский)	-	-	Подземная
3К12-6-1 (б-р Покровский)	Ввод в жилой дом N 16 (б-р Покровский)	-	-	Подземная
23УТ16-4 (ул. Школьная)	23УТ16-4-1 в районе жилого дома N 29 (ул. Школьная)	27 5	2д76 2д76	Надземная Подземная
Жилой дом N 29 (ул. Школьная)	Ввод в жилой дом N 29а	2	2д76	Подземная
через 23УТ16-4-2 (ул. Школьная)	(ул. Школьная)	43	2д57	Надземная
Тепловая сеть от Заводской пер., 14/1 (пер. Заводской)	1К30-82 (пер. Заводской)			-
Савина, 37 (НСП-13) (ул. Савина)	1УТ30-77 (ул. Савина)
Смотровой колодец (ул. Д. Каликовой)	Ввод в жилой дом N 14 (ул. Д. Каликовой)	-	-	Подземная
ТК 1К20-84 (ул. Первомайская)	Ул. Первомайской, 149	-	2д89	Подземная
ТК 26К43-12-8 (ул. Прямая)	Индивидуальный жилой дом N 91 (ул. Прямая)	-	-	Подземная
ТК 3К27	ТК ЗК27-1	30	2д159	Подземная
ТК 3К27-1 (ул. Петрозаводская)	Наружная стена дома, 27/2 (ул. Петрозаводская)	17	2д108	Подземная
1К30-70	Ул. Савина, 37	15	-	Подземная
1К30-70	Ул. Савина, 41	16	-	Подземная
ТК 3К12-8-1 Через ТК 3К12-8-2 (б-р Покровский)	Жилой дом N 1 по Покровскому бульвару в г. Сыктывкаре (б-р Покровский)	1 83	2д133 2д133	Надземная
ТК 1К5-16-2	Наружная стена жилого дома Октябрьский, 152	18	4д76	Подземная
ТК 1К12-21 (ул. Ленина)	Наружная стена жилого дома N 32 (ул. Ленина)	14	2д89	Подземная
ТК 23К8-1 (ул. Лесозаводская)	Наружная стена жилого дома N 19 (ул. Лесозаводская)	6	2д108	Подземная
ТК 2К39-7 (ул. Морозова)	Наружная стена жилого дома N 154 (ул. Морозова)	59 93 9	2д159 2д57 2д57	Подземная
ТК 2УТ19 (ул. Димитрова)	Наружная стена жилого дома N 5/1 (ул. Димитрова)	107 68	2д89 2д89	Надземная Подземная
ТК УТ9-25 (ул. Морозова)	Наружная стена жилого дома N 35/1 (ул. Морозова)	98 25	2д89 2д89	Надземная Подземная
ТК 1УТ12-1 (ул. Первомайская)	Наружная стена жилого дома N 29 (ул. Первомайская)	54	2д108	Подземная
		6	2д108	Надземная

4. Зоны действия источников тепловой энергии

На территории МО ГО "Сыктывкар" осуществляется как централизованное, так и индивидуальное теплоснабжение. Территория МО ГО "Сыктывкар" разделяется на следующие крупные районы:

1) Эжвинский; в данном районе свою деятельность в сфере теплоснабжения осуществляют следующие организации:

- ОАО "Монди СЛПК" (производство на ТЭЦ и передача тепловой энергии потребителям, расположенным на территории Эжвинского района);

- ООО "СЭП" (передача и распределение тепловой энергии от ТЭЦ конечным потребителям, расположенным на территории Эжвинского района);

2) Локализованные районы поселков городского типа, сел и поселений; на данных территориях деятельность в области теплоснабжения потребителей осуществляет МУП "ЖКУ", эксплуатируя при этом 11 котельных и соответствующих им систем транспорта тепловой энергии;

3) Город Сыктывкар; в границах данного района осуществляют регулируемую деятельность в сфере производства, передачи и распределения тепловой энергии остальные теплоснабжающие и теплосетевые организации, расположенные на территории МО ГО "Сыктывкар" (включая МУП "ЖКУ", которое эксплуатирует 2 котельные и тепловые сети от них, расположенные в черте города); теплоснабжение потребителей, расположенных в границах города, осуществляется исключительно от котельных, источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на территории города отсутствуют;

4) Зоны действия индивидуального теплоснабжения локализованы как в центральной части, так и на окраинах муниципального образования.

Границы зон действия источников тепловой энергии, функционирующих на территории МО ГО "Сыктывкар" представлены на рисунке 24.

Рисунок 24 - Зоны действия источников тепловой энергии, функционирующих на территории МО ГО "Город Сыктывкар"

5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии

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

Значения договорных тепловых нагрузок, а также ориентировочное потребление тепловой энергии согласно договорам при расчетных температурах наружного воздуха представлены в таблице 51.

Согласно СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" (актуализированная версия) расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления составляет - 36°С, для проектирования системы вентиляции - 18°С.

Общая присоединенная тепловая нагрузка потребителей в административных границах МО ГО "Сыктывкар" составляет 856,95 Гкал/ч.

На диаграмме 25 представлено распределение тепловых нагрузок потребителей по зонам действия источников централизованного теплоснабжения.

Как видно из рисунка 25, большая часть тепловых нагрузок потребителей обеспечивается ведомственными котельными, находящимися на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

Рисунок 25 - Структура подключенных нагрузок на системы централизованного теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар"

Таблица 51 - Подключенные нагрузки источников тепловой энергии МО ГО "Сыктывкар"

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Отопление, Гкал/ч	Вентиляция, Гкал/ч	ГВС макс., Гкал/ч	ГВС ср., Гкал/ч	Тепловые потери	Технология	Суммарная договорная присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	122,00					1,70	123,70
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"							1,08
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"							11,66
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"							7,67
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"							1,10
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"							2,23
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"							0,35
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"							1,42
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"							0,91
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"							2,39
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"							2,43
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"							0,53
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"							1,74
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"							0,95
Итого по		МУП "Жилкомуслуга"	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	34,47
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	7,81			1,06			8,87
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	0,44			0,18			0,62
Итого по		МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	8,26	0,00	0,00	1,23	1,23	0,00	9,49
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	364,24	18,94	167,54	53,81	2,34	0,34	437,33
18	Винзавод, Печорская, 64		1,95	1,56	0,86	0,36	0,04	3,30	7,17
19	Орбита, Печорская 34		25,80	1,89	13,98	4,39	0,04	0,00	32,08
20	Кутузова, 19		3,77	0,14	0,63	0,13	0,02	0,00	4,05
21	Племстанция		0,58	0,00	0,18	0,01	0,00	0,00	0,59
22	Госопытная		3,90	0,00	1,26	0,34	0,03	0,00	4,24
23	Больничный Городок		8,33	6,63	3,14	1,06	0,04	1,07	17,09
24	Оранжерея		6,27	0,00	0,06	0,02	0,14	0,00	6,29
25	Рыбцех		0,73	0,14	0,00	0,00	0,00	0,00	0,87
26	Нижний Чов		0,49	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,49
27	Верхний Чов		5,72	0,00	1,81	0,51	0,22	0,00	6,23
28	Кочпон		7,22	0,00	3,16	0,90	0,04	0,00	8,12
29	Тубдиспансер		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,12	0,12
30	РММТ		3,37	0,00	0,07	0,03	0,07	0,00	3,39
31	ФАН		0,65	0,41	0,12	0,05	0,00	0,00	1,10
32	Школьная, 6А		7,95	0,01	1,69	0,49	0,09	0,00	8,45
33	Серова		6,72	0,00	0,91	0,21	0,09	0,00	6,93
Итого по		СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	447,68	29,71	195,42	62,32	62,32	4,83	544,54
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"							70,18
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"							73,40
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"	577,93	29,71	195,42	64,74	63,55	6,53	856,95

5.2. Применение отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии

Применение индивидуальных квартирных источников тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии в административных границах МО ГО "Сыктывкар" не выявлено.

5.3. Значения потребления тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии за базовый период

Значения потребления тепловой энергии в зонах действия источников централизованного теплоснабжения за базовый период по теплоснабжающим организациям, осуществляющим регулируемую деятельность в административных границах МО ГО "Сыктывкар", представлены в таблице 52.

Таблица 52 - Расчетные значения потребления тепловой энергии на территории МО ГО "Сыктывкар"

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Потребление тепловой энергии за базовый период, Гкал/год
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	649917,5
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	3816,6
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	39157,5
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	21591,9
5	" Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	2303,5
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	0,0
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	878,5
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	4190,6
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	2421,4
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	7287,7
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	5929,2
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	1387,5
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	4355,1
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	1655,5
Итого по		МУП "Жилкомуслуга"	94975,1
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	26957,1
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"
Итого по		МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	26957,1
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	1173371,0
18	Винзавод, Печорская, 64		9094,0
19	Орбита, Печорская 34		85154,0
20	Кутузова, 19		2395,0
21	Племстанция		988,0
22	Госопытная		11160,0
23	Больничный Городок		35315,0
24	Оранжерея		16112,0
25	Рыбцех		1385,0
26	Нижний Чов		1215,0
27	Верхний Чов		15926,0
28	Кочпон		28249,0
29	Тубдиспансер		130,0
30	РММТ		7440,0
31	ФАН		1332,0
32	Школьная, 6А		24178,0
33	Серова		15729,0
Итого по		СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	1429173,0
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	119163,0
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	124632,0
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"	2444817,6

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

Нормативы потребления коммунальных услуг в МО ГО "Сыктывкар" устанавливает Служба Республики Коми по тарифам (далее по тексту - Служба по тарифам). Приказы Службы об утверждении нормативов потребления коммунальных услуг размещены на официальном портале органов исполнительной власти Республики Коми (www.komirec.ru).

Норматив потребления коммунальной услуги - это объём потребления соответствующего коммунального ресурса, предъявляемый к оплате при отсутствии приборов учёта коммунального ресурса.

В соответствии с требованиями действующего законодательства, с 1 июля 2012 года любой потребитель должен производить расчет за потребленную тепловую энергию исходя из объёмов потребления, определённых с применением приборов учёта коммунальных ресурсов. В других случаях он оплачивает коммунальные услуги, согласно нормативам потребления коммунальных услуг.

С сентября 2012 года в Российской Федерации Постановлением Правительства РФ от 06.05.2011 г. N 354 были введены в действие правила предоставления коммунальных услуг.

В соответствии с указанными требованиями законодательства, Службой по тарифам на основании Правил установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг (Постановление Правительства РФ от 23.05.2006 г. N 306) были установлены нормативы потребления коммунальных услуг по холодному и горячему водоснабжению, отоплению, водоотведению, подлежащие применению в МО ГО "Сыктывкар" с 1 июня 2013 года (приказ Службы по тарифам от 14.05.2013 N 28/2).

5.4.1. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на горячее водоснабжение

Нормативы потребления тепловой энергии на горячее водоснабжение собственниками и пользователями жилых помещений в многоквартирных жилых домах и жилых домов утверждены Приказом Службы по тарифам от 14 мая 2013 г. N 28/2 "О нормативах потребления коммунальных услуг по холодному, горячему водоснабжению, водоотведению МО ГО "Сыктывкар".

Существующие нормативы потребления коммунальных услуг по горячему водоснабжению собственниками и пользователями жилых помещений в многоквартирных домах и жилых домов представлены в таблицах 53, 54.

Таблица 53 - Нормативы потребления коммунальных услуг по холодному, горячему водоснабжению, водоотведению в жилых помещениях (за исключением общежитий)

Степень благоустройства жилого помещения	Нормативы потребления коммунальных услуг в жилых помещениях, куб. м в месяц на человека
	Водоснабжение		Водоотведение
	Холодное	Горячее
С водопроводом и канализацией, лежачими ваннами, оборудованными душами	5,44	3,25	8,69
С водопроводом и канализацией, с сидячими ваннами, оборудованными душами	4,96	2,97	7,93
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками, мойками и душами	5,05	2,73	7,78
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками и мойками	5,08	2,12	7,2
С водопроводом, местной канализацией (выгребные ямы), без ванн	4,35	1,81

Таблица 54 - Нормативы потребления коммунальных услуг по холодному, горячему водоснабжению, водоотведению в жилых помещениях общежитий

Степень благоустройства жилого помещения	Нормативы потребления коммунальных услуг в жилых помещениях, куб. м в месяц на человека
	Водоснабжение		Водоотведение
	Холодное	Горячее
С водопроводом и канализацией, лежачими ваннами, оборудованными душами	1,73	1,03	2,76
С водопроводом и канализацией, с сидячими ваннами, оборудованными душами	1,56	0,94	2,5
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками, мойками и душами	1,59	0,87	2,46
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками и мойками	1,61	0,66	2,27
С водопроводом, местной канализацией (выгребные ямы), без ванн	1,38	0,58

5.4.2. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление

Нормативы потребления тепловой энергии на отопление собственниками и пользователями жилых помещений в многоквартирных жилых домах и жилых домов утверждены Приказом Службы по тарифам от 14 мая 2013 г. N 28/2 "О нормативах потребления коммунальных услуг по холодному, горячему водоснабжению, водоотведению МО ГО "Сыктывкар".

Существующие нормативы потребления коммунальных услуг отопления собственниками и пользователями жилых помещений в многоквартирных домах и жилых домов представлены в таблицах 55, 56.

Таблица 55 - Нормативы потребления коммунальных услуг по отоплению в жилых помещениях (за исключением общежитий)

Степень благоустройства жилого помещения	Нормативы потребления коммунальных услуг на общедомовые нужды, куб.м в месяц на 1 кв.м общей площади помещений*, входящих в состав общего имущества в общежитии
	Вид коммунальной услуги	Размер норматива
С водопроводом и канализацией, лежачими ваннами, оборудованными душами	Холодное водоснабжение	0,02
	Горячее водоснабжение	0,02
С водопроводом и канализацией, с сидячими ваннами, оборудованными душами	Холодное водоснабжение	0,02
	Горячее водоснабжение	0,02
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками, мойками и душами	Холодное водоснабжение	0,02
	Горячее водоснабжение	0,02
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками и мойками	Холодное водоснабжение	0,02
	Горячее водоснабжение	0,02
С водопроводом, местной канализацией (выгребные ямы), без ванн	Холодное водоснабжение	0,02
	Горячее водоснабжение	0,02

Примечание:

* - Общая площадь помещений, входящих в состав общего имущества в многоквартирном доме, определяется как суммарная площадь следующих помещений, не являющихся частями квартир многоквартирного дома и предназначенных для обслуживания более одного помещения в многоквартирном доме (согласно сведениям, указанным в паспорте многоквартирного дома): площади межквартирных лестничных площадок, лестниц, коридоров, тамбуров, холлов, вестибюлей, колясочных, помещений охраны (консьержа) в этом многоквартирном доме, не принадлежащих отдельным собственникам.

Таблица 56 - Нормативы потребления коммунальных услуг по отоплению в общежитиях

Степень благоустройства жилого помещения	Нормативы потребления коммунальных услуг на общедомовые нужды, куб.м в месяц на 1 кв.м общей площади помещений, входящих в состав общего имущества в общежитии
	Вид коммунальной услуги	Размер норматива
С водопроводом и канализацией, лежачими ваннами, оборудованными душами	Холодное водоснабжение	0,012
	Горячее водоснабжение	0,012
С водопроводом и канализацией, с сидячими ваннами, оборудованными душами	Холодное водоснабжение	0,012
	Горячее водоснабжение	0,012
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками, мойками и душами	Холодное водоснабжение	0,012
	Горячее водоснабжение	0,012
С водопроводом и канализацией, оборудованными умывальниками и мойками	Холодное водоснабжение	0,012
	Горячее водоснабжение	0,012
С водопроводом, местной канализацией (выгребные ямы), без ванн	Холодное водоснабжение	0,012
	Горячее водоснабжение	0,012

5.4.3. Основные выводы по результатам анализа и оценки существующих нормативов потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение

Нормативы потребления коммунальных услуг населением установлены в соответствии с действующим в рассматриваемый период Постановлением Правительства Российской Федерации от 23 мая 2006 г. N 306 "Об утверждении правил установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг".

Согласно этому документу для установления нормативов используются два метода: метод аналогов и расчетный метод. Наиболее достоверные результаты может дать метод аналогов, основанный на показаниях приборов учета, измеряющих реальный объем потребления. Но для его применения необходимо иметь данные о фактическом потреблении совокупности жилых домов, имеющих аналогичные конструктивные и технические характеристики, причем количество этих домов должно быть достаточно велико (объем предварительной выборки составляет не менее 10 домов).

Наиболее часто применяемым методом при установлении нормативов потребления коммунальных услуг населением в части отопления и горячего водоснабжения является расчетный метод, который и был применен при установлении нормативов для МО ГО "Сыктывкар".

Согласно "Правилам установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг" для установления норматива на отопление расчетным методом используется присоединенная нагрузка системы отопления, которая принимается по проектным или паспортным данным, а в случае их отсутствия, определяется по нормируемому удельному расходу тепловой энергии, значения которого приводятся в указанном документе.

Опыт энергетических обследований жилых зданий показывает, что фактическая присоединенная нагрузка отопления может значительно отличаться от проектной нагрузки, и тем более от расчетной, определяемой по удельным показателям. В связи с этим, фактическое потребление тепловой энергии на отопление здания может также значительно отличаться от расчетного потребления, определяемого с помощью установленных нормативов.

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

6.1. Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в сетях и присоединенной тепловой нагрузки

Постановление Правительства РФ N 154 от 22.02.2012 г., "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" вводит следующие понятия:

Установленная мощность источника тепловой энергии - сумма номинальных тепловых мощностей всего принятого по акту ввода в эксплуатацию оборудования, предназначенного для отпуска тепловой энергии потребителям на собственные и хозяйственные нужды;

Располагаемая мощность источника тепловой энергии - величина, равная установленной мощности источника тепловой энергии за вычетом объемов мощности, не реализуемой по техническим причинам, в том числе по причине снижения тепловой мощности оборудования в результате эксплуатации на продленном техническом ресурсе (снижение параметров пара перед турбиной, отсутствие рециркуляции в пиковых водогрейных котлоагрегатах и др.);

Мощность источника тепловой энергии нетто - величина, равная располагаемой мощности источника тепловой энергии за вычетом тепловой нагрузки на собственные и хозяйственные нужды.

Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки представлены в таблице 57.

Таблица 57 - Балансы тепловой мощности на источниках

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая мощность, Гкал/ч	Нагрузка на собственные и хоз. нужды, Гкал/ч	Мощность источника тепловой энергии "нетто", Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Суммарная договорная присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Суммарная тепловая нагрузка с учетом потерь, Гкал/ч
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	880,00	880,00	1,00	879,00	8,54	123,70	132,24
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	2,85	2,85	0,11	2,74	0,47	1,08	1,55
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	17,00	17,00	0,68	16,32	3,19	11,66	14,85
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	20,40	20,40	0,82	19,58	4,56	7,67	12,23
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	2,00	2,00	0,08	1,92	0,29	1,10	1,39
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	4,50	4,50	0,18	4,32	0,00	2,23	2,23
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	2,30	2,30	0,09	2,21	0,73	0,35	1,08
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	2,10	2,10	0,08	2,02	0,40	1,42	1,81
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	2,20	2,20	0,09	2,11	0,72	0,91	1,63
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	3,92	3,92	0,16	3,76	0,66	2,39	3,06
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	5,80	5,80	0,23	5,57	1,25	2,43	3,68
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	0,90	0,90	0,04	0,86	0,31	0,53	0,84
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	2,30	2,30	0,09	2,21	0,33	1,74	2,08
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	2,40	2,40	0,10	2,30	0,18	0,95	1,12
Итого по		МУП "Жилкомуслуга"	68,67	68,67	2,75	65,92	13,09	34,47	47,56
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	10,86	10,86	0,22	10,64	0,58	8,87	9,45
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	1,14	1,14	0,03	1,11	0,01	0,62	0,63
Итого по		МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	12,00	12,00	0,25	11,75	0,59	9,49	10,08
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	513,00	508,90	21,90	487,00	27,30	437,33	466,97
18	Винзавод, Печорская, 64		12,60	11,69	0,43	11,26	0,00	7,17	7,20
19	Орбита, Печорская 34		40,60	36,61	0,61	36,00	1,93	32,08	34,04
20	Кутузова, 19		4,50	3,31	0,31	3,00	0,50	4,05	4,57
21	Племстанция		1,80	1,18	0,06	1,12	0,13	0,59	0,73
22	Госопытная		12,60	8,62	0,22	8,40	0,63	4,24	4,90
23	Больничный Городок		26,10	24,59	0,29	24,30	1,13	17,09	18,26
24	Оранжерея		19,50	14,74	0,24	14,50	1,10	6,29	7,53
25	Рыбцех		1,30	1,01	0,09	0,92	0,19	0,87	1,05
26	Нижний Чов		1,50	0,50	0,01	0,49	0,12	0,49	0,61
27	Верхний Чов		8,50	7,78	0,18	7,60	1,14	6,23	7,59
28	Кочпон		12,60	13,97	0,37	13,60	2,70	8,12	10,86
29	Тубдиспансер		0,65	0,65	0,08	0,57	0,00	0,12	0,12
30	РММТ		7,45	7,23	0,83	6,40	0,92	3,39	4,38
31	ФАН		2,00	1,41	0,11	1,30	0,15	1,10	1,25
32	Школьная, 6А		10,75	10,61	0,11	10,50	1,58	8,45	10,12
33	Серова		8,00	7,90	0,30	7,60	1,40	6,93	8,42
	Итого по	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	683,45	660,70	26,14	634,56	40,91	544,54	588,60
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	111,00	111,00	4,44	106,56	3,51	70,18	73,69
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	120,00	110,00	0,60	109,40	3,67	73,40	77,07
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"	1875,12	1842,37	35,17	1807,19	70,31	856,95	930,42

6.2. Резервы и дефициты тепловой мощности нетто

Анализ сведений о существующих резервах и дефицитах тепловой мощности "нетто" свидетельствует о следующем:

- суммарная установленная тепловая мощность источников тепловой энергии МО ГО "Сыктывкар" составляет 1875,12 Гкал/ч;

- суммарная присоединённая нагрузка потребителей, снабжаемых тепловой энергией от источников теплоснабжения, расположенных в административных границах МО ГО "Сыктывкар", по состоянию на момент подписания муниципального контракта составляет 856,95 Гкал/ч;

- основная часть нагрузок потребителей приходится на ведомственные котельные, находящиеся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

Анализ полученных данных свидетельствует о том, что величина установленной тепловой мощности "нетто" источников тепловой энергии превышает присоединенные тепловые нагрузки потребителей на 876,77 Гкал/ч. Таким образом, по состоянию на момент подписания муниципального контракта, резерв тепловой мощности нетто составляет 48,5%, при этом основная доля свободных резервных тепловых мощностей приходится на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

Рисунок 26 - Структура резервов тепловой мощности теплоснабжающих организаций на территории МО ГО "Сыктывкар"

Резервы и дефициты тепловой мощности источников централизованного теплоснабжения представлены в таблице 58.

Сопоставление мощностей источников тепловой энергии "нетто" и подключенных нагрузок позволяет сделать ряд выводов:

1) Для большинства источников тепловой энергии характерны резервы тепловой мощности "нетто";

2) Дефициты тепловой мощности наблюдаются лишь на котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

3) Дефицит тепловой мощности на котельной, расположенной по адресу ул. Кутузова, 19, вызван тем, что ранее было осуществлено подключение потребителей, расположенных в районе Заречный, к тепловым сетям от данной котельной; в настоящее время дефицит тепловой мощности компенсируется тепловой энергией от ЦВК;

4) Причиной дефицита тепловой мощности на котельной, расположенной на улице Серова, является реконструкция котельной ЛДК с преобразованием её в НСП и переключение потребителей от данной котельной к котельной по ул. Серова;

5) Причиной наличия дефицита тепловой энергии на котельной Нижний Чов является значительный износ теплогенерирующего оборудования и его работа на неэффективном, твердом топливе;

6) Основной причиной наличия дефицита тепловой мощности "нетто" на котельной Рыбцех является высокий уровень потерь в тепловых сетях;

В таблице 59 и на рисунках 27, 28 представлено сопоставление тепловой мощности "нетто" источников тепловой энергии на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми и подключенной нагрузки в ближайшей перспективе с учетов выданных тех. условий на подключение к тепловым сетям. Из анализа резервов и дефицитов тепловой мощности источников тепловой энергии на ближайшую перспективу следуют выводы:

1) При реализации всех тех. условий на некоторых котельных возникнет дефицит тепловой мощности;

2) С учетом возможных дефицитов тепловой мощности необходимо для теплоснабжения потребителей тепловой энергии предусматривать индивидуальные источники тепловой энергии.

Таблица 58 - Резервы тепловой мощности на источниках тепловой энергии

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая мощность, Гкал/ч	Нагрузка на собственные и хоз. нужды, Гкал/ч	Мощность источника тепловой энергии "нетто", Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Суммарная договорная присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Суммарная тепловая нагрузка с учетом потерь, Гкал/ч	Резерв (+)/дефицит тепловой мощности "нетто", Гкал/ч	Резерв (+)/дефицит тепловой мощности "нетто", %
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	880,00	880,00	1,00	879,00	8,54	123,70	132,24	746,76	85,0%
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	2,85	2,85	0,11	2,74	0,47	1,08	1,55	1,18	43,2%
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	17,00	17,00	0,68	16,32	3,19	11,66	14,85	1,47	9,0%
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	20,40	20,40	0,82	19,58	4,56	7,67	12,23	7,35	37,5%
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	2,00	2,00	0,08	1,92	0,29	1,10	1,39	0,53	27,8%
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	4,50	4,50	0,18	4,32	0,00	2,23	2,23	2,09	48,4%
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	2,30	2,30	0,09	2,21	0,73	0,35	1,08	1,13	51,0%
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	2,10	2,10	0,08	2,02	0,40	1,42	1,81	0,21	10,2%
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	2,20	2,20	0,09	2,11	0,72	0,91	1,63	0,48	22,6%
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	3,92	3,92	0,16	3,76	0,66	2,39	3,06	0,71	18,8%
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	5,80	5,80	0,23	5,57	1,25	2,43	3,68	1,88	33,8%
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	0,90	0,90	0,04	0,86	0,31	0,53	0,84	0,02	2,4%
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	2,30	2,30	0,09	2,21	0,33	1,74	2,08	0,13	6,0%
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	2,40	2,40	0,10	2,30	0,18	0,95	1,12	1,18	51,3%
Итого по		МУП "Жилкомуслуга"	68,67	68,67	2,75	65,92	13,09	34,47	47,56	18,37	27,9%
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	10,86	10,86	0,22	10,64	0,58	8,87	9,45	1,19	11,2%
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	1,14	1,14	0,03	1,11	0,01	0,62	0,63	0,48	43,6%
Итого по		МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	12,00	12,00	0,25	11,75	0,59	9,49	10,08	1,67	14,2%
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	513,00	508,90	21,90	487,00	27,30	437,33	466,97	20,03	4,1%
18	Винзавод, Печорская, 64		12,60	11,69	0,43	11,26	0,00	7,17	7,20	4,06	36,0%
19	Орбита, Печорская 34		40,60	36,61	0,61	36,00	1,93	32,08	34,04	1,96	5,4%
20	Кутузова, 19		4,50	3,31	0,31	3,00	0,50	4,05	4,57	-1,57	-52,5%
21	Племстанция		1,80	1,18	0,06	1,12	0,13	0,59	0,73	0,39	35,0%
22	Госопытная		12,60	8,62	0,22	8,40	0,63	4,24	4,90	3,50	41,7%
23	Больничный Городок		26,10	24,59	0,29	24,30	1,13	17,09	18,26	6,04	24,9%
24	Оранжерея		19,50	14,74	0,24	14,50	1,10	6,29	7,53	6,97	48,1%
25	Рыбцех		1,30	1,01	0,09	0,92	0,19	0,87	1,05	-0,13	-14,2%
26	Нижний Чов		1,50	0,50	0,01	0,49	0,12	0,49	0,61	-0,12	-23,6%
27	Верхний Чов		8,50	7,78	0,18	7,60	1,14	6,23	7,59	0,01	0,2%
28	Кочпон		12,60	13,97	0,37	13,60	2,70	8,12	10,86	2,74	20,2%
29	Тубдиспансер		0,65	0,65	0,08	0,57	0,00	0,12	0,12	0,45	78,9%
30	РММТ		7,45	7,23	0,83	6,40	0,92	3,39	4,38	2,02	31,5%
31	ФАН		2,00	1,41	0,11	1,30	0,15	1,10	1,25	0,05	3,6%
32	Школьная, 6А		10,75	10,61	0,11	10,50	1,58	8,45	10,12	0,38	3,6%
33	Серова		8,00	7,90	0,30	7,60	1,40	6,93	8,42	-0,82	-10,8%
Итого по		СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	683,45	660,70	26,14	634,56	40,91	544,54	588,60	45,96	7,2%
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	111,00	111,00	4,44	106,56	3,51	70,18	73,69	32,87	30,8%
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	120,00	110,00	0,60	109,40	3,67	73,40	77,07	32,33	29,6%
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"	1875,12	1842,37	35,17	1807,19	70,31	856,95	930,42	876,77	48,5%

Таблица 59 - Сопоставление технических условий на подключение к тепловым сетям СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми и существующих резервов тепловой мощности

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Мощность источника тепловой энергии "нетто", Гкал/ч	Суммарная тепловая нагрузка с учетом потерь, Гкал/ч	Резерв (+)/дефицит тепловой мощности "нетто", Гкал/ч	Резерв (+)/дефицит тепловой мощности "нетто", %	Прирост тепловой нагрузки согласно тех. условиям на подключение к тепловым сетям, Гкал/ч
1	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	487,00	466,97	20,03	4,1%	47,50
2	Винзавод, Печорская, 64		11,26	7,20	4,06	36,0%	0,00
3	Орбита, Печорская 34		36,00	34,04	1,96	5,4%	1,70
4	Кутузова, 19		3,00	4,57	-1,57	-52,5%	0,00
5	Племстанция		1,12	0,73	0,39	35,0%	0,00
6	Госопытная		8,40	4,90	3,50	41,7%	1,28
7	Больничный Городок		24,30	18,26	6,04	24,9%	9,15
8	Оранжерея		14,50	7,53	6,97	48,1%	0,00
9	Рыбцех		0,92	1,05	-0,13	-14,2%	0,09
10	Нижний Чов		0,49	0,61	-0,12	-23,6%	0,00
11	Верхний Чов		7,60	7,59	0,01	0,2%	0,09
12	Кочпон		13,60	10,86	2,74	20,2%	0,15
13	Тубдиспансер		0,57	0,12	0,45	78,9%	0,00
14	РММТ		6,40	4,38	2,02	31,5%	0,00
15	ФАН		1,30	1,25	0,05	3,6%	0,00
16	Школьная, 6А		10,50	10,12	0,38	3,6%	1,66
17	Серова		7,60	8,42	-0,82	-10,8%	1,07
Итого по		СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	634,56	588,60	45,96	7,2%	62,69

Рисунок 27 - Резервы тепловой мощности на самом крупном источнике тепловой энергии г. Сыктывкара - ЦВК (балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми)

Рисунок 28 - Резервы тепловой мощности остальных источников тепловой энергии, находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, с учетом выданных тех. условий на подключение к тепловым сетям

6.3. Гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя и характеризующие существующие возможности передачи тепловой энергии от источника к потребителю

Существующие источники тепловой энергии, а также комплекс насосных станций и ЦТП, установленный на тепловых сетях централизованного теплоснабжения, в целом позволяет выдерживать нормативные режимы теплоснабжения потребителей, что подтверждается пьезометрическими графиками, построенными в электронной модели существующей системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар".

7. Балансы теплоносителя

Характеристики водоподготовительных устройств, используемых на источниках централизованного теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар", представлены в разделе 2. Следует отметить, что на большинстве котельных установлены установки ХВП. Все котельные, имеющие установки ХВП, имеют резервы производительности. Наибольший расход теплоносителя в максимальных режимах наблюдается на котельных, имеющих открытые схемы теплоснабжения.

В существующих системах применяются преимущественно установки Na-катионирования. Сводные характеристики ВПУ всех источников тепловой энергии, расположенных в административных границах МО ГО "Сыктывкар", представлены в таблице 5.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "Таблица 60"

Таблица 60 - Сводные характеристики ВПУ источников централизованного теплоснабжения на территории МО ГО "Сыктывкар"

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Способ водоподготовки	Установленная производительность, /ч	Нагрузка на ХВО, /ч	Резерв мощности
						/ч	%
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	Декарбонизация, деаэрация, ощелачивание, ингибирование	1200,00	450,00	750,00	62,5%
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	20,00	2,23	17,77	88,8%
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование, механическая фильтрация, деаэрация	20,00	3,77	16,23	81,2%
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование, механическая фильтрация	130,00	8,75	121,25	93,3%
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	20,00	1,77	18,23	91,1%
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	20,00	0,57	19,43	97,2%
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	7,00	0,08	6,92	98,8%
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	-	-	-	-	-
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	20,00	1,38	18,62	93,1%
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	10,00	0,33	9,67	96,7%
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	7,00	0,83	6,17	88,2%
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	-	-	-	-	-
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	Na-катионирование	7,00	0,28	6,72	96,0%
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	-	-	-	-	-
Итого по		МУП "Жилкомуслуга"		261,00	19,98	241,02	92,3%
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	Обезжелезивание, умягчение, ввод реагента	3,00	0,48	2,52	83,9%
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"		2,00	0,01	1,99	99,7%
Итого по		МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"		5,00	0,49	4,51	90,2%
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	Na-катионирование	1466,00	945,00	521,00	35,5%
18	Винзавод, Печорская, 64		-	-	-	-	-
19	Орбита, Печорская 34		Na-катионирование	1,60	0,77	0,83	51,8%
20	Кутузова, 19		Na-катионирование	0,20	0,20	0,00	-0,4%
21	Племстанция		Водопроводная	0,08	0,05	0,03	33,5%
22	Госопытная		Na-катионирование	0,60	0,25	0,35	58,1%
23	Больничный Городок		Na-катионирование	1,60	0,45	1,15	71,7%
24	Оранжерея		Na-катионирование	0,90	0,44	0,46	51,1%
25	Рыбцех		С реагентом СК-110	0,10	0,07	0,03	26,0%
26	Нижний Чов		Водопроводная	0,05	0,05	0,00	6,4%
27	Верхний Чов		Na-катионирование	0,80	0,45	0,35	43,2%
28	Кочпон		Na-катионирование	2,60	1,08	1,52	58,5%
29	Тубдиспансер		-	-	-	-	-
30	РММТ		Na-катионирование	0,50	0,37	0,13	26,3%
31	ФАН		С реагентом СК-110	0,10	0,06	0,04	40,4%
32	Школьная, 6А		Na-катионирование	2,00	0,63	1,37	68,5%
33	Серова		Na-катионирование	0,90	0,56	0,34	37,7%
Итого по		СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми		1478,03	950,44	527,59	35,7%
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	Деаэрация, коагуляция, фильтрация, умягчение	80,00	10,03	69,97	87,5%
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	Механическая очистка, умягчение, обезжелезивание, деаэрация	25,00	3,72	21,28	85,1%
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"		3049,03	1434,66	1614,37	52,9%

8. Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом

8.1. Описание видов и количества используемого основного топлива

Теплоснабжающие организации на территории МО ГО "Сыктывкар" используют в основном природный газ. Кроме того, в качестве основного и вспомогательного видов топлива теплоснабжающие организации используют следующие виды топлива:

- мазут;

- уголь;

- дрова;

- черный щелок (только на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК");

- древесные корьевые отходы (только на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК").

Газоснабжение источников тепловой энергии, расположенных в административных границах МО ГО "Сыктывкар", осуществляется от трех станций ГРС Эжва, ГРС Сыктывкар, ГРС Верхний Чов. Газоснабжение объектов г. Сыктывкара осуществляется на базе природного газа месторождения Тюмень - Вуктыл по газопроводу Микунь - Сыктывкар. Общая протяжённость газопровода - 90 км (D700 мм - 28 км, D500 мм - 62 м), рабочее давление - 5,4 МПа (проектное - 7,5 МПа). Газопровод Микунь - Сыктывкар подключен к системе газопроводов Ухта - Торжок.

Физико-химические показатели природного газа, используемого для производства тепловой энергии на территории МО ГО "Сыктывкар":

- 97,64%;

- 0,1%;

- 0,01%;

- 0,3%;

- отсутствует;

+ редкие газы - 1,95%;

Плотность - 0,6854 кг/ (при нормальных условиях);

Теплота сгорания (низшая) - 33700 кДж/.

Поставку природного газа осуществляет ООО "Газпром трансгаз Ухта".

Виды топлива, приметаемые для производства тепловой энергии на источниках тепловой энергии МО ГО "Сыктывкар", представлены в таблице 61.

Таблица 61 - Виды топлива, применяемые для производства тепловой энергии источниками на территории МО ГО "Сыктывкар"

Теплоснабжающая организация	Основное топливо	Резервное топливо	Технологическое топливо
ОАО "Монди СЛПК"	природный газ	мазут	черный щелок, древесные корьевые отходы
СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	природный газ	мазут, уголь	-
МУП "Жилкомуслуга"	природный газ	мазут, уголь	-
МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"	природный газ	дизельное топливо	-
ОАО "Комитекс"	природный газ	мазут	-
ООО "Пригородный"	природный газ	-	-

Для производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, тепловой энергии на муниципальных и ведомственных котельных, в основном, используется природный газ. В качестве растопочного топлива на ТЭЦ используется топочный мазут.

Данные о потреблении различных видов топлива на производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и потреблении топлива на производство тепловой энергии на муниципальных и ведомственных котельных за 2010 - 2012 гг., представлены в таблице 62 и на рисунке 29. Доля основного топлива (природный газ) составляет более 75% от общего потребления. Значительная доля условного топлива относится к технологическим видам топлива, необходимым для целлюлозно-бумажной промышленности, а именно для ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", основным видом деятельности которой является производство бумаги.

Доля общего потребления мазута и угля в структуре общего потребления топлива очень мала (около 0,7%). Несмотря на это, при наличии технических возможностей следует переводить малоэффективные угольные и мазутные котельные на сжигание природного газа.

Таблица 62 - Потребление топлива теплоснабжающими организациями за 2010-2012 гг.

Показатель	Единица измерения	2010	2011	2012
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
Затрачено условного топлива, в т.ч.	Тыс.	1692,7	1697,7	1514,6
природный газ	Тыс.	1179,8	1169,9	1095,4
мазут	Тыс.	5,1	2,4	3,1
черный щелок	Тыс.	430,9	442,7	338,2
корьевые древесные отходы	Тыс.	76,9	82,6	77,9
Затрачено топлива, в т.ч.
природный газ	млн.	1032,6	1023,2	956,7
мазут	тыс.т	3,7	1,7	2,2
черный щелок	тыс.т	1488,7	1484,7	1149,2
корьевые древесные отходы	тыс.т	461,0	433,2	437,9
СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми
Затрачено условного топлива, в т.ч.	Тыс.	277,7	257,9	259,3
природный газ	Тыс.	276,1	256,5	257,9
мазут	Тыс.	1,0	0,9	0,9
уголь	Тыс.	0,6	0,5	0,5
Затрачено топлива, в т.ч.
природный газ	млн.	241,8	224,5	225,3
мазут	тыс.т	0,7	0,6	0,6
уголь	тыс.т	0,7	0,7	0,6
МУП "Жилкомуслуга"
Затрачено условного топлива, в т.ч.	Тыс.	21,1	20,1	20,6
природный газ	Тыс.	13,4	12,8	13,3
мазут	Тыс.	6,7	6,4	6,3
уголь	Тыс.	1,0	1,0	1,0
Затрачено топлива, в т.ч.
природный газ	млн.	11,7	11,2	11,7
мазут	тыс.т	4,9	4,7	4,6
уголь	тыс.т	1,6	1,5	1,5
МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"
Затрачено условного топлива, в т.ч.	Тыс.	4,6	4,4	4,6
природный газ	Тыс.	4,6	4,4	4,6
Затрачено топлива, в т.ч.
природный газ	млн.	4,0	3,8	4,0
ОАО "Комитекс"
Затрачено условного топлива, в т.ч.	Тыс.	30,0	25,4	22,4
природный газ	Тыс.	30,0	25,4	22,4
Затрачено топлива, в т.ч.
природный газ	млн.	26,1	22,1	19,5
ООО "Пригородный"
Затрачено условного топлива, в т.ч.	Тыс.	30,0	25,4	22,4
природный газ	Тыс.	30,0	25,4	22,4
Затрачено топлива, в т.ч.
природный газ	млн.	26,1	22,1	19,5
Итого затрачено, в т.ч.	Тыс.	2056,1	2030,9	1843,9
природный газ	Тыс.	1533,9	1494,4	1416,1
мазут	Тыс.	12,9	9,7	10,3
уголь	Тыс.	1,6	1,5	1,4
черный щелок	Тыс.	430,9	442,7	338,2
корьевые древесные отходы	Тыс.	76,9	82,6	77,9
Итого затрачено, в т.ч.
природный газ	млн.	1342,3	1306,8	1236,6
мазут	тыс.т	9,3	7,0	7,5
уголь	тыс.т	2,4	2,2	2,1
черный щелок	тыс.т	1488,7	1484,7	1149,2
корьевые древесные отходы	тыс.т	461,0	433,2	437,9

Рисунок 29 - Суммарное потребление топлива теплоснабжающими организациями на территории МО ГО "Сыктывкар"

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

В качестве резервного топлива на крупнейших источниках (ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и ЦВК СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми) используется мазут.

На локальных газифицированных котельных резервное топливо преимущественно отсутствует.

Поставка топочного мазута на источники, использующие жидкое топливо в качестве резервного, осуществляется по договорам поставки. Объемы запасов жидкого топлива выдерживаются в соответствии с порядком создания и использования тепловыми электростанциями и котельными запасов топлива.

В 2013 г. Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с п. 4.5.3. Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Правительством Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400, пунктом 22 основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109, а также пунктом 5 Административного регламента Министерства энергетики Российской Федерации по исполнению государственной функции по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электрических станциях и котельных, утвержденного приказом Минэнерго России от 6 мая 2009 г. N 136, утверждены нормативы создания запасов топлива на теплоэлектроцентрали и котельных, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар".

Сведения о нормативах запаса топлива доступны на интернет-сайте Службы Республики Коми по тарифам: www.komirec.ru.

8.3. Описание особенностей характеристик топлив в зависимости от мест поставки

Основные характеристики топлива, применяемого для производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и тепловой энергии на муниципальных и ведомственных котельных, представлены в таблице 63.

Таблица 63 - Основные характеристики видов применяемых топлив

Вид топлива	Расчетная теплота сгорания, ккал/кг (ккал/тыс.)	Влажность, %
Природный газ	8015	-
Топочный мазут	9830	0,8
Уголь каменный	5496	6
Черный щелок	2060	-
Корьевые древесные отходы	1245	-

9. Надежность теплоснабжения

9.1. Описание показателей надежности

Расчет показателей надежности системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" основывается на Методических указаниях по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения.

Настоящие Методические указания по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения, разработаны в соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 8 августа 2012 г. N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 34, ст. 4734).

Методические указания содержат методики расчета показателей надежности систем теплоснабжения поселений, городских округов, в документе приведены практические рекомендации по классификации систем теплоснабжения поселений, городских округов по условиям обеспечения надежности на:

- высоконадежные;

- надежные;

- малонадежные;

- ненадежные.

Методические указания предназначены для использования инженерно-техническими работниками теплоэнергетических предприятий, персоналом органов государственного энергетического надзора и органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации при проведении оценки надежности систем теплоснабжения поселений, городских округов.

Надежность системы теплоснабжения должна обеспечивать бесперебойное снабжение потребителей тепловой энергией в течение заданного периода, недопущение опасных для людей и окружающей среды ситуаций.

Показатели надежности системы теплоснабжения подразделяются на:

- показатели, характеризующие надежность электроснабжения источников тепловой энергии;

- показатели, характеризующие надежность водоснабжения источников тепловой энергии;

- показатели, характеризующие надежность топливоснабжения источников тепловой энергии;

- показатели, характеризующие соответствие тепловой мощности источников тепловой энергии и пропускной способности тепловых сетей расчетным тепловым нагрузкам потребителей;

- показатели, характеризующие уровень резервирования источников тепловой энергии и элементов тепловой сети;

- показатели, характеризующие уровень технического состояния тепловых сетей;

- показатели, характеризующие интенсивность отказов тепловых сетей;

- показатели, характеризующие аварийный недоотпуск тепловой энергии потребителям;

- показатели, характеризующие количество жалоб потребителей тепловой энергии на нарушение качества теплоснабжения.

Надежность теплоснабжения обеспечивается надежной работой всех элементов системы теплоснабжения, а также внешних, по отношению к системе теплоснабжения, систем электро-, водо-, топливоснабжения источников тепловой энергии.

Интегральными показателями оценки надежности теплоснабжения в целом являются такие эмпирические показатели как интенсивность отказов [] и относительный аварийный недоотпуск тепловой энергии , где - аварийный недоотпуск тепловой энергии за год [Гкал], - расчетный отпуск тепловой энергии системой теплоснабжения за год [Гкал]. Динамика изменения данных показателей указывает на прогресс или деградацию надежности каждой конкретной системы теплоснабжения. Однако они не могут быть применены в качестве универсальных системных показателей, поскольку не содержат элементов сопоставимости систем теплоснабжения.

Для оценки надежности систем теплоснабжения необходимо использовать показатели надежности структурных элементов системы теплоснабжения и внешних систем электро-, водо-, топливоснабжения источников тепловой энергии.

Ниже приведена оценка показателей надежности для следующих систем теплоснабжения:

1. система теплоснабжения от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК";

2. обобщенная система теплоснабжения от муниципальных котельных в эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга" и МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар";

3. обобщенная система теплоснабжения от ведомственных котельных СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, ОАО "Комитекс", ООО "Пригородный".

9.1.1. Система теплоснабжения от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания:

- при наличии резервного электроснабжения = 1,0;

- при отсутствии резервного электроснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 0,8;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,6.

ТЭЦ относятся к высоконадежным объектам по производству электрической энергии, имеющим резервное электроснабжение, поэтому для рассматриваемой системы теплоснабжения показатель электроснабжения источников тепловой энергии = 1,0.

Показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения:

- при наличии резервного водоснабжения = 1,0;

- при отсутствии резервного водоснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 0,8;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,6.

Для ТЭЦ принимается значение показателя надежности водоснабжения источников тепловой энергии = 1,0.

Показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения:

- при наличии резервного топлива = 1,0;

- при отсутствии резервного топлива при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 1,0;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,5.

ТЭЦ имеет резервные виды топлива, следовательно, показатель надежности топливоснабжения источника тепловой энергии = 1,0.

Показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей ()

Величина этого показателя определяется размером дефицита (%):

- до 10 - = 1,0;

- 10-20 - = 0,8;

- 20 - 30 - - 0,6;

- свыше 30 - = 0,3.

На существующих источниках тепловой энергии имеются резервы располагаемой мощности "нетто". Расчеты, выполненные на электронной модели существующей системы теплоснабжения Эжвинского района от источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, позволяют сделать вывод о наличии резерва пропускной способности существующих тепломагистралей. Следовательно, показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей = 1,0.

Показатель уровня резервирования источников тепловой энергии () и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию:

- 90 - 100 - = 1,0;

- 70 - 90 - = 0,7;

- 50 - 70 - = 0,5;

- 30 - 50 - = 0,3;

- менее 30 - = 0,2.

Процент резервируемой тепловой нагрузки оценивается на уровне 30-50%, следовательно, показатель уровня резервирования источников тепловой энергии = 0,3.

Показатель технического состояния тепловых сетей (), характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов:

- до 10 - = 1,0;

- 10 - 20 - = 0,8;

- 20 - 30 - = 0,6;

- свыше 30 - = 0,5.

На основании предоставленной теплоснабжающими организациями информации следует вывод, что фактический период эксплуатации наибольшей части тепловых сетей превышает нормативный срок эксплуатации. Процент ветхих сетей, подлежащих замене, значителен и находится на уровне более 30%, следовательно, показатель технического состояния тепловых сетей = 0,5.

Показатель интенсивности отказов тепловых сетей (), характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года:

,

где - количество отказов за последние три года;

S - протяженность тепловой сети данной системы теплоснабжения [км].

В зависимости от интенсивности отказов () определяется показатель надежности ()

- до 0,5 - = 1,0;

- 0,5 - 0,8 - = 0,8;

- 0,8 - 1,2 - = 0,6;

- свыше 1,2 - = 0,5.

Информация об отказах системы теплоснабжения отсутствует, следовательно, данный показатель не учитывается.

Показатель относительного недоотпуска тепловой энергии ( ) в результате аварий и инцидентов определяется по формуле:

где - аварийный недоотпуск тепловой энергии потребителям за последние 3 года;

- фактический отпуск тепловой энергии системой теплоснабжения за последние три года.

В зависимости от величины недоотпуска тепла () определяется показатель надежности ()

- до 0,1 - = 1,0;

-0,1 - 0,3 - = 0,8;

- 0,3 - 0,5 - = 0,6;

- свыше 0,5 - = 0,5.

Аварийный отпуск определен приближенно, на основании информации о потерях тепловой энергии в тепловых сетях за последние три года. Относительный недоотпуск тепловой энергии в результате инцидентов и аварий равен:

,

Следовательно, показатель относительного недоотпуска тепловой энергии = 0,6.

Показатель качества теплоснабжения (), характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения.

где - количество зданий, снабжающихся теплом от системы теплоснабжения;

- количество зданий, по которым поступили жалобы на работу системы теплоснабжения.

В зависимости от рассчитанного коэффициента (Ж) определяется показатель надежности ()

- до 0,2 - = 1,0;

- 0,2 - 0,5 - = 0,8;

- 0,5 - 0,8 - = 0,6;

- свыше 0,8 - = 0,4.

Информация о количестве жалоб потребителей отсутствует, следовательно, данный показатель не учитывается.

Показатель надежности конкретной системы теплоснабжения () определяется как средний по частным показателям , , , , и :

,

где n - число показателей, учтенных в числителе. Таким образом, применительно к рассмотренным показателям общий показатель надежности рассматриваемой системы теплоснабжения

.

Оценка надежности систем теплоснабжения

В зависимости от полученных показателей надежности системы теплоснабжения с точки зрения надежности могут быть оценены как:

- высоконадежные - более 0,9;

- надежные - 0,75 - 0,89;

- малонадежные - 0,5 - 0,74;

- ненадежные - менее 0,5.

На основании рассчитанного показателя надежности конкретной системы теплоснабжения следует вывод о том, что рассматриваемая система теплоснабжения от ТЭЦ относится к категории надежных систем теплоснабжения.

9.1.2. Система теплоснабжения от муниципальных котельных МУП "Жилкомуслуга" и МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"

Показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии (К,) характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания:

- при наличии резервного электроснабжения = 1,0;

- при отсутствии резервного электроснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 0,8;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,6.

В связи с наличием резервного электропитания на большинстве котельных показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии = 1,0.

Показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения:

при наличии резервного водоснабжения = 1,0;

при отсутствии резервного водоснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 0,8;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,6.

Для большинства котельных характерно наличие резервного водоснабжения, следовательно, показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии = 1,0.

Показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения:

- при наличии резервного топлива = 1,0;

- при отсутствии резервного топлива при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 1,0;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,5.

У значительного количества котельных отсутствует резервный вид топлива, при этом установленная мощность источников тепловой энергии находится в диапазоне 5-20 Гкал/ч, следовательно, показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии = 0,7.

Показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей ()

Величина этого показателя определяется размером дефицита (%):

- до 10 - = 1,0;

- 10 - 20 - = 0,8;

- 20 - 30 - - 0,6;

- свыше 30 - = 0,3.

На большинстве котельных имеются резервы располагаемой мощности "нетто". Расчеты, выполненные на электронной модели существующей системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" от муниципальных котельных, позволяют сделать вывод об отсутствии дефицита пропускной способности наибольшей части тепловых сетей. Следовательно, показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей = 1,0.

Показатель уровня резервирования источников тепловой энергии () и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию:

- 90 - 100 - = 1,0;

- 70 - 90 - = 0,7;

- 50 - 70 - = 0,5;

- 30 - 50 - = 0,3;

- менее 30 - = 0,2.

Котельные, как правило, локализованы, равномерно разнесены по территории МО ГО "Сыктывкар" и отдалены друг от друга. Степень резервирования тепловых сетей находится на минимальном уровне (менее 30%), следовательно, показатель уровня резервирования источников тепловой энергии = 0,2.

Показатель технического состояния тепловых сетей (), характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов:

- до 10 - = 1,0;

- 10 - 20 - = 0,8;

- 20 - 30 - = 0,6;

- свыше 30 - = 0,5.

На основании информации, предоставленной муниципальными организациями, следует вывод, что фактический период эксплуатации наибольшей части тепловых сетей превышает нормативный срок эксплуатации. Процент ветхих сетей, подлежащих замене, значителен и находится на уровне 70-80%, следовательно, показатель технического состояния тепловых сетей = 0,5.

Показатель интенсивности отказов тепловых сетей (), характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года:

,

где - количество отказов за последние три года;

S - протяженность тепловой сети данной системы теплоснабжения [км].

В зависимости от интенсивности отказов () определяется показатель надежности ()

- до 0,5 - = 1,0;

- 0,5 - 0,8 - = 0,8;

- 0,8- 1,2 - = 0,6;

- свыше 1,2 - = 0,5.

Информация об отказах системы теплоснабжения отсутствует, следовательно, данный показатель относительного недоотпуска тепловой энергии () в результате аварий и инцидентов определяется по формуле:

где - аварийный недоотпуск тепловой энергии потребителям за последние 3 года;

- фактический отпуск тепловой энергии системой теплоснабжения за последние три года.

В зависимости от величины недоотпуска тепла () определяется показатель надежности ()

- до 0,1 - = 1,0;

- 0,1 - 0,3 - = 0,8;

- 0,3 - 0,5 - = 0,6;

- свыше 0,5 - = 0,5.

Аварийный отпуск определен приближенно, на основании информации о потерях тепловой энергии в тепловых сетях за последний год. Относительный недоотпуск тепловой энергии в результате инцидентов и аварий равен:

,

Следовательно, показатель относительного недоотпуска тепловой энергии = 0,5.

Показатель качества теплоснабжения (), характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения.

где - количество зданий, снабжающихся теплом от системы теплоснабжения;

- количество зданий, по которым поступили жалобы на работу системы теплоснабжения.

В зависимости от рассчитанного коэффициента (Ж) определяется показатель надежности ()

- до 0,2 - = 1,0;

- 0,2 - 0,5 - = 0,8;

- 0,5 - 0,8 - = 0,6;

- свыше 0,8 - = 0,4.

Информация о количестве жалоб потребителей отсутствует, следовательно, данный показатель не учитывается.

Показатель надежности конкретной системы теплоснабжения () определяется как средний по частным показателям , , , , и :

,

где n - число показателей, учтенных в числителе. Таким образом, применительно к рассмотренным показателям общий показатель надежности рассматриваемой системы теплоснабжения

.

Оценка надежности систем теплоснабжения

В зависимости от полученных показателей надежности системы теплоснабжения с точки зрения надежности могут быть оценены как:

- высоконадежные - более 0,9;

- надежные - 0,75 - 0,89;

- малонадежные - 0,5 - 0,74;

- ненадежные - менее 0,5.

На основании рассчитанного показателя надежности конкретной системы теплоснабжения следует вывод о том, что обобщенная система теплоснабжения от муниципальных котельных относится к категории малонадежных систем теплоснабжения.

9.1.3. Система теплоснабжения от ведомственных котельных (СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, ОАО "Комитекс", ООО "Пригородный")

Показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания:

- при наличии резервного электроснабжения = 1,0;

- при отсутствии резервного электроснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 0,8;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,6.

В связи с наличием резервного электропитания на большинстве ведомственных котельных показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии = 1,0.

Показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения:

- при наличии резервного водоснабжения = 1,0;

- при отсутствии резервного водоснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 0,8;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,6.

Для большинства ведомственных котельных характерно наличие резервного водоснабжения, следовательно, показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии = 1,0.

Показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии () характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения:

- при наличии резервного топлива = 1,0;

- при отсутствии резервного топлива при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):

- до 5,0 - = 1,0;

- 5,0 - 20 - = 0,7;

- свыше 20 - = 0,5.

У значительного количества ведомственных котельных отсутствует резервный вид топлива, при этом установленная мощность источников тепловой энергии находится в диапазоне 5-20 Гкал/ч. Однако наибольшую долю тепловых нагрузок покрывает ЦВК, имеющая резервный вид топлива, следовательно, необходимо использовать усредненный показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии = (1,0 + 0,7 ) / 2 = 0,85.

Показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей ()

Величина этого показателя определяется размером дефицита (%):

- до 10 - = 1,0;

- 10 - 20 - = 0,8;

- 20 - 30 - - 0,6;

- свыше 30 - = 0,3.

На большинстве котельных имеются резервы располагаемой мощности "нетто". Расчеты, выполненные на электронной модели существующей системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" от ведомственных котельных, позволяют сделать вывод об отсутствии дефицита пропускной способности (или наличии незначительного дефицита) наибольшей части тепловых сетей. Следовательно, показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей = 1,0.

Показатель уровня резервирования источников тепловой энергии () и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию:

- 90 - 100 - = 1,0;

- 70 - 90 - = 0,7;

- 50 - 70 - = 0,5;

- 30 - 50 - = 0,3;

- менее 30 - = 0,2.

Часть ведомственных котельных находится на отдалении от остальных котельных. Тепловые сети от этой части котельных не резервированы. Однако имеется также часть тепловых сетей от ряда котельных, объединенных с теплопроводами от ЦВК. Таким образом, степень резервирования тепловых сетей находится на среднем уровне (50-70%), следовательно, показатель уровня резервирования источников тепловой энергии = 0,5.

Показатель технического состояния тепловых сетей (), характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов:

- до 10 - = 1,0;

- 10 - 20 - = 0,8;

- 20 - 30 - = 0,6;

- свыше 30 - = 0,5.

На основании информации, предоставленной ведомственными организациями, следует вывод, что фактический период эксплуатации наибольшей части тепловых сетей превышает нормативный срок эксплуатации. Процент ветхих сетей, подлежащих замене, значителен и находится на уровне 50-60%, следовательно, показатель технического состояния тепловых сетей = 0,5.

Показатель интенсивности отказов тепловых сетей (), характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года:

,

где - количество отказов за последние три года;

S - протяженность тепловой сети данной системы теплоснабжения [км].

В зависимости от интенсивности отказов () определяется показатель надежности ()

- до 0,5 - = 1,0;

- 0,5 - 0,8 - = 0,8;

- 0,8- 1,2 - = 0,6;

- свыше 1,2 - = 0,5.

Информация об отказах системы теплоснабжения отсутствует, следовательно, данный показатель относительного недоотпуска тепловой энергии () в результате аварий и инцидентов определяется по формуле:

где - аварийный недоотпуск тепловой энергии потребителям за последние 3 года;

- фактический отпуск тепловой энергии системой теплоснабжения за последние три года.

В зависимости от величины недоотпуска тепла () определяется показатель надежности ()

- до 0,1 - = 1,0;

- 0,1 - 0,3 - = 0,8;

- 0,3 - 0,5 - = 0,6;

- свыше 0,5 - = 0,5.

Аварийный отпуск определен приближенно, на основании информации о потерях тепловой энергии в тепловых сетях за последний год. Относительный недоотпуск тепловой энергии в результате инцидентов и аварий равен:

,

Следовательно, показатель относительного недоотпуска тепловой энергии = 0,8.

Показатель качества теплоснабжения (), характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения.

где - количество зданий, снабжающихся теплом от системы теплоснабжения;

- количество зданий, по которым поступили жалобы на работу системы теплоснабжения

В зависимости от рассчитанного коэффициента (Ж) определяется показатель надежности ()

- до 0,2 - = 1,0;

- 0,2 - 0,5 - = 0,8;

- 0,5 - 0,8 - = 0,6;

- свыше 0,8 - = 0,4.

Информация о количестве жалоб потребителей отсутствует, следовательно, данный показатель не учитывается.

Показатель надежности конкретной системы теплоснабжения () определяется как средний по частным показателям , , , , и :

,

где n - число показателей, учтенных в числителе. Таким образом, применительно к рассмотренным показателям общий показатель надежности рассматриваемой системы теплоснабжения

.

Оценка надежности систем теплоснабжения

В зависимости от полученных показателей надежности системы теплоснабжения с точки зрения надежности могут быть оценены как:

- высоконадежные - более 0,9;

- надежные - 0,75 - 0,89;

- малонадежные - 0,5 - 0,74;

- ненадежные - менее 0,5.

На основании рассчитанного показателя надежности конкретной системы теплоснабжения следует вывод о том, что обобщенная система теплоснабжения от ведомственных котельных относится к категории надежных систем теплоснабжения.

9.2. Анализ времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных отключений

Анализ времени восстановления тепловых сетей после аварийных ситуаций и инцидентов описан в разделе 3.5 Части 3 "Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты" обосновывающих материалов к схеме теплоснабжения.

10. Технико-экономические показатели теплоснабжающих и теплосетевых организаций

Согласно Постановлению Правительства РФ N 1140 от 30.12.2009 г. "Об утверждении стандартов раскрытия информации организациями коммунального комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющих деятельность в сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии", раскрытию подлежит информация:

а) о ценах (тарифах) на регулируемые товары и услуги и надбавках к этим ценам (тарифам);

б) об основных показателях финансово-хозяйственной деятельности регулируемых организаций, включая структуру основных производственных затрат (в части регулируемой деятельности);

в) об основных потребительских характеристиках регулируемых товаров и услуг регулируемых организаций и их соответствии государственным и иным утвержденным стандартам качества;

г) об инвестиционных программах и отчетах об их реализации;

д) о наличии (отсутствии) технической возможности доступа к регулируемым товарам и услугам регулируемых организаций, а также о регистрации и ходе реализации заявок на подключение к системе теплоснабжения;

е) об условиях, на которых осуществляется поставка регулируемых товаров и (или) оказание регулируемых услуг;

ж) о порядке выполнения технологических, технических и других мероприятий, связанных с подключением к системе теплоснабжения.

В настоящем разделе приведены технико-экономические показатели теплоснабжающих и теплосетевых организаций согласно предоставленной информации.

10.1. Технико-экономические показатели ОАО "Монди СЛПК"

Сведения, подлежащие раскрытию в части основных показателей финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Монди СЛПК" представлены в таблице 64 и на диаграммах 30, 31.

Из таблицы 64 и рисунков 30, 31 видно, что наибольшую часть затрат на производство тепловой энергии имеет топливная составляющая. Затраты на покупку используемых видов топлива в 2012 году составили 236 786 тыс.руб., что на 22,4% больше, чем фактические затраты за 2011 год. Ежегодное увеличение затрат является следствием повышения цен на газ. Так, в 2013 году, цена была увеличена в 1,06 раза.

Второе место в структуре затрат занимают расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе - 97 290 тыс.руб. Расходы на ремонт не превышают 4% от затрат (за базовый год значение показателя составило 12242 тыс.руб.). В связи со значительными расходами на производство тепловой энергии организация в части производства, передачи тепловой энергии и теплоносителя сторонним потребителям является убыточной и ежегодно работает без валовой прибыли.

Для снижения себестоимости тепловой энергии, предприятию необходимо снизить объемы потребления топлива. Снижение объемов потребления топлива может быть достигнуто снижением тепловых потерь в системах транспорта и распределения тепловой энергии, а также снижением удельных расходов топлива на производство тепловой энергии. В свою очередь снижение потерь тепловой энергии в тепловых сетях обеспечивается путем обновления трубопроводов тепловых сетей и теплоизоляционного слоя, а снижение удельных расходов топлива - режимной наладкой теплогенерирующего оборудования.

Для повышения эффективности работы теплогенерирующего оборудования и систем транспорта и распределения тепловой энергии рекомендуется проводить энергетические обследования оборудования не реже одного раза в пять лет и своевременно проводить капитальные ремонты основного оборудования.

Таблица 64 - Сведения, подлежащие раскрытию в части финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Монди СЛПК"

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактические значения показателя
			2011	2012
а)	Вид регулируемой деятельности	-	производство и поставка тепловой энергии	производство и поставка тепловой энергии
б)	Выручка от регулируемой деятельности	тыс.руб.	319 275,62	380 853,64
в)	Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности, в том числе:	тыс.руб.	323 811,64	461 051,05
	расходы на покупаемую тепловую энергию (мощность)	тыс.руб.	0,00	0,00
	расходы на топливо	тыс.руб.	193 463,75	236 786,43
	расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе	тыс.руб.	0,00	0,00
	средневзвешенная стоимость 1 кВт*ч	руб.	0,00	0,00
	объем приобретенной электрической энергии	тыс.кВт*ч	0,00	0,00
	расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе	тыс.руб.	2 513,51	2 782,92
	расходы на материалы и химреагенты, используемые в технологическом процессе	тыс.руб.	10 297,99	13 366,94
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала	тыс.руб.	18 174,08	21 294,68
	расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе	тыс.руб.	33 312,18	97 289,84
	общепроизводственные (цеховые) расходы	тыс.руб.	8 587,08	11 323,17
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	5 758,33	7 281,06
	общехозяйственные (управленческие) расходы	тыс.руб.	41 264,40	60 618,85
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	0,00	13 070,67
	расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств	тыс.руб.	9 604,53	12 728,14
	расходы на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического процесса	тыс.руб.	7 215,56	4 860,08
г)	Валовая прибыль от продажи товаров и услуг по регулируемому виду деятельности	тыс.руб.	-4 536,02	-80 197,41
д)	Чистая прибыль от регулируемого вида деятельности	тыс.руб.	0,00	0,00
	размер расходования чистой прибыли на финансирование мероприятий, предусмотренных инвестиционной программой регулируемой организации по развитию системы теплоснабжения	тыс.руб.	0,00	0,00
е)	Изменение стоимости основных фондов	тыс.руб.	847 714,43	-88 368,14
	за счет ввода (вывода) их из эксплуатации	тыс.руб.	839 593,19	2 101,01
ж)	Сведения об источнике публикации годовой бухгалтерской отчетности, включая бухгалтерский баланс и приложения к нему	-	нет	нет
з)	Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	1 520,00	1 520,00
и)	Присоединенная нагрузка	Гкал/ч	668,00	537,00
к)	Объем вырабатываемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	736,70	871,38
л)	Объем покупаемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	0,00	0,00
м)	Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям	тыс.Гкал	678,99	772,80
	по приборам учета	тыс.Гкал	677,17	770,82
	по нормативам потребления	тыс.Гкал	1,82	1,98
н)	Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям	%	1,90	1,90
о)	Протяженность магистральных сетей и тепловых вводов (в однотрубном исчислении)	км	7,10	7,10
п)	Протяженность разводящих сетей (в однотрубном исчислении)	км	56,70	56,70
р)	Количество теплоэлектростанций	ед.	1	1
с)	Количество тепловых станций и котельных	ед.	1	1
т)	Количество тепловых пунктов	ед.	97	97
у)	Среднесписочная численность основного производственного персонала	чел.	259	240
ф)	Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кг у.т./Гкал	179,67	181,24
x)	Удельный расход электрической энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кВт*ч/Гкал	0,03	0,03
ц)	Удельный расход холодной воды на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	куб. м/Гкал	15,38	15,38

Рисунок 30 - Структура затрат на производство тепловой энергии ОАО "Монди СЛПК" за базовый период

Рисунок 31 - Динамика изменения фактических показателей финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Монди СЛПК" за 2011-2012 гг.

10.2. Технико-экономические показатели ООО "СеверЭнергоПром"

Сведения, подлежащие раскрытию в части основных показателей финансово-хозяйственной деятельности ООО "СЭП" представлены в таблице 65 и на диаграммах 32, 33.

Из таблицы 65 и рисунков 32, 33 видно, что наибольшую часть затрат по сбыту тепловой энергии имеет составляющая, обусловленная покупкой тепловой энергии от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК". Затраты на закупку тепловой энергии в 2012 году составили 462147,3 тыс.руб., что на 21% больше, чем фактические затраты за 2011 год. Ежегодное увеличение затрат является следствием повышения цен на сжигаемое топливо на источнике тепловой энергии.

Второе место в структуре затрат занимают расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств - 69843 тыс.руб. (12,8%).

Несмотря на значительные расходные статьи, предприятие ежегодно работает с валовой выручкой.

Для снижения себестоимости тепловой энергии, предприятию следует снизить потери при передаче тепловой энергии по тепловым сетям путем обновления трубопроводов тепловых сетей и теплоизоляционного слоя. Сэкономленные денежные средства следует направлять на капитальные ремонты тепловых сетей.

Таблица 65 - Сведения, подлежащие раскрытию в части финансово-хозяйственной деятельности ОАО "СеверЭнергоПром"

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактические значения показателя
			2011	2012
а)	Вид регулируемой деятельности	-	реализация тепловой энергии и горячей воды	сбыт тепловой энергии по открытой системе теплоснабжения
б)	Выручка от регулируемой деятельности	тыс.руб.	479 707,00	588 993,60
в)	Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности, в том числе:	тыс.руб.	448 419,00	543 750,45
	расходы на покупаемую тепловую энергию (мощность)	тыс.руб.	381 905,00	462 147,30
	расходы на топливо	тыс.руб.	0,00	0,00
	расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе	тыс.руб.	0,00	0,00
	средневзвешенная стоимость 1 кВт*ч	руб.	0,00	0,00
	объем приобретенной электрической энергии	тыс.кВт*ч	0,00	0,00
	расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе	тыс.руб.	0,00	0,00
	расходы на материалы и химреагенты, используемые в технологическом процессе	тыс.руб.	0,00	0,00
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала	тыс.руб.	0,00	0,00
	расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе	тыс.руб.	2 959,00	3 341,90
	общепроизводственные (цеховые) расходы	тыс.руб.	0,00	0,00
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	0,00	0,00
	общехозяйственные (управленческие) расходы	тыс.руб.	7 153,00	8 418,25
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	5 414,00	5 975,56
	расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств	тыс.руб.	56 402,00	69 843,00
	расходы на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического процесса	тыс.руб.	Все работы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств и их обслуживание были выполнены ЭМУП "Жилкомхоз". Закупка из единственного заказчика
г)	Валовая прибыль от продажи товаров и услуг по регулируемому виду деятельности	тыс.руб.	23 182,00	16 985,00
д)	Чистая прибыль от регулируемого вида деятельности	тыс.руб.	18 545,00	13 588,00
	размер расходования чистой прибыли на финансирование мероприятий, предусмотренных инвестиционной программой регулируемой организации по развитию системы теплоснабжения	тыс.руб.	0,00	0,00
е)	Изменение стоимости основных фондов	тыс.руб.	0,00	218,60
	за счет ввода (вывода) их из эксплуатации	тыс.руб.	0,00	218,60
ж)	Сведения об источнике публикации годовой бухгалтерской отчетности, включая бухгалтерский баланс и приложения к нему	-	данные годовой бухгалтерской отчетности размещены на официальном сайте Службы РК по тарифам www.komirec.ru
з)	Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	0,00	0,00
и)	Присоединенная нагрузка	Гкал/ч	120,00	120,00
к)	Объем вырабатываемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	0,00	0,00
л)	Объем покупаемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	704,60	698,70
м)	Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям	тыс.Гкал	645,80	649,94
	по приборам учета	тыс.Гкал	253,30	296,69
	по нормативам потребления	тыс.Гкал	392,50	353,25
н)	Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям	%	8,40	6,98
о)	Протяженность магистральных сетей и тепловых вводов (в однотрубном исчислении)	км	18,10	18,10
п)	Протяженность разводящих сетей (в однотрубном исчислении)	км	101,90	101,90
р)	Количество теплоэлектростанций	ед.	0	0
с)	Количество тепловых станций и котельных	ед.	0	0
т)	Количество тепловых пунктов	ед.	0	0
у)	Среднесписочная численность основного производственного персонала	чел.	0	0
ф)	Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кг у.т./Гкал	0	0
x)	Удельный расход электрической энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кВт*ч/Гкал	0	0
ц)	Удельный расход холодной воды на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	куб. м/Гкал	0	0

Рисунок 32 - Структура затрат на передачу тепловой энергии ОАО "СеверЭнергоПром" за базовый период

Рисунок 33 - Динамика изменения фактических показателей финансово-хозяйственной деятельности ОАО "СеверЭнергоПром" за 2011-2012 гг.

10.3. Технико-экономические показатели МУП "Жилкомуслуга"

Сведения, подлежащие раскрытию в части основных показателей финансово-хозяйственной деятельности МУП "Жилкомуслуга" представлены в таблице 66 и на диаграмме 34.

Из таблицы 66 и рисунка 34 видно, что наибольшую часть затрат на производство тепловой энергии имеет топливная составляющая. Затраты на покупку используемых видов топлива в 2012 году составили 94 194,9 тыс.руб., что составляет 47% от себестоимости производства и передачи тепловой энергии.

Второе место в структуре затрат занимают расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала - 38 469 тыс.руб. (19,2%), что является следствием необходимости наличия большого штата сотрудников. Последнее связано с эксплуатацией угольных, мазутных котельных, а также то, что котельные удалены друг от друга и эксплуатация каждой из них подразумевает постоянное присутствие обслуживающего персонала.

Значительную долю от себестоимости производимых услуг занимают расходы на покупаемую электрическую энергию, что обусловлено высокой стоимостью единицы электроэнергии.

Расходы на ремонт не превышают 2% от затрат (за базовый год значение показателя составило 2 796,5 тыс.руб.). Столь низкий уровень расходов на ремонт основного теплогенерирующего оборудования и тепловых сетей приводит к ежегодному повышению степени износа тепловых сетей и, как следствие, увеличению технологических потерь при передаче тепловой энергии по тепловым сетям.

Для снижения себестоимости тепловой энергии, предприятию необходимо снизить объемы потребления топлива. Снижение объемов потребления топлива может быть достигнуто снижением тепловых потерь в системах транспорта и распределения тепловой энергии, а также снижением удельных расходов топлива и электроэнергии на производство тепловой энергии. В свою очередь снижение потерь тепловой энергии в тепловых сетях обеспечивается путем обновления трубопроводов тепловых сетей и теплоизоляционного слоя, а снижение удельных расходов топлива - режимной наладкой теплогенерирующего оборудования.

Для повышения эффективности работы теплогенерирующего оборудования и систем транспорта и распределения тепловой энергии рекомендуется проводить энергетические обследования оборудования не реже одного раза в пять лет и своевременно проводить капитальные ремонты основного оборудования.

Таблица 66 - Сведения, подлежащие раскрытию в части финансово-хозяйственной деятельности МУП "Жилкомуслуга"

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактические значения показателя за 2012 год
а)	Вид регулируемой деятельности	-	производство, передача и сбыт тепловой энергии
б)	Выручка от регулируемой деятельности	тыс.руб.	180 186,1
в)	Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности, в том числе:	тыс.руб.	189 911,6
	расходы на покупаемую тепловую энергию (мощность)	тыс.руб.	0,0
	расходы на топливо	тыс.руб.	94 194,9
	расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе	тыс.руб.	16 885,7
	средневзвешенная стоимость 1 кВт*ч	руб.	3,79
	объем приобретенной электрической энергии	тыс.кВт*ч	4 453,1
	расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе	тыс.руб.	3 047,6
	расходы на материалы и химреагенты, используемые в технологическом процессе	тыс.руб.	104,0
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала	тыс.руб.	38 469,0
	расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе	тыс.руб.	10 976,7
	общепроизводственные (цеховые) расходы	тыс.руб.	18 955,4
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	7 523,2
	общехозяйственные (управленческие) расходы	тыс.руб.	10 602,8
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	9 887,1
	расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств	тыс.руб.	2 796,5
	расходы на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического процесса	тыс.руб.	4 481,8
г)	Валовая прибыль от продажи товаров и услуг по регулируемому виду деятельности	тыс.руб.	-9 725,5
	расходы, не включаемые в себестоимость	тыс.руб.	3 721,2
д)	Чистая прибыль от регулируемого вида деятельности	тыс.руб.	-13 446,7
	размер расходования чистой прибыли на финансирование мероприятий, предусмотренных инвестиционной программой регулируемой организации по развитию системы теплоснабжения	тыс.руб.	0,0
е)	Изменение стоимости основных фондов	тыс.руб.	0,0
	за счет ввода (вывода) их из эксплуатации	тыс.руб.	0,0
ж)	Сведения об источнике публикации годовой бухгалтерской отчетности, включая бухгалтерский баланс и приложения к нему	-	нет
з)	Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	68,9
и)	Присоединенная нагрузка	Гкал/ч	35,6
к)	Объем вырабатываемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	123,048
л)	Объем покупаемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	0,000
м)	Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям	тыс.Гкал	91,354
	по приборам учета	тыс.Гкал	36,789
	по нормативам потребления	тыс.Гкал	54,565
н)	Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям	%	21,00
о)	Протяженность магистральных сетей и тепловых вводов (в однотрубном исчислении)	км	5,10
п)	Протяженность разводящих сетей (в однотрубном исчислении)	км	90,30
р)	Количество теплоэлектростанций	ед.	0
с)	Количество тепловых станций и котельных	ед.	13
т)	Количество тепловых пунктов	ед.	6
у)	Среднесписочная численность основного производственного персонала	чел.	154
ф)	Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кг у.т./Гкал
	газ регулируемый	кг у.т./Гкал	158,66
	уголь	кг у.т./Гкал	264,12
	мазут	кг у.т./Гкал	202,56
x)	Удельный расход электрической энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кВт*ч/Гкал	32,02
ц)	Удельный расход холодной воды на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	куб.м/Гкал	0,81

Рисунок 34 - Структура затрат на производство и передачу тепловой энергии МУП "Жилкомуслуга" за базовый период

10.4. Технико-экономические показатели ОАО "Комитекс"

Сведения, подлежащие раскрытию в части основных показателей финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Комитекс" представлены в таблице 67 и на диаграммах 35, 36.

Из таблицы 67 и рисунков 35, 36 видно, что наибольшую часть затрат на производство тепловой энергии имеет топливная составляющая. Затраты на покупку используемых видов топлива в 2012 году составили 36 879 тыс.руб., что на 3,9% больше, чем фактические затраты за 2011 год. Ежегодное увеличение затрат является следствием повышения цен на газ. Так, в 2013 году, цена была увеличена в 1,15 раза.

Второе место в структуре затрат занимают расходы на оплату труда и на отчисления на социальные нужды основного производственного персонала - 7826 тыс.руб.

Значительную долю от себестоимости (10,8%) занимают расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе. Высокая доля расходов на электроэнергию является следствием повышенного тарифа на 1 кВт·ч приобретаемой электроэнергии.

Для снижения себестоимости тепловой энергии, предприятию необходимо снизить объемы потребления топлива. Снижение объемов потребления топлива может быть достигнуто снижением тепловых потерь в системах транспорта и распределения тепловой энергии, а также снижением удельных расходов топлива на производство тепловой энергии. Снижение удельных расходов топлива обеспечивается режимной наладкой теплогенерирующего оборудования.

Для повышения эффективности работы теплогенерирующего оборудования и систем транспорта и распределения тепловой энергии рекомендуется проводить энергетические обследования оборудования не реже одного раза в пять лет и своевременно проводить капитальные ремонты основного оборудования.

Таблица 67 - Сведения, подлежащие раскрытию в части финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Комитекс"

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактические значения показателя
			2009	2010	2011	2012
а)	Вид регулируемой деятельности	-	производство тепловой энергии	производство тепловой энергии	производство тепловой энергии	производство тепловой энергии
б)	Выручка от регулируемой деятельности	тыс.руб.	58 479	53 301	60 316	58 457
в)	Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности, в том числе:	тыс.руб.	53 957	57 913	63 863	66 016
	расходы на покупаемую тепловую энергию (мощность)	тыс.руб.	0	0	0	0
	расходы на топливо	тыс.руб.	29 951	31 699	35 509	36 879
	расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе	тыс.руб.	7 789	7 231	7 498	7 105
	средневзвешенная стоимость 1 кВт*ч	руб.	2,30	2,53	2,62	2,71
	объем приобретенной электрической энергии	тыс.кВт*ч	3 390,00	2 863,00	2 862,00	2 622,00
	расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе	тыс.руб.	2 862	2 474	2 710	2 555
	расходы на материалы и химреагенты, используемые в технологическом процессе	тыс.руб.	81	82	50	61
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала	тыс.руб.	5 010	6 088	7 055	7 826
	расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе	тыс.руб.	1 941	1 292	1 381	1 298
	общепроизводственные (цеховые) расходы	тыс.руб.	2 840	5 127	5 092	5 873
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	1 339	1 501	1 820	1 940
	общехозяйственные (управленческие) расходы	тыс.руб.	729	898	1 168	1 195
	расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	729	898	1 168	1 195
	расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств	тыс.руб.	2 124	2 792	3 166	2 972
	расходы на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического процесса	тыс.руб.	629	230	246	253
г)	Валовая прибыль от продажи товаров и услуг по регулируемому виду деятельности	тыс.руб.	4 522	-4 612	-3 547	-7 559
д)	Чистая прибыль от регулируемого вида деятельности	тыс.руб.	3 967	-4 612	-3 547	-7 559
	размер расходования чистой прибыли на финансирование мероприятий, предусмотренных инвестиционной программой регулируемой организации по развитию системы теплоснабжения	тыс.руб.	0	0	0	0
е)	Изменение стоимости основных фондов	тыс.руб.	0	1 084	110	0
	за счет ввода (вывода) их из эксплуатации	тыс.руб.	0	1 084	110	0
ж)	Сведения об источнике публикации годовой бухгалтерской отчетности, включая бухгалтерский баланс и приложения к нему	-	нет	нет	нет	нет
з)	Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	111,0	111,0	111,0	111,0
и)	Присоединенная нагрузка	Гкал/ч	111,0	111,0	111,0	111,0
к)	Объем вырабатываемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	123,0	101,3	100,9	94,0
л)	Объем покупаемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	0,0	0,0	0,0	0,0
м)	Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям	тыс.Гкал	50,4	35,7	33,6	33,2
	по приборам учета	тыс.Гкал	42,6	30,4	29,8	29,6
	по нормативам потребления	тыс.Гкал	7,8	5,3	3,8	3,6
н)	Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям	%	0,0	0,0	0,0	0,0
о)	Протяженность магистральных сетей и тепловых вводов (в однотрубном исчислении)	км	0,0	0,0	0,0	0,0
п)	Протяженность разводящих сетей (в однотрубном исчислении)	км	0,0	0,0	0,0	0,0
р)	Количество теплоэлектростанций	ед.	0	0	0	0
с)	Количество тепловых станций и котельных	ед.	1	1	1	1
т)	Количество тепловых пунктов	ед.	0	0	0	0
у)	Среднесписочная численность основного производственного персонала	чел.	21	21	21	21
ф)	Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кг у.т./Гкал	162,00	156,50	152,68	161,59
x)	Удельный расход электрической энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кВт*ч/Гкал	0,03	0,03	0,03	0,03
ц)	Удельный расход холодной воды на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	куб.м/Гкал	1,2	1,1	1,1	1,1

Рисунок 35 - Структура затрат на производство тепловой энергии ОАО "Комитекс" за базовый период

Рисунок 36 - Динамика изменения фактических показателей финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Комитекс" за 2009-2012 гг.

10.5. Технико-экономические показатели ГУП РК "Комиавиатранс"

Сведения, подлежащие раскрытию в части основных показателей финансово-хозяйственной деятельности ГУП РК "Комиавиатранс" представлены в таблице 68 и на диаграммах 37, 38.

Из таблицы 68 и рисунков 37, 38 видно, что ежегодно себестоимость тепловой энергии превышает валовую прибыль, следовательно, организация работает без балансовой прибыли.

Таблица 68 - Сведения, подлежащие раскрытию в части финансово-хозяйственной деятельности ГУП РК "Комиавиатранс"

Наименование показателя	Единица измерения	Фактические значения показателя
		2010	2011	2012
Вид регулируемой деятельности	-	передача тепловой энергии	передача тепловой энергии	передача тепловой энергии
Выручка от регулируемой деятельности	тыс.руб.	4 251,36	4 377,70	198,39
Себестоимость производимых товаров (оказываемых услуг) по регулируемому виду деятельности, в том числе:	тыс.руб.	4 903,25	5 802,45	1 203,49
расходы на покупаемую тепловую энергию (мощность)	тыс.руб.	3 054,32	3 475,80	0,00
расходы на топливо	тыс.руб.	303,38	0,00	0,00
расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе	тыс.руб.	52,29	15,82	76,76
средневзвешенная стоимость 1 кВт*ч	руб.	3,140	3,965	4,158
объем приобретенной электрической энергии	тыс.кВт*ч	16,670	3,990	18,460
расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе	тыс.руб.	1,12	0,00	0,00
расходы на материалы и химреагенты, используемые в технологическом процессе	тыс.руб.	0,00	0,00	0,00
расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала	тыс.руб.	311,61	649,99	339,23
расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе	тыс.руб.	26,62	29,11	32,04
общепроизводственные (цеховые) расходы	тыс.руб.	41,87	271,18	184,30
расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	29,10	97,35	59,34
общехозяйственные (управленческие) расходы	тыс.руб.	32,88	82,14	32,15
расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	20,98	28,92	24,22
расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств	тыс.руб.	1 044,25	1 136,46	233,64
расходы на услуги производственного характера, выполняемые по договорам с организациями на проведение регламентных работ в рамках технологического процесса	тыс.руб.	114,91	141,95	305,39
Валовая прибыль от продажи товаров и услуг по регулируемому виду деятельности	тыс.руб.	-651,89	-1 424,75	-1 005,10
Чистая прибыль от регулируемого вида деятельности	тыс.руб.	-651,89	-1 424,75	-1 005,10
размер расходования чистой прибыли на финансирование мероприятий, предусмотренных инвестиционной программой регулируемой организации по развитию системы теплоснабжения	тыс.руб.	0,00	0,00	0,00
Изменение стоимости основных фондов	тыс.руб.	0,00	0,00	0,00
за счет ввода (вывода) их из эксплуатации	тыс.руб.	0,00	0,00	0,00
Сведения об источнике публикации годовой бухгалтерской отчетности, включая бухгалтерский баланс и приложения к нему	-	нет	нет	нет
Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	0,00	0,00	0,00
Присоединенная нагрузка	Гкал/ч	0,00	0,00	0,00
Объем вырабатываемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	0,00	0,00	0,00
Объем покупаемой регулируемой организацией тепловой энергии	тыс.Гкал	16,824	16,109	16,159
Объем тепловой энергии, отпускаемой потребителям	тыс.Гкал	3,370	3,410	2,946
по приборам учета	тыс.Гкал	0,000	0,891	0,891
по нормативам потребления	тыс.Гкал	3,370	2,519	2,055
Технологические потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям	%	15,90	0,15	0,09
Протяженность магистральных сетей и тепловых вводов (в однотрубном исчислении)	км	0,000	7,740	7,740
Протяженность разводящих сетей (в однотрубном исчислении)	км	16,289	6,849	6,849
Количество теплоэлектростанций	ед.	0	0	0
Количество тепловых станций и котельных	ед.	0	0	0
Количество тепловых пунктов	ед.	45	43	43
Среднесписочная численность основного производственного персонала	чел.	21,5	14,6	6,4
Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кг у.т./Гкал	150,00	0,00	0,00
Удельный расход электрической энергии на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	кВт*ч/Гкал	0,17	0,00	0,00
Удельный расход холодной воды на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть	куб. м/Гкал	0,17	0,00	0,00

Рисунок 37 - Структура затрат на производство тепловой энергии ГУП РК "Комиавиатранс" за базовый период

Рисунок 38 - Динамика изменения фактических показателей финансово-хозяйственной деятельности ГУП РК "Комиавиатранс" за 2010-2012 гг.

10.6. Технико-экономические показатели ООО "Пригородный"

Сведения, подлежащие раскрытию в части основных показателей финансово-хозяйственной деятельности ООО "Пригородный" представлены в таблице 69 и на диаграммах 39, 40.

Из таблицы 69 и рисунков 39, 40 видно, что наибольшую часть затрат на производство тепловой энергии имеет топливная составляющая. Затраты на покупку используемых видов топлива в 2012 году составили 68 191 тыс.руб., что на 9,4% меньше, чем фактические затраты за 2011 год. Снижение затрат является следствием снижения отпуска тепловой энергии, которое, в свою очередь, связано с продолжительностью отопительного сезона и температурами наружного воздуха за отопительный период.

Второе место в структуре затрат занимают расходы на покупаемую электрическую энергию, используемую в технологическом процессе - 18 468 тыс.руб. (18% от себестоимости). Высокая доля расходов на электроэнергию является следствием повышенного тарифа на 1 кВт·ч приобретаемой электроэнергии.

Для снижения себестоимости тепловой энергии, предприятию необходимо снизить объемы потребления топлива. Снижение объемов потребления топлива может быть достигнуто снижением тепловых потерь в системах транспорта и распределения тепловой энергии, а также снижением удельных расходов топлива на производство тепловой энергии. Снижение удельных расходов топлива обеспечивается режимной наладкой теплогенерирующего оборудования.

Для повышения эффективности работы теплогенерирующего оборудования и систем транспорта и распределения тепловой энергии рекомендуется проводить энергетические обследования оборудования не реже одного раза в пять лет и своевременно проводить капитальные ремонты основного оборудования.

Таблица 69 - Сведения, подлежащие раскрытию в части основных показателей финансово-хозяйственной деятельности ООО "Пригородный"

Наименование	Единица измерения	2009	2010	2011	2012
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды основного производственного персонала	тыс.руб.	9132	8699	10005	9577
Расходы на покупаемую электрическую энергию (мощность), потребляемую оборудованием, используемым в технологическом процессе	тыс.руб.	13724	15940	18327	18468
Расходы на приобретение холодной воды, используемой в технологическом процессе	тыс.руб.	1471	1121	1361	1394
Расходы на амортизацию основных производственных средств и аренду имущества, используемого в технологическом процессе	тыс.руб.	1274	1281	1115	1055
Расходы на ремонт (капитальный и текущий) основных производственных средств	тыс.руб.	1016	1110	2304	1900
Расходы на топливо	тыс.руб.	53082	76560	75319	68191
Прочие затраты	тыс.руб.	837	1168	1528	1869
Итого	тыс.руб.	80536	105879	109959	102454

Рисунок 39 - Структура затрат на производство тепловой энергии котельной ООО "Пригородный" за базовый период

Рисунок 40 - Динамика изменения фактических показателей финансово-хозяйственной деятельности ООО "Пригородный" за 2011-2012 гг.

11. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

11.1. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию

На территории Республики Коми в настоящее время тарифы на тепловую энергию утверждаются приказами Службы по тарифам.

В настоящее время регулируемую деятельность в сфере теплоснабжения осуществляет 11 организаций:

- ОАО "Монди СЛПК";

- ООО "СеверЭнергоПром";

- Сыктывкарские тепловые сети - филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания-9" Коми;

- ООО "Роялти";

- ГУП РК "Комиавиатранс"

- МУП "Жилкомуслуга";

- МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар";

- ОАО "Комитекс";

- ООО "КВСМ";

- ОАО "Коми дорожная компания"

- ООО "Пригородный".

В разделах 11.1.1 - 11.1.8 рассмотрена динамика изменения тарифов на тепловую энергию по теплоснабжающим компаниям и теплосетевым компаниям в отдельности. Тарифы указаны без учета НДС (за исключением категории потребителей - "население", для которой тарифы указаны с учетом НДС в рамках пункта 6 статьи 168 Налогового кодекса Российской Федерации).

11.1.1. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию ОАО "Монди СЛПК"

Для ОАО "Монди СЛПК" тарифы на тепловую энергию устанавливаются с учетом комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Сведения об утвержденных на 2009 - 2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую ОАО "Монди СЛПК", представлены в приложении 1.

11.1.2. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию ООО "СеверЭнергоПром"

ООО "СеверЭнергоПром" является крупной теплосетевой организацией и осуществляет теплоснабжение Эжвинского района МО ГО "Сыктывкар". Сведения об утвержденных на 2010-2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую ООО "СЭП", представлены в приложении 1.

11.1.3. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию СТС филиала ОАО "ТГК N 9"

Для СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми тарифы на тепловую энергию устанавливаются с учетом некомбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Сведения об утвержденных на 2009-2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми для г. Сыктывкар, представлены в приложении 1.

К организациям, осуществляющим услуги по транспортировке тепловой энергии от котельных балансовой принадлежности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, относятся следующие организации:

- МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар";

- ООО "Роялти";

- ГУП РК "Комиавиатранс" в г. Сыктывкар.

Таким образом, в представленных тарифах учтены надбавки к тарифу, обусловленные оказанием услуг по транспортировке тепловой энергии от теплоснабжающей компании к потребителям.

11.1.4. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию МУП "Жилкомуслуга"

Для МУП "Жилкомуслуга" тарифы на тепловую энергию устанавливаются с учетом некомбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Сведения об утвержденных на 2009-2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую МУП "Жилкомуслуга", представлены в приложении 1.

Следует отметить, что организация МУП "Жилкомуслуга" осуществляет свою деятельность, начиная с октября 2011 г. До образования данной организации эксплуатацию муниципальных котельных осуществляла организация ООО "Тепловая компания".

Таким образом, тарифы на тепловую энергию на период 2009 - 2011 г. утверждались для ООО "Тепловая компания".

11.1.5. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"

Для МУП "УКР" тарифы на тепловую энергию устанавливаются с учетом некомбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Организация осуществляет производство тепловой энергии от 2 муниципальных котельных, а также передачу и сбыт тепловой энергии от данных котельных и от котельных ОАО "Комитекс", СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

Сведения об утвержденных на 2012-2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую МУП "Жилкомуслуга", представлены в приложении 1.

Сильное отличие тарифов на 2013 г. по сравнению с тарифами на 2012 г. связано с принятием на техническое обслуживание дополнительного источника тепловой энергии.

До 2012 г. организация осуществляла передачу тепловой энергии.

Тарифы применяются без предъявления потребителю налога на добавленную стоимость в связи с переходом муниципального унитарного предприятия "Управление капитального ремонта" муниципального образования городского округа "Сыктывкар" на упрощенную систему налогообложения в соответствии с главой 26.2 Налогового кодекса Российской Федерации.

11.1.6. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию ОАО "Комитекс"

Для ОАО "Комитекс" тарифы на тепловую энергию устанавливаются с учетом некомбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Сведения об утвержденных на 2009 - 2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую ОАО "Комитекс" потребителям, представлены в приложении 1.

В соответствии с п. 57 Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109, тарифы на тепловую энергию, применяемые ОАО "Комитекс" при расчетах с потребителями, представляют собой сумму следующих слагаемых:

- стоимость единицы тепловой энергии, поставляемой ОАО "Комитекс";

- стоимость услуг по передаче единицы тепловой энергии, оказываемых сторонними организациями, по тарифам, утвержденным в установленном порядке.

К организациям, осуществляющим услуги по транспортировке тепловой энергии от котельной ОАО "Комитекс", относятся следующие организации:

- ООО "КВСМ";

- ОАО "Коми дорожная компания";

- МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар".

Таким образом, в представленных тарифах учтены надбавки к тарифу, обусловленные оказанием услуг по транспортировке тепловой энергии от теплоснабжающей компании к потребителям.

11.1.7. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию ООО "Пригородный"

Для ООО "Пригородный" тарифы на тепловую энергию устанавливаются с учетом некомбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Сведения об утвержденных на 2009-2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую ООО "Пригородный", представлены в приложении 1.

Тарифы применяются без предъявления потребителю налога на добавленную стоимость в связи с переходом ООО "Пригородный" на уплату единого сельскохозяйственного налога в соответствии с главой 26.1 Налогового кодекса Российской Федерации.

11.1.8. Динамика утвержденных тарифов на тепловую энергию ООО "Эжва"

Для ООО "Эжва" тарифы на тепловую энергию устанавливаются с учетом некомбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Сведения об утвержденных на 2009 - 2013 гг. тарифах на тепловую энергию, поставляемую ОАО "Эжва", представлены в приложении 1.

ОАО "Лесная компания Монди СЛПК" и ОАО "Эжва" прекратили своё существование 10 января 2013 года и вошли в состав ОАО "Монди СЛПК", о чём в Единый государственный реестр юридических лиц внесена соответствующая запись.

Следовательно, в ближайшей перспективе тариф на тепловую энергию от котельной ОАО "Эжва" (п. Трехозерка) утверждаться не будет. Однако данная котельная передана на техническое обслуживание МУП "Жилкомуслуга". Поэтому потребители, подключенные к котельной п. Трехозерка, будут оплачивать тепловую энергию в соответствии с тарифами, утверждаемыми для организации МУП "Жилкомуслуга".

Котельная п. Трехозерка имеет очень низкие технические показатели выработки тепловой энергии, поэтому тарифы на тепловую энергию от данной котельной значительны. В связи с последним в 2014 г. для МУП "Жилкомуслуга" следует ожидать повышения тарифа на отпускаемую тепловую энергию.

11.2. Структура цен (тарифов) на тепловую энергию

Структура тарифов аналогична структуре затратных статей Предприятий. Структура затратных статей подробно рассмотрена в разделе 10.

Основной причиной роста тарифов на тепловую энергию на территории г. Сыктывкара является постоянный рост цен на основное топливо (природный газ) и другие виды топлива, которые находят в настоящее время меньшее применение. Наименьший тариф на тепловую энергию применяется для тепловой энергии, вырабатываемой на источнике комбинированной выработки тепловой и электрической энергии - ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", наиболее высокий тариф - тариф на тепловую энергию, вырабатываемую котельными МУП "Жилкомуслуга". Некоторое теплогенерирующее оборудование, находящееся в эксплуатационной ответственности последней организации, использует в качестве топлива мазут и уголь, что приводит к высоким совокупным затратам на производство тепловой энергии.

11.2.1. Структура тарифа на тепловую энергию, производимую котельной ОАО "Комитекс"

Как отмечалось выше, наибольшую долю в структуре себестоимости производства тепловой энергии занимают расходы на приобретение топлива (за отчетный период затраты на топливо составили 55,9% от суммарных затрат).

В последнее время рост тарифов на тепловую энергию ограничен и не может превышать 15% в год, в результате чего теплогенерирующие и теплосетевые организации становятся убыточными. Об этом свидетельствуют фактические показатели финансово-хозяйственной деятельности, представленные в части 10 главы 1 (за 3 последних года наблюдается отрицательная прибыль).

Однако на начало 2013 г. наблюдается значительное повышение тарифа на тепловую энергию по сравнению с началом 2012 г., что в конечном итоге должно принести валовую прибыль от регулируемого вида деятельности Предприятия.

Политика сдерживания роста тарифов на коммунальные услуги населению приводит к ограничению ежегодного роста тарифов на тепловую энергию. Ограничение ежегодного роста тарифов на тепловую энергию в свою очередь приводит к снижению затрат на ремонты и фонд оплаты труда основного производственного персонала, включаемых в тарифы на тепловую энергию, в результате чего энергоснабжающие компании и теплосетевые организации не имеют возможности обновлять свое оборудование, увеличиваются удельные расходы топлива при производстве тепловой энергии, потери в тепловых сетях при ее транспортировке. При этом также следует отметить, что темпы роста тарифов на газ значительно превышают темпы роста тарифов на тепловую энергию, что наглядно отражено на диаграмме 41. Последнее обстоятельство приводит к ежегодному увеличению топливной составляющей в себестоимости тепловой энергии и обуславливает неизбежные убытки при осуществлении регулируемой деятельности теплоснабжающей организации.

Рисунок 41 - Сопоставление изменения величины тарифа на тепловую энергию и изменения топливной составляющей в себестоимости тарифа на отпускаемую тепловую энергию от котельной ОАО "Комитекс"

11.2.2. Структура тарифа на тепловую энергию, производимую котельной ООО "Пригородный"

Наибольшую долю в структуре себестоимости производства тепловой энергии занимают расходы на приобретение топлива (за отчетный период затраты на топливо составили 66,6% от суммарных затрат).

В последнее время рост тарифов на тепловую энергию ограничен и не может превышать 15% в год, в результате чего теплогенерирующие и теплосетевые организации становятся убыточными.

Политика сдерживания роста тарифов на коммунальные услуги населению приводит к ограничению ежегодного роста тарифов на тепловую энергию. Ограничение ежегодного роста тарифов на тепловую энергию в свою очередь приводит к снижению затрат на ремонты и фонд оплаты труда основного производственного персонала, включаемых в тарифы на тепловую энергию, в результате чего энергоснабжающие компании и теплосетевые организации не имеют возможности обновлять свое оборудование, увеличиваются удельные расходы топлива при производстве тепловой энергии, потери в тепловых сетях при ее транспортировке. При этом также следует отметить, что темпы роста тарифов на газ значительно превышают темпы роста тарифов на тепловую энергию, что наглядно отражено на диаграмме 42. Последнее обстоятельство приводит к ежегодному увеличению топливной составляющей в себестоимости тепловой энергии и обуславливает неизбежные убытки при осуществлении регулируемой деятельности теплоснабжающей организации.

Как видно из диаграммы 42, ежегодное повышение тарифов на отпускаемую тепловую энергию потребителям не превышает 15%, однако повышение тарифа на покупаемое топливо превышает 15%, вследствие чего валовая выручка от регулируемого вида деятельности в сфере теплоснабжения минимизирована.

Рисунок 42 - Сопоставление изменения величины тарифа на тепловую энергию и изменения топливной составляющей в себестоимости тарифа на отпускаемую тепловую энергию от котельной ОАО "Комитекс"

12. Существующие технические и технологические проблемы в системе теплоснабжения города

12.1. Существующие технические и технологические проблемы на источниках тепловой энергии

На существующих источниках тепловой энергии следует выделить ряд технологических проблем, усложняющих производство тепловой энергии:

- низкая степень оснащенности приборами учета тепловой энергии ряда котельных;

- эксплуатация ряда котельных на жидком и твердом видах топлива;

- значительная степень износа основного теплогенерирующего оборудования котельных;

- отсутствие систем ХВО на некоторых котельных;

- недостаточность резерва тепловой мощности "нетто" котельных.

Низкая степень оснащенности приборами учета тепловой энергии ряда котельных. К таким котельным относятся муниципальные котельные в эксплуатационной ответственности МУП "ЖКУ". Отсутствие приборов учета тепловой энергии на котельной и у части потребителей приводит к невозможности оценки фактических потерь тепловой энергии в тепловых сетях.

Эксплуатация ряда котельных, использующих в качестве основного вида топлива мазут и уголь. В настоящее время некоторые котельные, эксплуатирующиеся предприятиями СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми и МУП "ЖКУ", используют для выработки тепловой энергии жидкое и твердое топливо. Реконструкция котельных с переводом на газ до сих пор не произведена по ряду технических (отсутствие или недостаток газа в зоне действия котельных) и экономических (недостаток финансирования проектов) причин. Эксплуатация котельных на мазуте и газе увеличивает эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии, что неминуемо приводит к росту тарифов на услуги теплоснабжения

К негазифицированным котельным относятся котельные предприятий:

- СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (а именно, котельные на мазуте: "Рыбцех" и "ФАН"; на угле - котельная п. Нижний Чов);

- МУП "Жилкомуслуга" (а именно, котельные на мазуте: "Мехлесхоз", котельная N 4 п. Краснозатонский, котельная п. Выльтыдор, котельная п. Лемью, "Аэропорт"; котельные на угле: "Больница" в п. Седкыркещ, котельная п. "Трехозерка"; на мазуте и угле - "Центральная" п. Седкыркещ).

Значительная степень основного теплогенерирующего оборудования котельных. На большинстве котельных, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар", имеет место высокая степень износа основного теплогенерирующего оборудования. Подавляющее большинство водогрейных и паровых котлов работает с превышением эксплуатационного ресурса.

Отсутствие систем ХВО на котельных. Данная проблема относится к предприятию МУП "ЖКУ". На котельных п. Выльтыдор и котельной "Больница" п. Седкыркещ отсутствует система предварительной подготовки воды для производства и передачи тепловой энергии. Несмотря на высокое качество воды, поступающей для подпитки тепловых сетей от данных котельных, необходима установка ХВП для снижения солей жесткости в подпиточной воде, что должно привести к увеличению срока службы теплогенерирующего оборудования и улучшению качества теплоснабжения потребителей.

Недостаточность резерва тепловой мощности котельных. Данная проблема относится к котельным СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

Значительный недостаток тепловой мощности характерен для котельной "Кутузова". С учетом потерь тепловой энергии при передаче потребителям дефицит составляет 1,574 Гкал/ч, что составляет 52,5% от располагаемой мощности. Дефицит мощности на котельной возник в результате реконструкции котельной "Заречье" в НСП и перевода потребителей на теплоснабжение от рассматриваемой котельной.

Умеренные дефициты тепловой мощности наблюдаются на котельных "Рыбцех" (0,131 Гкал/ч), "Нижний Чов" (0,116 Гкал/ч) и "Серова" (0,821 Гкал/ч), которые составляют 14,2%, 23,6% и 10,8% от располагаемой мощности котельных соответственно.

12.2. Существующие проблемы организации качественного теплоснабжения

Из комплекса существующих проблем организации качественного теплоснабжения на территории МО ГО "Сыктывкар", можно выделить следующие составляющие:

- разбалансировка системы отопления;

- неудовлетворительное состояние внутренних систем отопления;

- несанкционированные разборы потребителями (населением) теплоносителя из систем отопления;

- отсутствие приборов учета тепловой энергии у значительного количества потребителей;

- несовершенство схем подключения потребителей тепловой энергии к СЦТ.

Разбалансировка системы отопления. Тепловые сети от крупных источников тепловой энергии характеризуются высокой протяженностью магистральных и распределительных трубопроводов, в результате чего отрегулировать системы отопления некоторых удаленных потребителей становится практически невозможно. Наличие значительного количества "закольцовок" не позволяет достаточно точно подобрать дросселирующие шайбы и диаметры элеваторов. Создание и использование электронной модели позволит точно оценивать величины располагаемых напоров у потребителей для различных режимов переключения.

Неудовлетворительное состояние внутренних систем отопления - управляющие организации уделяют достаточное внимание состоянию внутренних инженерных систем многоквартирных домов. Однако существует множество фактов самовольной замены отопительных приборов и трубопроводов. Такие замены приводят к разбалансировке внутренних систем отопления дома и неравномерному температурному полю в зданиях. Для повышения качества теплоснабжения и поддержания комфортных условий микроклимата рекомендуется установить балансировочные клапаны на стояках в жилых домах.

Несанкционированный разбор потребителями (населением) теплоносителя из систем отопления потребителей значительно повышает нагрузку водоподготовительных установок котельных, а растворенные в исходной городской воде соли жесткости и кислород значительно ухудшают качество теплоснабжения и надежность системы в целом.

Запрет на осуществление водоразборов из тепловой сети регламентируется п. 9.15.11. Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок: "Разбор сетевой воды из закрытых систем не допускается".

Увеличенная подпитка сети не позволяет должным образом удалять из исходной воды соли жесткости, которые при нагреве воды отлагаются на поверхностях теплообмена котельного оборудования, тем самым нарушая передачу теплоты от дымовых газов к водяному теплоносителю, что ухудшает эксплуатационные характеристики котельного оборудования и способствует пережогу металла поверхности теплообмена. Те же соли откладываются на внутренней поверхности трубопроводов тепловых сетей, сокращая их проходное сечение, тем самым увеличивая затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя. У абонентов соли постоянной жесткости способствуют засорению отопительных приборов.

Отсутствие приборов учета тепловой энергии у значительного количества потребителей не позволяет объективно оценивать фактическое качество теплоснабжения рассматриваемых потребителей. В связи с невозможностью контроля потребленной тепловой энергии невозможны сводка и анализ объективных балансов тепловой энергии в системах теплоснабжения.

Несовершенство схем подключения потребителей к тепловым сетям. В настоящее время на территории МО ГО "Сыктывкар" наибольшее распространение получили схемы подключения систем отопления к тепловой сети при помощи элеваторных узлов. В последние годы в нашей стране наметилась тенденция к переходу от элеваторных схем присоединения потребителей к тепловой сети к более современным схемам, которые не имеют значительных гидравлических потерь. Одной из таких схем является схема подключения потребителей при помощи насоса, установленного на перемычке между прямым и обратным трубопроводом тепловой сети. Несмотря на увеличение расхода электрической энергии (которая тратится на привод центробежного насоса), данная схема является высокоэффективной при сравнении с элеваторной схемой по следующим причинам:

1) в рассматриваемой схеме отсутствуют значительные гидравлические потери, связанные с конструктивными особенностями элеваторов;

2) данная схема позволяет производить регулирование работы системы теплопотребления в широком диапазоне тепловых нагрузок.

В настоящее время на территории МО ГО "Сыктывкар" преобладают открытые схемы ГВС. Теплоснабжение потребителей тепловой энергии по открытым схемам осуществляется от следующих источников тепловой энергии:

- ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" (потребители, подключенные к тепловым сетям ООО "СеверЭнергоПром");

- источники тепловой энергии на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (лишь около 20% потребителей от данных источников подключено по закрытой схеме ГВС);

- котельная ОАО "Комитекс".

В соответствии с п. 10. ФЗ N 417 от 07.12.2011 г. "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "О водоснабжении и водоотведении":

- с 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается;

- с 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.

Таким образом, до 2022 г. необходимо осуществить перевод открытых схем ГВС на закрытые схемы.

12.3. Существующие проблемы организации надежного и безопасного теплоснабжения

Организация надежного и безопасного теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" - это комплекс организационно-технических мероприятий, из которых можно выделить следующие:

- оценка остаточного ресурса тепловых сетей;

- план перекладки тепловых сетей на территории города;

- диспетчеризация;

- методы определения мест утечек.

Остаточный ресурс тепловых сетей - коэффициент, характеризующий реальную степень готовности системы и ее элементов к надежной работе в течение заданного временного периода.

Определение обычно проводят с помощью инженерной диагностики - это надежный, но трудоемкий и дорогостоящий метод обнаружения потенциальных мест отказов. Поэтому для определения перечня участков тепловых сетей, которые в первую очередь нуждаются в комплексной диагностике, следует проводить расчет надежности. Этот расчет должен базироваться на статистических данных об авариях, осмотрах и технической диагностики на данных участках тепловых сетей за период не менее пяти лет.

План перекладки тепловых сетей на территории города (инвестиционная программа) - документ, в котором описан перечень участков тепловых сетей, перекладка которых намечена на ближайшую перспективу.

Диспетчеризация - организация круглосуточного контроля за состоянием тепловых сетей и работой оборудования систем теплоснабжения (ЦТП, ИТП). Тепловые сети на территории городского округа характеризуются низким уровнем диспетчеризации. Отсутствие диспетчеризации приводит к невозможности дистанционного контроля параметров работы тепловых сетей, а также к увеличению периода устранения аварий на тепловых сетях. При разработке проектов перекладки, тепловых сетей рекомендуется применять трубопроводы с системой оперативного дистанционного контроля (ОДК).

Методы определения мест утечек - методы, применяемые на предприятии и не нашедшие применения, описаны в п. 3.6.

Приложение 1
Динамика изменения тарифов
на тепловую энергию,
производимую теплоснабжающими
организациями за 2009-2013 гг.

Таблица 70 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" (горячая вода)

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2009	2010	2011	2012			2013
			01.01.2009	01.01.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал				470,22	498,44	526,35	526,35	589,51
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"	Население (с НДС)**	руб./Гкал				554,86	588,16	621,09
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"	Бюджетные*	руб./Гкал	406,97	449,15	470,22
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"	Иные	руб./Гкал	406,97	449,15	470,22

*- В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.

**- Выделяется в целях реализации пункта 6 статьи 168 Налогового кодекса Российской Федерации.

Таблица 71 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, от тепловых сетей ООО "СеверЭнергоПром"

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2010	2011	2012			2013
			01.02.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013
ООО "СеверЭнергоПром"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал			516,02	546,98	580,60	580,60	638,4
ООО "СеверЭнергоПром"	Население (с НДС)**	руб./Гкал			608,90	645,44	685,11	685,11	753,31
ООО "СеверЭнергоПром"	Бюджетные*	руб./Гкал	459,22	516,02
ООО "СеверЭнергоПром"	Иные	руб./Гкал	459,22	516,02
ЭМУП "Жилкомхоз"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал			710,36	752,98	794,92	794,92	890,32
ЭМУП "Жилкомхоз"	Население (с НДС)**	руб./Гкал			838,22	888,52	938,01	938,01	1050,58
ЭМУП "Жилкомхоз"	Бюджетные*	руб./Гкал	619,84	710,36
ЭМУП "Жилкомхоз"	Иные	руб./Гкал	619,84	710,36

*- В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.

**- Выделяется в целях реализации пункта 6 статьи 168 Налогового кодекса Российской Федерации.

Таблица 72 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, от котельных ОАО "ТГК-9" (горячая вода)

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2009	2010	2011	2012			2013
			01.01.2009	01.01.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013
ОАО "ТГК-9"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал	750,88	822,21	904,43	969,20	1027,35	1027,35	1012,39	1173,81
ОАО "ТГК-9"	Население (с НДС)**	руб./Гкал	886,04	970,21	1067,23	1067,23	1131,27	1194,62	1194,62	1385,10
ОАО "ТГК-9"	Бюджетные*	руб./Гкал	1003,72	949,96	969,20
ОАО "ТГК-9"	Иные	руб./Гкал	1003,72	949,96	969,20

*- В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.

**- Выделяется в целях реализации пункта 6 статьи 168 Налогового кодекса Российской Федерации.

Таблица 73 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, от котельных МУП "Жилкомуслуга" (горячая вода)

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2009	2010	2011	2012			2013
			01.01.2009	01.01.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013
МУП "Жилкомуслуга"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал				1824,63	1934,10	2026,36	2026,36	2267,56
МУП "Жилкомуслуга"	Население (с НДС)**	руб./Гкал				2153,06	2282,24	2391,10	2391,10	2675,72
МУП "Жилкомуслуга"	Бюджетные*	руб./Гкал	1558,67	1677,37	1824,63
МУП "Жилкомуслуга"	Иные	руб./Гкал	1558,67	1677,37	1824,63

*- В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.

**- Выделяется в целях реализации пункта 6 статьи 168 Налогового кодекса Российской Федерации.

Таблица 74 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, от котельных МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар" (горячая вода)

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2012			2013
			01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013
МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал	920,93	976,18	1030,85	1663,71	1663,71
МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"	Население (с НДС)	руб./Гкал	920,93	976,18	1030,85	2391,10	1963,18

Таблица 75 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, от котельной ОАО "Комитекс" (горячая вода)

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2009	2010	2011	2012			2013
			01.01.2009	01.01.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013
ОАО "Комитекс"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал				681,51	722,40	815,31	815,31	877,4
ОАО "Комитекс"	Население (с НДС)**	руб./Гкал				804,18	852,43	962,07	962,07	1035,33
ОАО "Комитекс"	Бюджетные*	руб./Гкал	517,52
ОАО "Комитекс"	Иные	руб./Гкал	517,52
ОАО "Комитекс"	Бюджетные (с учетом услуг ООО "КВСМ")*	руб./Гкал		598,85	681,51
ОАО "Комитекс"	Иные (с учетом услуг ООО "КВСМ")	руб./Гкал		598,85	681,51
ОАО "Комитекс"	Бюджетные (с учетом услуг ОАО "Коми дорожная компания")*	руб./Гкал		635,43	723,36
ОАО "Комитекс"	Иные (с учетом услуг ОАО "Коми дорожная компания")	руб./Гкал		635,43	723,36
ОАО "Комитекс"	Бюджетные (получающие т/э на коллекторах производителей)*	руб./Гкал		544,38	619,50
ОАО "Комитекс"	Иные (получающие тепловую энергию на коллекторах производителей)	руб./Гкал		544,38	619,50
ОАО "Комитекс"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии (получающие тепловую энергию на коллекторах производителей)	руб./Гкал				619,50	656,67	693,32	693,32	805,87
ОАО "Комитекс"	Население (получающие тепловую энергию на коллекторах производителей - с НДС)**	руб./Гкал				731,01	774,87	818,12	818,12	950,93

*- В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.

**- Выделяется в целях реализации пункта 6 статьи 168 Налогового кодекса Российской Федерации.

Таблица 76 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, от котельной ООО "Пригородный" (горячая вода)

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2009	2010	2011	2012			2013
			01.01.2009	01.01.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.09.2012	01.01.2013	01.07.2013
ООО "Пригородный"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал				687,67	728,93	769,75	769,75	858,11
ООО "Пригородный"	Население	руб./Гкал				687,67	728,93	769,75	769,75	858,11
ООО "Пригородный"	Бюджетные*	руб./Гкал	533,03	600,17	687,67
ООО "Пригородный"	Иные	руб./Гкал	533,03	600,17	687,67
ООО "Пригородный"	Бюджетные (с учетом услуг МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар")*	руб./Гкал		723,93
ООО "Пригородный"	Иные (с учетом услуг МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар")	руб./Гкал		723,93

*- В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.

Таблица 77 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, от котельной ООО "Эжва" (горячая вода)

Наименование теплоснабжающей организации	Категория потребителей	Единица измерения величины	2009	2010	2011	2012		2013
			01.01.2009	01.01.2010	01.01.2011	01.01.2012	01.07.2012	01.01.2013	01.07.2013
ООО "Эжва"	Потребители, оплачивающие производство и передачу тепловой энергии	руб./Гкал				1417,39	1474,90	1474,90	1531,92
ООО "Эжва"	Население (с НДС)**	руб./Гкал				1672,52	1740,38	1740,38	1807,67
ООО "Эжва"	Бюджетные*	руб./Гкал	1195,11	1257,32	1417,39
ООО "Эжва"	Иные	руб./Гкал	1195,11	1257,32	1417,39

*- В целях реализации бюджетной политики потребители тепловой энергии, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой.

**- Выделяется в целях реализации пункта 6 статьи 168 Налогового кодекса Российской Федерации

Приложение 2
Утвержденные температурные
графики отпуска тепловой
энергии с горячей водой от
котельных балансовой
принадлежности СТС
филиала ОАО "ТГК-9"

Книга 2
Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Общие положения

Муниципальное образование городской округ "Сыктывкар" (далее по тексту - город Сыктывкар) - столица Республики Коми, занимает выгодное географическое положение, располагаясь в южной, наиболее комфортной по климатическим условиям части Республики и, одновременно, в относительной близости к крупнейшим промышленным центрам Центрального, Уральского и Приволжского федеральных округов.

В настоящее время Сыктывкар - сравнительно крупный промышленный и культурный центр Северо-Западного федерального округа, столица Республики Коми.

Для г. Сыктывкара характерна многоотраслевая структура экономики, в которой ведущая роль принадлежит обрабатывающим производствам, торговле, операциям с недвижимостью и строительству, где работает более половины от числа занятых во всех сферах экономики.

Ведущими отраслями промышленности являются целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность, обработка древесины и производство изделий из дерева, базирующиеся на богатых лесных ресурсах Республики Коми. В целом, в отрасли занято примерно 10 тыс.чел., т.е. почти 60% промышленных кадров города. Самым крупным предприятием является ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" с численностью работающих более 5 тыс.чел. и выпускающих ежегодно порядка 600 тыс. т бумаги и более 200 тыс. т. картона. Комбинат обеспечивает более 40% рынка офисной и офсетной бумаги в России и СНГ.

Формируясь в качестве столицы Республики на протяжении длительного времени, г. Сыктывкар приобрел так называемые столичные функции, что выразилось в концентрации соответствующих административных, финансовых учреждений, а также учреждений науки, объектов высшего и среднего образования, крупных республиканских объектов здравоохранения и спорта, культуры и искусства.

В городе действует значительное количество строительных организаций, ведущих жилищно-гражданское, промышленное и др. виды строительства не только на территории города, но и на территории Республики.

В последние годы значительно развилась сфера торговли, ремонта автотранспортных средств, общественного питания.

Согласно актуализированной версии СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" территории г. Сыктывкара по климатическому районированию находится в климатическом подрайоне Ш, характеризующемся умеренно-континентальным климатом, с коротким и умеренно прохладным летом, многоснежной, продолжительной и умеренно-холодной зимой. Вынос теплого морского воздуха, связанный с прохождением атлантических циклонов, и частые вторжения арктического воздуха с Северного Ледовитого океана придают погоде большую неустойчивость в течение всего года. Годовая амплитуда составляет 32,3°С. Самым теплым месяцем года является июль (средняя месячная температура +17,2°С), самым холодным месяцем - январь (-15,2°С). Среднегодовая температура воздуха по данным метеостанции г. Сыктывкар равна 0,4°С.

Расчётная для систем отопления температура наружного воздуха (температура воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92): - 36 °С, продолжительность отопительного периода - 243 сут. со средней температурой воздуха - 5,6 °С (в соответствии с Актуализированной в 2012 г. версией СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" - СП 131.13330.2012).

Современный г. Сыктывкар представляет собой весьма протяженную градостроительную структуру, вытянувшуюся почти на 30 км по левому берегу рек Сысолы и Вычегды.

Город состоит из следующих четырех основных планировочных образований:

1. Центральная часть города в излучине Сысолы, сохранившая историческую радиально-кольцевую планировку. К ней примыкают жилые микрорайоны вдоль улицы Коммунистической, микрорайон "Орбита" и застройка вдоль Тентюковской улицы. К югу от центрального планировочного района расположен аэропорт, шумовая зона от которого распространяется на часть существующих жилых районов города.

2. Северный планировочный район, включивший в себя Эжвинский район города с тяготеющими к нему поселками. Эжвинский жилой район в настоящее время находится в зоне вредного воздействия от выбросов лесопромышленного комплекса.

3. Часть города, расположенная между Центральным и Эжвинским районами. Ее основными планировочными элементами является промышленный район Човью, тепличное хозяйство на берегу Вычегды, Нижний Чов и значительная территория, занимаемая землями сельского хозяйства.

1. Данные базового уровня потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения

В границах МО ГО "Сыктывкар" действует 6 теплоснабжающих организаций:

- ОАО "Комитекс";

- МУП "Жилкомуслуга";

- МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар";

- ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9";

- ОАО "Монди СЛПК";

- ОАО "Пригородный".

Котельные ОАО "Комитекс", ОАО "Пригородный" и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" являются ведомственными источниками тепловой энергии. Наибольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды данных предприятий. Сведения о потреблении тепловой энергии населением и иными категориями потребителей, а также суммарные подключенные нагрузки потребителей от теплоснабжающих организаций г. Сыктывкар представлены в таблице 1. Для ведомственных источников тепловой энергии указан товарный отпуск. Более подробно потребление тепловой энергии рассмотрено в книге 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения".

Таблица 1. Данные базового уровня потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения

Теплоснабжающая организация	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Потребление тепловой энергии за базовый период, тыс.Гкал
ОАО "Комитекс"	111	33,2
МУП "Жилкомуслуга"	35,6	72,2
МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"	30	53,4
ОАО "Монди СЛПК"	537	758,1
СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	544,5	1429,2

2. Прогнозы приростов площади строительных фондов по объектам территориального деления

Прогнозы приростов площади строительных фондов в г. Сыктывкаре выполнены Научно-проектным институтом пространственного планирования "ЭНКО" (далее по тексту - НПИ "ЭНКО") в рамках проекта Генерального плана г. Сыктывкар Республики Коми в 2009 году.

Выполнена одна из главных задач Генерального плана - определение назначения городских территорий, установление функциональных зон с выделением жилых, общественно-деловых, производственных зон, инженерных и транспортных инфраструктур, рекреационных, сельскохозяйственного использования, специального назначения, военных объектов и прочих зон.

Мероприятия по реализации Генерального плана разделены на несколько этапов в следующей последовательности:

- первый этап - 2010 - 2015 гг.;

- второй этап - 2016 - 2025 гг.

Генеральный план является одним из документов территориального планирования г. Сыктывкара Республики Коми и основным документом планирования развития территории городского округа, отражающий градостроительную стратегию и условия формирования среды жизнедеятельности.

Разработанное в Генеральном плане г. Сыктывкара функциональное зонирование базируется на выводах комплексного градостроительного анализа, учитывает планировочную специфику города, сложившиеся особенности использования городских земель, требования охраны объектов природного и культурного наследия. При установлении территориальных зон учтены положения Градостроительного, Земельного и Водного кодексов Российской Федерации, требования специальных нормативов и правил, касающиеся зон с нормируемым режимом градостроительной деятельности на территории РФ и Республики Коми.

При разработке функционального зонирования территории городского округа проводился принцип экологического приоритета принимаемых решений:

- размещение нового жилищного строительства и объектов социальной инфраструктуры на экологически безопасных территориях, вне санитарно-защитных зон и других планировочных ограничений;

- развитие системы городских зеленых насаждений и рекреационных территорий;

- разработка мероприятий по снижению негативного экологического воздействия источников загрязнения окружающей среды.

Проектное функциональное зонирование территории г. Сыктывкар предусматривает:

- преемственность в функциональном назначении зон по отношению к сложившемуся использованию территории и ранее разработанным градостроительным проектам, если это не противоречит нормативным требованиям экологической безопасности, эффективному и рациональному использованию городских территорий;

- развитие общественно-деловых, общественно-жилых и рекреационных зон;

- резервирование территорий для перспективного градостроительного развития г. Сыктывкара, выходящего за расчетный срок;

- проведение ряда изменений в зонировании городской территории: увеличение в балансе территории города площади многофункциональных зон, общественно-жилых, производственно-деловых и пр.

Для государственных и муниципальных нужд Генеральным планом предусматривается резервирование территорий под:

- развитие улично-дорожной сети и размещение крупных объектов транспортной инфраструктуры общегородского значения;

- объекты инженерной инфраструктуры;

- жилищное строительство;

- зеленые насаждения общего пользования.

К основным функциональным зонам, выделенным в Генеральном плане г. Сыктывкара, относятся:

Жилые зоны - различных строительных типов в соответствии с этажностью и плотностью застройки: зона застройки многоэтажными жилыми домами; зона застройки среднеэтажными жилыми домами; зона застройки малоэтажными и индивидуальными жилыми домами; зона перспективного развития жилых зон.

Зоны смешанного назначения - зона исторического центра города; зона общественно-жилого назначения.

Общественно-деловые зоны - зона делового, общественного и коммерческого назначения; зона учреждений здравоохранения и социальной защиты; зона объектов высшего и среднего профессионального образования; зона обслуживания объектов, необходимых для осуществления производственной и предпринимательской деятельности (производственно-деловая зона).

Рекреационные зоны - зона парков, скверов, садов, бульваров; зона лесопарков, городских лесов, зон отдыха; зона рекреационных объектов; зона пляжей, зона спортивных комплексов и сооружений.

Производственные зоны - зона производственно-коммунальных объектов I-II класса санитарной классификации; зона производственно-коммунальных объектов III-IV класса санитарной классификации.

Зоны инженерной и транспортной инфраструктур - зона объектов инженерной инфраструктуры; зона объектов транспортной инфраструктуры; зона железнодорожного транспорта; зона водного транспорта.

Зоны сельскохозяйственного использования - зона сельскохозяйственных угодий, зона садоводств и огородов.

Зоны специального назначения - зона кладбищ; зона полигона ТБО; зона рекультивации нарушенных территорий.

Зоны военных объектов и иные зоны режимных территорий - зона военных объектов и иных режимных территорий.

Прочие зоны - зона прочих городских территорий; зона озеленения специального назначения.

В качестве предварительного этапа НПИ "ЭНКО" был сделан прогноз перспективной численности населения города Сыктывкара по 2 вариантам: 260 и 280 тыс.чел. Наиболее вероятным представляется прогноз изменения численности населения города к концу расчетного срока в пределах 260 тыс.чел. Вместе с тем, с точки зрения градостроительного развития целесообразнее принять за основу несколько большую численность - 280 тыс.чел.

Администрация МО ГО "Сыктывкар", рассмотрев предложенные варианты по масштабам развития города, согласовала вариант с численностью населения 280 тыс.чел.

Численность населения на I очередь (2015 г.) определена в размере 255 тыс.чел.

2.1. Развитие жилых зон. Новое жилищное строительство

Разработка предложений по организации жилых зон, реконструкции существующего жилищного фонда и размещению площадок нового жилищного строительства - одна из приоритетных задач Генерального плана г. Сыктывкара.

При выборе площадок под новое жилищное строительство была произведена комплексная оценка территориальных ресурсов города: наличие свободных территорий, пригодных для застройки, проанализировано состояние имеющегося жилищного фонда, возможность и целесообразность сноса и уплотнения существующих кварталов и микрорайонов, перепрофилирования (с целью сокращения размера санитарно-защитной зоны) или выноса ряда промышленных предприятий и коммунально-складских объектов, занимающих выгодные в градостроительном отношении территории и т.д.

При размещении площадок нового жилищного строительства учтены ограничения и требования, связанные с зонами охраны памятников истории и культуры (этажность, плотность застройки, визуальные раскрытия на памятники).

В процессе проектирования была проанализирована и учтена в части предложений, не утративших актуальности к настоящему времени, ранее разработанная планировочная документация по г. Сыктывкару.

Реализация достаточно большой жилищной программы в течение расчетного срока Генерального плана предусматривает сочетание нового жилищного строительства на свободных территориях (порядка 85%), с реконструктивными мероприятиями.

В течение расчетного срока жилищный фонд города планируется увеличить до 8,4 млн.кв.м (в настоящее время 5,1 млн.кв.м общей площади), что позволит увеличить среднюю жилищную обеспеченность с 20,7 кв.м до 30 кв.м общей площади на человека. При этом средняя по городу жилищная обеспеченность на конец расчетного срока 30 кв.м на жителя в дальнейших расчетах Генерального плана дифференцирована следующим образом:

- для многоэтажных жилых домов - 29 кв.м/чел.;

- для индивидуальных жилых домов с участками - 40 кв.м/чел.

Объем нового жилищного строительства с учетом убыли части существующего фонда в связи с реконструктивными мероприятиями составит 3,5 млн.кв.м. Это потребует увеличения среднегодового объема строительства по сравнению с существующим в последние годы более чем в 2 раза. Росту жилищного строительства как многоквартирного, так и индивидуального, будет способствовать развитие ипотеки и других возможностей приобретения жилья (участие граждан в долевом строительстве, жилищно-накопительных программах и др.).

В Генеральном плане были рассмотрены варианты по структуре нового жилищного строительства. Учитывая существующую структуру и динамику жилищного строительства, а также требования Региональных нормативов градостроительного проектирования (далее по тексту - РНГП) для Республики Коми проектом принята следующая структура нового жилищного строительства:

- многоэтажные жилые дома (5-14 эт.) - 70%;

- среднеэтажные жилые дома (2-4 эт.) - 15%;

- малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками - 15%.

В соответствии с РНГП для Республики Коми для зон различной этажности и типов застройки в проекте принята следующая плотность застройки:

- зона многоэтажных жилых домов (преимущественно, 5-14 этажей). Принятая плотность - 7500 кв.м/га;

- зона среднеэтажных жилых домов (2-4 этажа), включая блокированные жилые дома. Рекомендуемая для этой этажности плотность - 4000 кв. м/га;

- зона малоэтажных и индивидуальных жилых домов с участками. Рекомендуемая плотность составляет 1500 кв.м/га.

Четкое выделение строительных зон по плотности, тем не менее, предполагает, что в эти зоны помимо указанной преимущественной этажности могут единично включаться здания как большей, так и меньшей этажности.

Убыль жилищного фонда в течение расчетного срока определена в размере 0,16 млн.кв.м общей площади, что составляет около 3% от существующего фонда. В общей сумме убыли жилищного фонда учтено выбытие жилой площади по ветхости, из санитарно-защитных зон от промышленных предприятий, в связи с реконструктивными мероприятиями, а также с высвобождением первых этажей многоэтажных жилых домов, находящихся в выгодных с коммерческой точки зрения местах, с целью перевода их из жилой категории в нежилую (магазины, офисы, предприятия бытового обслуживания и др.). В таблице 2 представлен перечень площадок нового жилищного строительства.

Таблица 2. Перечень площадок нового жилищного строительства

Микрорайон	Характеристика застройки	Прирост общей площади застройки, тыс.
		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2024	2029
Северный N 2	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	17,6	35,3	123,4	141,0
Емваль	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	41,0	82,0	82,0	82,0	82,0	82,0	82,0	82,0
Северный	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,0	0,0	25,8	51,6	77,4	103,2	129,0	129,0
Парпом N 1	Среднеэтажные жилые дома	0,0	0,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
Парпом N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,0	0,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
квартал ул. Д. Каликовой - Кирова	Многоэтажные жилые дома	8,9	17,7	17,7	17,7	17,7	17,7	17,7	17,7
Квартал между ул. Интернациональной и ул. Октябрьской - Тиман	Многоэтажные жилые дома	41,7	83,3	125,0	125,0	125,0	125,0	125,0	125,0
7 мкр. юго-запад жилого района	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	111,5	139,4
V мкр. жилого района "Давпон"	Многоэтажные жилые дома	18,7	37,4	37,4	37,4	37,4	37,4	37,4	37,4
Давпон	Многоэтажные жилые дома	42,8	85,7	128,5	128,5	128,5	128,5	128,5	128,5
Чит-Кочпон N 1	Среднеэтажные жилые дома	18,5	37,0	37,0	37,0	37,0	37,0	37,0	37,0
Чит-Кочпон N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	17,9	35,8	35,8	35,8	35,8	35,8	35,8	35,8
Мкр-н Южный N 1	Среднеэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	42,2	211,2	211,2
Мкр-н Южный N 2	Среднеэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	66,7	100,0
Мкр-н Южный N 3	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	21,5	43,0
Шордор N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	22,0	44,0
Ягкар	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	27,0	54,0
Аэропорт N 1	Многоэтажные жилые дома	43,3	86,7	130,0	130,0	130,0	130,0	130,0	130,0
Аэропорт N 2	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	43,3	86,7	130,0	130,0	130,0	130,0
Аэропорт N 3	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	50,6	303,4	354,0
Краснозатонский N 1	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	26,7	53,3	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0
Краснозатонский N 2	Среднеэтажные жилые дома	0,0	0,0	23,8	47,5	71,3	95,0	95,0	95,0
Краснозатонский N 3	Среднеэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	20,0	40,0	60,0	80,0	80,0
ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	Многоэтажные жилые дома	48,0	96,0	144,0	192,0	240,0	240,0	240,0	240,0
микрорайон Восток	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	10,0	10,0
Лемью	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	10,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0
Мкр. вдоль Октябрьского пр.	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	49,7	99,4	149,1	348,0	348,0
Мкр. Теплый	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	47,6	95,2	238,0	238,0
Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	49,0	49,0	49,0	49,0	49,0
Мкр. Наб. реки Дырнос N 2	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	42,8	85,7	257,0	257,0
Мкр. Наб. реки Дырнос N 3	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	56,0	56,0
Мкр. Наб. реки Дырнос N 4	Многоэтажные жилые дома	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	59,0
Прочие	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	10,0
Итого		317,5	634,9	949,3	1208,9	1527,5	1847,7	3231,1	3500,0

В объемах и территориях нового жилищного строительства помимо жилищного фонда, показанного на чертежах Генерального плана жилыми зонами различной плотности, учтен также жилищный фонд, размещенный на участках, выделенных в качестве многофункциональных зон.

2.2. Развитие объектов социальной инфраструктуры

В Генеральном плане разработаны предложения по развитию системы общественных центров. На "Схеме планируемого размещения объектов капитального строительства (объекты обслуживания)" выделены общественные зоны, предназначенные для размещения объектов здравоохранения, образования, культуры и искусства, торговли, административно-деловых и других обслуживающих объектов.

Главные задачи зон общественных центров - возможность реализации обслуживающих функций: представительских, деловых, коммерческих, культурных, управленческих, жилых, информационных и пр.

Генеральным планом предлагается развитие уже сложившихся градостроительных традиций г. Сыктывкара, зафиксированных в планировке центральной части города. Предлагается создание в новых районах системы площадей и пешеходных бульваров, соединяющих парковые и жилые зоны, места приложения труда и обслуживающие комплексы.

В таблице 3 представлен перечень новых наиболее крупных объектов культурно-бытового назначения, предлагаемых Генеральным планом к размещению в течение расчетного срока Генерального плана.

Таблица 3. Перечень наиболее крупных объектов культурно-бытового назначения, предлагаемых к строительству

Наименование	Микрорайон	Прирост общей площади застройки, тыс.
		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2024	2029
Больница	Аэропорт N 1	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5
Поликлиника	Северный	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Давпон	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Аэропорт N 1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Аэропорт N 3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Краснозатонский N 1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Мкр. Теплый	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Поликлиника	Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Аквапарк	Аэропорт N 1	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
Дворец спорта с искусственным льдом	Аэропорт N 1	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Спортивный зал	Северный	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Давпон	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Аэропорт N 1	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Аэропорт N 3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Краснозатонский N 1	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Мкр. Теплый	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Спортивный зал	Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Стадион	Аэропорт N 1	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0
Стадион	Северный	0,0	0,0	0,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0
Бассейн	Северный	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	Давпон	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	Аэропорт N 1	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	Аэропорт N 3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0
Бассейн	Краснозатонский N 1	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	Мкр. Теплый	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0
Бассейн	Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0	1,0
Многофункциональный культурный комплекс с киноконцертным и выставочным залами	Аэропорт N 1	0,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0
Цирк	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,5	1,5	1,5
Республиканская филармония	Аэропорт N 1	0,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Театр юного зрителя	Аэропорт N 1	0,0	0,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
Планетарий	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Национальная библиотека	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,0	3,0	3,0
Дом молодежи	Аэропорт N 1	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Этнографический культурно-туристский центр	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	1,0
Учреждение дополнительного образования детей	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0
Учреждение дополнительного образования детей	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0
Учреждение дополнительного образования детей	Аэропорт N 1	0,0	0,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Бизнес-центр	Северный	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Давпон	0,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Аэропорт N 1	0,0	0,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Аэропорт N 3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Краснозатонский N 1	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Мкр. Теплый	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0
Бизнес-центр	Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,0	5,0
Зоопарк	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	2,0
Гостиница	Северный	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5
Гостиница	Давпон	0,0	0,0	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5
Гостиница	Мкр-н Южный N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5
Гостиница	Аэропорт N 1	0,0	0,0	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5
Гостиница	Аэропорт N 3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5
Гостиница	Краснозатонский N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5	3,5	3,5
Гостиница	ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5	3,5	3,5
Гостиница	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5
Гостиница	Мкр. Теплый	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5
Гостиница	Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	3,5
Многофункциональный обслуживающе-деловой и коммерческий центр	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	7,0	7,0
Многофункциональный обслуживающе-деловой и коммерческий центр	Давпон	0,0	0,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
Пожарное депо	Аэропорт N 1	0,0	0,0	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Пожарное депо	Шордор N 2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,5	2,5	2,5
Пожарное депо	Лемью	0,0	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
	Итого	38,5	65,0	97,5	120,5	138,5	156,5	217,5	217,5

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

3.1. Требования энергетической эффективности зданий, строений сооружений на основании нормативной документации

3.1.1. Нормативы потребления тепловой энергии для целей отопления и вентиляции зданий

В соответствии с п. 16 главы 1 Общие положения "Методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения", утвержденных приказом Минэнерго России N 565 и Минрегиона России N 667 от 29.12.2012 "Об утверждении методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения": "Для формирования прогноза теплопотребления на расчетный период рекомендуется принимать нормативные значения удельного теплопотребления вновь строящихся и реконструируемых зданий в соответствии с СНиП 23-02-2003 "Тепловая защита зданий" (его актуализации) (далее по тексту - СНиП) и на основании Приказа Министерства регионального развития РФ от 28 мая 2010 года N 262 "О требованиях энергетической эффективности зданий, строений и сооружений" (далее по тексту - Требования энергоэффективности зданий, строений и сооружений).

Данные строительные нормы и правила устанавливают требования к тепловой защите зданий в целях экономии энергии при обеспечении санитарно-гигиенических и оптимальных параметров микроклимата помещений и долговечности ограждающих конструкций зданий и сооружений.

Требования к повышению тепловой защиты зданий и сооружений, основных потребителей энергии являются важным объектом государственного регулирования в большинстве стран мира. Эти требования рассматриваются также с точки зрения охраны окружающей среды, рационального использования невозобновляемых природных ресурсов, уменьшения влияния "парникового" эффекта и сокращения выделений двуокиси углерода и других вредных веществ в атмосферу.

Данные нормы затрагивают часть общей задачи энергосбережения в зданиях. Одновременно с созданием эффективной тепловой защиты, в соответствии с другими нормативными документами принимаются меры по повышению эффективности инженерного оборудования зданий, снижению потерь энергии при ее выработке и транспортировке, а также по сокращению расхода тепловой и электрической энергии путем автоматического управления и регулирования оборудования и инженерных систем в целом.

Нормы по тепловой защите зданий гармонизированы с аналогичными зарубежными нормами развитых стран. Эти нормы, как и нормы на инженерное оборудование, содержат минимальные требования, и строительство многих зданий может быть выполнено на экономической основе с существенно более высокими показателями тепловой защиты, предусмотренными классификацией зданий по энергетической эффективности.

Данные нормы и правила распространяются на тепловую защиту жилых, общественных, производственных, сельскохозяйственных и складских зданий и сооружений (далее по тексту - зданий), в которых необходимо поддерживать определенную температуру и влажность внутреннего воздуха.

Согласно актуализированной версии СНиП 23-02-2003 "Тепловая защита зданий", энергетическую эффективность жилых и общественных зданий следует устанавливать в соответствии с классификацией по таблице 4.

Присвоение классов D, Е на стадии проектирования не допускается.

Классы А, В, С устанавливают для вновь возводимых и реконструируемых зданий на стадии разработки проектной документации и впоследствии их уточняют в процессе эксплуатации, по результатам энергетического обследования. С целью увеличения доли зданий с классами "А, В" субъекты Российской Федерации должны применять меры по экономическому стимулированию как к участникам строительного процесса, так и эксплуатирующим организациям.

Классы D, Е устанавливают при эксплуатации возведенных до 2000 г. зданий с целью разработки органами администраций субъектов Российской Федерации очередности и мероприятий по реконструкции этих зданий.

В соответствии с п. 8 Требований: "В задании на проектирование следует указывать класс энергетической эффективности В ("высокий") и процент снижения нормируемого удельного расхода энергии на цели отопления и вентиляции по отношению к базовому уровню. Соответствие проектных значений нормируемым на стадии проектирования устанавливается в энергетическом паспорте здания. При неудовлетворении приведенных выше требований усиливается теплозащита наружных ограждающих конструкций, либо выполняются мероприятия по повышению энергоэффективности систем отопления и вентиляции".

Таблица 4. Классы энергетической эффективности жилых и общественных зданий

Обозначение класса	Наименование класса	Величина отклонения расчетного (фактического) значения удельной характеристики расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию здания от нормируемого, %	Рекомендуемые мероприятия, разрабатываемые субъектами РФ
При проектировании и эксплуатации новых и реконструируемых зданий
А++	Очень высокий	Ниже -60	Экономическое стимулирование
А+		От -50 до -60 включительно
А		От -40 до -50 включительно
В+	Высокий	От -30 до -40 включительно	Экономическое стимулирование
В		От -15 до -30 включительно
С+	Нормальный	От -5 до -15 включительно	Мероприятия не разрабатываются
С		От +5 до -5 включительно
С-		От +15 до 5 включительно
При эксплуатации существующих зданий
D	Пониженный	От +15,1 до +50 включительно	Реконструкция при соответствующем экономическом обосновании
Е	Низкий	Более +50	Реконструкция при соответствующем экономическом обосновании или снос

Нормами установлены три показателя тепловой защиты здания:

1. приведенное сопротивление теплопередаче отдельных элементов ограждающих конструкций здания;

2. санитарно-гигиенический, включающий температурный перепад между температурами внутреннего воздуха и на поверхности ограждающих конструкций и температуру на внутренней поверхности выше температуры точки росы;

3. удельный расход тепловой энергии на отопление здания, позволяющий варьировать величинами теплозащитных свойств различных видов ограждающих конструкций зданий с учетом объемно-планировочных решений здания и выбора систем поддержания микроклимата для достижения нормируемого значения этого показателя.

Требования тепловой защиты здания будут выполнены, если в жилых и общественных зданиях будут соблюдены требования показателей "а" и "б" либо "б" и "в". В зданиях производственного назначения необходимо соблюдать требования показателей "а" и "б".

Сопротивление теплопередаче элементов ограждающих конструкций

Приведенное сопротивление теплопередаче ·°С/Вт, ограждающих конструкций, а также окон и фонарей (с вертикальным остеклением или с углом наклона более 45°) следует принимать не менее нормируемых значений , ·°С/Вт, определяемых по таблице 5, в зависимости от градусо-суток района строительства , °С·сут.

Таблица 5. Нормируемые значения сопротивления теплопередаче ограждающих конструкций

Здания и помещения, коэффициенты a и b	Градусо-сутки отопительного периода, °С·сут.	Нормируемые значения сопротивления теплопередаче , ·°С/Вт, ограждающих конструкций
		Стен	Покрытий и перекрытий над проездами	Перекрытий чердачных, над неотапливаемыми подпольями и подвалами	Окон и балконных дверей, витрин и витражей	Фонарей с вертикальным остеклением
1	2	3	4	5	6	7
1. Жилые, лечебно-профилактические и детские учреждения, школы, интернаты, гостиницы и общежития	2000	2,1	3,2	2,8	0,3	0,3
	4000	2,8	4,2	3,7	0,45	0,35
	6000	3,5	5,2	4,6	0,6	0,4
	8000	4,2	6,2	5,5	0,7	0,45
	10000	4,9	7,2	6,4	0,75	0,5
	12000	5,6	8,2	7,3	0,8	0,55
a	-	0,00035	0,0005	0,00045	-	0,000025
b	-	1,4	2,2	1,9	-	0,25
2. Общественные, кроме указанных выше, административные и бытовые, производственные и другие здания и помещения с влажным или мокрым режимом	2000	1,8	2,4	2,0	0,3	0,3
	4000	2,4	3,2	2,7	0,4	0,35
	6000	3,0	4,0	3,4	0,5	0,4
	8000	3,6	4,8	4,1	0,6	0,45
	10000	4,2	5,6	4,8	0,7	0,5
	12000	4,8	6,4	5,5	0,8	0,55
a	-	0,0003	0,0004	0,00035	0,00005	0,000025
b	-	1,2	1,6	1,3	0,2	0,25
3. Производственные с сухим и нормальным режимами	2000	1,4	2,0	1,4	0,25	0,2
	4000	1,8	2,5	1,8	0,3	0,25
	6000	2,2	3,0	2,2	0,35	0,3
	8000	2,6	3,5	2,6	0,4	0,35
	10000	3,0	4,0	3,0	0,45	0,4
	12000	3,4	4,5	3,4	0,5	0,45
a	-	0,0002	0,00025	0,0002	0,000025	0,000025
b	-	1,0	1,5	1,0	0,2	0,15

Нормируемый температурный перепад между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции

Расчетный температурный перепад , °С, между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции не должен превышать нормируемых величин , °С, установленных в таблице 6.

Таблица 6. Нормируемый температурный перепад между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции

Здания и помещения	Нормируемый температурный перепад , °С, для
	наружных стен	покрытий и чердачных перекрытий	перекрытий над проездами, подвалами и подпольями	зенитных фонарей
1. Жилые, лечебно-профилактические и детские учреждения, школы, интернаты	4,0	3,0	2,0
2. Общественные, кроме указанных в поз. 1, административные и бытовые, за исключением помещений с влажным или мокрым режимом	4,5	4,0	2,5
3. Производственные с сухим и нормальным режимами	, но не более 7	0,8 (), но не более 6	2,5
4. Производственные и другие помещения с влажным или мокрым режимом		0,8 ()	2,5	-
5. Производственные здания со значительными избытками явной теплоты (более 23 Вт/) и расчетной относительной влажностью внутреннего воздуха более 50%	12	12	2,5

Удельный расход тепловой энергии на отопление и вентиляцию здания

В соответствии с Требованиями к энергетической эффективности зданий, для новых жилых и общественных зданий высотой до 75 м включительно (25 этажей) предусматриваются следующие нормативы удельного энергопотребления на цели отопления и вентиляции по классу энергоэффективности В ("высокий"):

- с 2011 г. согласно таблицам 7, 10;

- с 2016 г. согласно таблицам 8, 11 (снижение на 15%);

- с 2020 г. согласно таблицам 9, 12 (снижение на 10%).

Таблица 7. Нормируемый с 2011 года удельный расход тепловой энергии на отопление и вентиляцию малоэтажных жилых домов: одноквартирных отдельно стоящих и блокированных, многоквартирных и массового индустриального изготовления, кДж/(·°С·сут.)

Отапливаемая площадь домов,	С числом этажей
	1	2	3	4
60 и менее	119	-	-
100	106	115	-	-
150	93,5	102	110,5	-
250	85	89	93,5	98
400	-	76,5	81	85
600	-	68	72	76,5
1000 и более	-	59,5	64	68

Таблица 8. Нормируемый с 2016 года удельный расход тепловой энергии на отопление и вентиляцию малоэтажных жилых домов: одноквартирных отдельно стоящих и блокированных, многоквартирных и массового индустриального изготовления, кДж/(·°С·сут.)

Отапливаемая площадь домов,	С числом этажей
	1	2	3	4
60 и менее	98	-	-
100	87,5	94,5	-	-
150	88	84	91	-
250	70	73,5	77	80,5
400	-	63	73,5	70
600	-	56	59,5	63
1000 и более	-	49	52,5	56

Таблица 9. Нормируемый с 2020 года удельный расход тепловой энергии на отопление и вентиляцию малоэтажных жилых домов: одноквартирных отдельно стоящих и блокированных, многоквартирных и массового индустриального изготовления, кДж/(·°С·сут.)

Отапливаемая площадь домов,	С числом этажей
	1	2	3	4
60 и менее	84	-	-
100	75	81	-	-
150	66	72	78	-
250	60	63	66	69
400	-	54	57	60
600	-	48	51	54
1000 и более	-	42	45	48

Таблица 10. Нормируемый с 2011 г. удельный расход тепловой энергии на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий, кДж/(·°С·сут.) или [кДж/(·°С·сут.)]

N п/п	Типы зданий и помещений	Этажность зданий
		1-3	4, 5	6, 7	8, 9	10, 11	12 и выше
1	Жилые, гостиницы, общежития	По таблице 12	72 [26,5] для 4-этажных одноквартирных и блокированных домов - по таблице 12	68 [24,5]	65 [23,5]	61 [22]	59,5 [21,5]
2	Общественные, кроме перечисленных в позиции 3, 4 и 5 настоящей таблицы	[37,5], [32,5], [30,5] соответственно нарастанию этажности	[27]	[26,5]	[25]	[24]	-
3	Поликлиники и лечебные учреждения, дома-интернаты	[29], [28], [27] соответственно нарастанию этажности	[26,5]	[26,5]	[24,5]	[24]	-
4	Дошкольные учреждения	[38]	-	-	-	-	-
5	Сервисного обслуживания	[19,5], [18,5], [18]	[17]	[17]	-	-	-
6	Административного назначения (офисы)	[30,5], [29], [28] соответственно нарастанию этажности	[23]	[20,5]	[18,5]	[17]	[17]

Таблица 11. Нормируемый с 2016 г. удельный расход тепловой энергии на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий, кДж/(·°С·сут.) или [кДж/(·°С·сут.)]

N п/п	Типы зданий и помещений	Этажность зданий
		1-3	4, 5	6, 7	8, 9	10, 11	12 и выше
1	Жилые, гостиницы, общежития	По таблице 13	59,5 [21,5] для 4-этажных одноквартирных и блокированных домов - по таблице 13	56 [20,5]	53 [19,5]	50,5 [18]	49 [17,5]
2	Общественные, кроме перечисленных в позиции 3, 4 и 5 настоящей таблицы	[29,5], [26,5], [25] соответственно нарастанию этажности	[21,5]	[21]	[20,5]	[19,5]	-
3	Поликлиники и лечебные учреждения, дома-интернаты	[24], [23], [22,5] соответственно нарастанию этажности	[26,5]	[26,5]	[24,5]	[24]
4	Дошкольные учреждения	[31,5]	-	-	-	-	-
5	Сервисного обслуживания	[16], [15,5], [14,5]	[14]	[14]	-	-	-
6	Административного назначения (офисы)	[19], [24], [23] соответственно нарастанию этажности	[19]	[17]	[15,5]	[14]	[14]

Таблица 12. Нормируемый с 2020 г. удельный расход тепловой энергии на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий, кДж/(·°С·сут.) или [кДж/(·°С·сут.)]

N п/п	Типы зданий и помещений	Этажность зданий
		1-3	4, 5	6, 7	8, 9	10,11	12 и выше
1	Жилые, гостиницы, общежития	По таблице 14	51 [18,5] для 4- этажных одноквартирных и блокированных домов - по таблице 14	48 [17,5]	45,5 [16,5]	43 [15,5]	42 [15]
2	Общественные, кроме перечисленных в позиции 3, 4 и 5 настоящей таблицы	[25], [23], [21,5] соответственно нарастанию этажности	[19]	[18,5]	[17,5]	[17]	-
3	Поликлиники и лечебные учреждения, дома-интернаты	[20,5], [20], [19] соответственно нарастанию этажности	[18,5]	[18]	[17,5]	[17]	-
4	Дошкольные учреждения	[27]	-	-	-	-	-
5	Сервисного обслуживания	[14], [13], [12,5]	[12]	[12]	-	-	-
6	Административного назначения (офисы)	[21,5], [20,5], [20] соответственно нарастанию этажности	[16]	[14,5]	[13]	[12]	[12]

Примечание к таблицам 10-12: Для регионов, имеющих значение = 8000 °С·сут. и более, нормируемые показатели следует снизить на 5%.

3.1.2. Нормативы потребления тепловой энергии для целей горячего водоснабжения потребителей

На основании п. 10 Требований к энергоэффективности зданий, строений и сооружений: "Устанавливается снижение удельного потребления воды жилых зданий по отношению к среднему фактическому потреблению на 01.01.2008 - 320 л/(чел.-сутки) поэтапно до 45% к 2020 г., то есть до 175 л/(чел. сутки), в том числе горячей воды со 150 до 80-85 л/(чел.-сутки). Такие снижения достигаются за счет переноса узла приготовления горячей воды из центральных тепловых пунктов (далее по тексту - ЦТП) в индивидуальные тепловые пункты (далее по тексту - ИТП) в зданиях по мере износа оборудования в ЦТП и внутриквартальных сетей горячего водоснабжения, оснащения приборами индивидуального учета потребления воды в квартирах".

3.2. Обоснование перспективных удельных расходов тепловой энергии для жилых зданий и зданий общественно-делового назначения до 2029 г. на территории г. Сыктывкара

Для перспективной застройки согласно Генеральному плану была произведена разбивка строительных площадей по категориям (в зависимости от назначения площадей):

- жилые здания;

- общественно-деловая застройка.

При этом жилая застройка разделена на следующие типы:

- многоэтажные дома (5-14 этажей);

- среднеэтажные дома (2-4 этажей);

- малоэтажные и индивидуальные жилые дома.

С целью определения нормируемого расхода на отопление и вентиляцию жилой застройки необходим выбор типового строения. В связи с невозможностью определения точной этажности перспективных типовых зданий на территории г. Сыктывкара определены усредненные показатели удельного расхода тепловой энергии, рассчитанные на основании данных таблицы 13. Представленные значения приняты с учетом Требований к энергоэффективности зданий, строений и сооружений.

Таблица 13. Нормируемое значение удельного расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию жилых зданий

Характеристика застройки	Тепловая нагрузка	Единица измерения норматива	Обоснование принятия норматива	Базовый период (2013 г.)	2016	2020
Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)	Приказ Министерства регионального развития РФ от 28 мая 2010 г. N 262 "О требованиях к энергетической эффективности зданий, строений, сооружений"	100,9	83,1	71,3
Среднеэтажные жилые дома	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)		83,7	69,4	59,1
Многоэтажные жилые дома	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)		65,1	53,6	45,9

Аналогично определяются нормируемые значения удельного расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию общественно-деловой застройки. Исходные данные для определения нормируемых показателей общественно-деловой застройки приведены в таблице 14.

Таблица 14. Нормируемое значение удельного расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию зданий общественно-делового назначения

Характеристика застройки	Тепловая нагрузка	Единица измерения норматива	Обоснование принятия норматива	Базовый период (2013 г.)	2016	2020
Общественная застройка	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)	Приказ Министерства регионального развития РФ от 28 мая 2010 г. N 262 "О требованиях к энергетической эффективности зданий, строений, сооружений"	27,2	22,2	19,0
Общественная застройка	ГВС	кДж/(·°С·сут.)		2,7	2,2	1,9
Социально-значимые здания	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)		25,9	21,1	18,2
Социально-значимые здания	ГВС	кДж/(·°С·сут.)		2,6	2,1	1,8
Дошкольные учреждения	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)		38,0	31,5	27,0
Дошкольные учреждения	ГВС	кДж/(·°С·сут.)		3,8	3,2	2,7
Сервисное обслуживание	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)		17,6	14,4	12,4
Сервисное обслуживание	ГВС	кДж/(·°С·сут.)		1,8	1,4	1,2
Административные здания	Отопление и вентиляция	кДж/(·°С·сут.)		20,9	16,9	14,7
Административные здания	ГВС	кДж/(·°С·сут.)		2,1	1,7	1,5

На территории г. Сыктывкара в настоящее время действует норма удельного расхода горячей воды, равная 3,25 /(чел.мес.) или 104,8 л/(чел.сут.). В соответствии с Требованиями энергоэффективности жилых зданий следует ожидать снижение норматива к 2020 г. до 85 л/(чел.сут.). В настоящем проекте определено равномерное ежегодное снижение потребление воды на нужды ГВС до 2020 г., равное 3,3 л/(чел.сут.).

Ввиду отсутствия нормативов потребления горячей воды общественно-деловой застройкой принимается усредненный норматив потребления зданиями в размере 10% от расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию. До 2020 г. предусмотрено снижение потребления по сравнению с принятой нормой. В таблице 14 представлены удельные нормативы потребления тепловой энергии на нужды ГВС.

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

В результате сбора исходных данных, проектов строительства новых промышленных предприятий с использованием тепловой энергии в технологических процессах не выявлено.

5. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой мощности с разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах территориального деления в зоне действия централизованного теплоснабжения

Поскольку источники обеспечения тепловой энергией перспективной застройки будут определены в дальнейших книгах, в настоящем и последующем разделах было произведено условное разделение перспективных зон действия источников тепловой энергии на зоны действия централизованного и индивидуального теплоснабжения из следующего предположения. Теплоснабжение зон малоэтажной и индивидуальной жилой застройки будет осуществляться от источников индивидуального теплоснабжения ввиду малых нагрузок и малой плотности застройки, вследствие чего требуется строительство тепловых сетей значительной протяженности и малых диаметров. Теплоснабжение остальной застройки будет осуществляться от существующих или новых источников централизованного теплоснабжения.

Приросты объемов потребления теплоносителя перспективными потребителями будут рассмотрены в последующих книгах, после определения источников тепловой энергии, к которым будет произведено подключение перспективных потребителей.

Перспективные нагрузки централизованного теплоснабжения на цели отопления, вентиляции и горячего водоснабжения рассчитаны в соответствии с Требованиями к энергоэффективности зданий, строений и сооружений на основании площадей планируемой застройки, представленных в разделе 2.

Расчетным элементом территориального деления приняты существующие и планируемые микрорайоны. В таблице 15 представлены приросты перспективных тепловых нагрузок потребителей в зоне действия источников централизованного теплоснабжения.

Распределение перспективных тепловых нагрузок по видам теплопотребления представлено на рисунке 1.

Из анализа рисунка 1 следует, что наибольшей нагрузкой в структуре подключенных тепловых нагрузок к системам централизованного теплоснабжения будет являться нагрузка отопления и вентиляции, занимающая 78,1% от суммарного теплопотребления.

Таблица 15. Приросты перспективных тепловых нагрузок потребителей в зоне действия централизованного теплоснабжения

Район	Микрорайон	Характеристика застройки	Тепловые нагрузки потребителей на 2029 г., Гкал/ч
Эжвинский	Северный N 2	Многоэтажные жилые дома	3,959	1,199	5,158
Центральный и др.	Парпом N 1	Среднеэтажные жилые дома	0,122	0,033	0,155
Центральный и др.	квартал ул. Д. Каликовой - Кирова	Многоэтажные жилые дома	0,677	0,209	0,886
Центральный и др.	Квартал между ул. Интернациональной и ул. Октябрьской - Тиман	Многоэтажные жилые дома	4,497	1,441	5,938
Центральный и др.	7 мкр. юго-запад жилого района	Многоэтажные жилые дома	3,757	1,149	4,906
Центральный и др.	V мкр. жилого района "Давпон"	Многоэтажные жилые дома	1,430	0,442	1,871
Центральный и др.	Давпон	Многоэтажные жилые дома	5,461	1,561	7,022
Центральный и др.	Чит-Кочпон N 1	Среднеэтажные жилые дома	1,818	0,437	2,255
Центральный и др.	Мкр-н Южный N 1	Среднеэтажные жилые дома	8,307	1,841	10,148
Центральный и др.	Мкр-н Южный N 2	Среднеэтажные жилые дома	3,467	0,825	4,292
Центральный и др.	Аэропорт N 1	Многоэтажные жилые дома	7,986	1,810	9,796
Центральный и др.	Аэропорт N 2	Многоэтажные жилые дома	4,091	1,337	5,429
Центральный и др.	Аэропорт N 3	Многоэтажные жилые дома	10,218	2,998	13,215
Центральный и др.	Краснозатонский N 2	Среднеэтажные жилые дома	3,869	0,945	4,814
Центральный и др.	Краснозатонский N 3	Среднеэтажные жилые дома	3,137	0,741	3,878
Центральный и др.	ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	Многоэтажные жилые дома	8,746	2,666	11,412
Центральный и др.	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	Многоэтажные жилые дома	11,048	3,168	14,216
Центральный и др.	Мкр. Теплый	Многоэтажные жилые дома	7,313	2,105	9,418
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	Многоэтажные жилые дома	2,010	0,550	2,560
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 2	Многоэтажные жилые дома	7,314	2,206	9,520
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 3	Многоэтажные жилые дома	1,509	0,462	1,971
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 4	Многоэтажные жилые дома	1,590	0,486	2,077
Итого			102,3	28,6	130,9

Рисунок 1 - Соотношение перспективных нагрузок по видам теплопотребления в зоне действия централизованного теплоснабжения

6. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой мощности с разделением по видам теплопотребления в зонах действия индивидуальных источников теплоснабжения

Согласно Генеральному плану г. Сыктывкар до 2025 г. наряду со строительством многоэтажного жилого фонда планируется строительство малоэтажной и индивидуальной жилой застройки. В перспективе ожидается незначительный прирост общих площадей жилой застройки (около 15% от общей площади жилых зон).

В таблице 16 представлен прирост тепловых нагрузок потребителей в зоне действия индивидуальных источников теплоснабжения с разделением по видам теплопотребления в границах микрорайонов.

Распределение перспективных тепловых нагрузок по видам теплопотребления представлено на рисунке 2. Из анализа рисунка следует, что наибольшей нагрузкой в структуре подключенных тепловых нагрузок будет являться нагрузка отопления, занимающая 83,6% от суммарного теплопотребления.

Таблица 16. Приросты перспективных тепловых нагрузок потребителей в зоне действия индивидуального теплоснабжения

Район	Микрорайон	Характеристика застройки	Тепловые нагрузки потребителей на 2029 г., Гкал/ч
Эжвинский	Емваль	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	4,857	0,969	5,826
Эжвинский	Северный	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	6,982	1,322	8,304
Центральный и др.	Парпом N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,781	0,175	0,956
Центральный и др.	Чит-Кочпон N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	2,120	0,423	2,543
Центральный и др.	Мкр-н Южный N 3	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	1,799	0,355	2,153
Центральный и др.	Шордор N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	1,915	0,369	2,284
Центральный и др.	Ягкар	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	2,259	0,445	2,704
Центральный и др.	Краснозатонский N 1	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	5,005	0,974	5,978
Центральный и др.	микрорайон Восток	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,418	0,082	0,501
Центральный и др.	Лемью	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	1,275	0,244	1,519
Центральный и др.	Прочие	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	0,418	0,082	0,501
Итого			27,8	5,4	33,3

Рисунок 2 - Соотношение перспективных нагрузок по видам теплопотребления в зоне действия индивидуального теплоснабжения

7. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой мощности и теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом возможных изменений производственных зон и их перепрофилирование, и приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) производственными объектами по видам теплоносителя (горячая вода и пар) в зоне действия источника теплоснабжения на каждом этапе

В результате сбора исходных данных, проектов строительства новых промышленных предприятий с использованием тепловой энергии в технологических процессах в виде горячей воды или пара не выявлено.

В настоящий момент существующие предприятия не имеют проектов расширения или увеличения мощности производства в существующих границах. Запланированные преобразования на территории промышленных предприятий имеют административную направленность и не окажут влияния на уровни потребления тепловой энергии города.

Как правило, при увеличении потребления тепловой энергии промышленные предприятия устанавливают собственный источник тепловой энергии, который работает для покрытия необходимых тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и ГВС производственных и административных корпусов, а также для выработки тепловой энергии в виде пара или горячей воды на различные технологические цели. Аналогичная ситуация характерна и для строительства новых промышленных предприятий.

8. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии отдельными категориями потребителей, в том числе социально значимых, для которых устанавливаются льготные тарифы на тепловую энергию (мощность), теплоноситель

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

В связи с отсутствием точных данных о количестве социально-значимых объектов (и иных категорий потребителей), строительство которых планируется в течение расчетного периода действия Генерального плана, невозможно произвести точный расчет потребления тепловой энергии отдельными категориями потребителей.

Учитывая характер и назначение планируемой застройки, ориентировочное годовое потребление тепловой энергии такими потребителями может составлять не более 1 тыс.Гкал/год.

9. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены или могут быть заключены в перспективе свободные долгосрочные договоры теплоснабжения

В соответствии с действующим законодательством деятельность по производству, передаче и распределению тепловой энергии регулируется государством, тарифы на тепловую энергию ежегодно устанавливаются тарифными комитетами. Одновременно Федеральным законом от 27.07.2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении" определено, что поставки тепловой энергии (мощности), теплоносителя объектами, введенными в эксплуатацию после 1 января 2010 г., могут осуществляться на основе долгосрочных договоров теплоснабжения (на срок более чем 1 год), заключенных между потребителями тепловой энергии и теплоснабжающей организацией по ценам, определенным соглашением сторон. У организаций коммунального комплекса (далее по тексту - ОКК) в сфере теплоснабжения появляется возможность осуществления производственной и инвестиционной деятельности в условиях нерегулируемого государством (свободного) ценообразования. При этом возможна реализация инвестиционных проектов по строительству объектов теплоснабжения, обоснование долгосрочной цены поставки тепловой энергии и включение в нее инвестиционной составляющей на цели возврата и обслуживания привлеченных инвестиций.

Основные параметры формирования долгосрочной цены:

- обеспечение экономической доступности услуг теплоснабжения потребителям;

- в необходимой валовой выручке (далее по тексту - НВВ) для расчета цены поставки тепловой энергии включаются экономически обоснованные эксплуатационные издержки;

- в НВВ для расчета цены поставки тепловой энергии включается амортизация по объектам инвестирования и расходы на финансирование капитальных вложений (возврат инвестиций инвестору или финансирующей организации) из прибыли; суммарная инвестиционная составляющая в цене складывается из амортизационных отчислений и расходов на финансирование инвестиционной деятельности из прибыли с учетом возникающих налогов;

- необходимость выработки мер по сглаживанию ценовых последствий инвестирования (оптимальное "нагружение" цены инвестиционной составляющей);

- обеспечение компромисса интересов сторон (инвесторов, потребителей, эксплуатирующей организации) достигается разработкой долгосрочного ценового сценария, обеспечивающего приемлемую коммерческую эффективность инвестиционных проектов и посильные для потребителей расходы за услуги теплоснабжения;

Если перечисленные выше условия не будут выполнены - достичь договоренности сторон по условиям и цене поставки тепловой энергии будет затруднительно.

Свободные долгосрочные договоры могут заключаться в расчете на разработку и реализацию инвестиционной программы (далее по тексту - ИП) по реконструкции тепловых сетей, а также на строительство новых источников тепловой энергии на неосвоенных территориях.

Перспективное потребление по свободным долгосрочным договорам может составлять 41,5 тыс.Гкал/год.

10. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены или могут быть заключены договоры теплоснабжения по регулируемой цене

В настоящее время данная модель применима только для теплосетевых организаций, поскольку Методические указания, утвержденные Приказом Федеральной службы по тарифам (далее по тексту - ФСТ) от 01.09.2010 г. N 221-э/8 и утвержденные параметры RAB-регулирования действуют только для организаций, оказывающих услуги по передаче тепловой энергии. Для перехода на этот метод регулирования тарифов необходимо согласование ФСТ России. Тарифы по методу доходности инвестированного капитала устанавливаются на долгосрочный период регулирования (долгосрочные тарифы): не менее 5 лет (при переходе на данный метод первый период долгосрочного регулирования не менее 3-х лет), отдельно на каждый финансовый год.

При установлении долгосрочных тарифов фиксируются две группы параметров:

- пересматриваемые ежегодно (объем оказываемых услуг, индексы роста цен, величина корректировки тарифной выручки в зависимости от факта выполнения ИП);

- не пересматриваемые в течение периода регулирования (базовый уровень операционных расходов (ОРЕХ) и индекс их изменения, нормативная величина оборотного капитала, норма доходности инвестированного капитала, срок возврата инвестированного капитала, уровень надежности и качества услуг).

Определен порядок формирования НВВ организации, принимаемой к расчету при установлении тарифов, правила расчета нормы доходности инвестированного капитала, правила определения стоимости активов и размера инвестированного капитала, правила определения долгосрочных параметров регулирования с применением метода сравнения аналогов.

Основные параметры формирования долгосрочных тарифов методом RAB:

- тарифы устанавливаются на долгосрочный период регулирования, отдельно на каждый финансовый год; ежегодно тарифы, установленные на очередной финансовый год, корректируются; в тарифы включается инвестиционная составляющая, исходя из расходов на возврат первоначального и нового капитала при реализации ИП организации;

- для первого долгосрочного периода регулирования установлены ограничения по структуре активов: доля заемного капитала - 0,3, доля собственного капитала 0,7.

- срок возврата инвестированного капитала (20 лет); в НВВ для расчета тарифа не учитывается амортизация основных средств в соответствии с принятым организацией способом начисления амортизации, в тарифе учитывается амортизация капитала, рассчитанная из срока возврата капитала 20 лет;

- рыночная оценка первоначально инвестированного капитала и возврат первоначального и нового капитала при одновременном исключении амортизации из операционных расходов ведет к снижению инвестиционного ресурса, возникает противоречие с Положением по бухгалтерскому учету, при необходимости осуществления значительных капитальных вложений - ведет к значительному увеличению расходов на финансирование ИП из прибыли и возникновению дополнительных налогов;

- устанавливается норма доходности инвестированного капитала, созданного до и после перехода на RAB-регулирование (на каждый год первого долгосрочного периода регулирования, на последующие долгосрочные периоды норма доходности инвестированного капитала, созданного до и после перехода на RAB-регулирование, устанавливается одной ставкой);

- осуществляется перераспределение расчетных объемов НВВ периодов регулирования в целях сглаживания роста тарифов (не более 12% НВВ регулируемого периода).

Доступна данная финансовая модель для предприятий, у которых есть достаточные "собственные средства" для реализации инвестиционных программ, возможность растягивать возврат инвестиций на 20 лет, возможность привлечь займы на условиях установленной доходности на инвестируемый капитал. Для большинства ОКК установленная параметрами RAB-регулирования норма доходности инвестированного капитала не позволяет привлечь займы на финансовых рынках в современных условиях, т.к. стоимость заемного капитала по условиям банков выше. Привлечение займов на срок 20 лет тоже проблематично и влечет за собой схемы неоднократного перекредитования, что значительно увеличивает расходы ОКК на обслуживание займов, финансовые потребности ИП и риски при их реализации. Таким образом, для большинства ОКК применение RAB-регулирования не ведет к возникновению достаточных источников финансирования ИП (инвестиционных ресурсов), позволяющих осуществить реконструкцию и модернизацию теплосетевого комплекса при существующем уровне его износа.

В 2011 г. использование данного метода разрешено только для теплосетевых организаций из списка пилотных проектов, согласованного ФСТ России. В дальнейшем широкое распространение данного метода для теплосетевых и других теплоснабжающих организаций коммунального комплекса вызывает сомнение.

Перспективное потребление по долгосрочным договорам по регулируемой цене может составлять 41,5 тыс.Гкал/год (не более 10% от планируемого прироста).

Книга 3
Электронная модель системы теплоснабжения городского округа

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

1. Общие сведения

Система централизованного теплоснабжения - одна из наиболее сложных отраслей жилищно-коммунального хозяйства с точки зрения инженерной инфраструктуры, что требует применения системного комплексного подхода для решения текущих задач и планирования.

Создаваемая в процессе разработки схемы теплоснабжения "Электронная модель системы теплоснабжения", позволяет проводить на ее основе анализ существующего положения в сфере теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар".

Электронная модель системы теплоснабжения создана на базе программно-расчетного комплекса "Zulu 7.0".

Цели разработки электронной модели:

- создания единой информационной платформы по системам теплоснабжения города;

- повышения эффективности информационного обеспечения процессов принятия решений в области текущего функционирования и перспективного развития системы теплоснабжения города;

- проведения единой политики в организации текущей деятельности предприятий и в перспективном развитии всей системы теплоснабжения города;

- обеспечения устойчивого градостроительного развития города;

- разработки мер для повышения надежности системы теплоснабжения города;

- минимизации вероятности возникновения аварийных ситуаций в системе теплоснабжения.

Разработанная электронная модель предназначена для решения следующих задач:

- создания общегородской электронной схемы существующих и перспективных тепловых сетей и объектов системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар", привязанных к топооснове города;

- оптимизации существующей системы теплоснабжения (оптимизация гидравлических режимов, моделирование перераспределения тепловых нагрузок между источниками, определение оптимальных диаметров проектируемых и реконструируемых тепловых сетей и теплосетевых объектов и т.д.);

- моделирования перспективных вариантов развития системы теплоснабжения (строительство новых и реконструкция существующих источников тепловой энергии, перераспределение тепловых нагрузок между источниками, определение возможности подключения новых потребителей тепловой энергии, определение оптимальных вариантов качественного и надежного обеспечения тепловой энергией новых потребителей и т.д.);

- оперативного моделирования обеспечения тепловой энергией потребителей при аварийных ситуациях;

- оперативного получения информационных выборок, справок, отчетов по системе в целом, по системе теплоснабжения города и по отдельным ее элементам.

1.1. Графическое представление объектов системы теплоснабжения с привязкой к топологической основе

В качестве базового программного обеспечения для реализации электронной модели системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" был выбран программно-расчетный комплекс Zulu 7.0. При работе с программой не требуются глубокие знания по программированию, достаточно четко и грамотно сформулировать цели, и с помощью имеющихся инструментов решить поставленные задачи.

Ниже представлено краткое описание функциональных возможностей основных модулей РПК, необходимых для создания и дальнейшей эксплуатации ЭМ:

- геоинформационная система ГИС Zulu;

- пакет расчетов сетей теплоснабжения ZuluThermo;

- При необходимости создания нескольких рабочих мест и работы через Интернет - сервер геоинформационной системы Zulu Server;

По окончании внедрения Заказчик самостоятельно определяет целесообразность развития данной системы и необходимость приобретения и внедрения дополнительных модулей.

2. Геоинформационная система (ГИС) Zulu

ГИС Zulu - геоинформационная система, обеспечивающая сбор, хранение, обработку, доступ, отображение и распространение пространственно-координированных данных, позволяющее осуществлять моделирование инженерных коммуникаций и транспортных систем.

Геоинформационная система Zulu предназначена для создания ГИС приложений, требующих визуализации пространственных данных в векторном и растровом виде, анализа их топологии и их связи с семантическими базами данных.

С помощью Zulu можно создавать всевозможные карты или план-схемы, включая карты и схемы инженерных сетей с поддержкой их топологии, работать с большим количеством растровых изображений, осуществлять экспорт и импорт данных различных источников.

ГИС Zulu позволяет импортировать данные из таких программ, как Maplnfo, AutoCAD Release 12, Arc View. В результате импорта будут получены векторные слои с готовыми объектами, при этом все характеристики, такие как масштаб, цвет и др., будут сохранены. Если к объектам в обменном формате была прикреплена база данных, то она также импортируется в Zulu.

Помимо импорта Zulu позволяет экспортировать графические данные в такие форматы, как: .DXF, .MIF/.MID, .BMP, Shape .SHP. Экспорт семантических данных возможен в электронную таблицу Microsoft Excel или страницу HTML.

Руководство пользователя электронной модели разработано на основании руководств по ГИС Zulu (7.0) и ZuluThermo, представленных производителем.

2.1. Возможности ГИС Zulu

Система обладает следующими возможностями:

- Создавать карты местности в различных географических системах координат и картографических проекциях, отображать векторные графические данные со сглаживанием и без;

- Осуществлять обработку растровых изображений форматов BMP, TIFF, PCX, JPG, GIF, PNG при помощи встроенного графического редактора;

- Пользоваться данными с серверов, поддерживающих спецификацию WMS (Web Map Service);

- С помощью создаваемых векторных слоев с собственным бинарным форматом, обеспечивающим высокую скорость работы, векторизовать растровые изображения;

- При векторизации использовать как примитивные объекты (символьные, текстовые, линейные, площадные), так и типовые объекты, описываемые самостоятельно в структуре слоя;

- Работать с семантическими данными, подключаемыми к слою из внешних источников BDE, ODBC или ADO через описатели баз данных (получать данные можно из таблиц Paradox, dBase, FoxPro; Microsoft Access; Microsoft SQL Server; ORACLE и других источников ODBC или ADO);

Выполнять запросы к базам данных с отображением результатов на карте (поиск определенной информации, нахождение суммы, максимального, минимального значения, и т.д.);

- Выполнять пространственные запросы по объектам карты в соответствии со спецификациями OGC;

- Создавать модель рельефа местности и строить на ее основе изолинии, зоны затопления, профили и растры рельефа, рассчитывать площади и объемы;

- Экспортировать данные из семантической базы или результаты запроса в электронную таблицу Microsoft Excel или страницу HTML;

- Программно или по семантическим данным создавать тематические раскраски, с помощью которых меняется стиль отображения объектов;

- Выводить для всех объектов слоя надписи или бирки, текст надписи может как браться из семантической базы данных, так и переопределяться программно;

- Отображать объекты слоя в формате псевдо-3D, позволяющем визуализироваться относительные высоты объектов (например, высоты зданий);

- Создавать и использовать библиотеку графических элементов систем теплоснабжения и режимов их функционирования;

- Создавать расчетные схемы инженерных коммуникаций с автоматическим формированием топологии сети и соответствующих баз данных;

- Изменять топологию сетей и режимы работы ее элементов;

- Решать топологические задачи (изменение состояния объектов (переключения), поиск отключающих устройств, поиск кратчайших путей, поиск связанных объектов, поиск колец);

- Для быстрого перемещения в нужное место карты устанавливать закладки (закладка на точку на местности с определенным масштабом отображения и закладка на определенный объект слоя (весьма удобно, если объект - движущийся по карте));

- С помощью проектов раскрывать структуру того или иного объекта, изображенного на карте схематично;

- Создавать макеты печати;

- Импортировать графические данные из Maplnfo (MIF/MID), AutoCAD Release 12 (DXF) и Arc View (SHP);

- Экспортировать графические данные в Maplnfo (MIF/MID), AutoCAD Release 12 (DXF), Arc View (SHP) и Windows Bitmap (BMP);

- Создавать макросы на языках VB Script или Java Script;

- Осуществлять программный доступ к данным через объектную модель для написания собственных конвертеров;

- Создавать собственные приложения, работающие под управлением Zulu.

2.2. Организация графических данных

Графические данные организованы послойно. Слой является основной информационной единицей системы. Каждый объект слоя имеет уникальный идентификатор (ID или "ключ"). В программе применяются следующие типы слоев:

- векторные слои;

- растровые слои;

- слои рельефа;

- слои с серверов WMS (Web Map Service).

Векторные слои

Объекты векторного слоя делятся на простые (примитивы) и типовые (классифицированные объекты).

Примитивы могут быть:

- точечные (пиктограммы или "символы");

- текстовые;

- линейные (линии, полилинии);

- площадные (контуры, поликонтуры).

Типовые объекты описываются в библиотеке типов объектов. Каждый тип описывает площадной, линейный или символьный типовой графический объект, имеет пользовательское название и может быть связан с собственной семантической базой данных.

Каждый тип объекта может иметь несколько режимов, которые имеют пользовательское название, и задают различные способы отображения данного типового объекта.

Типовые объекты могут быть:

- точечные (пиктограммы или "символы");

- линейные (линии, полилинии);

- площадные (контуры, поликонтуры).

Атрибутивные или семантические данные векторного слоя хранятся во внешнем источнике данных и подключаются к слою через собственный описатель базы данных. К одному слою может быть подключено попеременно произвольное число семантических баз данных. Примитивы пользуются общей семантической базой данных, типовые объекты - собственной для каждого типа (однако для разных типов можно подключить одну и ту же базу).

Растровые слои

Растровым слоем может быть либо отдельный растровый объект, либо группа растровых объектов. Растровая группа может содержать произвольное число растровых объектов или вложенных растровых групп. Число растров в слое ограничено лишь дисковым пространством (Zulu справляется с полем из нескольких тысяч растров).

Поддерживаемые форматы растров - BMP, TIFF, PCX, JPEG, GIF, PNG.

2.2.1. Работа с системами координат и картографическими проекциями

Графические данные могут храниться в различных системах координат и отображаться в различных проекциях трехмерной поверхности Земли на плоскость.

Система предлагает набор предопределенных систем координат. Кроме того пользователь может задать свою систему координат с индивидуальными параметрами для поддерживаемых системой проекций.

В частности эта возможность позволят, при известных параметрах (ключах перехода), привязывать данные, хранящиеся в местной системе координат, к одной из глобальных систем координат.

Данные можно перепроецировать из одной системы координат в другую.

2.2.2. Организация семантических данных

Семантические данные подключаются к слою из внешних источников Borland Database Engine (BDE), Open Database Connectivity (ODBC) или ActiveX Data Objects (ADO) через описатели баз данных. Получать данные можно из:

- Таблиц Paradox, dBase, FoxPro;

- Microsoft Access;

- Microsoft SQL Server;

- ORACLE;

- другие источники ODBC или ADO.

Возможен импорт/экспорт данных в следующие форматы:

- Maplnfo MIF/MID;

- AutoCAD DXF;

- Shape SHP;

- Экспорт карты (Windows Bitmap (BMP));

- Экспорт семантических данных (Microsoft Excel, HTML, текстовый формат).

2.2.3. Представление данных на карте

Карта может содержать произвольное число графических слоев. Одни и те же графические слои могут быть помещены в разные карты с разными настройками отображения. Карта имеет возможность задания пользовательского имени, цвета фона и масштабной сетки.

Данные, хранящихся в разных системах координат, можно отображать на одной карте, в одной из картографических проекций. При этом пересчет координат (если он требуется) из одного датума в другой и из одной проекции в другую производится при отображении "на лету".

Примитивы могут иметь индивидуальные стили отображения (цвет, стиль, толщина линий; цвет и стиль заливки; пиктограмма; формат текста). Типовые объекты имеют стиль в зависимости от режима (состояния), который определяется в библиотеки типов объектов слоя. Стиль примитивов может переопределять картой - для всех примитивов можно принудительно задать один стиль.

Стиль объектов можно менять с помощью тематических раскрасок. При этом раскраска может быть создана по семантическим данным или программно.

Есть возможность выводить для всех объектов слоя надписи или бирки. Текст надписи может браться из семантической базы данных. Текст надписи также может переопределяться программно. Бирки генерируются автоматически, но могут потом расставляться пользователем в нужное расположение и в нужной ориентации.

Для быстрого перемещения в нужное место карты можно устанавливать закладки. Закладка на точку на местности с определенным масштабом отображения.

Карту можно печатать с различными опциями (на одной странице или нескольких страницах, в заданном масштабе или вписав в заданные габариты, на страницах для последующей склейки и т.д.).

2.2.4. Организация карт

Имеется возможность удобно организовать карты, объединенные общей тематикой. Совокупность карт, объединенных общим пользовательским именем и, если требуется, набором иерархических связей между этими картами, представляет собой проект.

В рамках проекта карты можно связывать между собой с помощью гиперссылок. Гиперссылка определяется от объекта в одной карте к другой карте с указанием месторасположения и масштаба.

2.2.5. Редактирование объектов

Для редактирования и ввода объектов предусмотрены:

Возможности ввода и редактирования:

- ввод с экрана мышкой

- ввод по координатам с клавиатуры

- трассировка линий

- автозамыкание контуров

- вырезка/копирование/вставка - дублирование

- поворот объекта.

- Операции отмены/возврата действия (Undo/Redo).

Редактирование группы объектов:

- удаление - перемещение;

- дублирование;

- поворот - вырезка/копирование/вставка.

- Редактирование элементов объекта:

- перемещение/удаление/вставка узлов;

- перемещение/удаление ребер;

- разбиение участка символьным объектом;

- трансформация.

2.2.6. Векторные оверлейные операции

Оверлей - операция наложения друг на друга двух или более слоев, в результате которой образуется один производный слой, содержащий композицию пространственных объектов исходных слоев, топологию этой композиции и атрибуты, арифметически или логически производные от значений атрибутов исходных объектов.

Поддерживаются следующие векторные оверлейные операции:

- объединение объектов с наследованием ID (уникального идентификатора);

- разъединение объектов;

- разделение одного объекта группой объектов;

- вырезка из одного объекта области группы объектов;

- отрезание объекта вне области группы других объектов;

- узлование;

- буферные зоны;

- построение контуров по сети.

2.2.7. Корректировка растров

В системе реализована корректировка растровых файлов, содержащих сканированную с планшетов топооснову. Корректировка искажений сканирования производится по точкам растра, координаты которых известны. Как минимум должны быть известны четыре точки, определяющие углы планшета.

Процедура корректировки создает новый растр, углы которого совпадают с углами планшета, т.е. процедура корректировки обрезает отсканированные, но лишние поля.

2.2.8. Моделирование сетей и топологические задачи на сетях

Наряду с обычным для ГИС разделением объектов на контуры, ломаные, комбинированные контуры, комбинированные ломаные, Zulu поддерживает линейно-узловую топологию, что позволяет моделировать инженерные сети.

Наряду с обычным для ГИС разделением объектов на контуры, ломаные, символы, Zulu поддерживает линейно-узловую топологию, что позволяет моделировать инженерные и другие сети. Топологическая сетевая модель представляет собой граф сети, узлами которого являются точечные объекты (колодцы, источники, задвижки, рубильники, перекрестки, потребители и т.д.), а ребрами графа являются линейные объекты (кабели, трубопроводы, участки дорожной сети и т.д.).

Топологический редактор создает математическую модель графа сети непосредственно в процессе ввода (рисования) графической информации. Используя модель сети, можно решать ряд топологических задач, поиск кратчайшего пути, анализ связности, анализ колец, анализ отключений, поиск отключающих устройств и т.д. Можно менять состояния объектов (переключения) с последующим автоматическим обновлением состояния всей сети (например, включение/выключение задвижки трубопровода) выполнять поиск отключающих устройств (формирование списка объектов, имеющих признак "отключающее устройство", при отключении которых выбранный объект также переводится в состояние "отключен"), кратчайших путей (находить кратчайший путь по сети между выбранными узлами с учетом направлений участков), связанных объектов (находится множество объектов сети, достижимых из выбранного узла сети, достижимость может определяться без учета направления участков, с учетом и против направления участков), искать все кольца сети, в которые входят все выбранные объекты.

Сеть вводится как совокупность типовых точечных объектов, соединенных типовыми линейными объектами, имеющими признак "участок". Информация о топологии формируется автоматически - если "потянуть" за узел или ребро, связанные объекты также перемещаются. Объекты сети можно откреплять и заново прикреплять друг к другу одним движением мышки.

Модель сети Zulu является основой для работы модуля расчетов инженерных сетей ZuluThermo.

3. Модуль ZuluThermo

Модуль ZuluThermo позволяет создать расчетную математическую модель сети, выполнить паспортизацию сети, и на основе созданной модели решать информационные задачи, задачи топологического анализа, и выполнять различные теплогидравлические расчеты.

Расчету подлежат тупиковые и кольцевые тепловые сети, в том числе с повысительными насосными станциями и дросселирующими устройствами, работающие от одного или нескольких источников.

Программа предусматривает теплогидравлический расчет с присоединением к сети индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) и центральных тепловых пунктов (ЦТП) по нескольким десятками схемных решений, применяемых на территории России.

Расчет систем теплоснабжения может производиться с учетом утечек из тепловой сети и систем теплопотребления, а также тепловых потерь в трубопроводах тепловой сети.

Расчет тепловых потерь ведется либо по нормативным потерям, либо по фактическому состоянию изоляции.

Расчеты ZuluThermo могут работать как в тесной интеграции с геоинформационной системой (в виде модуля расширения ГИС), так и в виде отдельной библиотеки компонентов, которые позволяют выполнять расчеты из приложений пользователей.

Состав задач:

- построение расчетной модели тепловой сети;

- паспортизация объектов сети;

- наладочный расчет тепловой сети;

- поверочный расчет тепловой сети;

- конструкторский расчет тепловой сети;

- расчет требуемой температуры на источнике;

- коммутационные задачи;

- построение пьезометрического графика;

- расчет нормативных потерь тепла через изоляцию.

3.1. Построение расчетной модели тепловой сети

При работе в геоинформационной системе сеть достаточно просто и быстро заносится с помощью мышки или по координатам. При этом сразу формируется расчетная модель. После графического изображения системы теплоснабжения, необходимо задать расчетные параметры объектов и выполнить соответствующие расчеты.

Тепловая сеть включает в себя следующие основные объекты: источник, участок (трубопроводы), потребитель и узлы: центральные тепловые пункты (ЦТП), насосные, запорную и регулирующую арматуру, камеры и другие элементы.

Источник

Источник - это символьный объект тепловой сети, моделирующий режим работы котельной или ТЭЦ. В математической модели источник представляется сетевым насосом, создающим располагаемый напор, и подпиточным насосом, определяющим напор в обратном трубопроводе. Условное обозначение источника в зависимости от режима работы представлено на рисунке. При работе нескольких источников на одну сеть, один из них может выступать в качестве пиковой котельной.

Рисунок 1 - Условное изображение источника

Участок

Участок - это линейный объект, на котором не меняются:

- диаметр трубопровода;

- тип прокладки;

- вид изоляции;

- расход теплоносителя.

Двухтрубная тепловая сеть изображается в одну линию и может, в зависимости от желания пользователя, соответствовать или не соответствовать стандартному изображению сети по ГОСТ 21-605-82.

Как любой объект сети, участок имеет разные режимы работы, например, "отключен подающий" или "отключен обратный", см. рис. "Режимы изображения участка". Эти режимы позволяют смоделировать многотрубные схемы тепловых сетей.

Рисунок 2 - Изображение нескольких состояний участков, задаваемых разными режимами

Узел

Узел - это символьный объект тепловой сети. В тепловой сети узлами являются все объекты сети, кроме источника, потребителя и участков. В математической модели внутреннее представление объектов (кроме источника, потребителя, перемычки, ЦТП и регуляторов) моделируется двумя узлами, установленными на подающем и обратном трубопроводах.

Условное обозначение узловых объектов в зависимости от режима работы представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 - Условное изображение узловых объектов

Простым узлом в модели считается любой узел, чьи свойства специально не оговорены. Простой узел служит только для соединения участков. Такими узлами для модели являются тепловые камеры, ответвления, смены диаметров, смена типа прокладки или типа изоляции и т.д.

Центральные тепловые пункты

Центральный тепловой пункт (ЦТП) - это узел дополнительного регулирования и распределения тепловой энергии. Наличие такого узла подразумевает, что за ним находится тупиковая сеть, с индивидуальными потребителями. В ЦТП может входить только один участок и только один участок может выходить. Причем входящий участок идет со стороны магистрали, а выходящий участок ведет к конечным потребителям. Внутренняя кодировка ЦТП зависит от его схемы присоединения к тепловой сети. Это может быть групповой элеватор, групповой насос смешения, независимое подключение группы потребителей, бойлеры на ГВС и т.д. На данный момент в распоряжении пользователя 28 схем присоединения ЦТП.

Рисунок 4 - Изображение ЦТП

Вспомогательный участок

Вспомогательный участок - указывает начало трубопроводов горячего водоснабжения при четырёхтрубной тепловой сети после ЦТП. Это небольшой участок заканчивается простым узлом, к которому подключается трубопровод горячего водоснабжения, как показано на рис 5. "Подключение трубопровода ГВС".

Рисунок 5 - Подключение трубопровода ГВС

Потребитель

Потребитель - это конечный объект участка, в который входит один подающий и выходит один обратный трубопровод тепловой сети. Под потребителем понимается абонентский ввод в здание.

Условное обозначение потребителя в зависимости от режима работы представлено на рисунке 6.

Рисунок 6 - Условное изображение потребителя

Потребитель тепловой энергии характеризуется расчетными нагрузками на систему отопления, систему вентиляции и систему горячего водоснабжения и расчетными температурами на входе, выходе потребителя, и расчетной температурой внутреннего воздуха.

В однолинейном представлении потребитель - это узловой элемент, который может быть связан только с одним участком.

Внутренняя кодировка потребителя существенно зависит от его схемы присоединения к тепловой сети. Схемы могут быть элеваторные, с насосным смешением, с независимым присоединением, с открытым или закрытым отбором воды на ГВС, с регуляторами температуры, отопления, расхода и т.д. На данный момент в распоряжении пользователя 31 схема присоединения потребителей.

Если в здании несколько узлов ввода, то объектом "потребитель" можно описать каждый ввод. В тоже время как один потребитель можно описать целый квартал или завод, задав для такого потребителя обобщенные тепловые нагрузки.

Обобщенный потребитель

Обобщенный потребитель - символьный объект тепловой сети, характеризующийся потребляемым расходом сетевой воды или заданным сопротивлением. Таким потребителем можно моделировать, например, общую нагрузку квартала.

Условное обозначение обобщенного потребителя в зависимости от режима работы представлено на рисунке 7.

Рисунок 7 - Изображение обобщенного потребителя

Такой объект удобно использовать, когда возникает необходимость рассчитать гидравлику сети без информации о тепловых нагрузках и конкретных схемах присоединения потребителей к тепловой сети. Например, при расчете магистральных сетей информации о квартальных сетях может не быть, а для оценки потерь напора в магистралях достаточно задать обобщенные расходы в точках присоединения кварталов к магистральной сети.

В однолинейном изображении не требуется подключать обобщенный потребитель на отдельном отводящем участке, как в случае простого потребителя. То есть в этот узел может входить и/или выходить любое количество участков. Это позволяет быстро и удобно, с минимальным количеством исходных данных.

Рисунок 8 - Варианты включения обобщенных потребителей

Задвижка

Задвижка - это символьный объект тепловой сети, являющийся отсекающим устройством. Задвижка кроме двух режимов работы (открыта, закрыта), может находиться в промежуточном состоянии, которое определяется степенью её закрытия. Промежуточное состояние задвижки должно определятся при её режиме работы

Рисунок 9 - Условное изображение задвижек

Условное обозначение запорно-регулирующего устройства в зависимости от режима работы:

Задвижка в однолинейном изображении представляется одним узлом, но во внутреннем представлении в зависимости от заданных параметров в семантической базе данных, может быть установлена на обоих трубопроводах рис 10. "Однолинейное и внутреннее представление задвижки"

Рисунок 10 - Однолинейное и внутреннее представление задвижки

Перемычка

Перемычка - это символьный объект тепловой сети, моделирующий участок между подающим и обратным трубопроводами.

Условное обозначение перемычки в зависимости от режима работы представлено на рисунке 11.

Рисунок 11 - Условное представление перемычки

Перемычка позволяет смоделировать участок, соединяющий подающий и обратный трубопроводы. В этот узел может входить и/или выходить любое количество участков.

Рисунок 12 - Перемычка

Так как перемычка в однолинейном изображении представлена узлом, то для моделирования соединения между подающим трубопроводом одного участка и обратным трубопроводом другого участка одного элемента "перемычка" недостаточно. Понадобятся еще два участка: один только подающий, другой - только обратный.

Рисунок 13 - Соединение между подающим трубопроводом одного участка и обратным трубопроводом другого участка

Насосная станция

Насосная станция - символьный объект тепловой сети, характеризующийся заданным напором или напорно-расходной характеристикой установленного насоса.

Насосная станция в однолинейном изображении представляется одним узлом. В зависимости от табличных параметров этого узла насос может быть установлен на подающем или обратном трубопроводе, либо на обоих трубопроводах одновременно. Для задания направления действия насоса в этот узел только один участок обязательно должен входить и только один участок должен выходить.

Рисунок 14 - Насосная станция

Насос можно моделировать двумя способами: либо как идеальное устройство, которое изменяет давление в трубопроводе на заданную величину, либо как устройство, работающее с учетом реальной напорно-расходной характеристики конкретного насоса.

В первом случае просто задается значение напора насоса на подающем и/или обратном трубопроводе. Если значение напора на одном из трубопроводов равно нулю, то насос на этом трубопроводе отсутствует. Если значение напора отрицательно, то это означает, что насос работает навстречу входящему в него участку.

Рисунок 15 - Пьезометрические графики

На рисунке 15 видно, как различные направления участков, входящих и выходящих из насоса в сочетании с разными знаками напора, влияют на результат расчета, отображенный на пьезометрических графиках.

Когда задается только значение напора на насосе, оно остается неизменным не зависимо от проходящего через насос расхода.

Если моделировать работу насоса с учетом его QH характеристики, то следует задать расходы и напоры на границах рабочей зоны насоса.

Рисунок 16 - Напорно-расходная характеристика насоса

По заданным двум точкам определяется парабола с максимумом на оси давлений, по которой расчет и будет определять напор насоса в зависимости от расхода. Следует отметить, что характеристика, задаваемая таким образом, может отличаться от реальной характеристики насоса, но в пределах рабочей области обе характеристики практически совпадают.

Для описания нескольких параллельно работающих насосов достаточно задать их количество и результирующая характеристика будет определена при расчете автоматически.

Так как напоры на границах рабочей области насоса берутся из справочника и всегда положительны, то направление действия такого насоса будет определяться только направлением входящего в узел участка.

Дросселирующие устройства

Дросселирующие устройства в однолинейном представлении являются узлами, но во внутренней кодировке - это дополнительные участки с постоянным или переменным сопротивлением. В дросселирующий узел обязательно должен входить только один участок, и только один участок из узла должен выходить.

Рисунок 17 - Дросселирующие устройства

Дроссельная шайба

Дроссельная шайба - это символьный объект тепловой сети, характеризуемый фиксированным сопротивлением, зависящим от диаметра шайбы. Дроссельная шайба имеет два режима работы: вычисляемая и устанавливаемая. Устанавливаемая шайба - это нерегулируемое сопротивление, то величина гасимого шайбой напора зависит от квадрата, проходящего через шайбу расхода.

Рисунок 18 - Условное представление шайбы

На рисунке видно, как меняются потери на шайбе, установленной на подающем трубопроводе, при увеличении расхода через нее в два раза.

Рисунок 19 - Характеристики дроссельных шайб

Регулятор давления

Регулятор давления - устройство с переменным сопротивлением, которое позволяет поддерживать заданное давление в трубопроводе в определенном диапазоне изменения расхода. Регулятор давления может устанавливаться как на подающем, так и на обратном трубопроводе.

Рисунок 20 - Регулятор давления

На рисунке 20 показано, что при увеличении в два раза расхода через регулятор, установленный в обратном трубопроводе, давление в регулируемом узле остается постоянным.

Величина сопротивления регулятора может изменяться в пределах от бесконечности до сопротивления полностью открытого регулятора. Если условия работы сети заставляют регулятор полностью открыться, то он начинает работать как нерегулируемый дросселирующий узел.

Регулятор располагаемого напора

Регулятор располагаемого напора - это символьный объект тепловой сети, поддерживающий заданный располагаемый напор после себя.

Работа регулятора располагаемого напора аналогична работе регулятора давления, только в этом случае регулятор старается держать постоянной заданную величину располагаемого напора.

Рисунок 21 - Условное представление регуляторов напора

Регулятор расхода

Регулятор расхода - это символьный объект тепловой сети, поддерживающий заданный пользователем расход теплоносителя.

Регулятор можно устанавливать как на подающем, так и на обратном трубопроводе. К работе регулятора расхода можно отнести все сказанное про регуляторы давления.

Рисунок 22 - Условное представление регуляторов расхода

3.2. Наладочный расчет тепловой сети

Целью наладочного расчета является обеспечение потребителей расчетным количеством воды и тепловой энергии. В результате расчета осуществляется подбор элеваторов и их сопел, производится расчет смесительных и дросселирующих устройств, определяется количество и место установки дроссельных шайб. Расчет может производиться при известном располагаемом напоре на источнике и его автоматическом подборе в случае, если заданного напора не достаточно.

В результате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах, напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), величина избыточного напора у потребителей, температура внутреннего воздуха.

Дросселирование избыточных напоров на абонентских вводах производят с помощью сопел элеваторов и дроссельных шайб. Дроссельные шайбы перед абонентскими вводами устанавливаются автоматически на подающем, обратном или обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима. При работе нескольких источников на одну сеть определяется распределение воды и тепловой энергии между источниками. Подводится баланс по воде и отпущенной тепловой энергией между источником и потребителями. Определяются потребители и соответствующий им источник, от которого данные потребители получают воду и тепловую энергию.

3.3. Поверочный расчет тепловой сети

Целью поверочного расчета является определение фактических расходов теплоносителя на участках тепловой сети и у потребителей, а также количестве тепловой энергии получаемой потребителем при заданной температуре воды в подающем трубопроводе и располагаемом напоре на источнике.

Созданная математическая имитационная модель системы теплоснабжения, служащая для решения поверочной задачи, позволяет анализировать гидравлический и тепловой режим работы системы, а также прогнозировать изменение температуры внутреннего воздуха у потребителей. Расчеты могут проводиться при различных исходных данных, в том числе аварийных ситуациях, например, отключении отдельных участков тепловой сети, передачи воды и тепловой энергии от одного источника к другому по одному из трубопроводов и т.д.

В результате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах, напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), температуры внутреннего воздуха у потребителей, расходы и температуры воды на входе и выходе в каждую систему теплопотребления. При работе нескольких источников на одну сеть определяется распределение воды и тепловой энергии между источниками. Подводится баланс по воде и отпущенной тепловой энергией между источником и потребителями. Определяются потребители и соответствующий им источник, от которого данные потребители получают воду и тепловую энергию.

3.4. Конструкторский расчет тепловой сети

Целью конструкторского расчета является определение диаметров трубопроводов тупиковой и кольцевой тепловой сети при пропуске по ним расчетных расходов при заданном (или неизвестном) располагаемом напоре на источнике.

Данная задача может быть использована при выдаче разрешения на подключение потребителей к тепловой сети, так как в качестве источника может выступать любой узел системы теплоснабжения, например тепловая камера. Для более гибкого решения данной задачи предусмотрена возможность изменения скорости движения воды по участкам тепловой сети, что приводит к изменению диаметров трубопровода, а значит и располагаемого напора в точке подключения.

В результате расчета определяются диаметры трубопроводов тепловой сети, располагаемый напор в точке подключения, расходы, потери напора и скорости движения воды на участках сети, располагаемые напоры на потребителях.

3.5. Расчет требуемой температуры на источнике

Целью задачи является определение минимально необходимой температуры теплоносителя на выходе из источника для обеспечения у заданного потребителя температуры внутреннего воздуха не ниже расчетной.

3.6. Коммутационные задачи

Анализ отключений, переключений, поиск ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок и т.д.

3.7. Пьезометрический график

Целью построения пьезометрического графика является наглядная иллюстрация результатов гидравлического расчета (наладочного, поверочного, конструкторского).

Это основной аналитический инструмент специалиста по гидравлическим расчетам тепловых сетей. Пьезометр представляет собой графический документ, на котором изображены линии давлений в подающей и обратной магистралях тепловой сети, а также профиль рельефа местности - вдоль определенного пути, соединяющего между собой два произвольных узла тепловой сети по неразрывному потоку теплоносителя. На пьезометрическом графике наглядно представлены все основные характеристики режима, полученные в результате гидравлического расчета, по всем узлам и участкам вдоль выбранного пути: манометрические давления, полные и удельные потери напора на участках тепловой сети, располагаемые давления в камерах, расходы теплоносителя, перепады, создаваемые на насосных станциях и источниках, избыточные напоры и т.д.

Рисунок 23 - Пьезометрический график

Цвет и стиль линий задается пользователем.

В таблице под графиком выводятся для каждого узла сети наименование, геодезическая отметка, высота потребителя, напоры в подающем и обратном трубопроводах, величина дросселируемого напора на шайбах у потребителей, потери напора по участкам тепловой сети, скорости движения воды на участках тепловой сети и т.д. Количество выводимой под графиком информации настраивается пользователем.

3.8. Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию

Целью данного расчета является определение нормативных тепловых потерь через изоляцию трубопроводов. Тепловые потери определяются суммарно за год с разбивкой по месяцам. Просмотреть результаты расчета можно как суммарно по всей тепловой сети, так и по каждому отдельно взятому источнику тепловой энергии и каждому центральному тепловому пункту (ЦТП). Расчет может быть выполнен с учетом поправочных коэффициентов на нормы тепловых потерь.

Результаты выполненных расчетов можно экспортировать в MS Excel.

3.9. Сервер геоинформационной системы Zulu

ZuluServer - сервер ГИС Zulu, предоставляющий возможность совместной многопользовательской работы с геоданными в локальной сети и глобальной сети Интернет.

Доступ к серверу осуществляется через протокол TCP/IP. Сервер ZuluServer дает возможность исключить файловый доступ клиента к данным на сервере. Клиенту недоступна информация о физическом хранении данных и отсутствует возможность их несанкционированного изменения.

Также есть возможность разграничить доступ к данным между пользователями. Система паролей и прав позволяет предоставлять разным пользователям различные возможности и ограничения для доступа и работы с данными.

ГИС Zulu, сохраняя все возможности настольной версии ГИС, имеет встроенный клиент ZuluServer и может открывать карты, слои, проекты и другие данные Zulu как с локальной машины, так и с удаленного компьютера, где установлен ZuluServer.

Для того, чтобы подключиться к серверу ZuluServer достаточно указать его ID адрес, либо имя компьютера в локальной сети или же имя домена, если сервер расположен в сети Интернет.

Рисунок 24 - Встроенный клиент ГИС Zulu - ZuluServer

3.10. Особенности ZuluServer

Адресация данных

ГИС Zulu в своей работе с данными использует путь к файлам слоев, карт, проектов и других, эти данные представляющим. Путь к файлу может быть локальным типа "C:\Zulu\Buildings.b00" или сетевым вида "\\server\C\Zulu\Buildings.b00". Для доступа же к данным на сервере, Zulu пользуется адресом ресурса URL (uniform resource location) вида "zulu://server/buildings.zl". Подобно тому как веб-браузер использует URL для доступа к страницам веб-сайта, ГИС Zulu использует свой тип URL для адресации к данным на сервере ZuluServer.

Наложение слоев с разных серверов

ГИС Zulu дает возможность работать одновременно с картами и слоями с разных серверов и накладывать в одной карте слои с локальной машины и слои с сервера друг на друга в произвольном порядке.

Например, на карту местности в виде слоев, загруженных с удаленного сервера (допустим, из Интернета) можно наложить план предприятия с сервера данного предприятия, а поверх расположить схему инженерных коммуникаций, расположенную на клиентской машине.

Многопользовательское редактирование

ZuluServer дает возможность одновременного редактирования одних и тех же графических и табличных данных несколькими пользователями. При этом ведется независимый для каждого пользователя журнал отката.

Автоматическое обновление карты

При изменении данных одним из клиентов, сервер оповещает всех клиентов, пользующихся в данный момент этими данными, что приводит к автоматическому обновлению данных на карте.

Публикация данных

ZuluServer спланирован так, чтобы дать возможность быстро и просто опубликовать данные, созданные с помощью настольной версии ГИС Zulu. Физический формат данных при этом не меняется. Достаточно с помощью утилиты подготовки данных или вручную настроить ссылки для сервера ZuluServer и данные становятся доступными в сети. Подобно веб-серверу, сервер Zulu по запросу с клиентского места нужного ресурса предоставит данные, сопоставленные с этим ресурсом.

Администрирование данных

ZuluServer предоставляет возможность разграничить доступ к данным и назначить различные правила и права доступа к ним. Можно предоставить как анонимный доступа к данным для широкой публики, так и ограничить его для узкого круга пользователей, определив для каждого из них какие операции с данными ему разрешены.

Web-службы WMS и WFS

ZuluServer позволяет работать с данными сервера по спецификациям WMS 1.1.1, WMS 1.3.0 (Web Map Service) и WFS 1.0.0 (Web Feature Service), разработанным OGC (Open Geospatial Consortium).

Web-служба WMS позволяет отображать слои и карты сервера на клиентах, поддерживающих спецификации WMS, в частности, Zulu, Google Earth, Google Api, Open Layers, Yandex Map, Map Info, ArcGIS и др.

Web-служба WFS обеспечивает доступ к векторной и семантической информации сервера для клиентов, поддерживающих данную спецификацию.

Пространственный фильтр к данным

Права доступа к серверным данным для пользователя или группы пользователей можно ограничить областью, заданной простым или составным полигоном.

Если введено такое ограничение, то пользователь сможет отображать слои и оперировать данными только в пределах указанной области.

Авторизация Windows

При соединении с ZuluServer возможно использовать учетные сведения Windows для авторизации пользователя на сервере, как это делает, например, Microsoft SQL Server. Пользователю не нужно постоянно вводить логин и пароль.

4. Электронная модель существующей системы теплоснабжения

В качестве методической основы для разработки "Электронной модели системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" (далее - ЭМ) использованы требования к процедурам разработки автоматизированной информационно-аналитической системы "Электронная модель системы теплоснабжения города, населенного пункта", изложенные в Постановлении Правительства РФ N 154 от 22.02.2012 г. и в СТО НП "Российское теплоснабжение" "Автоматизированные информационно-аналитические системы "Электронные модели систем теплоснабжения городов" Общие требования".

Информационно-графическое описание объектов системы теплоснабжения города в слоях ЭМ представлены графическим представлением объектов системы теплоснабжения с привязкой к топооснове города и полным топологическим описанием связности объектов, а также паспортизацией объектов системы теплоснабжения (источников теплоснабжения, участков тепловых сетей, оборудования ЦТП, ИТП).

Основой семантических данных об объектах системы теплоснабжения были базы данных Заказчика и информация, собранная в процессе выполнения анализа существующего состояния системы теплоснабжения города.

В составе электронной модели (ЭМ) существующей системы теплоснабжения города отдельными слоями представлены:

- топооснова города;

- адресный план города;

- слои, содержащие сетки районирования города;

- отдельные расчетные слои ZULU по отдельным зонам теплоснабжения города;

- объединенные информационные слои по тепловым источникам и потребителям города, созданные для выполнения пространственных технологических запросов по системе в рамках принятой при разработке "Схемы теплоснабжения..." сетки расчетных единиц деления города или любых других территориальных разрезах в целях решения аналитических задач.

После завершения ввода информации об объектах системы теплоснабжения (изображений и паспортов энергоисточников, участков трубопроводов тепловых сетей, теплосетевых объектов, потребителей) была выполнена процедура калибровки электронной модели с целью обеспечения соответствия расходов теплоносителя в модели реальным расходам базового отопительного периода разработки схемы теплоснабжения.

4.1. Адресный план города

На адресном плане города изображены:

- уличная сеть;

- границы водных объектов;

- зеленая зона;

- мосты, эстакады, путепроводы;

- здания;

- строения;

- железнодорожные пути;

- трамвайные пути.

Фрагмент адресного плана, представленного в ЭМ - см. на Рисунок 25.

Рисунок 25 - Фрагмент адресного плана

Слои, представляющие сетки районирования города

ЭМ в соответствии с требованиями к ее содержанию включает слои расчетных единиц территориального деления (сетки районирования), включая административное, с необходимой по ним информацией:

- графические границы деления города на административные территории (районы);

- сетка кадастрового деления территории МО ГО "Сыктывкар";

- схема границ планировочных районов (проектов планировок).

Сетка кадастрового деления территории МО ГО "Сыктывкар"

В качестве сетки расчетных элементов территориального деления, используемых в качестве территориальной единицы представления информации в рамках разработки "Схемы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" до 2029 г." принята сетка кадастрового деления территории МО ГО "Сыктывкар".

При проведении кадастрового зонирования территории города выделяются структурно-территориальные единицы - кадастровые зоны и кадастровые кварталы.

Кадастровые зоны выделяются, как правило, в границах административных районов и включенных в городскую черту дополнительных территорий.

Кадастровые кварталы выделяются в границах кварталов существующей городской застройки, красных линий, а также территорий, ограниченных дорогами, просеками, реками и другими естественными границами.

Кадастровый номер квартала представляет собой уникальный идентификатор, присваиваемый объекту учета и который сохраняется за объектом учета до тех пор, пока он существует как единый объект.

Номер кадастрового квартала имеет иерархическую структуру и состоит из четырех частей - А: Б: В: В1, где:

- А - номер Республики Коми в Российской Федерации (72);

- Б - номер МО ГО "Сыктывкар" в Республике Коми (23);

- В - номер кадастровой зоны (административного района);

- В1 - номер кадастрового квартала;

: - разделитель частей кадастрового номера.

4.2. Расчетные слои ZULU по отдельным зонам теплоснабжения города

Общегородская электронная схема существующих тепловых сетей МО ГО "Сыктывкар", привязанных к топооснове города, представлена отдельными (расчетными) слоями ZULU, содержащими данные по сети, необходимые для выполнения теплогидравлических расчетов:

- магистральные тепловые сети по зонам теплоснабжения;

- квартальные сети - городские распределительные сети до потребителей города;

Фрагмент расчетного слоя электронной схемы существующих тепловых сетей МО ГО "Сыктывкар" представлен на рисунке 26.

Рисунок 26 - Фрагмент схемы тепловых сетей

К объектам расчетных слоев относятся:

- Источники;

- Тепловая камера;

- Потребитель;

- Насосная станция;

- Задвижки;

- Участки;

- Дросселирующий узел;

- ЦТП;

- Граница балансовой принадлежности;

- Узел учета;

- Перемычка;

- Обобщенный потребитель;

- Вспомогательный участок.

В существующих базах данных "ZULU" предусматриваются стандартные характеристики по приведенным выше типам объектов системы теплоснабжения.

Состав информации по каждому типу объектов носит как информативный характер (например: для источников - наименование предприятия, наименование источника, для потребителей - адрес узла ввода, наименование узла ввода и т.д.), так и необходимый для функционирования расчетной модели (например: для источников - геодезическая отметка, расчетная температура в подающем трубопроводе, расчетная температура холодной воды). Полнота заполнения базы данных по параметрам зависит от наличия исходных данных, предоставленных Заказчиком и опрошенными субъектами системы теплоснабжения города.

При желании пользователя, в существующие базы данных по объектам сети можно добавить дополнительные поля.

5. Рекомендации по организации внедрения и использования ЭМ

Необходимыми условиями для реализации, внедрения и дальнейшей эксплуатации ЭМ в организации (держателе ЭМ) являются:

- определение основных пользователей ЭМ;

- назначение ответственно лица из числа ИТР;

- организация сервера для установки ЭМ;

- назначение администратора внедряемой системы;

- организация мониторинга и актуализации ЭМ.

5.1. Организация механизмов информационного взаимодействия

Учитывая то, что система теплоснабжения - динамично развивающийся механизм, организация мониторинга и актуализации ЭМ являются необходимыми условием для поддержания данных ЭМ в актуальном состоянии.

Для организации мониторинга единой общегородской модели системы теплоснабжения необходима организация периодического поступления необходимой для мониторинга информации от предприятий, являющихся основными поставщиками данных, содержащихся в ЭМ:

- данные по перспективному развитию города,

- данные по запрашиваемым техническим условиям на присоединение к системам теплоснабжения,

- данные по планируемым к строительству или введенным в эксплуатацию объектам теплоснабжения,

- данные адресного плана города,

- данные по изменениям сеток районирования города и т.д.

Базы данных ЭМ должны актуализироваться только строго первичной информацией, с максимально возможным технологическим обеспечением однократного ее ввода в систему.

Необходимо организовать системы информационного обмена с соответствующими организациями и департаментами города, теплогенерирующими и теплоснабжающими предприятиями города - владельцами вышеперечисленной информации, разработать механизмы информационного взаимодействия с теми системами, в которых данная информация ведется и актуализируется, разработать регламент обновления данных и утвердить его соответствующими службами на уровне города.

5.2. Требования к квалификации персонала

В функционировании системы должны участвовать следующие группы персонала:

- Эксплуатационный персонал системы - администратор системы, специалист обеспечивающий функционирование технических и программных средств, обслуживание и обеспечение рабочих мест пользователей, в обязанности которого также должно входить выполнение специальных технологических функций, таких как: ведение списков пользователей, регулирование прав доступа пользователей к ЭМ и операциям над ней, а также контроль за целостностью и сохранностью информации в базах данных. Эксплуатационный персонал должен быть ознакомлен с Руководством для администратора системы, обладать навыками работы с необходимыми для обеспечения работы ЭМ программно-аппаратными средствами.

- Пользователи - сотрудники, непосредственно участвующие в работе с ЭМ и осуществляющие ее обработку на автоматизированных рабочих местах с помощью средств системы. Пользователи ЭМ должны обладать базовыми навыками работы с приложениями в операционной среде Microsoft Windows, а также иметь профильные навыки в зависимости от решаемых с помощью ЭМ задач. Пользователи должны пройти обучение правилам работы с ЭМ в соответствии со своими функциональными обязанностями и руководством пользователя.

Книга 4
Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

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

Постановление Правительства РФ N 154 от 22.02.2012 г. "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" вводит следующие понятия:

Установленная мощность источника тепловой энергии - сумма номинальных тепловых мощностей всего принятого по акту ввода в эксплуатацию оборудования, предназначенного для отпуска тепловой энергии потребителям на собственные и хозяйственные нужды;

Располагаемая мощность источника тепловой энергии - величина, равная установленной мощности источника тепловой энергии за вычетом объемов мощности, не реализуемой по техническим причинам, в том числе по причине снижения тепловой мощности оборудования в результате эксплуатации на продленном техническом ресурсе (снижение параметров пара перед турбиной, отсутствие рециркуляции в пиковых водогрейных котлоагрегатах и др.);

Мощность источника тепловой энергии "нетто" - величина, равная располагаемой мощности источника тепловой энергии за вычетом тепловой нагрузки на собственные и хозяйственные нужды.

В Книге 1 "Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения" представлены расчеты величины тепловой мощности "нетто" для каждого источника тепловой энергии, осуществляющего теплоснабжение потребителей в административных границах МО ГО "Сыктывкар".

В Книге 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения" представлены расчетные величины прироста тепловых нагрузок потребителей на перспективный период до 2029 г.

При оценке перспективных нагрузок учтены Требования к энергетической эффективности зданий, строений и сооружений (утв. Приказом Министерства регионального развития РФ от 28 мая 2010 г. N 262).

Прогнозируемая динамика изменения тепловых нагрузок потребителей в течение всего периода разработки схемы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" представлена в книге 2 "Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения".

С целью определения перспективных балансов тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников теплоснабжения все перспективные тепловые нагрузки занесены в электронную модель системы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" и распределены по зонам действия источников тепловой энергии. Распределение перспективных тепловых нагрузок по зонам действия существующих источников тепловой энергии представлено в таблице 1. Кроме основного варианта подключения перспективных потребителей, дополнительно указаны альтернативные варианты, по которым может осуществляться подключение перспективных потребителей тепловой энергии.

Балансы тепловой мощности "нетто" существующих источников тепловой энергии и перспективной тепловой нагрузки в зонах действия существующих источников тепловой энергии на прогнозируемый период представлены в таблице 2.

На основании представленных балансов выявлены резервы и дефициты тепловой мощности "нетто" источников теплоснабжения на конец прогнозируемого периода. Из анализа таблиц 1, 2 следуют выводы:

1) Прирост подключенных нагрузок будет характерен для СЦТ от следующих источников:

- ТЭЦ на балансе ОАО "Монди СЛПК";

- ЦВК на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

- Котельная РММТ на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (при увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная Оранжерея на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (при увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная Орбита на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная Серова на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (при увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная N 4 п. Краснозатонский на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга" (при реконструкции источника с увеличением тепловой мощности).

2) Остальные тепловые нагрузки будут покрываться от различных источников тепловой энергии в связи с невозможностью подключения к существующим источникам тепловой энергии; в зависимости от характеристики застройки рекомендуется использовать следующие источники тепловой энергии:

- для многоэтажной и среднеэтажной застройки - районные котельные малой производительности, а также индивидуальные (крышные котельные);

- для малоэтажной застройки и индивидуальных жилых домов - индивидуальные теплогенераторы, работающие на различных видах топлива (особенно при тепловой нагрузке потребителя менее 0,02 Гкал/ч).

Таблица 1 - Распределение перспективных тепловых нагрузок по зонам действия существующих источников тепловой энергии

Район	Микрорайон	Характеристика застройки	Приоритетный вариант	Альтернативный вариант	Резервный вариант	Источник теплоснабжения по Генеральному плану	Тепловые нагрузки потребителей на 2029 г., Гкал/ч			Тепловые нагрузки потребителей по Генеральному плану
							Отопление и вентиляция	ГВС	Сумма	Сумма, МВт	Сумма, Гкал/ч
Эжвинский	Северный N 2	Многоэтажные жилые дома	ТЭЦ			ТЭЦ	3,959	1,199	5,158	15,6	13,4
Эжвинский	Емваль	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	ТЭЦ			ТЭЦ	4,857	0,969	5,826	13,1	11,3
Эжвинский	Северный	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	ТЭЦ			ТЭЦ	6,982	1,322	8,304	39,8	34,2
Центральный и др.	Парпом N 1	Среднеэтажные жилые дома	Индивидуальные теплогенераторы	Новая котельная	АИТ	АИТ	0,122	0,033	0,155	2,9	2,5
Центральный и др.	Парпом N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Индивидуальные теплогенераторы	Новая котельная	АИТ	АИТ	0,781	0,175	0,956
Центральный и др.	квартал ул. Д. Каликовой - Кирова	Многоэтажные жилые дома	Индивидуальные теплогенераторы			ЦВК	0,677	0,209	0,886	2	1,7
Центральный и др.	Квартал между ул. Интернациональной и ул. Октябрьской - Тиман	Многоэтажные жилые дома	Индивидуальные теплогенераторы			ЦВК	4,497	1,441	5,938	13,9	11,9
Центральный и др.	7 мкр. юго-запад жилого района	Многоэтажные жилые дома	ЦВК			ЦВК	3,757	1,149	4,906	15	12,9
Центральный и др.	V мкр. жилого района "Давпон"	Многоэтажные жилые дома	ЦВК			ЦВК	1,430	0,442	1,871	4	3,4
Центральный и др.	Давпон	Многоэтажные жилые дома	РММТ (после реконструкции) СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми			ЦВК	5,461	1,561	7,022	14	12,0
Центральный и др.	Чит-Кочпон N 1	Среднеэтажные жилые дома	Новая котельная			АИТ	1,818	0,437	2,255	9,9	8,5
Центральный и др.	Чит-Кочпон N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Новая котельная		Индивидуальные теплогенераторы	АИТ	2,120	0,423	2,543
Центральный и др.	Мкр-н Южный N 1	Среднеэтажные жилые дома	Новая котельная			АИТ	8,307	1,841	10,148	23,4	20,1
Центральный и др.	Мкр-н Южный N 2	Среднеэтажные жилые дома	Новая котельная			АИТ	3,467	0,825	4,292	18	15,5
Центральный и др.	Мкр-н Южный N 3	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Новая котельная		Индивидуальные теплогенераторы	АИТ	1,799	0,355	2,153
Центральный и др.	Шордор N 2	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Индивидуальные теплогенераторы	Центральная (В. Максаковка)		АИТ	1,915	0,369	2,284	7	6,0
Центральный и др.	Ягкар	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Индивидуальные теплогенераторы			АИТ	2,259	0,445	2,704	18,2	15,6
Центральный и др.	Аэропорт N 1	Многоэтажные жилые дома	Новая котельная			АИТ	7,986	1,810	9,796	14,5	12,5
Центральный и др.	Аэропорт N 2	Многоэтажные жилые дома	Новая котельная			АИТ	4,091	1,337	5,429	14,5	12,5
Центральный и др.	Аэропорт N 3	Многоэтажные жилые дома	Новая котельная			АИТ	10,218	2,998	13,215	39,3	33,8
Центральный и др.	Краснозатонский N 1	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Новая котельная			N 1	5,005	0,974	5,978	12,8	11,0
Центральный и др.	Краснозатонский N 2	Среднеэтажные жилые дома	Новая котельная			N 1	3,869	0,945	4,814	10,6	9,1
Центральный и др.	Краснозатонский N 3	Среднеэтажные жилые дома	Новая котельная			N 1	3,137	0,741	3,878	8,9	7,6
Центральный и др.	ул. Чкалова - ул. Карла Маркса/ул. Первомайская - ул. Печорская	Многоэтажные жилые дома	ЦВК			ЦВК	8,746	2,666	11,412	26,6	22,9
Центральный и др.	микрорайон Восток	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Индивидуальные теплогенераторы			АИТ	0,418	0,082	0,501	1,6	1,4
Центральный и др.	Лемью	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Индивидуальные теплогенераторы	Лемью		АИТ	1,275	0,244	1,519	3,2	2,7
Центральный и др.	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	Многоэтажные жилые дома	ЦВК			ЦВК	11,048	3,168	14,216	27,5	23,6
Центральный и др.	Мкр. Теплый	Многоэтажные жилые дома	Новая котельная			АИТ	7,313	2,105	9,418	26,4	22,7
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 1	Многоэтажные жилые дома	ЦВК (после реконструкции котельной РММТ)			АИТ	2,010	0,550	2,560	29,2	25,1
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 2	Многоэтажные жилые дома				АИТ	7,314	2,206	9,520
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 3	Многоэтажные жилые дома				АИТ	1,509	0,462	1,971
Центральный и др.	Мкр. Наб. реки Дырнос N 4	Многоэтажные жилые дома				АИТ	1,590	0,486	2,077
Центральный и др.	Прочие	Малоэтажные и индивидуальные жилые дома с участками	Индивидуальные теплогенераторы			АИТ	0,418	0,082	0,501	1,6	1,4
	Итого						130,2	34,1	164,2	413,5	355,3

Таблица 2 - Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Мощность источника тепловой энергии "нетто", Гкал/ч		Нагрузки на СЦТ на 2013 г., Гкал/ч			Прирост тепловых нагрузок потребителей на 2029 г., Гкал/ч			Нагрузки на СЦТ на 2029 г., Гкал/ч			Резерв (+)/дефицит (-) на 2029 г.
			на 2013 г.	на 2029 г.	Потери в тепловых сетях	Суммарная договорная присоединенная нагрузка	Суммарная тепловая нагрузка с учетом потерь	Отопление и вентиляция	ГВС	СУММА	Суммарная договорная присоединенная нагрузка	Суммарная присоединенная нагрузка с учетом потерь тепловой энергии	Потери тепловой энергии	Гкал/ч	%
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	879,00	879,00	8,54	123,70	132,24	15,80	3,49	19,29	142,99	152,86	9,87	726,14	82,6%
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	2,74	2,74	0,47	1,08	1,55	0,00	0,00	0,00	1,08	1,55	0,47	1,18	43,2%
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	16,32	16,32	3,19	11,66	14,85	0,00	0,00	0,00	11,66	14,85	3,19	1,47	9,0%
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	19,58	19,58	4,56	7,67	12,23	0,00	0,00	0,00	7,67	12,23	4,56	7,35	37,5%
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	1,92	1,92	0,29	1,10	1,39	0,00	0,00	0,00	1,10	1,39	0,29	0,53	27,8%
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	4,32	5,00	0,00	2,23	2,23	0,85	0,15	1,01	3,23	3,93	0,70	1,07	21,3%
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	2,21	1,29	0,73	0,35	1,08	0,00	0,00	0,00	0,35	1,08	0,73	0,21	16,1%
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	2,02	1,91	0,40	1,42	1,81	0,00	0,00	0,00	1,42	1,81	0,40	0,10	5,2%
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	2,11	2,11	0,72	0,91	1,63	0,00	0,00	0,00	0,91	1,63	0,72	0,48	22,6%
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	3,76	3,76	0,66	2,39	3,06	0,00	0,00	0,00	2,39	3,06	0,66	0,71	18,8%
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	5,57	2,24	1,25	2,43	3,68	0,00	0,00	0,00	1,40	1,47	0,07	0,77	34,2%
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	0,86	0,86	0,31	0,53	0,84	0,00	0,00	0,00	0,53	0,84	0,31	0,02	2,4%
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	2,21	2,76	0,33	1,74	2,08	0,00	0,00	0,00	1,74	2,08	0,33	0,68	24,8%
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	2,30	2,30	0,18	0,95	1,12	0,00	0,00	0,00	0,95	1,12	0,18	1,18	51,3%
Итого по		МУП "Жилкомуслуга"	65,92	62,80	13,09	34,47	47,56	0,85	0,15	1,01	34,44	47,05	12,61	15,75	25,1%
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	10,64	10,64	0,58	8,87	9,45	0,00	0,00	0,00	8,87	9,45	0,58	1,19	11,2%
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	1,11	1,11	0,01	0,62	0,63	0,00	0,00	0,00	0,62	0,63	0,01	0,48	43,6%
Итого по		МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	11,75	11,75	0,59	9,49	10,08	0,00	0,00	0,00	9,49	10,08	0,59	1,67	14,2%
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	487,00	487,00	27,30	437,33	466,97	5,24	6,05	11,29	448,62	479,03	30,41	7,97	1,6%
18	Винзавод, Печорская, 64	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	11,26	11,26	0,00	7,17	7,20	0,00	0,00	0,00	7,17	7,20	0,04	4,06	36,0%
19	Орбита, Печорская 34	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	36,00	46,50	1,93	32,08	34,04	6,76	1,19	7,96	42,00	46,50	4,50	0,00	0,0%
20	Кутузова, 19	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	3,00	3,00	0,50	4,05	4,57	0,00	0,00	0,00	4,05	4,57	0,52	0,43	8,5%
21	Племстанция	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	1,12	0,00	0,13	0,59	0,73	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1,12	100,0%
22	Госопытная	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	8,40	0,00	0,63	4,24	4,90	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	8,40	100,0%
23	Больничный Городок	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	24,30	24,30	1,13	17,09	18,26	0,00	0,00	0,00	17,09	18,26	1,17	6,04	24,9%
24	Оранжерея	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	14,50	18,00	1,10	6,29	7,53	4,48	0,36	4,83	11,12	14,12	3,00	3,88	21,5%
25	Рыбцех	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	0,92	1,30	0,19	0,87	1,05	0,00	0,00	0,00	0,87	1,05	0,19	0,25	19,2%
26	Нижний Чов	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	0,49	0,49	0,12	0,49	0,61	0,00	0,00	0,00	0,49	0,61	0,12	-0,12	-23,6%
27	Верхний Чов	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	7,60	7,60	1,14	6,23	7,59	0,00	0,00	0,00	6,23	7,59	1,36	0,01	0,2%
28	Кочпон	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	13,60	13,60	2,70	8,12	10,86	0,00	0,00	0,00	8,12	10,86	2,73	2,74	20,2%
29	Тубдиспансер	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	0,57	0,57	0,00	0,12	0,12	0,00	0,00	0,00	0,12	0,12	0,00	0,45	78,9%
30	РММТ	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	6,40	44,44	0,92	3,39	4,38	30,86	5,45	36,31	39,70	44,44	4,74	0,00	0,0%
31	ФАН	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	1,30	1,64	0,15	1,10	1,25	0,00	0,00	0,00	1,10	1,25	0,15	0,39	23,6%
32	Школьная, 6А	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	10,50	10,50	1,58	8,45	10,12	0,00	0,00	0,00	8,45	10,12	1,67	0,38	3,6%
33	Серова	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	7,60	11,48	1,40	6,93	8,42	1,98	0,00	1,98	8,91	10,83	1,92	0,65	5,7%
Итого по		СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	634,56	681,68	40,91	544,54	588,60	49,32	13,05	62,37	604,04	656,55	52,51	36,65	5,3%
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	106,56	106,56	3,51	70,18	73,69	0,00	0,00	0,00	70,18	73,69	3,51	32,87	30,8%
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	109,40	109,40	3,67	73,40	77,07	0,00	0,00	0,00	73,40	77,07	3,67	32,33	29,6%
Итого по СЦТ		МО ГО "Сыктывкар"	1807,19	1851,19	70,31	855,77	929,24	65,97	16,69	82,66	934,54	1017,30	82,76	845,42	45,4%

Рисунок 1 - Анализ резервов тепловой мощности котельных на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми на 2029 г. (за исключением ЦВК)

2. Гидравлический расчет передачи теплоносителя от каждого магистрального вывода с целью определения возможности обеспечения тепловой энергией существующих и перспективных потребителей, присоединенных к тепловой сети от каждого магистрального вывода

С целью определения резерва пропускной способности существующих тепловых сетей в существующих зонах действия источников тепловой энергии выполнено моделирование присоединения перспективных потребителей к магистральным тепловым сетям. Для определения зон с недостаточными располагаемыми напорами у потребителей выполнен расчет гидравлического режима существующих тепловых сетей с учетом перспективной тепловой нагрузки.

Подключение перспективной тепловой нагрузки прогнозируется к тепловым сетям от 4 источников:

1) Котельные Серова, РММТ, Оранжерея, Орбита на балансе филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

2) ТЭЦ на балансе ОАО "Монди СЛПК";

3) МТС-3 ЦВК на балансе филиала ОАО "ТГК-9" Коми (после реконструкции котельной РММТ).

Расчетные пути построения пьезометрических графиков до наиболее удаленных потребителей (в рассматриваемом случае перспективные потребители будут находиться на значительном расстоянии от источника) от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" представлены на рисунках 2 и 4. На рисунках 3 и 5 представлены пьезометрические графики для последних участков расчетного пути построения.

Более подробно пьезометрические графики представлены в электронной модели перспективной схемы теплоснабжения.

Рисунок 2 - Расчетный путь построения пьезометрического графика от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" до наиболее удаленного потребителя (перспективный микрорайон Емваль)

Рисунок 3 - Пьезометрический график от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" до наиболее удаленного потребителя (перспективный микрорайон Емваль)

Рисунок 4 - Расчетный путь построения пьезометрического графика от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" до перспективного потребителя

Рисунок 5 - Пьезометрический график для хвостовых участков тепловой сети от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" до перспективного потребителя

По результатам расчета гидравлических режимов существующих тепловых сетей с учетом присоединения перспективной тепловой нагрузки сделаны следующие выводы:

- Существующие тепловые сети от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и котельных, находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми способны обеспечить передачу тепловой энергии в полном объеме с учетом перспективной нагрузки потребителей при расчетной температуре наружного воздуха (-36 °С);

- Гидравлический расчет тепловых сетей от ЦВК на расчетный период разработки Схемы теплоснабжения показал, что при существующем сценарии развития г. Сыктывкара к концу 2029 г. будут выдерживаться нормативные гидравлические режимы работы системы теплоснабжения.

3. Выводы о резервах существующей системы теплоснабжения при обеспечении тепловой нагрузки потребителей

На основании анализа балансов тепловой энергии, перспективной тепловой нагрузки, анализа гидравлических расчетов передачи теплоносителя от источников централизованного теплоснабжения следует ряд выводов:

1) Все котельные на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" способны в полной мере осуществлять нормативное теплоснабжение потребителей с учетом перспективной нагрузки (при реализации предлагаемых мероприятий); причинами этого являются:

- достаточные резервы тепловой мощности "нетто" на источниках;

- наличие достаточных располагаемых напоров в системе теплоснабжения.

2) В перспективных зонах строительства, где в настоящее время потребители тепловой энергии отсутствуют, следует осуществлять теплоснабжение перспективных потребителей от новых котельных (при строительстве многоэтажных и среднеэтажных зданий) или от индивидуальных теплогенераторов (при строительстве малоэтажных зданий); выбор того или иного источника теплоснабжения должен основываться на анализе тепловых нагрузок планируемых к строительству потребителей.

Книга 5
Мастер-план разработки вариантов развития схемы теплоснабжения городского округа

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Общие положения

Мастер-план схемы теплоснабжения выполнен в соответствии с методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения, требованиями в соответствии с пунктом 3 Постановления правительства РФ от 22.02.2012 г. N 154 "Требования к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

В основу подготовки и дальнейшей работы с Мастер-планом была заложена следующая методология, определяющая подход и последовательность работ.

На первом этапе были определены существующие нагрузки на источники централизованного теплоснабжения, расположенные в административных границах муниципального образования, а также их снижение в результате убыли строительных площадей (снос ветхих зданий) до 2029 года.

Далее были определены кварталы с планируемыми приростами нагрузок, находящиеся в зонах действия источников централизованного теплоснабжения, а также в зонах действия индивидуальных теплогенераторов и перспективных зон строительства, не обеспеченных в настоящее время источниками теплоснабжения.

На третьем этапе в электронную модель системы теплоснабжения были внесены перспективные тепловые нагрузки, определенные в Книге 2 проекта Схемы теплоснабжения, и выполнено присоединение перспективных тепловых нагрузок к существующим источникам тепловой энергии. Перспективные тепловые нагрузки внесены в электронную модель в виде обобщенных потребителей, поскольку информация о конкретных планировках в границах жилых кварталов отсутствует.

При расчетной тепловой нагрузке существующих и перспективных потребителей был рассчитан максимальный расход сетевой воды в системе теплоснабжения и определена суммарная мощность источников тепловой энергии, необходимая для покрытия нагрузок в течение расчетного периода Схемы теплоснабжения. По результатам теплогидравлических расчетов определены границы перспективных зон действия источников и определены мероприятия для их осуществления.

Работа выполнена для теплоисточников системы централизованного теплоснабжения, т.е. для источников тепловой энергии имеющих наружные тепловые сети и более одного потребителя тепловой энергии (далее по тексту - СЦТ).

По результатам оптимизации загрузки существующих мощностей и уточнения зон действия источников определены сценарии покрытия перспективной нагрузки.

По результатам вышеописанных работ выбраны наиболее оптимальные варианты развития системы теплоснабжения в рамках каждого сценария, по которым сформированы балансы тепловой мощности источников, результаты гидравлических расчетов и программа мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников теплоснабжения.

1. Задачи мастер-плана

Мастер-план схемы теплоснабжения предназначен для утверждения сценария развития СЦТ, а также описания, обоснования и выбора наиболее целесообразного варианта его реализации.

В основу разработки вариантов, включаемых в сценарии мастер-плана, заложены следующие основные положения и ключевая нормативно-техническая документация (далее по тексту - НТД):

- проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы, разработанный ОАО "СО ЕЭС" совместно с ОАО "ФСК ЕЭС";

- стратегия социально-экономического развития Республики Коми на период до 2020 года;

- сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 г.;

- данные по приросту строительных площадей в соответствии с Генеральным планом МО ГО "Сыктывкар" на период до 2025 г., разработанным НПИ пространственного планирования "ЭНКО";

- принцип минимизация затрат на теплоснабжение для потребителя и приоритетность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (п. 8, ст. 23 ФЗ от 27.07.2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении" и п. 6 Постановления Правительства РФ от 22.02.2012 г. N 154 "Требования к порядку разработки и утверждения схем теплоснабжения");

- необходимость изменения/формирования зон действия существующих и проектируемых источников тепловой энергии с целью покрытия перспективного спроса на тепловую мощность;

- обеспечение условий надежности и безопасности теплоснабжения потребителей тепловой энергией, создание комфортных условий проживания на территории МО ГО "Сыктывкар".

Согласно расчетам, изложенным в Книге 2 проекта Схемы, прирост тепловой нагрузки по всему муниципальному образованию до 2029 г. составит 164,2 Гкал/ч (без учета потерь тепловой энергии), из которых 19,3 Гкал/ч приходится на Эжвинский район, остальное - на г. Сыктывкар и поселения, расположенные в округе. На основании оценки перспективного потребления тепловой энергии разработаны сценарии покрытия существующих и перспективных нагрузок, а также определены оптимальные зоны действия источников тепловой энергии.

Выполнение текущих и перспективных балансов тепловой мощности источников, текущей и перспективной тепловой нагрузки в каждой зоне действия источника тепловой энергии является главным условием для разработки вариантов настоящего отчета.

В соответствии с разделом ПП РФ N 154 от 22.02.2012 "Требования к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" предлагаемые варианты развития системы теплоснабжения базируются на предложениях исполнительных органов власти и эксплуатационных организаций, особенно в тех разделах, которые касаются развития источников теплоснабжения.

Стоит отметить, что варианты Мастер-плана являются основанием для разработки проектных предложений по новому строительству и реконструкции источников тепловой энергии и тепловых сетей, обеспечивающих перспективные балансы спроса на тепловую мощность потребителями тепловой энергии (покрытие спроса тепловой мощности и энергии).

Стоит также отдельно отметить, что варианты Мастер-плана не могут являться технико-экономическим обоснованием (ТЭО или предварительным ТЭО) для проектирования и строительства тепловых источников и тепловых сетей. Только после разработки проектных предложений для вариантов Мастер-плана выполняется или уточняется оценка финансовых потребностей, необходимых для реализации мероприятий, заложенных в варианты Мастер-плана, проводится оценка эффективности финансовых затрат, их инвестиционной привлекательности инвесторами и/или будущими собственниками объектов.

2. Сценарий покрытия тепловых нагрузок от источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии

2.1. Перспективы развития электроэнергетики городского округа

Согласно пункту 6 Постановления правительства РФ от 22.02.2012 г. N 154 "Требования к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения": "Схема теплоснабжения разрабатывается на срок не менее 15 лет с условием обеспечения приоритетного использования комбинированной выработки тепловой и электрической энергии для организации теплоснабжения с учетом экономической обоснованности".

Поэтому для начала следует рассмотреть существующую систему электроснабжения МО ГО "Сыктывкар" на основании положений НТД.

Электроснабжение городского округа Сыктывкар в настоящее время осуществляется от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" с установленной мощностью 436 МВт и энергосистемы Комиэнерго. Связь с энергосистемой осуществляется по ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар через опорную ПС 220 кВ "Сыктывкар". ПС 220 кВ "Сыктывкар" также связана ВЛ 110 кВ с ТЭЦ СЛПК. Распределение электроэнергии по потребителям города осуществляется на напряжении 110 кВ через 8 ПС 110 кВ.

Резервное питание потребителей I и II категорий обеспечивается за счет двухцепных линий электропередач, двухстороннего питания от различных источников.

Нагрузка Сыктывкарского энергоузла и Южного энергоузла в целом в режимы максимума нагрузок (в зимний период) превышает вырабатываемую на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" мощность. Часть требуемой электроэнергии Сыктывкар получает от Печорской ГРЭС, но пропускная способность одноцепной ЛЭП Печора - Ухта - Микунь не позволяет передавать достаточную мощность и нет возможности задействовать резерв мощности генераторов Печорской ГРЭС. Поэтому в режиме максимума нагрузок, южный энергоузел испытывает незначительный энергодефицит, в результате которого могут проводиться отключения менее ответственных потребителей.

В связи с тем, что существующие нагрузки потребителей электрической энергии в режиме максимума нагрузок несколько превышают нагрузки, которые могут покрываться от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", целесообразно рассмотреть следующие варианты перспективной выработки электрической и тепловой энергии:

Вариант N 1. Строительство источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии на свободных территориях. Данный сценарий развития энергетической отрасли МО ГО "Сыктывкар" позволит решить ряд задач:

а) решение экологической проблемы (перенос главного источника тепловой энергии г. Сыктывкар - Сыктывкарской ЦВК из центра города на окраину);

б) возникновение дополнительных территорий в центре г. Сыктывкар, имеющих высокую степень инвестиционной привлекательности;

в) некоторое снижение цены на электрическую энергию для потребителей на территории муниципального образования. Данное обстоятельство обусловлено значительными потерями мощности в энергосистеме при её транспортировке от Печорской ГРЭС.

Вариант N 2. Надстройка существующей ЦВК г. Сыктывкара с установкой когенерационного оборудования, работающего в комбинированном режиме. Данный сценарий развития позволил бы решить последнюю проблему, изложенную в варианте N 1.

Вариант N 3. Реконструкция существующей ЦВК г. Сыктывкара с установкой электрогенерирующего оборудования, работающего на базе существующих паровых котлов. Данный сценарий развития позволил бы решить последнюю проблему, изложенную в варианте N 1.

Из анализа ретроспективной информации следует, что варианты N 1 и N 2 рассматривались в качестве перспективных мероприятий развития энергетики МО ГО "Сыктывкар".

Проектные решения по варианту N 1

Мероприятия по строительству в г. Сыктывкаре Южной ТЭЦ вошли в "Программу обеспечения надежности и развития энергосистемы Республики Коми до 2012 года". Как сообщили "Комиинформу" в пресс-службе ОАО "ТГК-9", 18.09.07 в Министерстве промышленности и энергетики Коми прошло совещание рабочей группы, на котором обсуждались пути решения проблемы энергодефицита юга республики, а также развитие энергосистемы и обеспечение надежности энергоснабжения потребителей республики. В ходе подготовки программы, начиная с апреля 2007 г., была проведена системная работа, собраны и обобщены материалы, на основе которых сформированы инвестиционные проекты по развитию энергосистемы региона. Изначально рассматривались два предложения - строительство Сыктывкарской ГРЭС или Южной ТЭЦ. В ходе работы над обоснованием того и другого проекта преимущество отдано строительству ТЭЦ - она позволяла бы вырабатывать не только электроэнергию, но и тепло для местных потребителей. Согласно предварительным расчетам, запуск Южной ТЭЦ был намечен на 2011 год. Рабочая группа из представителей Правительства Коми и РАО "ЕЭС России" была сформирована в апреле 2007 года по инициативе РАО "ЕЭС России".

На основе прогноза электропотребления на ближайшие пять лет и анализа энергодефицитных точек, рабочая группа определила детальный перечень мероприятий, обеспечивающих ликвидацию проблемных мест энергосистемы и повышающих надежность электроснабжения потребителей. Инвестиционные проекты должны были стать составной частью соглашения, которое должно было быть подписано между Главой РК и председателем правления РАО "ЕЭС России" до конца октября 2007 года. Однако строительство ТЭЦ не было осуществлено.

Проектные решения по варианту N 2

Еще раньше в Сыктывкаре планировалось строительство мини-ТЭЦ. Компания СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми разрабатывала инвестиционный проект, в котором строительство ТЭЦ предусматривалось на базе центральной водогрейной котельной (ЦВК). Теплоэлектроцентраль должна была появиться на площадке ЦВК и органично войти в уже существующую тепловую схему.

Новая ТЭЦ по проекту должна была вырабатывать не только тепло, но и электроэнергию. Электрическая мощность составила бы 24 МВт, тепловая - 58 МВт, что сопоставимо с Интинской и Воркутинской ТЭЦ-1.

Совмещение производств было неслучайным. Сыктывкар в те года быстро развивался и дополнительно ежегодно требовалось увеличение выработки тепловой и электрической энергии. Кроме того, техническая политика РАО "ЕЭС Россия" предусматривала приоритетное строительство когенерационных энергетических установок, на которых производство электрической и тепловой энергии совмещено.

Кроме того, электроэнергия, выработанная на новой ТЭЦ, частично позволяла бы сократить энергодефицит в южных районах республики. По предварительным подсчетам проект обошелся бы энергетикам в 500-700 млн.руб. Срок окупаемости ТЭЦ составил бы 4 года, при сроке службы более 30 лет. Однако данный проект также не был реализован.

Проектные решения по варианту N 3 не разрабатывались ранее. Однако следует отметить некоторые технические факторы, не позволяющие осуществлять реконструкцию ЦВК с установкой электрического оборудования:

Проблема N 1. Данное мероприятие сложно осуществить с точки зрения свободных территорий на существующей площадке котельной. Поскольку котельная находится в центре города, её расширение невозможно. Установка турбоагрегатов и вспомогательных требует значительного места на существующей территории котельной.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца пропущена часть текста

Проблема N 2. Установка турбоагрегатов приведет к снижению тепловой мощности котельной. В настоящее время котельная работает с незначительным запасом тепловой мощности "нетто" (около 20 Гкал/ч). Несмотря на всю привлекательность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на котельной, реконструкция источника не представляется возможной в связи с ограниченностью резервов тепловой мощности, что приведет к снижению надежности в обеспечении потребителей тепловой энергией.

Таким образом, остаются 2 варианта строительства новых источников электрической и тепловой энергии. В соответствии с п. 104 главы VI Рекомендации по разработке предложений по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии "Методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения", утвержденных приказом Минэнерго России N 565 и Минрегиона России N 667 от 29.12.2012 "Об утверждении методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения": "Предложения по новому строительству генерирующих мощностей с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения теплоснабжения потребителей возможны только в случае утвержденных решений по строительству генерирующих мощностей в региональных схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, разработанных в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

Ниже произведен анализ информации о перспективах развития электроэнергетики Республики Коми и г. Сыктывкара в частности.

1) Согласно Генеральному плану МО ГО "Сыктывкар", покрытие электрических нагрузок городских потребителей на перспективу будет осуществляться от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и энергосистемы Коми.

Связь с энергосистемой будет осуществляться по ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар через опорную ПС 220 кВ "Сыктывкар".

Центрами питания будут 9 существующих и две новые ПС 110 кВ. От подстанций будет осуществляться электроснабжение как коммунально-бытовых, так и промышленных потребителей.

Для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей города, покрытия возрастающих электрических нагрузок потребуется строительство новых ПС 110, 10/0,4 кВ и ВЛ 220, 110 кВ, реконструкция существующих ПС 110 и 10/0,4 кВ.

2) Согласно Программе развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 гг.: "В ОЭС Северо-Запада предполагается сооружение вторых ВЛ 220 кВ на одноцепном транзите Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь - Заовражье; второй ВЛ 220 кВ Петрозаводская - Суоярви; второй ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар c расширением ПС 220 кВ Сыктывкар.

3) В документе Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года строительство источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии в административных границах МО ГО "Сыктывкар" также не предусматривается.

Общие выводы по результатам рассмотрения НТД:

1) Из анализа НТД выявлено, что на территории МО ГО "Сыктывкар" не планируется строительство новых и расширение существующего источника комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

2) Направление развития электроэнергетики Республики Коми предусматривает ряд мероприятий, которые направлены на повышение надежности электроснабжения существующих потребителей, а также обеспечение возможности подключения новых потребителей электрической энергии.

3) В связи с данными выводами разработка Схем теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" не предусматривает строительство новых и расширение существующих источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, несмотря на существующие проблемы в снабжении электрической энергией потребителей городского округа;

4) Обеспечение перспективных тепловых нагрузок будет осуществляться от источников тепловой энергии, в качестве которых могут выступать как существующие, так и планируемые к строительству источники;

5) В процессе актуализации Схем теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" возможно вернуться к вопросу строительства новых комбинированных источников выработки электрической и тепловой энергии, а также расширение существующего источника; однако данные мероприятия должны быть согласованы с НТД, а именно, программами развития электроэнергетики Республики Коми на перспективный период.

2.2. Существующий проект развития комбинированной выработки электрической и тепловой энергии

В настоящее время рассматривается проект строительства конденсационной электростанции (далее по тексту - КЭС) на территории п. Лозым. Данное поселение находится на территории Сыктывдинского района Республики Коми и не относится к МО ГО "Сыктывкар".

Согласно имеющимся данным, основным видом топлива на КЭС будет являться твердое топливо - щепа. Отпуск тепловой энергии на цели теплоснабжения потребителей п. Лозым и МО ГО "Сыктывкар" не планируется.

Таким образом, строительство КЭС не окажет влияния на теплоснабжение потребителей МО ГО "Сыктывкар". Однако строительство станции может улучшить нынешнюю ситуацию в электроэнергетике МО ГО "Сыктывкар" и Республики Коми в целом, что приведет к отсутствию необходимости установки дополнительных электрических мощностей на территории МО ГО "Сыктывкар".

3. Организация закрытой схемы горячего водоснабжения

Направления развития теплоснабжения городского округа формируются с учетом задач, установленных в ФЗ N 190 "О теплоснабжении". Перед разработкой обоснованных предложений, составляющих схему теплоснабжения, и рекомендуемых схемой для включения в инвестиционные программы теплоснабжающих компаний, действующих на территории поселения, должны быть утверждены основные положения концепции развития схемы теплоснабжения.

3.1. Мероприятия, направленные на организацию закрытых систем ГВС

Исторически проектирование СЦТ в России было направлено по пути упрощенных решений в виде тупиковых древовидных схем, как правило, с открытой схемой ГВС. И зависимым элеваторным (или непосредственным) присоединением отопительной нагрузки, без устройства автоматического регулирования отпуска и потребления тепловой энергии. Недостатки открытой схемы хорошо известны. Это не только наиболее расточительный вариант ГВС с точки зрения энергосбережения, но и крайне вредный для здоровья жителей, а также сложный при эксплуатации.

Закрытая схема ГВС имеет ряд преимуществ перед открытой схемой. Основным является то, что потребителю осуществляется подача воды питьевого качества, т.к. подается просто подогретая вода, которая используется для холодного водоснабжения (далее по тексту - ХВС). В открытых системах потребителям подается вода, приготовленная на источнике тепловой энергии с учетом требований эксплуатации оборудования, что сопровождается использованием специальных реагентов. В закрытых системах значительно снижается расход подпиточной воды, т.к. отсутствуют разборы горячей воды из СЦТ. Таким образом, подпитка тепловой сети осуществляется лишь для компенсации нормативных и сверхнормативных утечек.

В 1960-1980 гг. в крупных СЦТ получило широкое применение ГВС с ЦТП. На них осуществляется присоединение теплопотребляющих установок группы жилых и общественных зданий микрорайонов к тепловой сети через теплообменные аппараты. Применение ЦТП в свое время упрощало эксплуатацию вследствие уменьшения количества узлов обслуживания и повышения комфорта в теплоснабжаемых зданиях благодаря выносу всех насосных установок, являющихся источниками шума, в изолированное помещение ЦТП.

Получили развитие и сейчас являются наиболее перспективным направлением развития систем теплоснабжения ИТП. Они имеют преимущества ЦТП, но поскольку устанавливаются индивидуально на отдельных потребителей, позволяют осуществлять более точную регулировку и контроль системы.

В настоящее время на территории МО ГО "Сыктывкар" преобладают открытые схемы теплоснабжения. Теплоснабжение потребителей тепловой энергии по открытым схемам осуществляется от следующих источников тепловой энергии:

- ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" (потребители, подключенные к тепловым сетям ООО "СеверЭнергоПром");

- источники тепловой энергии на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (лишь около 20% потребителей от данных источников подключено по закрытой схеме ГВС);

- котельная ОАО "Комитекс".

Столь значительное количество потребителей, подключенных к СЦТ по открытой схеме, объясняется высоким качеством подпиточной воды для тепловых сетей (жесткость исходной воды составляет в среднем 2-4 /дм), простотой открытых схем и минимальными затратами на обслуживание систем ГВС.

Однако ввод в эксплуатацию закрытых схем позволяет доводить показатели качества горячей воды до норм питьевой воды. Следовательно, организация закрытых схем теплоснабжения позволит уменьшить количество отложений, образующихся на стенках тепловых сетей.

В соответствии с п. 10. ФЗ N 417 от 07.12.2011 г. "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "О водоснабжении и водоотведении":

- с 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается;

- с 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.

На основании анализа существующих систем теплоснабжения разработчиком Схемы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" до 2029 г. предлагаются к реализации следующие варианты организации закрытой схемы горячего водоснабжения:

1) Организация регулирования параметров отпускаемой тепловой энергии на источниках централизованного теплоснабжения, строительство сетей ГВС из неметаллических материалов;

2) Реконструкция существующих ИТП и применение пластинчатых теплообменных аппаратов на ГВС;

3) Отключение систем ГВС от СЦТ и установка индивидуальных теплогенерирующих устройств на нужды ГВС.

Следует отметить, что последнее мероприятие выглядит целесообразным только для перспективной застройки. Для существующей застройки установка газовых колонок по большей части невозможна по следующим техническим причинам:

1) Необходимость реконструкции существующих зданий (организация удаления дымовых газов, создание вентиляции);

2) Необходимость реконструкции систем газоснабжения (расхода газа для бытовых целей будет недостаточно для нормальной работы газовых колонок, что повлечет за собой увеличение диаметров газопроводов от самих ГРП).

На основании анализа существующих схем подключения потребителей тепловой энергии к СЦТ был выполнен оценочный расчет показателей перехода на закрытую схему теплоснабжения. Сравнение вариантов перехода на закрытую схему ГВС представлено в таблице 1. Сравнение вариантов перехода на закрытую схему ГВС с точки зрения капитальных и ежегодных операционных затрат представлено в таблице 2.

Таблица 1. Сравнение вариантов перехода на закрытую схему ГВС с технической точки зрения

Варианты	Достоинства	Недостатки
Вариант 1 (применение ЦТП)	1. Простота обслуживания; 2. Малое количество обслуживающего персонала	1. Высокая стоимость реализации проекта прокладки сетей ГВС; 2. Снижение надежности системы теплоснабжения (вследствие увеличения протяженности трубопроводов); 3. Необходимость масштабной реконструкции системы водоснабжения; 4. Невозможность реализации данного варианта в короткие сроки
Вариант 2 (применение ИТП)	1. Наименьшие затраты на реализацию проекта; 2. Наименьшие удельные затраты топлива на источниках	1. Необходимость ввода в эксплуатацию большого количества теплообменных аппаратов на ГВС; 2. Обусловленные этим значительные затраты на эксплуатацию ИТП

Таблица 2. Сравнение вариантов перехода на закрытую схему ГВС с точки зрения затрат на реализацию мероприятий

Вариант	Количество ЦТП/ИТП, шт.	Строительство сетей ГВС, п. м.	Капитальные затраты на реализацию, тыс.руб.	Затраты на ежегодное обслуживание, тыс.руб.
Вариант 1 (применение ЦТП)	19	300 000	1957 000	36 000
Вариант 2 (применение ИТП)	4232	-	866 000	40 000

3.2. Выбор приоритетного варианта организации закрытой схемы ГВС

Варианты организации закрытой схемы ГВС наряду с автоматизацией режимов теплопотребления в ИТП являются первостепенными задачами при модернизации существующих систем теплоснабжения города.

Перспективные схемы подключения потребителей к СЦТ

Наибольшее распространение на территории МО ГО "Сыктывкар" получила зависимая схема с элеваторным присоединением системы отопления, что объясняется простотой схемы. Однако у данной схемы существует ряд недостатков:

- отсутствие возможности автоматического регулирования параметров тепловой энергии, передаваемой потребителям;

- значительные гидравлические потери в системе отопления, обусловленные конструкцией элеватора;

- пониженное качество циркуляционной воды в системе отопления, которое влечет за собой увеличение интенсивности загрязнения внутренних систем отопления у потребителей.

Наименьшее количество потребителей имеют ИТП с зависимыми схемами подключения со смешением при помощи насосов. Данная схема позволяет осуществлять автоматическое регулирование параметров тепловой энергии в системах теплопотребления.

Однако на территории России успешно применяется более совершенные схемы подключения системы отопления к СЦТ, а именно независимые схемы. Данные схемы позволяют осуществлять автоматическое регулирование параметров тепловой энергии в системах теплопотребления, а также достичь повышенных показателей качества циркуляционной воды в системе теплоснабжения. Однако данные схемы требуют наличия дополнительного энергетического оборудования (теплообменные аппараты, насосы, трубопроводы), что усложняет схему и затрудняет эксплуатацию.

При проектировании новых, а также реконструкции существующих тепловых пунктов целесообразно производить установку ИТП, имеющих независимую схему подключения. Независимая система теплоснабжения имеет неоспоримые преимущества по сравнению с зависимыми схемами (элеваторные схемы и схемы с насосным смешением):

- возможность регулирования количества тепловой энергии, доставляемой потребителю (с помощью регулирования расхода вторичного теплоносителя);

- высокая надежность при эксплуатации;

- энергосберегающий эффект (экономия тепловой энергии на уровне 10/40%);

- возможность улучшения эксплуатационных и технических качеств теплоносителя, что в целом повышает защиту тепловых сетей от загрязнений.

Благодаря этим достоинствам, независимые системы теплопотребления находят все большее применение в крупных городах, где существует значительный разброс тепловых нагрузок и имеются тепловые сети значительной протяженности.

Перспективные схемы подключения потребителей к СЦТ представлены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 - Потребитель тепловой энергии с двухступенчатым последовательным подключением подогревателей ГВС и независимым присоединением систем отопления и вентиляции (регулирование по отопительной нагрузке)

Рисунок 2 - Потребитель тепловой энергии с двухступенчатым смешанным подключением подогревателей ГВС и независимым присоединением систем отопления и вентиляции (регулирование по совмещенной нагрузке отопления и ГВС)

Перспективный температурный график на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и ЦВК на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Автоматизированные ИТП с независимыми схемами позволяют осуществлять наиболее эффективный способ регулирования: центральное качественное регулирование на источнике тепловой энергии, дополняемое местным количественным регулированием в ИТП потребителей тепловой энергии.

Применение закрытой схемы теплоснабжения для нужд отопления и ГВС позволит решить ряд существующих проблем и, как следствие, повысить качество и надежность теплоснабжения. Задачи, решаемые посредством установки автоматизированных ИТП:

- улучшение гидравлических режимов работы системы теплоснабжения;

- увеличение теплосъема зданиями и сооружениями;

- автоматическое регулирование параметров теплоносителя во втором контуре в зависимости от температуры воздуха внутри отапливаемых и вентилируемых помещений;

- исключение "перетопов" при температурах наружного воздуха выше 0°С (возникает в связи с невозможностью осуществления количественного регулирования теплопотребления и необходимостью поддержания температуры воды в подающем трубопроводе на уровне 70°С);

- исключение "недотопов" при температурах наружного воздуха менее -31 °С (возникает в связи с невозможностью осуществления количественного регулирования теплопотребления и необходимостью поддержания температуры воды в подающем трубопроводе не более 130°С).

Наиболее весомым преимуществом ИТП, работающего по независимой схеме присоединения к СЦТ, является автоматизация режимов потребления тепловой энергии в зависимости от температур наружного воздуха. Данные ИТП позволяют автоматизировать и поддерживать на нормативном уровне теплосъем у потребителей. Таким образом, грамотно спроектированный ИТП с погодозависимым регулированием позволит обеспечить полное соответствие температурных режимов работы тепловой сети утвержденному температурному графику. Наличие теплообменных аппаратов между первичным и вторичным контурами позволяет поддерживать температуру воды в обратном трубопроводе тепловой сети не более 70°С.

С учетом применения закрытой двухступенчатой схемы ГВС (по последовательной или смешанной схеме) и 100%-ой автоматизации режимов теплопотребления возможно поддерживать более низкую температуру теплоносителя в обратном контуре даже при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования систем отопления. Это обеспечивается за счет того, что разница температур воды в обратном трубопроводе (в первичном контуре) и воды на нужды ГВС за теплообменником 1 ступени может составлять 5/10°С. Таким образом, максимальная температура в обратном трубопроводе по первичному контуру может составлять 50/70°С.

Температура воды в прямом трубопроводе на источнике тепловой энергии ограничивается 130°С. Данный предел регулирования обусловлен резким увеличением количества аварийных ситуаций на тепловых сетях при повышении температуры воды в прямом трубопроводе свыше заданного предела.

Для точного определения перспективного температурного графика отпуска тепловой энергии от ТЭЦ и ЦВК было произведено моделирование режимов работы систем теплопотребления. Исходными условиями для моделирования послужили:

- удельная нагрузка потребителя по системе отопления и вентиляции, равная 100%;

- удельная нагрузка потребителя по системе ГВС, принимаемая в соответствии с существующими договорными нагрузками на территории МО ГО "Сыктывкар" (в % от нагрузки отопления).

Рассчитанный температурный график представлен на рисунке 3. На рисунке 4 представлено относительное изменение расходов теплоносителя. Эксплуатация при предлагаемом графике будет возможна при соблюдении следующих условий:

- наличие закрытых (независимых) систем отопления и ГВС всех потребителей на территории МО ГО "Сыктывкар" с применением регулирования по совмещенной нагрузке отопления и ГВС;

- 100%-ая автоматизация режимов теплопотребления;

- в диапазоне температур наружного воздуха от +8 до 0°С осуществляется местное количественное регулирование режимов теплопотребления;

- в диапазоне температур от 0 до -36°С осуществляется центральное качественное регулирование отпуска тепловой энергии, дополняемое местным количественным регулированием режимов теплопотребления.

Из анализа рассчитанного температурного графика и графика расходов теплоносителя следуют выводы:

1) Наиболее эффективной схемой автоматизированных ИТП является схема с независимым присоединением системы отопления и двухступенчатой смешанной схемой включения подогревателей ГВС (регулирование осуществляется по совмещенной нагрузке отопления и ГВС); при такой схеме возможно поддержание минимальной температуры теплоносителя в обратном трубопроводе (57,2°С);

2) Перепад теплоносителя при расчетной температуре наружного воздуха составит 75,6°С, что на 26% завышено по сравнению с проектным температурным графиком систем отопления;

3) Местное количественное регулирование теплопотребления будет иметь место во всем диапазоне температур наружного воздуха; при этом максимальный расход теплоносителя во вторичном контуре системы отопления будет наблюдаться при расчетных температурах наружного воздуха;

4) Максимальный расход теплоносителя в первичном контуре будет наблюдаться при температуре наружного воздуха в точке излома температурного графика (0°С), т.е. при переходе от количественно-качественного регулирования к местному качественному регулированию.

Рисунок 3 - Перспективный температурный график от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и ЦВК на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Рисунок 4 - Перспективный график удельных расходов сетевой воды

3.3. Выводы о состоянии перспективной схемы теплоснабжения от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и ЦВК на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

По результатам моделирования режимов теплопотребления следуют выводы:

1) Для модернизации и повышения энергетической эффективности режимов теплоснабжения потребителей при переходе на закрытую схему ГВС целесообразно также автоматизировать и режимы работы систем теплопотребления на цели отопления и вентиляции существующей застройки города;

2) Организация ГВС существующей застройки путем установки индивидуальных поквартирных теплогенераторов представляется практически невозможной; однако при перспективном строительстве необходимо также рассматривать данный вариант, т.к. он является довольно экономичным с точки зрения затрат на его реализацию; кроме того данный метод довольно прост в эксплуатации и в значительной степени способен упростить эксплуатацию систем транспорта тепловой энергии и ИТП;

3) При модернизации ИТП следует применять смешанную или последовательную схему включения водоподогревателей ГВС;

4) При проведении автоматизации тепловых пунктов преимущество должно отдаваться независимой схеме подключения системы отопления к тепловой сети, т.к. она обладает весомыми преимуществами по сравнению с остальными схемами подключения; при недостаточности финансовых ресурсов для организации независимой схемы предпочтение должно отдаваться схемам, в которых смешение теплоносителя в прямом и обратном трубопроводах осуществляется при помощи насосов смешения; последняя схема также имеет неоспоримые преимущества по сравнению с элеваторной схемой, т.к. позволяет осуществлять автоматическое регулирование режимов потребления;

5) При модернизации ИТП возможна эксплуатация систем теплоснабжения при более совершенном и эффективном температурном графике, который будет соответствовать проектному температурному графику. При применении смешанной схемы включения водоподогревателей ГВС возможно снижение температуры теплоносителя вплоть до 57,2°С. Применение расчетного температурного графика позволит в перспективе значительно снизить расходы теплоносителя, что непременно повлияет на гидравлические режимы работы теплоснабжения в лучшую сторону.

Книга 6
Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Общие положения

Мастер-план схемы теплоснабжения выполнен в соответствии с методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения, требованиями в соответствии с пунктом 3 Постановления правительства РФ от 22.02.2012 г. N 154 "Требования к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

В основу подготовки и дальнейшей работы с Мастер-планом была заложена следующая методология, определяющая подход и последовательность работ.

На первом этапе были определены существующие нагрузки на источники централизованного теплоснабжения, расположенные в административных границах муниципального образования, а также их снижение в результате убыли строительных площадей (снос ветхих зданий) до 2029 года.

Далее были определены кварталы с планируемыми приростами нагрузок, находящиеся в зонах действия источников централизованного теплоснабжения, а также в зонах действия индивидуальных теплогенераторов и перспективных зон строительства, не обеспеченных в настоящее время источниками теплоснабжения.

На третьем этапе в электронную модель системы теплоснабжения были внесены перспективные тепловые нагрузки, определенные в Книге 2 проекта Схемы теплоснабжения, и выполнено присоединение перспективных тепловых нагрузок к существующим источникам тепловой энергии. Перспективные тепловые нагрузки внесены в электронную модель в виде обобщенных потребителей, поскольку информация о конкретных планировках в границах жилых кварталов отсутствует.

При расчетной тепловой нагрузке существующих и перспективных потребителей был рассчитан максимальный расход сетевой воды в системе теплоснабжения и определена суммарная мощность источников тепловой энергии, необходимая для покрытия нагрузок в течение расчетного периода Схемы теплоснабжения. По результатам теплогидравлических расчетов определены границы перспективных зон действия источников и определены мероприятия для их осуществления.

Работа выполнена для теплоисточников системы централизованного теплоснабжения, т.е. для источников тепловой энергии, имеющих наружные тепловые сети и более одного потребителя тепловой энергии (далее по тексту - СЦТ).

По результатам оптимизации загрузки существующих мощностей и уточнения зон действия источников определены сценарии покрытия перспективной нагрузки.

По результатам вышеописанных работ выбраны наиболее оптимальные варианты развития системы теплоснабжения в рамках каждого сценария, по которым сформированы балансы тепловой мощности источников, результаты гидравлических расчетов и программа мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников теплоснабжения.

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

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

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "N 190-ФЗ"

Подключение осуществляется на основании договора на подключение к системе теплоснабжения, который является публичным для теплоснабжающей организации, теплосетевой организации. Правила выбора теплоснабжающей организации или теплосетевой организации, к которой следует обращаться заинтересованным в подключении к системе теплоснабжения лицам и которая не вправе отказать им в услуге по такому подключению и в заключении соответствующего договора, устанавливаются правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.

При наличии технической возможности подключения к системе теплоснабжения и при наличии свободной мощности в соответствующей точке подключения отказ потребителю, в том числе застройщику, в заключении договора на подключение объекта капитального строительства, находящегося в границах определенного схемой теплоснабжения радиуса эффективного теплоснабжения, не допускается. Нормативные сроки подключения к системе теплоснабжения этого объекта капитального строительства устанавливаются правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.

В случае технической невозможности подключения к системе теплоснабжения объекта капитального строительства вследствие отсутствия свободной мощности в соответствующей точке подключения на момент обращения соответствующего потребителя, в том числе застройщика, но при наличии в утвержденной в установленном порядке инвестиционной программе теплоснабжающей организации или теплосетевой организации мероприятий по развитию системы теплоснабжения и снятию технических ограничений, позволяющих обеспечить техническую возможность подключения к системе теплоснабжения объекта капитального строительства, отказ в заключении договора на его подключение не допускается. Нормативные сроки его подключения к системе теплоснабжения устанавливаются в соответствии с инвестиционной программой теплоснабжающей организации или теплосетевой организации в пределах нормативных сроков подключения к системе теплоснабжения, установленных правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.

В случае технической невозможности подключения к системе теплоснабжения объекта капитального строительства вследствие отсутствия свободной мощности в соответствующей точке подключения на момент обращения соответствующего потребителя, в том числе застройщика, и при отсутствии в утвержденной в установленном порядке инвестиционной программе теплоснабжающей организации или теплосетевой организации мероприятий по развитию системы теплоснабжения и снятию технических ограничений, позволяющих обеспечить техническую возможность подключения к системе теплоснабжения этого объекта капитального строительства, теплоснабжающая организация или теплосетевая организация в сроки и в порядке, которые установлены правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации, обязана обратиться в федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения, или орган местного самоуправления, утвердивший схему теплоснабжения, с предложением о включении в нее мероприятий по обеспечению технической возможности подключения к системе теплоснабжения этого объекта капитального строительства. Федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения, или орган местного самоуправления, утвердивший схему теплоснабжения, в сроки, в порядке и на основании критериев, которые установлены порядком разработки и утверждения схем теплоснабжения, утвержденным Правительством Российской Федерации, принимает решение о внесении изменений в схему теплоснабжения или об отказе во внесении в нее таких изменений. В случае, если теплоснабжающая или теплосетевая организация не направит в установленный срок и (или) представит с нарушением установленного порядка в федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения, или орган местного самоуправления, утвердивший схему теплоснабжения, предложения о включении в нее соответствующих мероприятий, потребитель, в том числе застройщик, вправе потребовать возмещения убытков, причиненных данным нарушением, и (или) обратиться в федеральный антимонопольный орган с требованием о выдаче в отношении указанной организации предписания о прекращении нарушения правил недискриминационного доступа к товарам.

В случае внесения изменений в схему теплоснабжения теплоснабжающая организация или теплосетевая организация обращается в орган регулирования для внесения изменений в инвестиционную программу. После принятия органом регулирования решения об изменении инвестиционной программы он обязан учесть внесенное в указанную инвестиционную программу изменение при установлении тарифов в сфере теплоснабжения в сроки и в порядке, которые определяются основами ценообразования в сфере теплоснабжения и правилами регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации. Нормативные сроки подключения объекта капитального строительства устанавливаются в соответствии с инвестиционной программой теплоснабжающей организации или теплосетевой организации, в которую внесены изменения, с учетом нормативных сроков подключения объектов капитального строительства, установленных правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.

Таким образом, вновь вводимые потребители, обратившиеся соответствующим образом в теплоснабжающую организацию, должны быть подключены к централизованному теплоснабжению, если такое подсоединение возможно в перспективе.

С потребителями находящимися за границей радиуса эффективного теплоснабжения, могут быть заключены договора долгосрочного теплоснабжения по свободной (обоюдно приемлемой) цене, в целях компенсации затрат на строительство новых и реконструкцию существующих тепловых сетей, и увеличению радиуса эффективного теплоснабжения.

Зоны централизованного теплоснабжения представлены в книге 1 обосновывающих материалов.

Индивидуальное теплоснабжение предусматривается для:

1. Индивидуальных жилых домов до трех этажей вне зависимости от месторасположения;

2. Малоэтажных (до четырех этажей) блокированных жилых домов (таунхаузов), планируемых к строительству вне перспективных зон действия источников теплоснабжения при условии удельной нагрузки теплоснабжения планируемой застройки менее 0,01 Гкал/ч/га.

3. Социально-административных зданий высотой менее 12 метров (четырех этажей), планируемых к строительству в местах расположения малоэтажной и индивидуальной жилой застройки, находящихся вне перспективных зон действия источников теплоснабжения.

4. Промышленных и прочих потребителей, технологический процесс которых предусматривает потребление природного газа.

5. Инновационных объектов, проектом теплоснабжения которых предусматривается удельный расход тепловой энергии на отопление менее 15 кВт·ч/м год, т.н. "пассивный (или нулевой) дом", или теплоснабжение которых предусматривается от альтернативных источников, включая вторичные энергоресурсы.

2. Обоснование предлагаемых для строительства источников тепловой энергии с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии

Согласно методическим рекомендациям по разработке схемы теплоснабжения, предложения по новому строительству генерирующих мощностей с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения теплоснабжения потребителей возможны только в случае утвержденных решений по строительству генерирующих мощностей в региональных схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, разработанных в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

На основании постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергии" разработана "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы", разработчиком которой является ОАО "СО ЕЭС" совместно с ОАО "ФСК ЕЭС".

Общий сценарий развития электроэнергетики России был спрогнозирован Агентством по прогнозированию балансов в электроэнергетике Минэнерго РФ в работе "Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года".

Все три вышеописанных документа не предусматривают строительство нового источника комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на территории МО ГО "Сыктывкар". Таким образом, нормативная база, необходимая для предложения нового источника тепловой энергии с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии отсутствует.

С технической точки зрения, зоны перспективной застройки, имеющие высокие удельные значения тепловых нагрузок на единицу площади, будут покрываться от существующих и планируемых к строительству источников выработки тепловой энергии.

Схемой теплоснабжения строительство новых источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии на территории города не предполагается.

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

В настоящее время на территории МО ГО "Сыктывкар" действует единственный источник комбинированной выработки электрической и тепловой энергии - ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК". К тепловым сетям от данного источника тепловой энергии будет осуществляться подключение перспективных потребителей тепловой энергии.

В связи с наличием значительных резервов тепловой мощности на источнике техническое перевооружение основного теплогенерирующего оборудования не предусматривается.

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

В настоящее время значительную долю затрат на производство тепловой энергии теплоснабжающими организациями занимают затраты, связанные с приобретением электрической энергии. В связи с тем, что электроэнергия потребляется котельными из единой энергосистемы Республики Коми, затраты на покупку электрической энергии по теплоснабжающим организациям занимают 5-20%.

В качестве предложения по повышению энергетической эффективности работы источников тепловой энергии целесообразно рассмотреть возможность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. В связи с множеством проблем по осуществлению выдачи электрической энергии в сеть, предлагается на котельных установить газопоршневые агрегаты с номинальной мощностью, равной мощности электроприемных устройств на котельных. Газопоршневая установка (далее по тексту - ГПУ) будет эксплуатироваться исключительно для покрытия собственных нужд котельной.

4.1. Когенерация собственных нужд на котельных "Орбита", "РММТ", "Верхний Чов", находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Исходя из условий, представленных определенными индивидуальными особенностями объектов, разработаны варианты комбинированной выработки электрической энергии. В связи с тем, что приоритетным в проекте представлена электроэнергия, производимая ГПУ, тепловая энергия считается дополнительной. Данное тепло может использоваться как для покрытия собственных нужд теплоисточника, так и для передачи тепловой энергии в тепловую сеть.

Площадь, необходимая для установки ГПУ, может превышать существующую свободную площадь теплоисточников. Для решения задачи предлагается установить сопутствующее оборудование (масляные баки, пульты управления, операторную, систему выхлопа и др.) на втором этаже или в пристройке к котельной. Использование многоэтажного здания позволит на соответствующую высоту поднять выхлопные трубы, что немаловажно при осуществлении когенерации в населенном районе.

ГПУ имеет следующие достоинства по сравнению с газотурбинной установкой:

- возможность работы на газе среднего давления;

- сокращение затрат на производство тепловой энергии;

- быстрый ввод в эксплуатацию оборудования;

- отсутствие потерь при автоматическом согласовании по электроэнергии;

- незначительный шум;

- отсутствие необходимости дополнительного обслуживающего персонала;

- незначительные конвективные тепловые потери в помещении;

- меньшие затрачиваемые мощности на вентиляцию и кондиционирование помещения агрегатного отделения;

- меньшие капиталовложения.

Когенерационная установка собственных нужд на базе ГПУ позволит в значительной мере сократить затраты на покупку электрической энергии и обеспечить наивысшую степень надежности источника тепловой энергии в части электроснабжения. При выводе в ремонт ГПУ электроснабжение котельных должно осуществляться из единой энергетической системы Республики Коми.

В качестве генератора электроэнергии и тепла предлагаются агрегаты фирмы Jenbacher, как надежного и известного производителя в России:

1) Агрегаты данного производителя представлены широким мощностным диапазоном. Отличительными особенностями серии агрегатов являются:

- Большие интервалы сервиса, ориентированная на удобство обслуживания концепция двигателя и высокие коэффициенты полезного действия, гарантирующие максимальную экономичность;

- Благодаря оптимизированным компонентам двигателя достигается значительный срок службы деталей, даже при работе на загрязненных газах, например, на газе, получаемом из отходов;

- В своем диапазоне мощностей обладает высоким совершенством и отличается высочайшим уровнем надежности;

2) На основе проверенной технологии и конструкции двигателей предшествующих модельных рядов, новые двигатели характеризуются высокой удельной мощностью и высоким КПД. Улучшенная система управления и мониторинга обеспечивает легкость сервисного обслуживания и максимальную надежность и долговечность.

Основными этапами работы являются:

1. Разработка технико-экономического обоснования 2-3 месяца, рабочей документации 6-8 месяцев;

2. Заказ, изготовление, поставка в полном объеме материалов и оборудования примерно 12-14 месяцев;

3. Строительно-монтажные и пусконаладочные работы со сдачей объекта Заказчику 16-17 месяцев.

Определяющим в сроке создания когенерации на котельных является время на изготовление основного оборудования, по данным заводов-изготовителей - около 11-12 месяцев. Кроме того, срок реализации проекта в целом существенно зависит от времени согласования и утверждения проекта.

Методология расчета технико-экономических показателей

Доходной частью от когенерации на котельных являются:

1) Сокращение затрат на покупку электроэнергии;

2) Дополнительная выработка тепловой энергии, которая приводит к сокращению потребления газа котельным оборудованием.

К капитальным затратам относятся:

1) Затраты на приобретение ГПУ (принимается в соответствии с данными поставщика оборудования);

2) Затраты на проведение монтажных и пусконаладочных работ (приняты ориентировочно, в размере 30% от стоимости оборудования);

3) Затраты на дооборудование здания (приняты ориентировочно, в размере 10% от стоимости оборудования).

К операционным затратам относятся:

1) Затраты, обусловленные дополнительным сжиганием газообразного топлива;

2) Затраты, связанные с приобретением масла;

3) Затраты на капитальный и текущий ремонты (принимается в размере 3% от стоимости оборудования);

4) Амортизация оборудования (учитывая, что ресурс блока ГПУ 200 000 часов (25 лет), процент амортизационного отчисления составит: 100 : 25 = 4%);

5) Налог на оборудование (составляет 2,2%).

Далее приведены конкретные результаты расчета представленных показателей.

4.1.1. Внедрение когенерации на котельной Орбита на базе ГПУ

Потенциал энергосбережения при внедрении когенерации собственных нужд на котельной Орбита определен на основании данных о потреблении электрической энергии на выработку тепловой энергии за 2008-2012 гг. Экономический эффект от реализации мероприятия представлен в таблице 1.

В таблице 2 представлены капитальные затраты на осуществление мероприятия, в таблице 3 - ежегодные операционные затраты, необходимые для обслуживания и эксплуатации установки.

Таким образом, в случае полного использования ГПУ, срок окупаемости составит 5,2 лет. В случае неполного использования возможностей ГПУ, срок окупаемости может быть увеличен, при этом межремонтные сроки и ресурс также будут увеличены. Схема блока ГПУ позволяет производить регулирование электрической и тепловой мощности с глубиной регулирования 18-100%.

При проектировании для более эффективного использования мини-ТЭС Заказчику рекомендуется рассмотреть возможность расширения или открытия новых видов производств, а также предложить электрическую и тепловую энергию другим потенциальным потребителям по более низкой цене.

Таблица 1 - Потенциал энергосбережения при организации когенерационной выработки на котельной Орбита

Год	Отпуск тепловой энергии в сеть, Гкал	Расход газа, тыс.	Низшая теплотворная способность топлива, ккал/кг	Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, кВт·ч/Гкал	Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, кВт·ч	Экономический эффект от производства электроэнергии, тыс.руб.	Экономия газа в связи с дополнительной выработкой тепловой энергии, тыс.	Экономический эффект от дополнительной выработки тепловой энергии, тыс.руб.	Суммарный экономический эффект, тыс.руб.
2008	42690	1676,0	7998	17,16	732460,0	3296,1	176,4	751,4	4047,4
2009	33566	1617,4	8001	16,91	567500,0	2553,8	170,2	725,1	3278,8
2010	25557	1672,7	7993	17,64	450932,0	2029,2	176,0	749,9	2779,1
2011	69752	1617,7	8000	13,89	968920,0	4360,1	170,2	725,2	5085,4
2012	92989	1506,9	8015	13,20	1227631,0	5524,3	158,6	675,6	6199,9
Среднее (расчетное значение)	52910,8	1618,1	8001,4	15,76	833891,4	3752,5	170,3	725,4	4477,9

Таблица 2 - Капитальные затраты при внедрении когенерации на котельной Орбита на базе ГПУ

Наименование статьи	Единица измерения	Величина
Затраты на приобретение ГПУ	тыс.руб.	8724,9
Затраты проведения монтажных и пусконаладочных работ	тыс.руб.	2617,5
Затраты на дооборудование здания	тыс.руб.	872,5
Итого	тыс.руб.	12214,9

Таблица 3 - Ежегодные операционные затраты при внедрении когенерации на котельной Орбита на базе ГПУ

Наименование статьи	Единица измерения в натуральном выражении	Величина
		в натуральном выражении	в финансовом выражении, тыс.руб.
Дополнительный расход газа	тыс.	204,3	870,2
Расход на масло	кг	7740,0	464,4
Затраты на ремонт	-	-	261,7
Амортизация оборудования	-	-	349,0
Налог на оборудование	-	-	191,9
Итого			2137,3

4.1.2. Внедрение когенерации на котельной РММТ на базе ГПУ

Потенциал энергосбережения при внедрении когенерации собственных нужд на котельной РММТ определен на основании данных о потреблении электрической энергии на выработку тепловой энергии за 2008-2012 гг. Экономический эффект от реализации мероприятия представлен в таблице 4.

В таблице 5 представлены капитальные затраты на осуществление мероприятия, в таблице 6 - ежегодные операционные затраты, необходимые для обслуживания и эксплуатации установки.

Таким образом, в случае полного использования ГПУ, срок окупаемости составит 3,4 лет. В случае неполного использования возможностей ГПУ, срок окупаемости может быть увеличен, при этом межремонтные сроки и ресурс также будут увеличены. Схема блока ГПУ позволяет производить регулирование электрической и тепловой мощности с глубиной регулирования 18-100%.

При проектировании для более эффективного использования мини-ТЭС Заказчику рекомендуется рассмотреть возможность расширения или открытия новых видов производств, а также предложить электрическую и тепловую энергию другим потенциальным потребителям по более низкой цене.

Таблица 4 - Потенциал энергосбережения при организации когенерационной выработки на котельной РММТ

Год	Отпуск тепловой энергии в сеть, Гкал	Расход газа, тыс.	Низшая теплотворная способность топлива, ккал/кг	Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, кВт·ч/Гкал	Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, кВт·ч	Экономический эффект от производства электроэнергии, тыс.руб.	Экономия газа в связи с дополнительной выработкой тепловой энергии, тыс.	Экономический эффект от дополнительной выработки тепловой энергии, тыс.руб.	Суммарный экономический эффект, тыс.руб.
2008	9166	1301,0	7998	47,05	431284,0	1940,8	194,2	827,2	2768,0
2009	9699	1378,4	8001	43,02	417280,0	1877,8	205,7	876,4	2754,2
2010	9582	1375,6	7993	43,71	418862,0	1884,9	205,3	874,6	2759,5
2011	8305	1204,4	8000	45,51	377983,0	1700,9	179,8	765,8	2466,7
2012	8157	1139,4	8015	42,99	350692,0	1578,1	170,1	724,5	2302,6
Среднее (расчетное значение)	8981,8	1279,8	8001,4	44,46	399320,9	1796,9	191,0	813,7	2610,7

Таблица 5 - Капитальные затраты при внедрении когенерации на котельной РММТ на базе ГПУ

Наименование статьи	Единица измерения	Величина
Затраты на приобретение ГПУ	тыс.руб.	5357,1
Затраты проведения монтажных и пусконаладочных работ	тыс.руб.	1607,1
Затраты на дооборудование здания	тыс.руб.	535,7
Итого	тыс.руб.	7500,0

Таблица 6 - Ежегодные операционные затраты при внедрении когенерации на котельной РММТ на базе ГПУ

Наименование статьи	Единица измерения в натуральном выражении	Величина
		в натуральном выражении	в финансовом выражении, тыс.руб.
Дополнительный расход газа	тыс.	97,8	416,7
Расход на масло	кг	3470,1	208,2
Затраты на ремонт	-	-	117,3
Амортизация оборудования	-	-	156,5
Налог на оборудование	-	-	86,1
Итого			984,8

4.1.3. Внедрение когенерации на котельной Верхний Чов на базе ГПУ

Потенциал энергосбережения при внедрении когенерации собственных нужд на котельной Верхний Чов определен на основании данных о потреблении электрической энергии на выработку тепловой энергии за 2008-2012 гг. Экономический эффект от реализации мероприятия представлен в таблице 7.

В таблице 8 представлены капитальные затраты на осуществление мероприятия, в таблице 9 - ежегодные операционные затраты, необходимые для обслуживания и эксплуатации установки.

Таким образом, в случае полного использования ГПУ, срок окупаемости составит 2,9 лет. В случае неполного использования возможностей ГПУ, срок окупаемости может быть увеличен, при этом межремонтные сроки и ресурс также будут увеличены. Схема блока ГПУ позволяет производить регулирование электрической и тепловой мощности с глубиной регулирования 18-100%.

При проектировании для более эффективного использования мини-ТЭС Заказчику рекомендуется рассмотреть возможность расширения или открытия новых видов производств, а также предложить электрическую и тепловую энергию другим потенциальным потребителям по более низкой цене.

Реализация мероприятия запланирована в период после 2019 г.

Таблица 7 - Потенциал энергосбережения при организации когенерационной выработки на котельной Верхний Чов

Год	Отпуск тепловой энергии в сеть, Гкал	Расход газа, тыс.	Низшая теплотворная способность топлива, ккал/кг	Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, кВт·ч/Гкал	Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, кВт·ч	Экономический эффект от производства электроэнергии, тыс.руб.	Экономия газа в связи с дополнительной выработкой тепловой энергии, тыс.	Экономический эффект от дополнительной выработки тепловой энергии, тыс.руб.	Суммарный экономический эффект, тыс.руб.
2008	21439	3048,0	7998	27,90	598152,0	2691,7	671,0	2858,5	5550,2
2009	21169	3161,7	8001	29,04	614693,0	2766,1	696,0	2965,2	5731,3
2010	21019	3178,0	7993	34,95	734518,0	3305,3	699,6	2980,5	6285,8
2011	19696	3021,0	8000	27,42	540069,0	2430,3	665,1	2833,2	5263,5
2012	19288	2949,8	8015	25,56	493009,0	2218,5	649,4	2766,4	4985,0
Среднее (расчетное значение)	20522,2	3071,7	8001,4	28,97	594584,2	2675,6	676,2	2880,8	5556,4

Таблица 8 - Капитальные затраты при внедрении когенерации на котельной Верхний Чов на базе ГПУ

Наименование статьи	Единица измерения	Величина
Затраты на приобретение ГПУ	тыс.руб.	7857,1
Затраты проведения монтажных и пусконаладочных работ	тыс.руб.	2357,1
Затраты на дооборудование здания	тыс.руб.	785,7
Итого	тыс.руб.	11000,0

Таблица 9 - Ежегодные операционные затраты при внедрении когенерации на котельной Верхний Чов на базе ГПУ

Наименование статьи	Единица измерения в натуральном выражении	Величина
		в натуральном выражении	в финансовом выражении, тыс.руб.
Дополнительный расход газа	тыс.	145,6	620,5
Расход на масло	кг	6372,6	382,4
Затраты на ремонт	-	-	215,5
Амортизация оборудования	-	-	287,3
Налог на оборудование	-	-	158,0
Итого			1663,7

4.2. Когенерация на ЦВК

Для обеспечения работы подпиточных насосов при отключении электроэнергии (в аварийном режиме ГО и ЧС) целесообразно рассмотреть когенерацию на ЦВК.

В настоящее время на источнике расположена группа подпиточных насосов, которые нуждаются в резервировании по электроснабжению на случай аварийных ситуаций.

В качестве источника электрической энергии предлагается рассмотреть ГПУ, по аналогии с организацией когенерации на котельных Орбита, РММТ, Верхний Чов. Однако в данном случае срок окупаемости оценить невозможно, т.к. когенерация будет рассчитана на работу в аварийных режимах, при отключении электроэнергии. В связи с этим операционные затраты и срок окупаемости не приведены. Таким образом, предполагаемая ГПУ будет спроектирована лишь на повышение надежности теплоисточника.

Следует отметить, что при проектировании целесообразно предусмотреть работу от ГПУ не только в аварийных режимах, но и постоянную эксплуатацию ГПУ, что позволить сократить затраты на покупку электрической энергии на нужды ЦВК.

В таблице 10 представлены ориентировочные капитальные затраты на осуществление мероприятия.

Таблица 10 - Капитальные затраты при внедрении когенерации на котельной ЦВК на базе ГПУ для обеспечения возможности работы подпиточных насосов при отключении электроэнергии (в аварийном режиме ГО и ЧС)

Наименование статьи	Единица измерения	Величина
Затраты на приобретение ГПУ	тыс.руб.	45369,5
Затраты проведения монтажных и пусконаладочных работ	тыс.руб.	13610,8
Затраты на дооборудование здания	тыс.руб.	4536,9
Итого	тыс.руб.	63517,3

Распределение требуемых инвестиций по годам представлено в таблице 11.

Таблица 11 - Распределение требуемых инвестиций на реализацию мероприятия в течение расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019
Когенерация на ЦВК (аварийный режим, ГО и ЧС)	64			40	24

5. Обоснование предлагаемых для реконструкции источников тепловой энергии

К первоочередному мероприятию, направленному на повышение надежности теплоснабжения потребителей СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, следует отнести замену части теплогенерирующего оборудования котельной Орбита.

2 котла марки ТВГ-8, установленных на котельной, исчерпали свой ресурс и подлежат первоочередной замене. С учетом потерь в тепловых сетях от данной котельной резерв тепловой мощности "нетто" на котельной составляет 1,96 Гкал/ч (или 5,4%). Для увеличения тепловой мощности и, соответственно, повышения надежности теплоснабжения потребителей предлагается производить замену котлов ТВГ-8 на котлы КВГ-14.

В качестве примера произведена оценка финансовых потребностей на установку котельного оборудования, производимого ОАО "Дорогобужкотломаш". Технические характеристики предлагаемого оборудования представлены в таблице 12 (существующие котлы, установленные на котельной, аналогичны предлагаемым котлам). Оценка финансовых потребностей на реконструкцию котельной Орбита представлена в таблице 13.

Таблица 12 - Технические характеристики предлагаемых к установке котлов

Марка котла	КВ-Г-14
Мощность, МВт/Гкал/ч	14/12
Вид сжигаемого топлива	Газ
КПД, % (не менее)	92,5
Гидравлическое сопротивление котла, МПа	0,15

Таблица 13 - Капитальные затраты на установку дополнительных котлов на котельной Орбита и увеличение головных участков тепловой сети

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Котел	ОАО "Дорогобужкотломаш"	КВ-Г-14	2	9624,0	17,6%
2	Проект реконструкции				2500,0	4,6%
3	Демонтаж оборудования				2500,0	4,6%
4	Доставка				2000,0	3,7%
5	Монтаж				2000,0	3,7%
6	ПНР				2000,0	3,7%
7	Увеличение головной части тепловой сети				34161,0	62,4%
Итого					54785,0	37,6%

Распределение требуемых инвестиций по годам (с учетом когенерации собственных нужд согласно п. 4.1.1) представлено в таблице 14.

Таблица 14 - Распределение требуемых инвестиций на реализацию мероприятий в течение расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019
Реконструкция котельной "Орбита" - 2-я очередь (с увеличением установленной мощности до 48 Гкал/час и увеличением головной части тепловой сети от котельной), с внедрением когенерации	67			40	27

6. Обоснование предлагаемых для реконструкции котельных с увеличением зоны их действия путем включения в неё зон действия существующих источников тепловой энергии

6.1. Реконструкция котельной по ул. Серова на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Теплоснабжение застройки вдоль ул. Банбана в настоящее время осуществляется от котельной Аэропорт, находящейся на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга".

Однако данная категория потребителей выходит за пределы не только эффективного, но и оптимального теплоснабжения (радиусы эффективного и оптимального теплоснабжения рассмотрены в разделе 13).

Ближайшим к данной категории потребителей источником тепловой энергии является котельная на улице Серова (на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми).

Поэтому целесообразно рассмотреть мероприятия по переводу данных потребителей на теплоснабжение от котельной по ул. Серова. На данной котельной в настоящее время имеется дефицит тепловой мощности (0,82 Гкал/ч). Увеличение установленной мощности на котельной позволит решить следующие задачи:

- ликвидация дефицита тепловой мощности "нетто" на источнике теплоснабжения;

- подключение дополнительной тепловой нагрузки потребителей, расположенных по ул. Банбана;

- улучшение надежности теплоснабжения существующих потребителей.

Проектом Схемы теплоснабжения МО ГО "Сыктывкар" предлагается увеличение установленной мощности теплоисточника на 4 Гкал/ч.

Реализация данного мероприятия потребует установку дополнительного котла и дымовой трубы, дополнительной насосной установки, установки бака аварийного топлива. Кроме того, при проектировании необходимо будет осуществить проверку пропускной способности газопровода, ГРПШ, а также установку ЦТП для снижения температурного графика со 115/70 на 95/70.

На территории России существует множество котельных заводов, которые производят котлы, удовлетворяющие нормативным требованиям. В качестве примера произведена оценка финансовых потребностей на установку котельного оборудования, производимого ОАО "Дорогобужкотломаш". Технические характеристики предлагаемого оборудования представлены в таблице 15 (существующие котлы, установленные на котельной, аналогичны предлагаемому котлу). Оценка финансовых потребностей на реконструкцию котельной по ул. Серова представлена в таблице 16.

Таблица 15 - Технические характеристики предлагаемого к установке котла

Марка котла	КВ-ГМ-4,65-115Н
Мощность, МВт/Гкал/ч	4,65/4
Вид сжигаемого топлива	Газ, дизель
КПД, % (не менее)	90,7
Гидравлическое сопротивление котла, МПа	0,15

Таблица 16 - Капитальные затраты на установку дополнительного котла на котельной по ул. Серова

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Котел	ОАО "Дорогобужкотломаш"	КВ-ГМ-4,65-115Н	1	6500,0	65,0%
2	Проект реконструкции				1000,0	10,0%
3	Демонтаж оборудования				1000,0	10,0%
4	Доставка				500,0	5,0%
5	Монтаж				500,0	5,0%
6	ПНР				500,0	5,0%
Итого					10000,0	100,0%

Распределение требуемых инвестиций по годам представлено в таблице 17.

Таблица 17 - Распределение требуемых инвестиций на реализацию мероприятия в течение расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019
Реконструкция котельной "Серова" с увеличением установленной мощности до 12 Гкал/час	30,0	20,0	10,0

6.2. Реконструкция котельной Оранжерея на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

По системе теплоснабжения от котельной Оранжерея предлагается осуществить перевод потребителей тепловой энергии, подключенных к котельным Племстанция и Госопытная, на теплоснабжение от котельной Оранжерея; данное мероприятие позволит вывести из эксплуатации котельные Племстанция и Госопытная, тем самым сократив расходы на их эксплуатацию.

Однако при реализации данных мероприятий будут наблюдаться значительные капитальные затраты. Основными затратными статьями на осуществление мероприятий являются:

- затраты на замену/реконструкцию теплогенерирующего оборудования котельной Оранжерея;

- затраты на строительство тепловых сетей.

В настоящее время установленная тепловая мощность котельной Оранжерея составляет 19,5 Гкал/ч, при этом располагаемая тепловая мощность равна 14,74 Гкал/ч. Располагаемая мощность снижена из-за замены подовых горелок на инжекционные горелки заниженной мощности и непроведения замены существующих дымососов на дымососы, имеющие большую производительность.

Для увеличения мощности теплоисточника предлагаются следующие мероприятия:

- установка прежних вентиляторов (которые были установлены на улице);

- расширение газоходов;

- увеличение производительности дымовой трубы;

- замена инжекционных горелок на подовые с установкой газовых клапанов.

Капитальные затраты на реконструкцию теплоисточника оцениваются на уровне 4300 тыс.руб.

6.3. Реконструкция котельной РММТ на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

В настоящее время значительной проблемой при теплоснабжении г. Сыктывкара являются следующие зоны, расположенные на юго-западе:

1) Микрорайон Давпон; теплоснабжение данного района осуществляется от ЦВК; при этом данный микрорайон выходит за пределы радиуса оптимального теплоснабжения от ЦВК; кроме того, у хвостовых потребителей тепловой энергии наблюдаются ухудшенные гидравлические режимы работы;

2) Зона действия котельной РММТ; система теплоснабжения от котельной РММТ работает с пониженной эффективностью.

В данном районе г. Сыктывкар предлагается осуществить строительство нового источника тепловой энергии на базе существующей котельной РММТ. Строительство котельной позволит решить целый спектр проблем юго-западного района г. Сыктывкара:

- Повышение надежности теплоснабжения потребителей, расположенных в зоне действия нынешней котельной РММТ и микрорайона Давпон;

- Переброс тепловой нагрузки с ЦВК на РММТ позволит подключить новых потребителей к ЦВК, расположенных в зоне эффективного радиуса теплоснабжения этой системы централизованного теплоснабжения.

По результатам анализа существующей схемы теплоснабжения, перспективной застройки, планируемой в мкр. Давпон, произведена оценка потребной мощности для покрытия тепловых нагрузок юго-восточного района к 2029 г. Балансы тепловой мощности "нетто" источников тепловой энергии и подключенных нагрузок представлены в книге 4. По результатам анализа перспективных балансов было выявлено, что тепловая нагрузка, которая в перспективе будет покрываться от новой котельной РММТ, находится на уровне 35-40 Гкал/ч (с учетом потерь тепловой энергии в тепловых сетях), в зависимости от принятых вариантов проектных решений.

Реализация данного мероприятия потребует установку (надстройку существующей котельной) с суммарной установленной мощностью оборудования 40 Гкал/ч. В качестве примера произведена оценка финансовых потребностей на установку котельного оборудования, производимого ООО "Барнаульский котлостроительный завод". Оценка инвестиций произведена с учетом строительства котельной на базе 2 водогрейных котлов КВ-ГМ-20-150. Технические характеристики предлагаемого оборудования представлены в таблице 18. Оценка финансовых потребностей на надстройку котельной РММТ представлена в таблице 19.

Таблица 18 - Технические характеристики предлагаемых к установке котлов

Марка котла	КВ-ГМ-20-150
Мощность, МВт/Гкал/ч	23,26/20
Вид сжигаемого топлива	Газ/мазут
КПД, % (не менее)	89
Гидравлическое сопротивление котла, МПа	0,25

Таблица 19 - Капитальные затраты на надстройку котельной РММТ

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Котел	ООО "Барнаульский котлостроительный завод"	КВ-ГМ-20-150	2	16498,3	50,0%
2	Проект реконструкции				2309,8	7,0%
3	Демонтаж оборудования				2309,8	7,0%
4	Доставка				659,9	2,0%
5	Монтаж				659,9	2,0%
6	ПНР				659,9	2,0%
7	Основное и вспомогательное оборудование				4949,5	15,0%
8	Строительство (надстройка помещения)				4949,5	15,0%
Итого					32996,6	100,0%

Распределение требуемых инвестиций на период разработки Схемы теплоснабжения (включая внедрение когенерации на реконструируемой котельной, а также строительство тепловых сетей до МТС N 2) представлено в таблице 20.

Таблица 20 - Распределение требуемых инвестиций на реализацию мероприятий в течение расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019
Реконструкция котельной "РММТ" с включением ее в СЦТ (увеличением установленной мощности до 40 Гкал/час и строительством тепловой сети до МТС N 2), с внедрением когенерации	162,5	7,5	122	33

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

Источники некомбинированной выработки тепловой энергии находятся на значительном удалении от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", следовательно, перевод в пиковый режим муниципальных и ведомственных котельных не предусматривается.

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

Необходимость расширения зоны действия действующих источников тепловой энергии обусловлена планами строительства новых жилых и социально-административных зданий в границах МО ГО "Сыктывкар", согласно материалам Генерального плана города. Согласно ФЗ N 190, планируемые к строительству здания должны иметь возможность централизованного теплоснабжения.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "N 190-ФЗ"

Расширение зоны теплоснабжения, с включением планируемых микрорайонов, позволит повысить надежность системы теплоснабжения в целом, а также снизить удельные потери тепловой энергии в системе. Настоящим проектом предусмотрено расширение зоны теплоснабжения ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК". Перспективные зоны действия источника представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Перспективные зоны действия ТЭЦ на конец расчетного периода

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

В настоящее время на территории МО ГО "Сыктывкар" находится значительное количество локальных котельных, использующих для сжигания жидкое и твердое топливо. Данные котельные имеют пониженную энергетическую эффективность, что в совокупности с высокими ценами на топливно-энергетические ресурсы приводит к повышенной себестоимости производства тепловой энергии, и, как следствие, повышенным тарифам на тепловую энергию для потребителей.

К негазифицированным котельным относятся котельные предприятий:

- СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (а именно, котельные на мазуте: "Рыбцех" и "ФАН"; на угле - котельная п. Нижний Чов);

- МУП "Жилкомуслуга" (а именно, котельные на мазуте: "Мехлесхоз", котельная N 4 п. Краснозатонский, котельная п. Выльтыдор, котельная п. Лемью, "Аэропорт"; котельные на угле: "Больница" в п. Седкыркещ, котельная п. "Трехозерка"; на мазуте и угле - "Центральная" п. Седкыркещ).

Программа газификации отражена в Генеральном плане МО ГО "Сыктывкар".

В качестве первоочередных мероприятий следует рассмотреть мероприятия, направленные на сжигание газообразного топлива на следующих котельных:

- котельные ФАН и Рыбцех на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

- котельные на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга": "Мехлесхоз", котельная п. Выльтыдор, "Аэропорт".

Для оценки инвестиций в реконструкцию котельных производятся расчеты по наиболее затратному варианту - строительство новых БМК рядом с существующими источниками тепловой энергии. При наличии технических возможностей для переоборудования котлов на использование газообразного топлива и при соответствии фактического срока службы котлов нормативному сроку капитальные затраты могут быть значительно снижены.

Мероприятия по газификации котельных следует запланировать на период 2014-2018 гг.

9.1. Мероприятия, направленные на децентрализацию систем теплоснабжения

Данные мероприятия являются актуальными для микрорайонов в районе котельной Аэропорт, Красная гора, ул. Савина.

В настоящее время теплоснабжение данных районов осуществляется от котельных:

- Аэропорт (на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга"), которая является неэффективной и эксплуатируется на мазуте;

- Школьная (на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми), которая работает с дефицитом тепловой мощности, обусловленным несением тепловой нагрузки в 1,4 Гкал/ч "Красная гора", находящейся на расстоянии 2 км от котельной Школьная, в то время как эффективный радиус теплоснабжения для этой котельной составляет 0,66 км (раздел 13);

- ЦВК (на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми), "хвостовые" потребители от которой выходят за границы радиусов оптимального и предельного теплоснабжения.

Проектом Схемы теплоснабжения предлагается строительство нескольких источников тепловой энергии, расположенных непосредственно у потребителей. Строительство данных источников позволит в значительной степени сократить нагрузку на существующие источники тепловой энергии и значительно улучшить гидравлические режимы в зонах действия источников.

Для реализации мероприятия необходимо установить автоматизированные блочно-модульные котельные (далее по тексту - АБМК или БМК), расположенные в непосредственной близости к потребителям. Котельные могут устанавливаться как отдельный блок или можно выполнять пристройки к домам, в которых размещается теплогенерирующее оборудование. Перспективные источники с разделением по соответствующим зонам действия представлены на рисунке 2.

Таким образом, предлагается строительство следующих котельных:

- АБМК на Красной горе с установленной тепловой мощностью 1,29 Гкал/ч при подключенной нагрузке 0,9318 Гкал/ч (капитальные затраты строительство котельной приведены в таблице 21);

- АБМК на базе НСП-13 с установленной тепловой мощностью 0,172 Гкал/ч при подключенной нагрузке 0,108 Гкал/ч (капитальные затраты на строительство котельной приведены в таблице 22);

- АБМК на базе НСП-15 с установленной тепловой мощностью 0,69 Гкал/ч при подключенной нагрузке 0,539 Гкал/ч (капитальные затраты на строительство котельной приведены в таблице 23);

- АБМК по адресу ул. Савина, 81/1 с установленной тепловой мощностью 2,24 Гкал/ч при подключенной нагрузке 1,535 Гкал/ч (капитальные затраты на строительство котельной приведены в таблице 24);

- индивидуальный теплогенератор по адресу ул. Савина, 54 с установленной тепловой мощностью 0,04 Гкал/ч при подключенной нагрузке 0,034 Гкал/ч; покупка и установка индивидуального котла оценивается на уровне 150 тыс.руб.;

- реконструкция котельной Аэропорт путем установки БМК тепловой мощностью 2,24 Гкал/ч при подключенной нагрузке 1,404 Гкал/ч; от системы теплоснабжения котельной Аэропорт запланировано отключение потребителей в районе ул. Банбана (с целью ликвидации протяженной теплосети, выходящей за рамки предельного теплоснабжения) с переводом данной нагрузки на котельную по ул. Серова (ближайшая котельная к ул. Банбана); таким образом, к АБМК Аэропорт целесообразно подключить сосредоточенную нагрузку в пределах радиуса оптимального теплоснабжения котельной Аэропорт (капитальные затраты на строительство котельной приведены в таблице 25).

Рисунок 2 - Перспективные зоны действия новых источников тепловой энергии

Таблица 21 - Капитальные затраты на строительство БМК в микрорайоне Красная гора

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-1,5	1	3750,0	65,0%
2	Проект строительства				375,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				375,0	10,0%
4	ГРПШ				75,0	2,0%
5	Доставка				168,8	4,5%
6	Монтаж				150,0	4,0%
7	ПНР				168,8	4,5%
Итого					5062,5	100,0%

Таблица 22 - Капитальные затраты на строительство БМК на базе НСП-13

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-0,2	1	2040,0	65,0%
2	Проект строительства				204,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				204,0	10,0%
4	ГРПШ				40,8	2,0%
5	Доставка				91,8	4,5%
6	Монтаж				81,6	4,0%
7	ПНР				91,8	4,5%
Итого					2754,0	100,0%

Таблица 23 - Капитальные затраты на строительство БМК на базе НСП-13

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-0,8	1	3020,0	65,0%
2	Проект строительства				302,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				302,0	10,0%
4	ГРПШ				60,4	2,0%
5	Доставка				135,9	4,5%
6	Монтаж				120,8	4,0%
7	ПНР				135,9	4,5%
Итого					4077,0	100,0%

Таблица 24 - Капитальные затраты на строительство БМК по адресу ул. Савина, 81/1

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-2,6	1	4340,0	65,0%
2	Проект строительства				434,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				434,0	10,0%
4	ГРПШ				86,8	2,0%
5	Доставка				195,3	4,5%
6	Монтаж				173,6	4,0%
7	ПНР				195,3	4,5%
Итого					5859,0	100,0%

Таблица 25 - Капитальные затраты на строительство БМК Аэропорт

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-2,6	1	4340,0	65,0%
2	Проект строительства				434,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				434,0	10,0%
4	ГРПШ				86,8	2,0%
5	Доставка				195,3	4,5%
6	Монтаж				173,6	4,0%
7	ПНР				195,3	4,5%
Итого					5859,0	100,0%

9.2. Перевод котельной ФАН на сжигание газообразного топлива

С целью повышения энергетической эффективности котельной ФАН, находящейся в эксплуатационной ответственности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, предлагается перевод неэффективной котельной на использование газообразного топлива. Кроме того, предлагается передать котельную на техническое обслуживание потребителя. Потребителем тепловой энергии от котельной является Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт биологии Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук.

Для производства тепловой энергии на данной котельной потребуется небольшое количество газа в связи с малой подключенной нагрузкой потребителей.

Строительство новой БМК предлагается в связи с тем, что существующее оборудование, установленное на котельной, эксплуатируется в течение длительного времени и исчерпало свой ресурс, поэтому при газификации предлагается строительство БМК, а также демонтаж существующей котельной. В ходе анализа существующих и перспективных тепловых нагрузок был произведен выбор подходящего оборудования.

В качестве БМК, предусматриваемой в данном мероприятии, предлагается котельная ООО "Стройтехкомплект" производительностью 1,9 МВт. Затраты на строительство котельной представлены в таблице 26.

Реализация мероприятия запланирована в период после 2019 г.

Таблица 26 - Капитальные затраты на строительство БМК

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект" Производитель	БМК-1,9	1	4444,5	65,0%
2	Проект строительства				444,4	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				444,4	10,0%
4	ГРПШ				88,9	2,0%
5	Доставка				200,0	4,5%
6	Монтаж				177,8	4,0%
7	ПНР				200,0	4,5%
Итого					6000,0	100,0%

9.3. Перевод котельной Рыбцех на сжигание газообразного топлива

С целью повышения энергетической эффективности котельной Рыбцех, находящейся в эксплуатационной ответственности СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, предлагается перевод неэффективной котельной на использование газообразного топлива. Кроме того, предлагается передать котельную на техническое обслуживание потребителя, т.е. в эксплуатационную ответственность ОАО "Сыктывкарский Водоканал".

Для производства тепловой энергии на данной котельной потребуется небольшое количество газа в связи с малой подключенной нагрузкой потребителей.

Строительство новой БМК предлагается в связи с тем, что существующее оборудование, установленное на котельной, эксплуатируется в течение длительного времени и исчерпало свой ресурс, поэтому при газификации предлагается строительство БМК, а также демонтаж существующей котельной. В ходе анализа существующих и перспективных тепловых нагрузок был произведен выбор подходящего оборудования.

В качестве БМК, предусматриваемой в данном мероприятии, предлагается котельная ООО "Стройтехкомплект" производительностью 1,5 МВт. Затраты на строительство котельной представлены в таблице 27. Реконструкцию котельной предлагается произвести в 2015 г.

Таблица 27 - Капитальные затраты на строительство БМК

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект" Производитель	БМК-1,5	1	3750,0	65,0%
2	Проект строительства				375,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				375,0	10,0%
4	ГРПШ				75,0	2,0%
5	Доставка				168,8	4,5%
6	Монтаж				150,0	4,0%
7	ПНР				168,8	4,5%
Итого					5062,5	100,0%

9.4. Перевод котельной Мехлесхоз на сжигание газообразного топлива

С целью повышения энергетической эффективности использования котельной Мехлесхоз, находящейся в эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга", предлагается рассмотреть перевод данной неэффективной котельной на использование газообразного топлива.

Мероприятие выглядит целесообразным, т.к. п.г.т. Краснозатонский уже газифицирован, в настоящее время эксплуатация котельной N 1 осуществляется на газообразном топливе.

Для реализации данного мероприятия предлагается строительство БМК, а также демонтаж существующей котельной. В ходе анализа существующих и перспективных тепловых нагрузок был произведен выбор подходящего оборудования.

В качестве БМК, предусматриваемой в данном мероприятии, предлагается котельная ООО "Стройтехкомплект" производительностью 1,5 МВт. Затраты на строительство котельной представлены в таблице 28. Реконструкцию котельной предлагается произвести в 2015 г.

Таблица 28 - Капитальные затраты на строительство БМК

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-1,5 "Универсал"	1	3750,0	65,0%
2	Проект строительства				375,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				375,0	10,0%
4	ГРПШ				75,0	2,0%
5	Доставка				168,8	4,5%
6	Монтаж				150,0	4,0%
7	ПНР				168,8	4,5%
Итого					5062,5	100,0%

9.5. Перевод котельной Выльтыдор на сжигание газообразного топлива

С целью повышения энергетической эффективности работы котельной п.с.т. Выльтыдор, находящейся в эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга", предлагается рассмотреть перевод данной неэффективной котельной на использование газообразного топлива.

Для реализации данного мероприятия предлагается строительство блочно-модульной котельной (далее по тексту - БМК), а также демонтаж существующей котельной. В ходе анализа существующих и перспективных тепловых нагрузок был произведен выбор подходящего оборудования.

В качестве БМК, предусматриваемой в данном мероприятии, предлагается котельная ООО "Стройтехкомплект" производительностью 2,22 МВт. Затраты на строительство котельной представлены в таблице 29. Реконструкцию котельной предлагается произвести в 2015 г.

Таблица 29 - Капитальные затраты на строительство БМК

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-2,22 "Универсал"	1	4250,0	65,0%
2	Проект строительства				425,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				425,0	10,0%
4	ГРПШ				85,0	2,0%
5	Доставка				191,3	4,5%
6	Монтаж				170,0	4,0%
7	ПНР				191,3	4,5%
Итого					5737,5	100,0%

9.6. Перевод котельной N 4 п. Краснозатонский на сжигание газообразного топлива

С целью повышения энергетической эффективности работы котельной N 4 п.г.т. Краснозатонский (ул. Ломоносова, 47/1), находящейся в эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга", предлагается рассмотреть перевод данной неэффективной котельной на использование газообразного топлива.

Для реализации данного мероприятия предлагается строительство блочно-модульной котельной, а также демонтаж существующей котельной. В ходе анализа существующих и перспективных тепловых нагрузок был произведен выбор подходящего оборудования.

В качестве БМК, предусматриваемой в данном мероприятии, предлагается котельная ООО "Стройтехкомплект" производительностью 8,4 МВт. Затраты на строительство котельной представлены в таблице 30. Реконструкцию котельной предлагается произвести в 2015 г.

Таблица 30 - Капитальные затраты на строительство БМК

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-8,4	1	9370,0	65,0%
2	Проект строительства				937,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				937,0	10,0%
4	ГРПШ				187,4	2,0%
5	Доставка				421,7	4,5%
6	Монтаж				374,8	4,0%
7	ПНР				421,7	4,5%
Итого					12649,5	100,0%

9.7. Реконструкция котельной СМЗ эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга"

В зоне теплоснабжения ЦВК располагается зона действия неэффективной котельной СМЗ. Основной причиной отделения зон теплоснабжения является балансовая разобщенность: ЦВК находится на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, котельная СМЗ находится на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга".

При планировании мероприятий, направленных на повышение энергетической эффективности работы котельной СМЗ, возможно рассмотрение варианта переключения тепловых сетей от данной котельной на тепловые сети ЦВК. В ходе разработки Схемы теплоснабжения была рассмотрена целесообразность такого варианта развития событий. Анализ ситуации показал, что для осуществления данного мероприятия необходима прокладка довольно протяженного участка от тепловой магистрали ЦВК к головному участку от котельной СМЗ. Расчеты показали, что прокладка таких сетей нецелесообразна по причине повышенных капитальных затрат. Затраты на строительство тепловой сети значительно превышают затраты на установку БМК на базе котельной СМЗ, которая способна работать с высокой степенью эффективности.

В качестве БМК, предусматриваемой в данном мероприятии, предлагается котельная ООО "Стройтехкомплект" производительностью 3,2 МВт. Затраты на строительство котельной представлены в таблице 31. Реконструкцию котельной предлагается произвести в 2015 г.

Таблица 31 - Капитальные затраты на строительство БМК

N п/п	Наименование	Производитель	Тип	Количество, шт. (ед.)	Стоимость, тыс.руб.	Процент затрат
1	Блочно-модульная котельная	ООО "Стройтехкомплект"	БМК-3,2	1	5240,0	65,0%
2	Проект строительства				524,0	10,0%
3	Общестроительные работы (фундамент, благоустройство территории)				524,0	10,0%
4	ГРПШ				104,8	2,0%
5	Доставка				235,8	4,5%
6	Монтаж				209,6	4,0%
7	ПНР				235,8	4,5%
Итого					7074,0	100,0%

10. Мероприятия, направленные на исключение несанкционированного водоразбора из систем отопления потребителей

Вероятно, проблема несанкционированного водоразбора из систем отопления потребителей возникла в г. Сыктывкаре одновременно с появлением и развитием самой системы ЖКХ. На территории МО ГО "Сыктывкар" данная проблема характерна для закрытых систем теплоснабжения.

Анализируя данную ситуацию по несанкционированному сливу сетевой воды, можно с уверенностью сказать, что там, где коммунальные службы не работают, практически сразу появляются "специалисты", которые с помощью незаконных врезок и установки кранов на батареях подключаются и используют горячую сетевую воду, однако платить за потребленный энергоресурс не желают.

Приняв 23 ноября 2009 года Федеральный закон ФЗ-261 "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", государство практически обязывает местные власти и собственников задуматься об экономии энергоресурсов, о снижении непроизводительных потерь, к которым относится и несанкционированный водоразбор сетевой воды и повышенный расход топливных ресурсов.

Например, в Свердловской области (Уральский ФО) данной проблемой озабочены на уровне областного Правительства. Существует Решение Комиссии по чрезвычайным ситуациям Свердловской области от 26 октября 1999 N 10 "О предупреждении чрезвычайных ситуаций, связанных с несанкционированным водоразбором на объектах теплоснабжения".

Другой регион - Приморье (Дальневосточный ФО). Огромные деньги в борьбу с несанкционированным водоразбором (иначе - воровством воды) вкладывает ежегодно КГУП "Примтеплоэнерго". Только по одному из филиалов сверхнормативный расход воды на котельных городского округа г. Лесозаводска составил 48 000  в году. Применяемый самостоятельно реагент Уранин-А первоначально дал эффект в снижении потерь, однако "потребители продолжают использовать воду из радиаторов, невзирая на присутствие в воде химического реагента". Наиболее правильным было бы применять краситель Уранин-А совместно с ЛВХ 3.1. Эффект будет в этом случае иметь пролонгированное действие.

Годовой ущерб, наносимый теплоснабжающим организациям населением от несанкционированного водоразбора из систем отопления? только по одному из регионов Сибирского Федерального округа исчисляется десятками миллионов рублей, а сколько это составляет по всей России?

Все эти проблемы известны, поэтому целесообразно озаботиться решением данной проблемы и на территории Республики Коми, а именно на территории МО ГО "Сыктывкар".

Предложения по исключению водоразборов из тепловой сети

Для предотвращения несанкционированного водоразбора организациями ЖКХ целесообразно применять некоторые реагенты, придающие воде чрезвычайно неприятный запах "морского лимана" (гниющих водорослей) серии ЛВХ, серии Свод. На территории РФ имеется множество организаций, осуществляющих поставку реагентов на нужды ЖКХ. В качестве примера рассмотрены реагенты, поставляемые ООО "СибЭнергоМонтаж" (г. Омск). На территории Российской Федерации и Республики Казахстан данная компания наделена эксклюзивными правами по реализации продукции ООО НПП "Лаборатория водной химии" (Украина).

Для целей предотвращения несанкционированного водоразбора используют Средство для бактерицидной обработки промышленных вод (Биоцид общего действия) "ЛВХ-3.1", изготовляемое по ТУ У 24.6-36029050-002:2009, специально разработанное для закрытых систем теплоснабжения и промышленного водоснабжения, с резким, своеобразным запахом "морского лимана", сохраняющимся в сильно разбавленных водных растворах. Биоцидное действие этого средства гарантировано производителем, а сильный запах "морского лимана" подавляет желание помыться теплоносителем, помыть им машину или посуду. Однако в определенных условиях при больших потерях сетевой воды это свойство ЛВХ 3.1. становится определяющим при принятии решения об его использовании.

Поставка ЛВХ 3.1. в Российскую Федерацию осуществляется в соответствии с действующим законодательством.

Качество и подлинность реагента подтверждается следующими документами:

- Технические условия ТУ У 24.6.-36029050-002:2009;

- Декларация о соответствии ГОСТ 12.1.007-76 "Нормативные показатели безопасности и эффективности дезинфекционных средств, подлежащие контролю при проведении обязательной сертификации" (принята на основании Протокола испытаний N 861-4-10 от 09.06.2012 г. Испытательной лабораторией ООО "Ремсервис". Регистрационный номер РОСС UA.AU14.Д04058);

- Протокол испытаний на содержание действующих веществ N 58/04-12 средства для бактерицидной обработки промышленных вод "Реагент "ЛВХ 3.1.";

- Сертификат о происхождении товара (форма СТ-1) от 28.05.2012 г., выдан Черкасской ТПП 28.05.2012 г.;

- Заключение Государственной Санитарно-Эпидемиологической экспертизы Министерства здравоохранения Украины N 05.03.02-07/1069 от 16.01.2009 г.

Реагент ЛВХ 3.1. позволяет:

- исключить несанкционированный водоразбор теплоносителя в закрытых системах теплоснабжения;

- исключить микробиологическую подшламовую коррозию теплообменного оборудования;

- биообрастание мембранных элементов установок обратного осмоса путем угнетения процессов развития всех видов микроорганизмов.

Рекомендации по обработке систем

Ввод реагента в систему осуществляется залпово, расчетной дозой, исходя из гидравлического объёма системы. Расчет дозы, как правило, осуществляется из расчета 5 гр./ обрабатываемой воды. В случае высокой биологической загрязненности (водоросли, ракушка) доза увеличивается до 10 гр./ обрабатываемой воды. Ввод в открытые оборотные циклы осуществляется в чаши градирен или аванкамеры насосных станций. В закрытых системах подбор точки ввода подбирается индивидуально, в зависимости от конструктивных особенностей системы. Для закрытых систем это, как правило, баки - резервуары или сборники на источниках тепловой энергии.

Химический контроль

Контроль в оборотной воде осуществляется по активному йоду и в случае крайней необходимости, например, при аварийном сбросе оборотной воды в поверхностные водоёмы. Достаточно бывает и органолептичного контроля - вода имеет выраженный запах "морского лимана" до полного разложения биоцида.

Нейтрализация и утилизация

Биоцид после срабатывания "активного" йода безвреден, и продувки могут сбрасываться в канализацию без ограничения. Йод находится в виде йодидов щелочных и щелочноземельных элементов.

В настоящее время единственным законным поставщиком на территории РФ биоцида общего действия "ЛВХ 3.1." является общество с ограниченной ответственностью "Сибэнергомонтаж" (г. Омск).

Однако на территории РФ применяются и иные реагенты, имеющие свойства, схожие с ЛВХ 3.1. Одним из таких реагентов является РеагентСвод Бо - препарат, аналогичный биоциду общего действия "ЛВХ 3.1.", также изготовлен на основе йодоформа. Отличие заключается в органолептических свойствах (имеет сильно выраженный устойчивый "медицинский" запах процедурного кабинета).

Кроме того, при подготовке к отопительному периоду систем теплопотребления для контроля за их герметичностью и несанкционированным разбором горячей воды из систем отопления (по согласованию с органами санитарно-эпидемиологического надзора и предварительным оповещением населения) предлагается использование специальных красителей типа Уранин А, хорошо растворимых в воде и дающих зеленую флуоресценцию.

С их помощью легко обнаруживаются свищи, повреждения и разрывы на трубах, состав может быть применен для предприятий, ищущих свои несанкционированные потери, где потребители бесконтрольно и безнаказанно сливают воду из системы отопления.

В результате применения красителей уже в первые сутки коммерческие потери предприятия существенно снижаются, т.е. несанкционированное водопотребление сетевой воды для населения уменьшается на 30/50%, чем достигается хороший экономический результат. Успех объясняется тем, что окрашенная зеленая вода не может быть использована в бытовых целях.

Расход препарата от 100/200 до 400/500 г. на 100  воды в зависимости от поставленной задачи. Краситель органический Уранин А изготавливается по ТУ 2163-28900204197-2003.

Выписка из Типовой инструкции по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения МДК 4-02.2001, согласованная Управлением по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями Госгортехнадзора России 28.06.200 N 12-23/653, Госэнергонадзором Минэнерго России 02.10.200 N 32-01-02/25, утвержденная Приказом Госстроя России от 13.12.2002 N 285:

п. 6.134 "для контроля за герметичностью систем теплопотребления и несанкционированным разбором горячей воды из систем отопления при отсутствии горячего водоснабжения по согласованию с местными органами санитарно-эпидемиологического надзора с предварительным оповещением населения допускается использование флуоресцеина динатриевой соли".

Выписка из Санитарно-Эпидемиологического заключения, выданного Главным центром ГОССАНЭПИДЕМНАДЗОРА МО РФ:

Область применения: в качестве красящего вещества для определения утечки воды, направления течения вод, для покрытия и подцветки других поверхностей и препаратов на объектах Министерства обороны РФ, в коммунальном хозяйстве, авиации и других отраслей промышленности и народном хозяйстве.

Снижение объёмов потерь теплоносителя при совместном применении этих реагентов достигает 40%. Для получения стабильного эффекта необходимо применять их с периодичностью 20 дней.

Общие выводы:

1) с несанкционированными разборами теплоносителя из закрытых систем теплоснабжения, расположенных на территории МО ГО "Сыктывкар", можно и нужно бороться;

2) значительное сокращение сливов воды из систем отопления (30/50%) может быть достигнуто после предварительного оповещения потребителей;

3) добавление на источниках тепловой энергии реагентов в тепловые сети приведет к окраске и наличию неприятного запаха теплоносителя, что приведет к нежеланию потребителей осуществлять водоразбор из систем отопления;

4) в случае, если данная мера не подействует, и разборы теплоносителя из систем отопления продолжатся, то возможно будет выявить места разбора теплоносителя и места утечек теплоносителя путем визуального осмотра канализации и сливных колодцев;

5) задача исключения водоразборов из систем отопления потребителей коррелируется с общей задачей повышения энергетической эффективности ЖКХ, что непременно отразится на финансовых затратах теплогенерирующих предприятий в лучшую сторону.

11. Обоснование организации индивидуального теплоснабжения в зонах застройки малоэтажными жилыми зданиями

Существующие и планируемые к застройке потребители вправе использовать для отопления индивидуальные источники теплоснабжения. Использование автономных источников теплоснабжения целесообразно в случаях:

- значительной удаленности от существующих и перспективных тепловых сетей;

- малой подключаемой нагрузки (менее 0,01 Гкал/ч);

- отсутствия резервов тепловой мощности в границах застройки на данный момент и в рассматриваемой перспективе;

- использования тепловой энергии в технологических целях.

Потребители, отопление которых осуществляется от индивидуальных источников, могут быть подключены к централизованному теплоснабжению на условиях организации централизованного теплоснабжения.

Согласно п. 15 с. 14 ФЗ N 190 от 27.07.2010 г., запрещается переход на отопление жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии, перечень которых определяется правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации, при наличии осуществленного в надлежащем порядке подключения к системам теплоснабжения многоквартирных домов.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "N 190-ФЗ"

Планируемые к строительству жилые дома, могут проектироваться с использованием поквартирного индивидуального отопления, при условии получения технических условий от газоснабжающей организации.

Генеральным планом МО ГО "Сыктывкар" предусмотрена застройка малоэтажными и индивидуальными жилыми домами периферии города, находящейся на значительном удалении от существующих централизованных источников. Для данного типа застройки рекомендуется предусматривать индивидуальные теплогенераторы.

Помимо зон централизованного теплоснабжения многоэтажной, социально-административной и промышленной застройки, в городе существуют зоны смешанного теплоснабжения: зоны индивидуальной и коттеджной застройки.

В таких зонах теплоснабжение объектов частного сектора осуществляется смешанно: от СЦТ и собственных источников.

Единичная нагрузка таких потребителей не превышает 0,02 Гкал/ч, а следовательно, установка приборов учета тепловой энергии для таких потребителей не является обязательной в соответствии с ФЗ N 262.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "N 262-ФЗ"

Сочетание малой договорной нагрузки в совокупности с отсутствием приборов учета и малой плотностью нагрузок создает определенные трудности в теплоснабжении данной категории потребителей.

Низкая плотность нагрузок в зонах смешанного теплоснабжения индивидуальных домов приводит к необходимости прокладки трубопроводов тепловых сетей большой протяженности, но малых диаметров, что затрудняет наладку таких ответвлений и увеличивает удельные тепловые потери.

Схемой теплоснабжения рекомендуется перевод групп таких потребителей на независимую схему теплоснабжения через групповые ЦТП.

Рекомендуются также методы экономического стимулирования перехода индивидуальных потребителей на собственные источники тепловой энергии.

12. Обоснование организации теплоснабжения в производственных зонах на территории города

Существующие производственные зоны, расположенные в непосредственной близости от ТЭЦ и котельных, обеспечиваются тепловой энергией в виде пара и горячей воды от данных источников в полном объеме.

Новые производства, планируемые к строительству в зонах действия существующих источников, могут быть обеспечены тепловой энергией в виде горячей воды.

Планируемые к строительству производства, расположенные вне зон действия существующих источников, а также производства, технологическим процессом которых предусмотрено потребление газа, должны обеспечиваться тепловой энергией от собственных источников.

13. Расчет радиусов эффективного теплоснабжения (зоны действия источников тепловой энергии в каждой из систем теплоснабжения)

Согласно п. 30 г. 2 ФЗ N 190 от 27.07.2010 г.: "радиус эффективного теплоснабжения - максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения".

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "N 190-ФЗ"

Основными критериями оценки целесообразности подключения новых потребителей в зоне действия системы централизованного теплоснабжения являются:

- затраты на строительство новых участков тепловой сети и реконструкция существующих;

- пропускная способность существующих магистральных тепловых сетей;

- затраты на перекачку теплоносителя в тепловых сетях;

- потери тепловой энергии в тепловых сетях при ее передаче;

- надежность системы теплоснабжения.

Комплексная оценка вышеперечисленных факторов определяет величину эффективного радиуса теплоснабжения.

На территории МО ГО "Сыктывкар" централизованное теплоснабжение жилой и общественно-деловой застройки осуществляется от ТЭЦ, муниципальных и ведомственных котельных.

В настоящее время методика определения радиуса эффективного теплоснабжения не утверждена федеральными органами исполнительной власти в сфере теплоснабжения.

Однако в технической литературе приводится методика расчета двух критериев: "радиус оптимального теплоснабжения", "предельный радиус действия тепловой сети".

Для расчета радиусов теплоснабжения использованы характеристики объектов теплоснабжения, а также информация о технико-экономических показателях теплоснабжающих и теплосетевых организаций.

Зональные характеристики объектов теплоснабжения от источников тепловой энергии, а также результаты расчета радиусов оптимального и предельного теплоснабжения представлены в таблице 32.

В качестве центра построения радиуса эффективного теплоснабжения, рассмотрены источники централизованного теплоснабжения потребителей. Расчету не подлежат источники тепловой энергии, отпускающие тепловую энергию в виде пара (котельные "Винзавод" и "Тубдиспансер" на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми).

Таблица 32 - Радиусы оптимального и предельного теплоснабжения источников тепловой энергии на территории МО ГО "Сыктывкар"

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Площадь теплоснабжения,	Подключенная тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч	Радиус оптимального теплоснабжения, км	Радиус предельного теплоснабжения, км
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	5700000	123,70	3,12	5,30
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	47250	1,08	0,26	0,45
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	592000	11,66	1,07	1,81
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	823000	7,67	0,89	1,51
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	24500	1,10	0,12	0,21
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	183000	2,23	0,21	0,35
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	80846	0,35	0,31	0,53
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	114250	1,42	0,54	0,91
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	61360	0,91	0,54	0,92
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	181150	2,39	0,74	1,25
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	132250	2,43	0,59	1,00
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	62290	0,53	0,30	0,51
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	34995	1,74	0,35	0,59
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	58320	0,95	0,33	0,56
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	181630	8,87	0,56	0,96
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	10080	0,62	0,06	0,10
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	11700000	437,33	1,83	3,11
18	Винзавод, Печорская, 64		-	7,17	-	-
19	Орбита, Печорская 34		397500	32,08	1,05	1,79
20	Кутузова, 19		186820	4,05	0,26	0,44
21	Племстанция		33350	0,59	0,08	0,14
22	Госопытная		142340	4,24	0,77	1,31
23	Больничный Городок		315980	17,09	1,18	2,01
24	Оранжерея		332580	6,29	1,29	2,19
25	Рыбцех		53806	0,87	0,28	0,47
26	Нижний Чов		26141	0,49	0,12	0,21
27	Верхний Чов		541266	6,23	0,76	1,30
28	Кочпон		1660000	8,12	0,99	1,69
29	Тубдиспансер		-	0,12	-	-
30	РММТ		275950	3,39	0,32	0,55
31	ФАН		83600	1,10	0,06	0,10
32	Школьная, 6А		649285	8,45	0,66	1,12
33	Серова		390000	6,93	0,46	0,79
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	160000	70,18	0,87	1,48
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	147700	73,40	0,91	1,54

Книга 7
Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Общие положения

Глава 7 "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них" обосновывающих материалов разрабатывается в соответствии с пунктом 43 "Требований к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

Основные положения для разработки предложений по новому строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них выглядят следующим образом:

- в электронной модели системы теплоснабжения поселения, городского округа создаются новые модельные базы, которые отражают предложения по модернизации, реконструкции и новому строительству источников тепловой энергии, разработанные в предыдущем разделе;

- в электронную модель вносятся изменения, отражающие предложения по модернизации, реконструкции и новому строительству, выводу из эксплуатации источников тепловой энергии, в том числе с расширением (изменением) зон действия источников тепловой энергии;

- в электронной модели разрабатываются трассировки тепловых сетей, обеспечивающих передачу тепловой энергии от существующих, модернизированных, реконструированных и проектируемых источников тепловой энергии, в том числе трассировки, обеспечивающие объединение зон действия от нескольких источников (перемычки или строительство новых тепловых сетей, обеспечивающих работу источников тепловой энергии на единую тепловую сеть);

- для каждой зоны действия источников тепловой энергии выбирается принцип регулирования отпуска тепловой энергии в тепловые сети с коллекторов источников (качественный по отопительно-вентиляционной тепловой нагрузке, качественный по совмещенной тепловой нагрузке отопления и горячего водоснабжения, качественно-количественный или количественный);

- выполняется обоснование графиков изменения температур в подающих теплопроводах тепловых сетей, в каждой зоне действия источников тепловой энергии, обеспечивающих регулирование отпуска тепловой энергии с коллекторов источников;

- выполняются расчеты гидравлических режимов передачи теплоносителя по тепловым сетям с перспективной (на последний год перспективного периода) тепловой нагрузкой;

- определяются участки тепловых сетей, ограничивающих пропускную способность тепловых сетей;

- разрабатываются предложения по реконструкции тепловых сетей с увеличением диаметра и/или предложения по новому строительству или реконструкции насосных станций для каждого из выбранных графиков регулирования отпуска тепловой энергии в тепловые сети;

- выполняются поверочные расчеты гидравлических режимов тепловых сетей с учетом выполненных предложений по реконструкции тепловых сетей для выбранных графиков регулирования отпуска тепловой энергии в тепловые сети;

- определяются финансовые потребности для реализации предложений по реконструкции тепловых сетей с целью установления устойчивого гидравлического режима циркуляции теплоносителя с перспективными тепловыми нагрузками, для выбранных графиков регулирования отпуска тепловой энергии в тепловые сети;

- разрабатываются предложения по реконструкции тепловых сетей без увеличения диаметра (а в случаях скорости движения теплоносителя по тепловым сетям с перспективной тепловой нагрузкой меньше 0,3 м/c) его уменьшением для обеспечения надежности теплоснабжения;

- разрабатываются предложения по выводу из эксплуатации тепломагистралей с незначительной тепловой нагрузкой (с относительными потерями тепловой энергии при передаче по тепломагистрали более 75% от тепловой энергии, отпущенной в рассматриваемую тепломагистраль) и предложения по переключению существующей и перспективной тепловой нагрузки на близлежащие тепломагистрали и ответвления от них;

- обоснование предложений по реконструкции тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения приводится в Книге 10 Схемы теплоснабжения.

1. Задачи

В результате разработки в соответствии с пунктом 10 Требований к схеме теплоснабжения и техническим заданием должны быть решены следующие задачи:

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);

2. строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку во вновь осваиваемых районах поселения;

3. строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения;

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;

5. строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения;

6. реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

7. реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;

8. строительство и реконструкция насосных станций.

2. Структура предложений и проектов

2.1. Структура предложений

Предложения по новому строительству и реконструкции тепловых сетей образуют шесть групп проектов, реализация которых направлена на обеспечение теплоснабжения новых потребителей по существующим и вновь создаваемым тепловым сетям и сохранение теплоснабжения существующих потребителей от существующих тепловых сетей от ТЭЦ и котельных при условии надёжности системы теплоснабжения.

2.2. Структура проектов

В соответствии с Методическими рекомендациями по разработке Схем теплоснабжения поселений определена следующая структура проектов:

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);

2. Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку во вновь осваиваемых районах городского округа;

3. Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

4. Строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надёжности теплоснабжения;

5. Строительство или реконструкция тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счёт перевода котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных;

6. Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;

7. Строительство и реконструкция насосных станций.

Основными эффектами от реализации этих проектов являются:

1. Расширение и сохранение теплоснабжения потребителей на уровне современных проектных требований к надежности и безопасности теплоснабжения;

2. Повышение эффективности передачи тепловой энергии в тепловых сетях. К ним относятся:

- наладка и автоматизация тепловых и гидравлических режимов тепловых сетей;

- автоматизация насосных станций, контрольно-распределительных и тепловых пунктов;

- замена распределительных тепловых сетей;

- строительство сопутствующих конструкций, обеспечивающих нормативные параметры эксплуатации тепловых сетей (сопутствующие дренажи, замена ЗРА на современные образцы, павильоны и т.д.).

Оценка финансовых потребностей для реконструкции и нового строительства тепловых сетей выполнена по укрупненным показателям базисных стоимостей по видам строительства (УПР).

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

В настоящем разделе приведены мероприятия по строительству тепловых сетей для обеспечения тепловой энергией зон с дефицитом тепловой мощности.

3.1. Объединение систем теплоснабжения от котельных Оранжерея, Госопытная и Племстанция, находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

По системе теплоснабжения от котельной Оранжерея предлагается осуществить перевод потребителей тепловой энергии, подключенных к котельным Племстанция и Госопытная, на теплоснабжение от котельной Оранжерея; данное мероприятие позволит вывести из эксплуатации котельные Племстанция и Госопытная, тем самым сократив расходы на их эксплуатацию.

Однако при реализации данных мероприятий будут наблюдаться значительные капитальные затраты. Основными затратными статьями на осуществление мероприятий являются:

- затраты на замену/реконструкцию теплогенерирующего оборудования котельной Оранжерея;

- затраты на строительство тепловых сетей.

Рациональность и возможность подключения дополнительной тепловой нагрузки к котельной Оранжерея оценивается при помощи следующих величин:

Радиус оптимального теплоснабжения (представлен в книге 6 Обосновывающих материалов к Схеме теплоснабжения);

Установленная, располагаемая и тепловая мощность "нетто" источника тепловой энергии (представлены в книге 1 Обосновывающих материалов к Схеме теплоснабжения).

На основании представленных критериев были оценены перспективные зоны действия источников тепловой энергии в районе микрорайона Дырнос, которые представлены на рисунке 1.

Таким образом, застройка, расположенная в районе котельных Оранжерея, Племстанция, Госопытная, будет вписываться в границы оптимального теплоснабжения. Следовательно, теплоснабжение представленных потребителей будет оправдано с технической и экономической точек зрения.

Затраты на сетевое строительство при реализации предлагаемых мероприятий будут направлены главным образом на прокладку протяженных тепломагистралей к потребителям от котельных Племстанция и Госопытная. Предлагаемая трассировка тепломагистралей представлена на рисунке 6.

Перспективные тепломагистрали выделены красно-белым цветом. К системе теплоснабжения от котельной Племстанция потребуется прокладка магистрали протяженностью 700 м с условным диаметром = 100 мм., к системе теплоснабжения от котельной Госопытная - тепломагистраль протяженностью 850 м с условным диаметром = 250 мм.

Капитальные затраты на реализацию мероприятий по объединению систем теплоснабжения оцениваются на уровне 85 700 тыс.руб.

Распределение требуемых инвестиций по годам (с учетом технического перевооружения источников тепловой энергии согласно п. 6.2 Книги 6) представлено в таблице 1.

Таблица 1. Распределение требуемых инвестиций на реализацию мероприятий в течение расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019
Реконструкция котельной "Оранжерея" с прокладкой тепловой сети до котельной "Племстанция" (с ее закрытием) и до котельной "Госопытная" (с переводом ее в НСП)	90,0			4,3	85,7

Рисунок 1 - Перспективная зона действия котельной Оранжерея

3.2. Строительство тепловой сети для теплоснабжения потребителей по ул. Банбана

Как отмечалось в книге 6, установленная тепловая мощность котельной по ул. Серова увеличится, что позволит осуществить переключение потребителей тепловой энергии по ул. Банбана на теплоснабжение от котельной по ул. Серова. Для реализации данного мероприятия потребуется строительство протяженной тепломагистрали. Трассировка перспективной тепломагистрали приведена на рисунке 2.

Потребители тепловой энергии по ул. Банбана расположены в границах радиуса оптимального теплоснабжения котельной по ул. Серова, что говорит о целесообразности инвестиций в сетевое строительство.

Затраты на сетевое строительство при реализации предлагаемых мероприятий оцениваются на уровне 20 000 тыс.руб.

Рисунок 2 - Перспективная зона действия котельных Серова и Кочпон в п. Лесозавод

4. Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку во вновь осваиваемых районах городского округа

В настоящем разделе приведены мероприятия по реконструкции и строительству тепловых сетей, входящих в состав группы проектов N 2, и направлены на обеспечение присоединения перспективных потребителей к существующим и вновь построенным тепловым сетям от тепловых камер тепломагистралей до границы участка присоединяемого объекта.

В электронной модели системы теплоснабжения поселения, городского округа созданы новые модельные базы, которые отражают предложения по модернизации и реконструкции источников тепловой энергии, а также разработаны трассировки тепловых сетей, обеспечивающих передачу тепловой энергии от источников к новым потребителям.

На перспективный период разработки Схемы теплоснабжения подключение потребителей планируется к следующим источникам тепловой энергии:

- ТЭЦ на балансе ОАО "Монди СЛПК";

- ЦВК на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми;

- Котельная РММТ на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (при увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная Оранжерея на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (при увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная Орбита на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (при увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная Серова на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (при увеличении тепловой мощности источника);

- Котельная N 4 в п. Краснозатонский на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга" (при условии реконструкции котельной с увеличением тепловой мощности источника).

Перспективная трассировка тепловых сетей до микрорайонов Емваль и Северный представлена на рисунке 3, до микрорайона Северный N 2 - на рисунке 4.

Строительство тепломагистрали до микрорайона Емваль оценивается в размере 10 880 тыс.руб. Ориентировочный срок строительства - 2014 г.

Тепломагистраль к микрорайону Северный N 2 будет не только обеспечивать теплоносителем перспективных потребителей, но и повысит надежность системы теплоснабжения в целом, соединив 2 тепломагистрали. Стоимость прокладки тепломагистрали оценивается в размере 50 108,3 тыс.руб. Ориентировочный срок ввода в эксплуатацию тепломагистрали - 2016 г.

Строительство перспективной тепломагистрали к микрорайону Северный N 2 может быть осуществлено в 2017-2018 гг. Стоимость прокладки тепломагистрали оценивается на уровне 13 820,4 тыс.руб.

Ориентировочные сроки строительства перспективных тепломагистралей к потребителям от котельных, находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, и приблизительные капитальные затраты на строительство тепломагистралей представлены в таблице 2.

Застройка в мкр. Давпон будет подключена к котельной РММТ (с учетом её расширения). Остальные микрорайоны (из представленных в Книге 2) будут подключаться к ЦВК (при обязательном расширении котельной РММТ).

Однако следует отметить, что данные варианты подключения возможны при условии увеличения тепловых мощностей котельной РММТ, кот. Орбита и кот. Серова, строительство которых повысит надежность теплоснабжения потребителей на территории г. Сыктывкара.

В таблице 2 рассчитаны затраты на прокладку распределительной тепловой сети от тепловых камер или узлов. После разработки проектов планировки микрорайонов будут дополнительно проектироваться распределительные тепловые сети.

Рисунок 3 - Характеристики перспективных тепломагистралей к микрорайонам Емваль и Северный

Рисунок 4 - Характеристики перспективной тепломагистрали к микрорайону Северный N 2

Таблица 2. Затраты на строительство новых тепловых сетей от источников тепловой энергии на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего трубопровода, м	Внутренний диаметр обратного трубопровода, м	Вид прокладки тепловой сети	Мероприятие	Капитальные затраты на строительство, тыс.руб.	Год ввода в эксплуатацию
5К15	Чкалова-Карла Маркса	86,37	0,25	0,25	Подземная канальная	Перспективный участок	3066,1	2015
2К1-1	7 мкр. юго-запад жилого района	360,95	0,175	0,175	Подземная канальная	Перспективный участок	9511,0	2015
2УТ24-48	V мкр. жилого района Давпон	141,53	0,1	0,1	Подземная канальная	Перспективный участок	2745,7	2015
Новая ТК	Давпон	258,37	0,2	0,2	Подземная канальная	Перспективный участок	7027,7	2016
Новая ТК	Мкр. вдоль Октябрьского пр.	126,66	0,35	0,35	Подземная канальная	Перспективный участок	5319,7	2015
ТК	Наб. реки Дырнос N 1-4	354,61	0,3	0,3	Подземная канальная	Перспективный участок	13227,0	2016
		1534,8					44403,9

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

5.1. Реконструкция тепловых сетей на территории г. Сыктывкара

Гидравлические расчеты, а именно, конструкторский расчет перспективной Схемы теплоснабжения, показал,и что отдельные участки тепловых сетей не способны в полной мере обеспечить потребителей теплоносителем с учетом предлагаемых мероприятий и приростов перспективных тепловых нагрузок. В таблице 3 представлен перечень участков существующих тепловых сетей, подлежащих перекладке с увеличением диаметров для улучшения надежности теплоснабжения потребителей. Представленные участки находятся в зоне действия ЦВК и котельной Орбита, находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми. Протяженности и диаметры данных участков значительные, поэтому требуется большой объем капиталовложений в реконструкцию тепломагистралей. В настоящее время действует инвестиционная программа СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, которая включает в себя ряд мероприятий, направленных на повышение энергетической эффективности, в том числе перекладку части представленных сетей.

Ежегодные капитальные затраты на реконструкцию тепловых сетей в течение расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения представлены в таблице 4.

Таблица 3. Капитальные затраты на реконструкцию тепловых сетей с целью повышения надежности теплоснабжения потребителей и возможности подключения дополнительных тепловых нагрузок к ЦВК

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр обратного трубопровода, м	Внутренний диаметр обратного трубопровода, м	Вид прокладки тепловой сети	Мероприятие	Капитальные затраты на перекладку, тыс.руб.
	1К12	125,28	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	7328,9
	секционер в 1К10	1	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	58,5
1К12	1К13А	103,08	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	6030,2
1К10		2	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	117,0
1К13А	1К13	14,31	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	837,1
секционер в 1К10		1,5	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	87,8
1К13	1К14	136,56	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	7988,8
1К14	1К15	69,3	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	4054,1
1К15	1К16	239,11	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	13987,9
1К16	1К17	108,22	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	6330,9
1К17	1К18	229,73	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	13439,2
1К18	1К19	184,91	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	10817,2
1К19	1К19А	3,23	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	189,0
1К19А	1К20	65,47	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	3830,0
ПНС-1	1К20А	77,24	0,408	0,408	Подземная канальная	Увеличение диаметра	3638,0
1К20А		71,82	0,408	0,408	Подземная	Увеличение	3382,7
1К20	1К20А	47,68	0,614	0,614	Подземная канальная	Увеличение диаметра	2789,3
3ПАВ2		6,26	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	262,9
	3К11-1	240	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	10080,0
3К11-5	3К11-4	142,3	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	5976,6
3К11-4	секционирующая	0,62	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	26,0
секционирующая		0,59	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	24,8
3К11-3	3К11-1	207,19	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	8702,0
	3К11-3	207,19	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	8702,0
8К11		7,01	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	294,4
	3К11-5	4,93	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	207,1
		4,21	0,359	0,359	Подвальная	Увеличение диаметра	105,3
	8УТ10	16,07	0,359	0,359	Подземная канальная	Увеличение диаметра	674,9
		2316,8					119962,4

Таблица 4. Ежегодные капитальные затраты на реконструкцию тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019	2020-2024	2025-2029
Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки	120	24	24	24	24	24	0	0

5.2. Реконструкция тепловых сетей на территории п.г.т. Краснозатонский

В настоящее время теплоснабжение поселка Краснозатонский осуществляется от котельной N 1, находящейся на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга", расположенной по адресу: ул. Речная, д. 9. В котельной установлены паровые котлы ДЕ10-14 и ДЕ16-14.

В схемах теплоснабжения мощность котельной N 1 указана по номинальной тепловой мощности горелок - 17 Гкал/ч. Фактически, по результатам режимно-наладочных испытаний, мощность котлоагрегатов котельной составляет 5,3 и 8,65 Гкал/ч соответственно. Суммарная фактическая составляет 14 Гкал/ч.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца после слова "фактическая" пропущено слово "мощность"

Для создания резерва мощности в п.г.т. Краснозатонский и возможности дополнительно подключить вышеуказанные дома предлагается реконструировать котельную N 4, расположенную по адресу: ул. Ломоносова 47/1, с возможностью сжигания природного газа.

Существует проект реконструкции с заменой котлов и увеличением мощности котельной N 4 до 8,0 МВт (2007 года). Для подключения домов потребуется также строительство и реконструкция тепловых сетей.

На основании предоставленных данных были рассчитаны ориентировочные тепловые нагрузки жилых домов, теплоснабжение которых в настоящее время осуществляется при помощи печных теплогенераторов. После чего был произведен гидравлический расчет системы теплоснабжения от котельной N 4 для планирования перекладок и сетевого строительства.

Результаты гидравлических расчетов, а именно, характеристики новых участков (строительство и реконструкцию которых необходимо запланировать) и характеристики реконструируемых участков (участки, для которых необходимо увеличение диаметров) представлены в таблице 5.

В связи с тем, что обозначение тепловых камер, узлов и пр. по рассматриваемой схеме теплоснабжения не предоставлено, места реконструкции, места строительства новых участков можно увидеть лишь в электронной модели системы теплоснабжения.

Таблица 5. Капитальные затраты на реконструкцию и строительство тепловых сетей для обеспечения возможности подключения новых потребителей, теплоснабжение которых в настоящее время осуществляется от печных теплогенераторов, п.г.т. Краснозатонский

Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего трубопровода, м	Внутренний диаметр обратного трубопровода, м	Вид прокладки тепловой сети	Нормативные потери в тепловой сети (1-5)	Мероприятие	Капитальные затраты на перекладку, тыс.руб.
32,7	0,2	0,2	Подземная канальная	1997 год	Увеличение диаметра	889,4
64,8	0,2	0,2	Подземная канальная	1997 год	Увеличение диаметра	1762,6
50	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	750,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
40	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	600,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
14	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	210,0
8	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	120,0
40	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	600,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
82	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	1230,0
30	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	450,0
45	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	675,0
27	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	405,0
28	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	420,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
80	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	1200,0
15	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	225,0
8	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	120,0
36	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	540,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
60	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	900,0
14	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	210,0
45	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	675,0
70	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	1050,0
70	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	1050,0
38	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	570,0
38	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	570,0
25	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	375,0
25	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	375,0
27	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	405,0
27	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	405,0
50	0,1	0,1	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	970,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
40	0,1	0,1	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	776,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
14	0,08	0,08	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	257,6
30	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	450,0
45	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	675,0
27	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	405,0
28	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	420,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
80	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	1200,0
82	0,07	0,07	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	1394,0
8	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	120,0
40	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	600,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
15	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	225,0
45	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	675,0
14	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	210,0
8	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	120,0
36	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	540,0
10	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	150,0
60	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	900,0
44	0,07	0,07	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	748,0
44	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	660,0
25	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	375,0
25	0,05	0,05	Подземная канальная	2003 год	Перспективный участок	375,0
1899,5						30377,6

6. Строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности (улучшении) теплоснабжения

В книге 6 представлено обоснование строительства нового источника тепловой энергии на базе котельной РММТ.

Для функционирования системы теплоснабжения, образованной на базе котельной РММТ, необходимо осуществить строительство протяженного участка магистральной тепловой сети, соединяющего существующие системы теплоснабжения от котельной РММТ и ЦВК. Кроме того, необходимо произвести реконструкцию значительного числа участков с увеличением диаметра. Задача подбора оптимальных диаметров в системах теплоснабжения реализуется при помощи конструкторского расчета, выполненного на электронной модели перспективной схемы теплоснабжения. Конструкторский расчет показал, что потребуется увеличение диаметров существующих и новых участков перспективной тепломагистрали диаметром = 500 мм.

Протяженность данной тепломагистрали приблизительно равна 1280 м. Затраты на перекладку существующей и строительство новой тепловой сети оцениваются на уровне 122 003,4 тыс.руб.

Перспективная зона теплоснабжения от новой котельной РММТ представлена на рисунке 5. Трассировка тепловой магистрали, подлежащей прокладке и реконструкции с увеличением диаметра представлена на рисунке 6.

Рисунок 5 - Перспективная зона действия новой котельной, образованной на базе котельной РММТ

Рисунок 6 - Трассировка перспективной тепломагистрали = 500 мм от новой котельной РММТ

7. 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

7.1. Строительство и реконструкция тепловых сетей, находящихся на техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром"

С целью повышения надежности теплоснабжения предлагается ряд технических решений на тепловых сетях, находящихся на техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром", а именно:

1) Перекладка участка тепловой сети, соединяющего тепломагистрали N 1 и 2, с = 250 мм на = 400 мм протяженностью 532 м; ориентировочная стоимость работ по перекладке теплопровода составляет 25 057,2 тыс.руб. Графическое изображение перемычки представлено на рисунке 7;

2) Строительство перемычки между тепломагистралями N 1 и 2 (между жилыми домами по адресам: Школьный переулок, 15 и 5) = 200 мм протяженностью 80 м; ориентировочная стоимость работ по строительству перемычки составляет 2176 тыс.руб. Графическое изображение перемычки представлено на рисунке 8;

3) Строительство участка тепловой сети между жилыми домами по ул. Слободская 19 и 21 = 200 мм протяженностью 80 м; ориентировочная стоимость работ по строительству участка составляет 2176 тыс.руб. Графическое изображение перемычки представлено на рисунке 9.

Рисунок 7 - Увеличение диаметров перемычки между тепломагистралями NN 1 и 2 до = 400 мм

Рисунок 8 - Строительство перемычки между жилыми домами для создания кольцевой схемы тепловой сети

Рисунок 9 - Строительство перемычки между жилыми домами для создания кольцевой схемы тепловой сети

7.2. Строительство и реконструкция тепловых сетей в районе котельной Аэропорт

В разделе 9.1 книги 6 описаны мероприятия, направленные на децентрализацию систем теплоснабжения. Целесообразно сосредоточенную нагрузку в районе котельной Аэропорт подключить к БМК Аэропорт. Таким образом, ликвидируется довольно протяженный участок тепловой сети от ЦВК (238 м условным диаметром 200 мм). Отключение части потребителей и ликвидация протяженной тепловой сети пусть и ненамного, но все же позволить улучшить гидравлический режим работы тепловых сетей от ЦВК.

Характеристики и капитальные затраты на строительство и перекладку тепловых сетей представлены на рисунке 10 и в таблице 6. Красно-белым цветом показана перспективная тепломагистраль, зеленым - участки, на которых потребуется увеличение диаметра, синим - участки, на которых потребуется уменьшение диаметра для увеличения скорости теплоносителя.

Рисунок 10 - Строительство и реконструкция тепловых сетей в зоне действия котельной Аэропорт на техническом обслуживании МУП "Жилкомуслуга"

Таблица 6. Затраты на строительство и реконструкцию перспективных тепловых сетей от БМК Аэропорт

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего трубопровода, м	Внутренний диаметр обратного трубопровода, м	Вид прокладки тепловой сети	Мероприятие	Капитальные затраты на перекладку, тыс.руб.
1К30-66		53,64	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	214,6
ТУ	АРМ-34	10	0,07	0,07	Подвальная	Увеличение диаметра	50,0
ТК	ТК	54,74	0,08	0,08	Надземная	Уменьшение диаметра	328,4
	рем. боксы	15	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	60,0
		97	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	388,0
	1К30-64	6,55	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	26,2
	ТК	2,08	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	8,3
		100,49	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	402,0
1К30-64	старый аэропорт	8,31	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	33,2
1К30-66	Система О	9,96	0,05	0,05	Надземная	Увеличение диаметра	39,8
	церковь	29	0,05	0,05	Подземная канальная	Уменьшение диаметра	435,0
ТК	ТУ	25	0,07	0,07	Подземная канальная	Уменьшение диаметра	425,0
		54,36	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	217,4
		19,47	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	77,9
Кот. Аэропорт	лаборатория	12	0,05	0,05	Подвальная	Уменьшение диаметра	48,0
		16,21	0,125	0,125	Надземная	Увеличение диаметра	145,9
		45,94	0,125	0,125	Надземная	Увеличение диаметра	413,5
		41	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	164,0
Кот. Аэропорт	склад ОМТС	36,08	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	144,3
ТК	ТК	15,94	0,08	0,08	Надземная	Уменьшение диаметра	95,6
ТК	сан.быт. зд-е АТБ	5,6	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	22,4
ТК	Сан.быт. зд-е ССТ	69	0,05	0,05	Надземная	Уменьшение диаметра	276,0
ТК		33	0,05	0,05	Подземная канальная	Уменьшение диаметра	495,0
	В/часть с гаражом	3,82	0,05	0,05	Подвальная	Уменьшение диаметра	15,3
ТК		8,31	0,125	0,125	Надземная	Увеличение диаметра	74,8
	Кот. Аэропорт	61,53	0,125	0,125	Надземная	Уменьшение диаметра	553,8
		41,18	0,125	0,125	Надземная	Перспективный участок	370,6
		875,2					5525,1

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

В настоящем разделе приведены мероприятия по реконструкции ветхих тепловых сетей, входящих в состав группы проектов N 6 и направлены на обеспечение нормативной надёжности и безопасности теплоснабжения.

В период до 2029 г. значительная часть тепловых сетей исчерпает свой ресурс и потребуется их замена.

8.1. Тепловые сети на техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром"

Как отмечалось в книге 1 Обосновывающих материалов к Схеме теплоснабжения, в настоящее время тепловые сети от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" имеют значительную степень износа.

Наибольшая часть тепловых сетей эксплуатируется в течение длительного периода, преобладают трубопроводы, введенные в эксплуатацию до 1991 г. - около 90% от всех тепловых сетей Эжвинского района.

Однако в последние годы намечена тенденция к плановой реконструкции ветхих и малонадежных тепловых сетей. Мероприятия, направленные на замену трубопроводов, повышают надежность теплоснабжения потребителей Эжвинского района.

Затраты на реконструкцию тепловых сетей на техническом обслуживании ООО "СеверЭнергоПром" в течение 15 лет оцениваются в размере 600 млн.руб.

Ежегодные затраты на реконструкцию ветхих тепловых сетей представлены в таблице 7.

Таблица 7. Ежегодные капитальные затраты на реконструкцию тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019	2020-2024	2025-2029
Реконструкция тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса	600	40	40	40	40	40	200	200

8.2. Тепловые сети на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Как отмечалось в книге 1 Обосновывающих материалов к Схеме теплоснабжения, в настоящее время тепловые сети на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми имеют умеренную степень износа.

Наибольшая часть тепловых сетей, находящихся на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми, проложена до 1997 года. Несмотря на это, техническое состояние сетей следует оценивать как хорошее. В разделе 3 книги 1 Обосновывающих материалов представлено распределение протяженности трубопроводов в зависимости от года прокладки.

38% тепловых сетей введены в эксплуатацию до 1988 года. До 1997 года переложено и введено в эксплуатацию около 39,6% тепловых сетей. В настоящее время происходит плановое обновление тепловых сетей, доля сетей, введенных в эксплуатацию после 2003 г., составляет 9,7%. Преимущественно перекладываются внутриквартальные сети. Доля магистральных сетей, введенных в эксплуатацию после 2003 г., составляет 10%. Затраты на реконструкцию тепловых сетей на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми в течение 15 лет оцениваются в размере 656 млн.руб.

Ежегодные затраты на реконструкцию ветхих тепловых сетей представлены в таблице 8.

Таблица 8. Ежегодные капитальные затраты на реконструкцию тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019	2020-2024	2025-2029
Реконструкция тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса	656	43,7	43,7	43,7	43,7	43,7	218,7	218,7

8.3. Тепловые сети на балансе МУП "Жилкомуслуга"

На основании предоставленных данных о системе теплоснабжения, а также на основании проведенного визуального обследования тепловых сетей было выявлено, что износ тепловых сетей составляет 70-90%, при этом доля ветхих сетей, подлежащих первоочередной замене, составляет 25-35%.

Значительная часть тепловых сетей проложена до 1988 г. Принимая во внимания средний срок эксплуатации тепловых сетей - 25 лет, можно утверждать, что наибольшая часть существующих сетей исчерпала эксплуатационный ресурс и подлежит замене.

Затраты на реконструкцию тепловых сетей на балансе МУП "Жилкомуслуга" в течение 15 лет оцениваются в размере 315,8 млн.руб.

Ежегодные затраты на реконструкцию ветхих тепловых сетей представлены в таблице 9.

Таблица 9. Ежегодные капитальные затраты на реконструкцию тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019	2020-2024	2025-2029
Реконструкция тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса	315,8	21,1	21,1	21,1	21,1	21,1	105,3	105,3

8.4. Тепловые сети на балансе МУП "Управление капитального ремонта" МО ГО "Сыктывкар"

На основании предоставленных данных о системе теплоснабжения, а также на основании проведенного визуального обследования тепловых сетей было выявлено, что тепловые сети, находящиеся на техническом обслуживании данной организации, находятся в удовлетворительном состоянии. К ветхим сетям относятся преимущественно участки тепловых сетей от сторонних источников тепловой энергии.

К окончанию расчетного периода разработки Схемы теплоснабжения некоторая часть теплопроводов придет в негодность и потребует замены.

Затраты на реконструкцию тепловых сетей на балансе МУП "Управление капитального ремонта" в течение 15 лет оцениваются в размере 55 млн.руб.

Ежегодные затраты на реконструкцию ветхих тепловых сетей представлены в таблице 10.

Таблица 10. Ежегодные капитальные затраты на реконструкцию тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

Наименование мероприятия	Ориентировочные затраты на период с 2015 по 2029 годы (млн. рублей)	в т.ч. по годам (млн.руб.)
		2015	2016	2017	2018	2019	2020-2024	2025-2029
Реконструкция тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса	55	3,7	3,7	3,7	3,7	3,7	18,3	18,3

9. Реконструкция и установка основного и вспомогательного оборудования на тепловых сетях

9.1. Предложения по строительству и реконструкции дренажей на тепловых сетях

Негативное влияние на работу тепловых сетей МО ГО "Сыктывкар" оказывают отсутствие и неудовлетворительное техническое состояние отдельных дренажей, установленных на тепловых сетях. Отсутствие дренажей вызвано недочетами при проектировании тепловых сетей. Следовательно, необходимо выявление отдельных участков тепловых сетей, для которых не соблюдаются требования СНиП 41-02-2003 (Актуализированная версия - СП 124.13330.2012, действующая с 01.01.2013 г.). Далее для таких участков должны быть разработаны мероприятия, направленные на реконструкцию и строительство дренажей (в местах их отсутствия).

При проектировании, подземные тепловые сети желательно располагать выше уровня грунтовых вод. Если практически это неосуществимо, то при прокладке тепловых сетей ниже максимального уровня стояния грунтовых вод предусматривается попутный дренаж, а для наружной поверхности строительных конструкций - обмазочная битумная изоляция.

При невозможности применения попутного дренажа предусматривается оклеечная гидроизоляция из битумных рулонных материалов и с защитными ограждениями на высоту, превышающую максимальный уровень грунтовых вод на 0,5 м, или другую эффективную изоляцию. Для искусственного осушения грунта в местах расположения тепловых сетей, понижения уровня грунтовых вод и защиты от их проникания к трубопроводам служат различные дренажные устройства. Выбор конструкции дренажа зависит от условий прокладки теплосетей, например от уровня и направления движения грунтовых вод, от их дебита, от уклона трассы тепловых сетей, характера строения грунта.

При незначительном притоке воды и низком уровне грунтовых вод достаточно уложить под основание канала для дренажа слой крупнозернистого песка или мелкого гравия. В тех случаях, когда уровень грунтовых вод высокий, под основание канала укладывают слой гравия или песка с устройством попутного дренажа, располагаемого параллельно каналу - с одной или двух его сторон.

Для попутного дренажа в основном применяются асбестоцементные трубы с муфтами, керамические канализационные раструбные трубы, полиэтиленовые трубы, а также готовые трубофильтры. Сборные дренажи из крупнозернистых керамзитобетонных трубофильтров получили наибольшее распространение, благодаря большой пористости стенок вода свободно проникает внутрь труб.

При использовании трубофильтров исключается необходимость устройства гравийно-песчаной обсыпки и облегчается возможность механизации строительно-монтажных работ по прокладке дренажа. Диаметр дренажных труб выбирается из расчетного количества отводимых труб, но не менее 150 мм.

Трубы керамические канализационные покрываются внутри и снаружи глазурью. Для фильтрации грунтовой воды внутрь дренажа в трубах сверлят отверстия диаметром 10 мм по окружности, за исключением нижнего сектора, с шагом 200 - 300 мм. Раструбные соединения снизу на 0,5 диаметра зачеканивают цементным раствором или асфальтовой мастикой, а сверху засыпают гравием фракции 20-30 мм.

Рисунок 11 - Канал с дренажем современного типа

Рисунок 12 - Бесканальная прокладка в траншею с откосами и дренажем современного типа

Конструкция теплосети:

1 - трубофильтр;

2 - рабочий дренаж из щебня;

3 - щебень основания, втрамбованный в грунт;

4 - песок основания с коэффициентом фильтрации не менее 20 м/сут.;

5 - песок отсыпки с коэффициентом фильтрации не менее 5 м/сут.;

К1 - для траншей с креплениями;

К2 - для траншей с откосами.

В асбестоцементных трубах перед укладкой устраиваются пропилы (прорезы) шириной 3-5 мм и длиной, равной половине диаметра условного прохода трубы, через 200-300 мм по окружности дренажа, за исключением нижнего дренажа. Соединение асбестоцементных труб выполняется на муфтах с заделкой по всему периметру стыка цементным раствором.

Вода в дренажных трубах движется самотеком, поэтому трубы прокладывают с единым уклоном на всем протяжении от места сбора грунтовых вод до сбора их в ливнесток. Продольный уклон дренажной линии должен быть не менее 0,003 и не всегда совпадает с соответствующим уклоном трубопроводов как по величине, так и по направлению. Для прочистки дренажных труб на углах поворота и на прямых участках не реже чем через 50 м устраиваются контрольные смотровые колодцы диаметром не менее 1000 мм, отметки дна которых принимают на 0,3 м ниже отметок заложения примыкающих дренажных труб. В местах ответвлений также устраивают контрольные смотровые колодцы. Выпуск вод из системы попутного дренажа должен осуществляться в городскую канализацию, водосточную сеть или в открытые водоемы. Дренажные выпуски выполняются из сплошных труб.

Если выпуск дренажных вод в водосточную сеть или открытый водоем невозможен, то допускается выпускать их в фекальную канализацию, при этом должен быть предусмотрен обратный клапан или гидрозатвор. Сброс этих вод в поглощающие колодцы или на поверхность земли не допускается. При расположении дренажной сети ниже водосточной или канализационной сетей отвод воды самотеком невозможен. В этом случае сооружаются дренажные насосные станции.

Устройство попутного дренажа значительно удорожает стоимость строительства тепловых сетей в целом. Дренажные устройства только тогда эффективны и оправдывают затраты на сооружение, когда за их работой ведется систематическое наблюдение. Дренажные трубы требуют прочистки при засорениях и периодической (ежегодной) промывки от отложений илистых частиц, содержащихся в грунте. Опыт эксплуатации тепловых сетей показывает, что при наличии попутного дренажа они достаточно надежно защищаются от заполнения грунтовыми и поверхностными водами, что, безусловно, оказывает влияние на надежность и долговечность работы тепловых сетей.

10. Строительство и реконструкция насосных станций и ЦТП

10.1. Реконструкция НСП-14 на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

В настоящее время на НСП-14, расположенной по адресу: ул. Северная, 108, установлен комплекс основного и вспомогательного оборудования, позволяющего осуществлять теплоснабжение потребителей тепловой энергии на территории микрорайона Лесозавод.

Однако эффективность работы насосной станции понижена, причиной тому является эксплуатация устаревших кожухотрубчатых теплообменных аппаратов. На территории России в последнее время намечена тенденция к переходу от кожухотрубчатых аппаратов к пластинчатым аппаратам.

При аналогичных параметрах, пластинчатые теплообменники в 6 раз меньше по габаритам и составляют 1/6 от веса трубчатых. Таким образом, экономятся площади под установку и снижаются начальные затраты. Конструкция трубчатого теплообменника обеспечивает гораздо меньшие коэффициенты теплопередачи, чем пластинчатого при аналогичной потере давления. Даже в самых лучших трубчатых аппаратах значительные поверхности труб находятся в мертвых зонах, где отсутствует теплопередача. В отличие от трубчатых, пластинчатые теплообменники могут быть легко разобраны для обслуживания и ремонта без демонтажа подводящих трубопроводов. Также для обслуживания пластинчатых теплообменников требуется площади в 6 раз меньше, чем для трубчатых.

Кроме того, имеется еще целый ряд преимуществ современных пластинчатых теплообменников (далее по тексту - ПТО) по сравнению с кожухотрубчатыми теплообменниками (далее по тексту - КТТО):

1. Экономичность и простота обслуживания. При засорении ПТО может быть разобран, промыт и собран двумя работниками невысокой квалификации в течение 4-6 часов. При обслуживании КТТО процесс очистки трубок часто ведет к их разрушению и закупорке.

2. Низкая загрязняемость поверхности теплообмена вследствие высокой турбулентности потока жидкости, образуемой рифлением, а также качественной полировки теплообменных пластин.

3. Срок эксплуатации первой выходящей из строя единицы уплотнительной прокладки достигает 10 лет. Срок работы теплообменных пластин 15-20 лет. Стоимость замены уплотнений от стоимости ПТО колеблется в пределах 15-25%, что экономичнее аналогичного процесса замены латунной трубной группы в КТТО, составляющей 80-90% от стоимости аппарата.

4. Стоимость монтажа ПТО составляет 2-4% от стоимости оборудования соответственно. Что ниже на порядок, чем у кожухотрубчатого теплообменника.

5. Даже теплоноситель с заниженной температурой в системах теплоснабжения позволяет нагревать воду в ПТО до требуемой температуры.

6. Скорость проектных расчетов. Индивидуальный расчет каждого ПТО по оригинальной программе завода-изготовителя позволяет подобрать его конфигурацию в соответствии с гидравлическим и температурным режимами по обоим контурам. Расчет производится в течение 1-2 часов.

7. Гибкость. В случае необходимости площадь поверхности теплообмена в пластинчатом теплообменнике может быть легко уменьшена или увеличена простым добавлением или убавлением пластин при необходимости.

8. Двухступенчатая система ГВС, реализованная в одном теплообменнике, позволяет значительно сэкономить на монтаже и уменьшить требуемые площади под индивидуальный тепловой пункт.

9. Устойчивость к вибрациям. Пластинчатые теплообменники высокоустойчивы к наведенной двухплоскостной вибрации, которая может вызвать повреждения трубчатого аппарата.

Вывод: применение нового технологичного оборудования в НСП-14 позволит наряду с экономией первоначальных затрат (20-30%) переходить на другие режимы работы. Кроме того, установка ПТО вместо КТТО за счет малых габаритных размеров позволит увеличить количество свободного места в помещении насосной станции. Окупаемость перевооружения НСП-14 может составить от 2 до 5 лет.

10.2. Реконструкция НСП-13 и НСП-15

Как отмечалось в книге 6, на базе данных НСП предлагается строительство автоматизированных блочно-модульных котельных, осуществляющих теплоснабжение на потребителей, расположенных в непосредственной близости к источнику. Предназначение данного мероприятия - ликвидация протяженных тепловых сетей, из-за которых ухудшаются гидравлические режимы работы ЦВК и возникают необоснованные сетевые потери. Подробнее данные мероприятия рассмотрены в п. 9.1 книги 6.

Книга 8
Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том числе в аварийных режимах

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Общие положения

Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок разрабатываются в соответствии с пунктом 40 "Требований к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

В результате разработки в соответствии с пунктом 40 Требований к схеме теплоснабжения должны быть решены следующие задачи:

1) установлены перспективные объемы теплоносителя, необходимые для передачи теплоносителя от источника до потребителя в каждой зоне действия источников тепловой энергии;

2) составлен баланс производительности водоподготовительных установок и подпитки тепловой сети и определены резервы и дефициты производительности ВПУ.

1. Перспективные объемы теплоносителя

Перспективные объемы теплоносителя, необходимые для нормативного теплоснабжения потребителей в каждой зоне действия источников централизованного теплоснабжения, спрогнозированы на основании следующих условий:

- подключение перспективных потребителей по ГВС будет осуществляться по закрытой схеме домового ИТП с применением теплообменника, по закрытой схеме поквартирной ИТП с применением теплообменника, поквартирной газовой колонкой, поквартирного электроподогревателя;

- несанкционированные разборы воды из системы отопления на нужды ГВС будут сведены к минимуму;

- регулирование отпуска тепловой энергии в тепловые сети в зависимости от температуры наружного воздуха принято по регулированию отопительно-вентиляционной нагрузки с качественным методом регулирования с расчетными параметрами теплоносителя;

- расчетный расход теплоносителя в тепловых сетях изменяется с темпом присоединения (подключения) суммарной тепловой нагрузки и с учетом реализации мероприятий по наладке режимов в системе транспорта теплоносителя;

- объем тепловой сети с учетом перспективной тепловой нагрузки принимается в соответствии с п. 6.18 СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети": "Объем воды в системах теплоснабжения при отсутствии данных по фактическим объемам воды допускается принимать 65 м на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки при закрытой системе теплоснабжения...";

- существующие ИТП будут реконструированы в ИТП с применением теплообменных аппаратов для подогрева воды на нужды ГВС.

В таблице 1 и на рисунке 1 представлены перспективные объемы теплоносителя с разбиением по зонам действия источников централизованного теплоснабжения.

Таблица 1 - Перспективные объемы теплоносителя на источниках теплоснабжения

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Объемы теплоносителя от источника централизованного теплоснабжения,
			2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2024	2029
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	7943,7	8133,7	8326,1	8432,8	8558,0	8706,2	8861,6	9157,0	9197,3
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	16,7	16,7	16,7	16,7	16,7	16,7	16,7	16,7	16,7
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	286,0	286,0	286,0	286,0	286,0	286,0	286,0	286,0	286,0
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	222,7	222,7	222,7	222,7	222,7	222,7	222,7	222,7	222,7
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	33,7	33,7	33,7	33,7	33,7	33,7	33,7	33,7	33,7
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	25,3	25,3	25,3	25,3	25,3	25,3	25,3	25,3	25,3
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2	26,2
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	77,2	77,2	77,2	77,2	77,2	77,2	77,2	77,2	77,2
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	21,1	21,1	21,1	21,1	21,1	21,1	21,1	21,1	21,1
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	176,8	176,8	176,8	176,8	176,8	176,8	176,8	176,8	176,8
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	17618,1	18096,0	18580,1	18977,7	19120,4	19259,9	19259,9	19515,0	19578,8
18	Винзавод, Печорская, 64		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
19	Орбита, Печорская 34		599,7	599,7	599,7	599,7	599,7	599,7	599,7	599,7	599,7
20	Кутузова, 19		98,7	98,7	98,7	98,7	98,7	98,7	98,7	98,7	98,7
21	Племстанция		12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4
22	Госопытная		98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6
23	Больничный Городок		333,5	380,0	426,5	426,5	426,5	426,5	426,5	426,5	426,5
24	Оранжерея		249,5	249,5	249,5	249,5	249,5	249,5	249,5	249,5	249,5
25	Рыбцех		13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8
26	Нижний Чов		20,5	20,5	20,5	20,5	20,5	20,5	20,5	20,5	20,5
27	Верхний Чов		249,0	249,0	249,0	249,0	249,0	249,0	249,0	249,0	249,0
28	Кочпон		774,8	774,8	774,8	774,8	774,8	774,8	774,8	774,8	774,8
29	Тубдиспансер		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
30	РММТ		66,6	66,6	66,6	66,6	66,6	66,6	66,6	66,6	66,6
31	ФАН		19,0	19,0	19,0	19,0	19,0	19,0	19,0	19,0	19,0
32	Школьная, 6А		414,8	414,8	414,8	414,8	414,8	414,8	414,8	414,8	414,8
33	Серова		294,7	294,7	294,7	294,7	294,7	294,7	294,7	294,7	294,7
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	116,1	116,1	116,1	116,1	116,1	116,1	116,1	116,1	116,1
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"	29894,2	30594,8	31317,8	31822,2	32089,9	32377,7	32533,1	33083,6	33187,7

Рисунок 1 - Перспективные объемы теплоносителя на 2029 г. по теплоснабжающим организациям

2. Балансы производительности ВПУ и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей

В соответствии с п. 10. ФЗ N 417 от 07.12.2011 г. "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "О водоснабжении и водоотведении":

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "N 417-ФЗ"

- с 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается;

- с 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.

Таким образом, к 2022 г. следует ожидать снижения производительности установок водоподготовки на источниках тепловой энергии, потребители от которых подключены по открытым схемам теплоснабжения. К таким источникам тепловой энергии относятся:

- ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" (потребители, подключенные к тепловым сетям ООО "СеверЭнергоПром");

- источники тепловой энергии на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми (лишь около 20% потребителей от данных источников подключено по закрытой схеме ГВС);

- котельная ОАО "Комитекс".

В настоящее время некоторые котельные не оборудованы ВПУ, а именно: Выльтыдор, Больница в п. Седкыркещ, Трехозерка, находящиеся в эксплуатационной ответственности МУП "Жилкомуслуга".

Несмотря на высокое качество подпиточной воды для рассматриваемых котельных, рекомендуется оборудовать данные котельные установками водоподготовки.

В связи с тем, что все потребители от котельных МУП "Жилкомуслуга" и котельных МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар" подключены по закрытым схемам ГВС, балансы производительности ВПУ на максимальных режимах не претерпят существенных изменений и рассмотрены не будут.

Балансы производительности ВПУ ТЭЦ и ЦВК представлены на рисунках 2, 3, а также в приложении 1.

Из анализа перспективных балансов ВПУ на источниках централизованного теплоснабжения следуют выводы:

1) существующие источники тепловой энергии имеют значительные резервы производительности водоподготовительных установок;

2) подключение перспективных потребителей и развитие тепловых сетей не окажет существенного влияния на величину расчетной подпитки в тепловую сеть на источниках централизованного теплоснабжения, подключение дополнительных установок подпитки не потребуется;

3) перевод потребителей тепловой энергии на закрытые схемы ГВС к 2022 г. позволит значительно снизить потребление горячей воды и, как следствие, это приведет к консервации существующих мощностей ХВО на источниках; так, на ТЭЦ будет наблюдаться снижение расхода воды на подпитку до 27,6 м/ч, на ЦВК - до 58,7 м/ч;

4) снижение расхода воды на подпитку тепловых сетей приведет к сокращению расходов на реагенты и иные расходные статьи, связанные с подготовкой подпиточной воды, что приведет к некоторым изменениям тарифов на тепловую энергию.

Рисунок 2 - Перспективный баланс ВПУ ТЭЦ на балансе ОАО "Монди СЛПК"

Рисунок 3 - Перспективные балансы ВПУ ЦВК на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

3. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения

При возникновении аварийной ситуации на любом участке магистрального трубопровода возможно организовать обеспечение подпитки тепловой сети из зоны действия соседнего источника (в случае, если источники тепловой энергии могут работать на одну сеть) путем использования связи между магистральными трубопроводами источников или за счет использования существующих баков-аккумуляторов. При серьезных авариях, в случае недостаточного объема подпитки химически обработанной воды, допускается использовать "сырую" воду.

В первую очередь, подпитка в тепловые сети в аварийных режимах осуществляется из баков-аккумуляторов или иных расширительных баков, предназначенных для запаса воды.

Кроме того, согласно п. 6.17 СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" "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".

Объемы аварийной подпитки для котельных МО ГО "Сыктывкар" представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Объемы аварийной подпитки в тепловые сети

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Объем аварийной подпитки в тепловые сети на 2029 г.,
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	183,95
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	0,67
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	11,44
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	8,91
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	0,30
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	1,35
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	0,23
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	0,54
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	1,01
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	1,05
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	3,09
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	0,37
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	0,35
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	0,84
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	3,54
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	0,03
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	391,58
18	Винзавод, Печорская, 64		0,00
19	Орбита, Печорская 34		11,99
20	Кутузова, 19		1,97
21	Племстанция		0,25
22	Госопытная		1,97
23	Больничный Городок		8,53
24	Оранжерея		4,99
25	Рыбцех		0,28
26	Нижний Чов		0,41
27	Верхний Чов		4,98
28	Кочпон		15,50
29	Тубдиспансер		0,00
30	РММТ		1,33
31	ФАН		0,38
32	Школьная, 6А		8,30
33	Серова		5,89
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	2,32
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	0,50
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"	678,8

Приложение 1
Перспективные балансы
производительности ВПУ

Таблица 3 - Баланс производительности ВПУ источников централизованного теплоснабжения в режимах максимального водопотребления

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Наименование показателя	Расчетные производительности, /ч
				2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2029
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	нормативная подпитка для компенсации утечек	23,8	24,4	25,0	25,3	25,7	26,1	26,6	27,0	27,1	27,2	27,4	27,5	27,6
			нагрузка на ХВО	450,0	403,0	356,1	309,1	262,1	215,1	168,2	121,2	74,2	27,2	27,4	27,5	27,6
			установленная производительность ХВО	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0
			резерв производительности	750,0	797,0	843,9	890,9	937,9	984,9	1031,8	1078,8	1125,8	1172,8	1172,6	1172,5	1172,4
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53
			нагрузка на ХВО	0,48	0,47	0,46	0,46	0,45	0,44	0,43	0,42	0,41	0,40	0,40	0,40	0,40
			установленная производительность ХВО	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00	3,00
			резерв производительности	2,52	2,53	2,54	2,54	2,55	2,56	2,57	2,58	2,59	2,60	2,60	2,60	2,60
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	52,9	54,3	55,7	56,9	57,4	57,8	57,8	57,8	58,0	58,2	58,4	58,5	58,7
			нагрузка на ХВО	945,0	846,5	747,9	649,4	550,8	452,3	353,8	255,2	156,7	58,2	58,4	58,5	58,7
			установленная производительность ХВО	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0	1466,0
			резерв производительности	521,0	619,5	718,1	816,6	915,2	1013,7	1112,2	1210,8	1309,3	1407,8	1407,6	1407,5	1407 ,3
21	Племстанция	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
			нагрузка на ХВО	0,05	0,05	0,05	0,05	0,04	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
			установленная производительность ХВО	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08
			резерв производительности	0,03	0,03	0,03	0,03	0,04	0,04	0,04	0,04	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
22	Госопытная	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
			нагрузка на ХВО	0,25	0,25	0,24	0,23	0,23	0,22	0,22	0,21	0,21	0,20	0,20	0,20	0,20
			установленная производительность ХВО	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60
			резерв производительности	0,35	0,35	0,36	0,37	0,37	0,38	0,38	0,39	0,39	0,40	0,40	0,40	0,40
23	Больничный Городок	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	1,00	1,14	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28
			нагрузка на ХВО	0,45	0,45	0,44	0,44	0,43	0,42	0,42	0,41	0,41	0,40	0,40	1,28	1,28
			установленная производительность ХВО	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60	1,60
			резерв производительности	1,15	1,15	1,16	1,16	1,17	1,18	1,18	1,19	1,19	1,20	1,20	0,32	0,32
25	Рыбцех	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
			нагрузка на ХВО	0,07	0,07	0,07	0,06	0,06	0,06	0,05	0,05	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
			установленная производительность ХВО	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
			резерв производительности	0,03	0,03	0,03	0,04	0,04	0,04	0,05	0,05	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
26	Нижний Чов	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
			нагрузка на ХВО	0,05	0,05	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
			установленная производительность ХВО	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
			резерв производительности	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
27	Верхний Чов	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75
			нагрузка на ХВО	0,45	0,45	0,44	0,44	0,43	0,42	0,42	0,41	0,41	0,40	0,40	0,40	0,40
			установленная производительность ХВО	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80	0,80
			резерв производительности	0,35	0,35	0,36	0,36	0,37	0,38	0,38	0,39	0,39	0,40	0,40	0,40	0,40
28	Кочпон	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32	2,32
			нагрузка на ХВО	1,08	1,06	1,04	1,02	1,00	0,98	0,96	0,94	0,92	0,90	0,90	0,90	0,90
			установленная производительность ХВО	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60
			резерв производительности	1,52	1,54	1,56	1,58	1,60	1,62	1,64	1,66	1,68	1,70	1,70	1,70	1,70
30	РММТ	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20
			нагрузка на ХВО	0,37	0,35	0,33	0,31	0,29	0,27	0,26	0,24	0,22	0,20	0,20	0,20	0,20
			установленная производительность ХВО	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50	0,50
			резерв производительности	0,13	0,15	0,17	0,19	0,21	0,23	0,24	0,26	0,28	0,30	0,30	0,30	0,30
31	ФАН	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
			нагрузка на ХВО	0,06	0,06	0,06	0,05	0,05	0,05	0,05	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
			установленная производительность ХВО	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
			резерв производительности	0,04	0,04	0,04	0,05	0,05	0,05	0,05	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
32	Школьная, 6А	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	нормативная подпитка для компенсации утечек	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24	1,24
			нагрузка на ХВО	0,63	0,62	0,60	0,59	0,58	0,56	0,55	0,54	0,52	0,51	0,51	0,51	0,51
			установленная производительность ХВО	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00
			резерв производительности	1,37	1,38	1,40	1,41	1,42	1,44	1,45	1,46	1,48	1,49	1,49	1,49	1,49
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35
			нагрузка на ХВО	10,03	8,95	7,88	6,80	5,72	4,65	3,57	2,50	1,42	0,35	0,35	0,35	0,35
			установленная производительность ХВО	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00	80,00
			резерв производительности	69,97	71,05	72,12	73,20	74,28	75,35	76,43	77,50	78,58	79,65	79,65	79,65	79,65
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	нормативная подпитка для компенсации утечек	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08
			нагрузка на ХВО	3,72	3,32	2,91	2,51	2,10	1,70	1,29	0,89	0,48	0,08	0,08	0,08	0,08
			установленная производительность ХВО	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00
			резерв производительности	21,28	21,68	22,09	22,49	22,90	23,30	23,71	24,11	24,52	24,92	24,92	24,92	24,92

Книга 9
Перспективные топливные балансы

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Общие положения

Перспективные топливные балансы разрабатываются в соответствии с подпунктом 6 пункта 3 и пунктом 23 Требований к схемам теплоснабжения.

В результате разработки в соответствии с пунктом 23 Требований к схеме теплоснабжения должны быть решены следующие задачи:

- установлены перспективные объемы тепловой энергии, вырабатываемой на всех источниках тепловой энергии, обеспечивающие спрос на тепловую энергию и теплоноситель для потребителей, на собственные нужды котельных, на потери тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям, на хозяйственные нужды предприятий;

- установлены объемы топлива для обеспечения выработки тепловой энергии на каждом источнике тепловой энергии;

- определены виды топлива, обеспечивающие выработку необходимой тепловой энергии;

- установлены показатели эффективности использования топлива и предлагаемого к использованию теплоэнергетического оборудования.

1. Расчеты перспективных расходов топлива

Изменение максимальных часовых, годовых значений расходов основного вида топлива обусловлено следующими основными положениями Схемы теплоснабжения:

1) На расчетный период разработки Схемы теплоснабжения предусматриваются приросты тепловых нагрузок, что незначительно изменит часовые и годовые расходы топлива на производство тепловой энергии на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК";

2) Часть котельных будут переведены на использование газообразного топлива в технологических процессах.

1.1. Максимальные часовые расходы условного топлива

Максимальные часовые расходы условного топлива на производство тепловой энергии на источниках тепловой энергии, расположенных в административных границах МО ГО "Сыктывкар", представлены в таблице 1.

Таблица 1 Перспективные максимальные расходы топлива

N п/п	Источник теплоснабжения	Эксплуатирующая организация	Максимальный расход условного топлива, /ч
			2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2024	2029
1	ТЭЦ	ОАО "Монди СЛПК"	17422,6	17834,4	18243,1	18460,3	18675,0	18989,3	19299,3	19918,2	20005,5
2	"Горбольница"	МУП "Жилкомуслуга"	157,7	157,7	157,7	157,7	157,7	157,7	157,7	157,7	157,7
3	N 1	МУП "Жилкомуслуга"	1814,7	1814,7	1814,7	1814,7	1814,7	1814,7	1814,7	1814,7	1814,7
4	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	1129,0	1129,0	1129,0	1129,0	1129,0	1129,0	1129,0	1129,0	1129,0
5	"Спецшкола"	МУП "Жилкомуслуга"	173,1	173,1	173,1	173,1	173,1	173,1	173,1	173,1	173,1
6	N 4	МУП "Жилкомуслуга"	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
7	"Мехлесхоз"	МУП "Жилкомуслуга"	77,7	65,6	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4
8	"Выльтыдор"	МУП "Жилкомуслуга"	209,9	212,6	215,3	215,3	215,3	215,3	215,3	215,3	215,3
9	"Лемью"	МУП "Жилкомуслуга"	203,0	203,0	203,0	203,0	203,0	203,0	203,0	203,0	203,0
10	"Центральная"	МУП "Жилкомуслуга"	380,5	380,5	380,5	380,5	380,5	380,5	380,5	380,5	380,5
11	"Аэропорт"	МУП "Жилкомуслуга"	586,2	477,9	369,7	369,7	369,7	369,7	369,7	369,7	369,7
12	"Больница"	МУП "Жилкомуслуга"	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8
13	"СМЗ"	МУП "Жилкомуслуга"	316,3	316,3	316,3	316,3	316,3	316,3	316,3	316,3	316,3
14	"Трехозерка"	МУП "Жилкомуслуга"	300,7	300,7	300,7	300,7	300,7	300,7	300,7	300,7	300,7
Итого по		МУП "Жилкомуслуга"	5459,60	5341,91	5224,23	5224,23	5224,23	5224,23	5224,23	5224,23	5224,23
15	Нижний Чов	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	1408,3	1408,3	1408,3	1408,3	1408,3	1408,3	1408,3	1408,3	1408,3
16	Чит 1	МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	92,2	92,2	92,2	92,2	92,2	92,2	92,2	92,2	92,2
Итого по		МУП "УКР" МО ГО "Сыктывкар"	1500,47	1500,47	1500,47	1500,47	1500,47	1500,47	1500,47	1500,47	1500,47
17	ЦВК	СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	67391,5	67391,5	67391,5	67391,5	67391,5	67391,5	67391,5	67391,5	67391,5
18	Винзавод, Печорская, 64		1249,5	1249,5	1249,5	1249,5	1249,5	1249,5	1249,5	1249,5	1249,5
19	Орбита, Печорская 34		4855,6	4855,6	4855,6	4855,6	4855,6	4855,6	4855,6	4855,6	4855,6
20	Кутузова, 19		683,4	683,4	683,4	683,4	683,4	683,4	683,4	683,4	683,4
21	Племстанция		88,5	88,5	88,5	88,5	88,5	88,5	88,5	88,5	88,5
22	Госопытная		667,3	667,3	667,3	667,3	667,3	667,3	667,3	667,3	667,3
23	Больничный Городок		2724,0	2724,0	2724,0	2724,0	2724,0	2724,0	2724,0	2724,0	2724,0
24	Оранжерея		954,1	954,1	954,1	954,1	954,1	954,1	954,1	954,1	954,1
25	Рыбцех		184,0	184,0	184,0	184,0	184,0	184,0	184,0	184,0	184,0
26	Нижний Чов		147,7	110,9	74,0	74,0	74,0	74,0	74,0	74,0	74,0
27	Верхний Чов		1056,2	1056,2	1056,2	1056,2	1056,2	1056,2	1056,2	1056,2	1056,2
28	Кочпон		1269,4	1269,4	1269,4	1269,4	1269,4	1269,4	1269,4	1269,4	1269,4
29	Тубдиспансер		20,6	20,6	20,6	20,6	20,6	20,6	20,6	20,6	20,6
30	РММТ		528,1	528,1	528,1	528,1	528,1	528,1	528,1	528,1	528,1
31	ФАН		252,9	252,9	252,9	252,9	252,9	252,9	252,9	252,9	252,9
32	Школьная, 6А		1318,1	1318,1	1318,1	1318,1	1318,1	1318,1	1318,1	1318,1	1318,1
33	Серова		1076,5	1076,5	1076,5	1076,5	1076,5	1076,5	1076,5	1076,5	1076,5
Итого по		СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми	84467,18	85676,45	86871,73	87738,25	88047,12	88350,96	88350,96	88955,80	89107,01
34	ул. 2-я Промышленная, д. 10	ОАО "Комитекс"	11342,9	11342,9	11342,9	11342,9	11342,9	11342,9	11342,9	11342,9	11342,9
35	ул. Тентюковская, д. 425	ООО "Пригородный"	11863,5	11863,5	11863,5	11863,5	11863,5	11863,5	11863,5	11863,5	11863,5
Итого по		МО ГО "Сыктывкар"	132056,25	133559,72	135045,94	136129,67	136653,28	137271,36	137581,44	138805,11	139043,69

2. Нормативные запасы аварийных видов топлива

В таблице 2 представлены результаты оценки перспективных значений нормативов создания запасов топлива на период 2014 - 2029 гг., рассчитанные на основании перспективных тепловых нагрузок и перспективного отпуска тепловой энергии и электроэнергии.

Таблица 2. Оценка нормативных запасов топлива

Источник	Вид топлива	2014	2029
		ОНЗТ тыс. тонн
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	Мазут	1,694	1,945
Котельная по адресу: ул. Магистральная, 27/1	Дизельное топливо	0,044	0,044
Котельные МУП "Жилкомуслуга"	Уголь	0,192	0,192
	Мазут	1,125	1,125
Котельная на балансе ОАО "Комитекс"	Мазут	0,8	0,8

Книга 10
Оценка надежности теплоснабжения

Муниципальный контракт

N 60 от 05.09.2013 г.

Общие положения

Оценка надежности теплоснабжения разрабатывается в соответствии с подпунктом "и" пункта 19 и пунктом 46 Требований к схемам теплоснабжения. Нормативные требования к надёжности теплоснабжения установлены в СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" в части пунктов 6.27-6.31 раздела "Надежность".

В СНиП 41-02-2003 надежность теплоснабжения определяется по способности проектируемых и действующих источников теплоты, тепловых сетей и в целом систем централизованного теплоснабжения обеспечивать в течение заданного времени требуемые режимы, параметры и качество теплоснабжения (отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, а также технологических потребностей предприятий в паре и горячей воде), обеспечивать нормативные показатели вероятности безотказной работы [Р] (далее по тексту - ВБР), коэффициент готовности [], живучести [Ж].

Расчет показателей системы с учетом надежности должен производиться для каждого потребителя. При этом минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать для:

- источника теплоты = 0,97;

- тепловых сетей = 0,9;

- потребителя теплоты = 0,99;

- системы централизованного теплоснабжения (далее по тексту - СЦТ) в целом = 0,9·0,97·0,99 = 0,86.

Нормативные показатели безотказности тепловых сетей обеспечиваются следующими мероприятиями:

- установлением предельно допустимой длины нерезервированных участков теплопроводов (тупиковых, радиальных, транзитных) до каждого потребителя или теплового пункта;

- местом размещения резервных трубопроводных связей между радиальными теплопроводами;

- достаточностью диаметров выбираемых при проектировании новых или реконструируемых существующих теплопроводов для обеспечения резервной подачи теплоты потребителям при отказах;

- необходимость замены на конкретных участках конструкций тепловых сетей и теплопроводов на более надежные, а также обоснованность перехода на надземную или тоннельную прокладку;

- очередность ремонтов и замен теплопроводов, частично или полностью утративших свой ресурс.

Готовность системы теплоснабжения к исправной работе в течение отопительного периода определяется по числу часов ожидания готовности: источника теплоты, тепловых сетей, потребителей теплоты, а также - числу часов нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности.

Минимально допустимый показатель готовности СЦТ к исправной работе 0,97.

Нормативные показатели готовности систем теплоснабжения обеспечиваются следующими мероприятиями:

- готовностью СЦТ к отопительному сезону;

- достаточностью установленной (располагаемой) тепловой мощности источника тепловой энергии для обеспечения исправного функционирования СЦТ при нерасчетных похолоданиях;

- способностью тепловых сетей обеспечить исправное функционирование СЦТ при нерасчетных похолоданиях;

- организационными и техническими мерами, необходимыми для обеспечения исправного функционирования СЦТ на уровне заданной готовности;

- максимально допустимым числом часов готовности для источника теплоты.

Потребители теплоты по надежности теплоснабжения делятся на три категории:

Первая категория - потребители, не допускающие перерывов в подаче расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях ниже предусмотренных ГОСТ 30494-2011 "Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата в помещениях".

Например, больницы, родильные дома, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей, картинные галереи, химические и специальные производства, шахты и т.п.

Вторая категория - потребители, допускающие снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 ч:

- жилых и общественных зданий до 12°С;

- промышленных зданий до 8°С.

1. Методика расчета вероятности безотказной работы тепловых сетей

1.1. Термины и определения

Термины и определения, используемые в данном разделе, соответствуют определениям ГОСТ 27.002-89 "Надежность в технике".

Надежность - свойство участка тепловой сети или элемента тепловой сети сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность обеспечивать передачу теплоносителя в заданных режимах и условиях применения и технического обслуживания. Надежность тепловой сети и системы теплоснабжения является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.

Безотказность - свойство тепловой сети непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки;

Долговечность - свойство тепловой сети или объекта тепловой сети сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта;

Ремонтопригодность - свойство элемента тепловой сети, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта;

Исправное состояние - состояние элемента тепловой сети и тепловой сети в целом, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;

Неисправное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;

Работоспособное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;

Неработоспособное состояние - состояние элемента тепловой сети, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых тепловая сеть способна частично выполнять требуемые функции;

Предельное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно;

Критерий предельного состояния - признак или совокупность признаков предельного состояния элемента тепловой сети, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией. В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же элемента тепловой сети могут быть установлены два и более критериев предельного состояния;

Повреждение - событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния;

Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния элемента тепловой сети или тепловой сети в целом;

Критерий отказа - признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния тепловой сети, установленные в нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

Для целей перспективной схемы теплоснабжения термин "отказ" будет использован в следующих интерпретациях:

Отказ участка тепловой сети - событие, приводящие к нарушению его работоспособного состояния (т.е. прекращению транспорта теплоносителя по этому участку в связи с нарушением герметичности этого участка);

Отказ теплоснабжения потребителя - событие, приводящее к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12°С, в промышленных зданиях ниже +8°С (СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети").

При разработке схемы теплоснабжения для описания надежности термины "повреждение" и "инцидент" будут употребляться только в отношении событий, к которым может быть применена процедура отложенного ремонта, потому что в соответствии с ГОСТ 27.002-09 "Надежность в технике" эти события не приводят к нарушению работоспособности участка тепловой сети и, следовательно, не требуют выполнения незамедлительных ремонтных работ с целью восстановления его работоспособности. К таким событиям относятся зарегистрированные "свищи" на прямом или обратном теплопроводах тепловых сетей. Тем не менее, ремонтные работы по ликвидации свищей требуют прерывания теплоснабжения (если нет вариантов подключения резервных теплопроводов), и в этом смысле они аналогичны "отложенным" отказам.

Мы также не будем употреблять термин "авария", так как это характеристика "тяжести" отказа и возможных последствие его устранения. Все упомянутые в данном разделе термины устанавливают лишь градацию (шкалу) отказов.

1.2. Методика расчета надежности теплоснабжения

1.2.1. Расчет надежности теплоснабжения нерезервируемых участков тепловой сети

В соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" расчет надежности теплоснабжения должен производиться для каждого потребителя, при этом минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать (пункт "6.28") для:

источника теплоты = 0,97;

тепловых сетей = 0,9;

потребителя теплоты = 0,99;

системы СЦТ в целом = 0,9·0,97·0,99 = 0,86.

Расчет вероятность безотказной работы тепловой сети по отношению к каждому потребителю осуществляется по следующему алгоритму:

1. Определяется путь передачи теплоносителя от источника до потребителя, по отношению к которому выполняется расчет вероятности безотказной работы тепловой сети.

2. На первом этапе расчета устанавливается перечень участков теплопроводов, составляющих этот путь.

3. Для каждого участка тепловой сети устанавливаются: год его ввода в эксплуатацию, диаметр и протяженность.

4. На основе обработки данных по отказам и восстановлениям (времени, затраченному на ремонт участка) всех участков тепловых сетей за несколько лет их работы устанавливаются следующие зависимости:

- средневзвешенная частота (интенсивность) устойчивых отказов участков в конкретной системе теплоснабжения при продолжительности эксплуатации участков от 3 до 17 лет (1/км/год);

средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой сети с продолжительностью эксплуатации от 1 до 3 лет;

средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой сети с продолжительностью эксплуатации от 17 и более лет;

средневзвешенная продолжительность ремонта (восстановления) участков тепловой сети;

средневзвешенная продолжительность ремонта (восстановления) участков тепловой сети в зависимости от диаметра участка;

Частота (интенсивность) отказов (в соответствии с ГОСТ 27.002-09 "Надежность в технике") каждого участка тепловой сети измеряется с помощью показателя , который имеет размерность [1/км/год] или [1/км/час]. Интенсивность отказов всей тепловой сети (без резервирования) по отношению к потребителю представляется как последовательное (в смысле надежности) соединение элементов, при котором отказ одного из всей совокупности элементов приводит к отказу всей системы в целом. Средняя вероятность безотказной работы системы, состоящей из последовательно соединенных элементов, будет равна произведению вероятностей безотказной работы:

, (1.1)

Интенсивность отказов всего последовательного соединения равна сумме интенсивностей отказов на каждом участке [1/час], где - протяженность каждого участка, [км]. И, таким образом, чем выше значение интенсивности отказов системы, тем меньше вероятность безотказной работы. Параметр времени в этих выражениях всегда равен одному отопительному периоду, т.е. значение вероятности безотказной работы вычисляется как некоторая вероятность в конце каждого рабочего цикла (перед следующим ремонтным периодом).

Интенсивность отказов каждого конкретного участка может быть разной, но самое главное, она зависит от времени эксплуатации участка (важно: не в процессе одного отопительного периода, а времени от начала его ввода в эксплуатацию). В нашей практике для описания параметрической зависимости интенсивности отказов применяется зависимость от срока эксплуатации следующего вида, близкая по характеру к распределению Вейбулла:

, (1.2)

где - срок эксплуатации участка [лет].

Характер изменения интенсивности отказов зависит от параметра : при она монотонно убывает, при - возрастает; при функция принимает вид . А - это средневзвешенная частота (интенсивность) устойчивых отказов в конкретной системе теплоснабжения.

Обработка значительного количества данных по отказам позволяет использовать следующую зависимость для параметра формы интенсивности отказов:

(1.3)

На рис. 1 приведен вид зависимости интенсивности отказов от срока эксплуатации участка тепловой сети. При ее использовании следует помнить о некоторых допущениях, которые были сделаны при отборе данных:

она применима только тогда, когда в тепловых сетях существует четкое разделение на эксплуатационный и ремонтный периоды;

в ремонтный период выполняются гидравлические испытания тепловой сети после каждого отказа.

Рисунок 1 - Интенсивность отказов в зависимости от срока эксплуатации участка тепловой сети

5. По данным региональных справочников по климату о среднесуточных температурах наружного воздуха за последние десять лет строят зависимость повторяемости температур наружного воздуха (график продолжительности тепловой нагрузки отопления). При отсутствии этих данных зависимость повторяемости температур наружного воздуха для местоположения тепловых сетей принимают по данным СНиП 01-01-82 "Строительная климатология и геофизика" или справочника "Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей".

6. С использованием данных о теплоаккумулирующей способности абонентских установок определяют время, за которое температура внутри отапливаемого помещения снизится до температуры, установленной в критериях отказа теплоснабжения. Отказ теплоснабжения потребителя - событие, приводящее к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12°С, в промышленных зданиях ниже +8°С (СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети"). Например, для расчета времени снижения температуры в жилом здании используют формулу:

, (1.4)

где

- внутренняя температура, которая устанавливается в помещении через время z в часах, после наступления исходного события, °C;

z - время, отсчитываемое после начала исходного события, ч;

- температура в отапливаемом помещении, которая была в момент начала исходного события, °C;

- температура наружного воздуха, усредненная на периоде времени z, °C;

- подача теплоты в помещение, Дж/ч;

- удельные расчетные тепловые потери здания, ;

- коэффициент аккумуляции помещения (здания), ч.

Для расчета времени снижения температуры в жилом здании до +12°C при внезапном прекращении теплоснабжения эта формула при имеет следующий вид:

, (1.5)

где

- внутренняя температура, которая устанавливается критерием отказа теплоснабжения (+12 °C для жилых зданий).

Расчет проводится для каждой градации повторяемости температуры наружного воздуха для г. Сыктывкара (см. табл. 1.) при коэффициенте аккумуляции жилого здания = 40 часов.

Таблица 1 - Расчет времени снижения температуры внутри отапливаемого помещения

Температура наружного воздуха, С	Повторяемость температур наружного воздуха, час	Время снижения температуры воздуха внутри отапливаемого помещения до +12°С
-50	0	4,85
-47,5	0	5,05
-42,5	5	5,48
-37,5	19	5,99
-32,5	90	6,61
-27,5	170	7,38
-22,5	369	8,34
-17,5	580	9,60
-12,5	832	11,30
-7,5	910	13,75
-2,5	860	17,57
2,5	908	24,44
7,5	537	40,87

7. На основе данных о частоте (потоке) отказов участков тепловой сети, повторяемости температур наружного воздуха и данных о времени восстановления (ремонта) элемента (участка, НС, компенсатора и т.д.) тепловых сетей определяют вероятность отказа теплоснабжения потребителя. В случае отсутствия достоверных данных о времени восстановления теплоснабжения потребителей используют эмпирическую зависимость для времени, необходимого для ликвидации повреждения, предложенную Е.Я. Соколовым:

, (1.6)

где

a, b, c- постоянные коэффициенты, зависящие от способа укладки теплопровода (подземный, надземный) и его конструкции, а также от способа диагностики места повреждения и уровня организации ремонтных работ;

- расстояние между секционирующими задвижками, м;

D - условный диаметр трубопровода, м.

Расчет выполняется для каждого участка и/или элемента, входящего в путь от источника до абонента:

по уравнению 1.5 вычисляется время ликвидации повреждения на i-том участке;

по каждой градации повторяемости температур с использованием уравнения 1.4 вычисляется допустимое время проведения ремонта;

вычисляется относительная и накопленная частота событий, при которых время снижения температуры до критических значений меньше, чем время ремонта повреждения;

вычисляются относительные доли (см. уравнение 1.7) и поток отказов (см. уравнение 1.8) участка тепловой сети, способный привести к снижению температуры в отапливаемом помещении до температуры +12°С.

(1.7)

, (1.8)

вычисляется вероятность безотказной работы участка тепловой сети относительно абонента

(1.9)

1.2.2. Расчет надежности теплоснабжения нерезервируемых участков тепловой сети

В системах теплоснабжения одним из самых распространенных способов повышения надежности является резервирование участков, суммы участков, целых магистральных выводов или насосных агрегатов, секционирующих задвижек и т.д. А наиболее часто применяемым способом расчета систем теплоснабжения с резервированием - приведение реальной системы теплоснабжения к эквивалентной модели параллельных или последовательно-параллельных соединений участков тепловой сети. Этот метод, конечно, является не единственным, но значительно более простым чем, например, "метод минимальных путей - минимальных сечений".

Однако, в любом случае, прежде чем решать задачу эквивалентирования схемы? необходимо выполнить структурный анализ тепловой сети, который заключается в том, чтобы определить весь набор путей передачи теплоносителя от источника тепловой мощности к потребителю (узлу "сброса" (иногда "стока") тепловой нагрузки). Выявленные пути и их совместное рассмотрение позволяют свести схему к параллельному или последовательно-параллельному соединению участков тепловой сети.

Все эти приемы и методы хорошо известны и широко применяются при структурном анализе сложных схем электрических сетей и неоднократно апробированы при анализе надежности схем теплоснабжения. Алгоритм решения задачи расчета надежности резервированных тепловых сетей сводится к следующим простым шагам и вычислениям.

Шаг 1. Выделяется потребитель, относительно которого выполняется расчет надежности вероятности безотказной работы теплоснабжения

Шаг 2 . Выполняется структурный анализ тепловой сети, позволяющий выделить все пути, по которым можно осуществить передачу теплоносителя от источника до выделенного потребителя. В некоторых специализированных программных комплексах (например, "Теплограф", "Zulu") эта процедура осуществляется автоматически, что значительно сокращает время на структурный анализ тепловой сети.

Шаг 3. Составляется эквивалентная схема путей для расчета надежности теплоснабжения. Она будет состоять из параллельно-последовательных или последовательно-параллельных участков тепловой сети (в смысле надежности).

Шаг 4. Для всех последовательных участков пути, также как для нерезервированных участков, рассчитывается их вероятность безотказной работы, в соответствии с методом, приведенным в разделе 2.2.1. По результатам расчетов определяются:

- вероятность безотказной работы эквивалентного нерезервированного j-того пути:

(1.10)

- вероятность отказа эквивалентного нерезервированного j-того пути:

(1.11)

- параметр потока отказов эквивалентного нерезервированного j-того пути:

, (1.12)

- среднее время безотказной работы эквивалентного нерезервированного j-того пути:

, (1.13)

- среднее время восстановления (ремонта) эквивалентного нерезервированного j-того пути:

, (1.14)

при этом

, (1.15)

Шаг 5. После сведения всех показателей надежности нерезервированных участков пути к эквивалентным значениям рассчитываются показатели надежности параллельных соединений участков пути, состоящих из эквивалентных последовательных:

- вероятность безотказной работы эквивалентного резервированного k-того пути:

(1.16)

- вероятность отказа эквивалентного резервированного k-того пути:

(1.17)

- параметр потока отказов эквивалентного резервированного k-того пути:

, (1.18)

среднее время безотказной работы эквивалентного резервированного k-того пути:

(1.19)

среднее время восстановления (ремонта) эквивалентного резервированного k-того пути:

, (1.20)

1.2.3. Оценка недоотпуска тепловой энергии потребителям

В системах теплоснабжения одним из самых распространенных способов повышения надежности является резервирование участков, суммы участков, целых магистральных выводов или насосных агрегатов, секционирующих задвижек и т.д. А наиболее часто применяемым способом расчета систем теплоснабжения с резервированием - приведение реальной системы теплоснабжения к эквивалентной модели параллельных или последовательно-параллельных соединений участков тепловой сети. Этот метод, конечно, является не единственным, но значительно более простым чем, например, "метод минимальных путей - минимальных сечений".

Выполнив оценку вероятности безотказной работы каждого магистрального теплопровода, легко определить средний (как вероятностную меру) недоотпуск тепла для каждого потребителя, присоединенного к этому магистральному теплопроводу.

Вычислив вероятность безотказной работы теплопровода относительно выбранного потребителя и, соответственно, вероятность отказа теплопровода относительно выбранного потребителя? недоотпуск рассчитывается как:

, Гкал (2.21)

где

- среднегодовая тепловая мощность теплопотребляющих установок потребителя (либо, по-другому, тепловая нагрузка потребителя), Гкал/ч;

- продолжительность отопительного периода, час;

- вероятность отказа теплопровода.

2. Результаты расчета показателей надежности

В связи с отсутствием и недостаточностью информации для оценки фактических показателей надежности работы СЦТ, показатели надежности рассчитаны только для магистральных тепловых сетей на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

По результатам расчета надежности тепломагистралей на 2029 г. рекомендуются следующие мероприятия (в зависимости от рассчитанных показателей надежности):

- мероприятие N 1 рекомендуется при условии соблюдения нормативной надежности на расчетный срок и предусматривает:

1) контроль исправного состояния и безопасной эксплуатации трубопроводов;

2) экспертное обследование технического состояния трубопроводов в установленные сроки с выдачей рекомендаций по дальнейшей эксплуатации или выдачей запрета на дальнейшую эксплуатацию трубопроводов;

- мероприятие N 2 рекомендуется при условии несоблюдения нормативной надежности на расчетный срок и предусматривает:

3) экспертное обследование технического состояния трубопроводов в установленные сроки с выдачей рекомендаций по дальнейшей эксплуатации или выдачей запрета на дальнейшую эксплуатацию трубопроводов;

4) реконструкцию ветхих участков тепловых сетей, определяемых по результатам экспертного обследования технического состояния трубопроводов.

Необходимо отметить, что в ближайшей перспективе расчет показателей надежности СЦТ следует осуществлять при помощи программно-расчетного комплекса ZuluThermo 7.0.

В таблице 2 представлены результаты расчета показателей надежности для тепломагистралей СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми.

Таблица 2 - Результаты показателей надежности тепломагистралей на балансе СТС филиала ОАО "ТГК-9" Коми

Источник тепловой энергии	Характеристика участка	Наружный диаметр трубопровода, м	Длина трубопровода, м	Год прокладки (капитального ремонта) трубопровода	Тип прокладки	Продолжительность эксплуатации участка к 2029 г.	Частота (интенсивность) отказа участка, 1/(км·ч)	Параметр потока отказов, 1/ч	Среднее время восстановления участка, ч	Интенсивность восстановления, 1/ч	ВБР ТС	ВБР СЦТ	Рекомендуемое мероприятие	Год планируемого экспертного обследования/реконструкции
ЦВК-1	1К5-1К5-2	0,325	7,0	1996	подземная	33	0,000077	0,0000005	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-2-1К5-4	0,325	4,0	1996	подземная	33	0,000077	0,0000003	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-2-1К5-4	0,426	75,0	1995	подземная	34	0,000096	0,0000072	7,3	0,137	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-4-1К5-6	0,426	53,0	1973	подземная	56	2,887758	0,1530512	7,2	0,138	0,9633	0,9251	2	2017
ЦВК-1	1К5-6-1К5-6-2	0,426	71,0	1991	подземная	38	0,000260	0,0000185	7,3	0,137	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-6-2-1К5-7	0,426	85,0	2004	подземная	25	0,000023	0,0000019	7,4	0,136	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-7-1К5-8	0,426	44,0	2004	подземная	25	0,000023	0,0000010	7,2	0,139	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-8-1К5-10	0,426	141,0	2004	подземная	25	0,000023	0,0000032	7,5	0,133	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-10-1К5-12	0,426	182,0	2004	в помещении	25	0,000023	0,0000041	7,7	0,130	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-12-1К5-14	0,426	98,0	2004	подземная	25	0,000023	0,0000022	7,4	0,135	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-1К5-1	0,325	6,0	2013	подземная	16	0,000011	0,0000001	6,8	0,147	1,0000	0,9603	1	2017
ЦВК-1	1К5-1-В.1 Окт.пр. 122	0,325	53,0	1984	подземная	45	0,003180	0,0001685	6,9	0,145	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	Октябрьский пр., 122	0,325	95,0	1984	в помещении	45	0,003180	0,0003021	7,0	0,143	0,9999	0,9602	2	2017
ЦВК-1	В. Окт. пр. 122-1К5-3	0,325	12,0	1984	подземная	45	0,003180	0,0000382	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К5-3-В.1 Окт. пр. 116	0,325	62,0	1984	подземная	45	0,003180	0,0001972	6,9	0,144	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К8-1-1К8-3	0,325	99,0	1999	подземная	30	0,000045	0,0000044	7,0	0,143	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К8-3-1К8-5	0,325	196,0	1991	подземная	38	0,000260	0,0000510	7,2	0,138	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К8-3-1К8-5	0,325	23,0	1999	подземная	30	0,000045	0,0000010	6,8	0,146	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К8-5-1К8-7	0,325	29,0	1991	подземная	38	0,000260	0,0000075	6,8	0,146	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К8-5-1К8-7	0,325	8,0	2008	подземная	21	0,000016	0,0000001	6,8	0,147	1,0000	0,9603	1	2017
ЦВК-1	1К8-7-1К8-9	0,325	62,0	1991	подземная	38	0,000260	0,0000161	6,9	0,144	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К8-7-1К8-9	0,325	5,0	2009	подземная	20	0,000015	0,0000001	6,8	0,147	1,0000	0,9603	1	2017
ЦВК-1	1К8-1К8-2	0,325	9,0	1982	подземная	47	0,008100	0,0000729	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К8-1К8-2	0,325	26,0	2009	подземная	20	0,000015	0,0000004	6,8	0,146	1,0000	0,9603	1	2017
ЦВК-1	1К10-1-т. 1 (Кр.парт. 48)	0,325	10,0	1998	подземная	31	0,000053	0,0000005	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	т. 1-1УТ10-3	0,325	6,0	1998	в помещении	31	0,000053	0,0000003	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1УТ10-3-т. 4	0,325	50,0	1998	в помещении	31	0,000053	0,0000026	6,9	0,145	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	Кр. парт. 48 (т. 4)-1К10-5А	0,325	4,0	1998	подземная	31	0,000053	0,0000002	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К10-5А-1К10-7	0,325	23,0	1985	подземная	44	0,002075	0,0000477	6,8	0,146	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К10-5А-1К10-7	0,325	12,0	2002	подземная	27	0,000029	0,0000003	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К16-1К16-1	0,325	54,0	1996	подземная	33	0,000070	0,0000038	6,9	0,145	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К16-1-Интернац. 108	0,325	85,0	2000	подземная	29	0,000038	0,0000032	7,0	0,143	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К16-11-1К16-11-1	0,325	46,0	1988	подземная	41	0,000667	0,0000307	6,9	0,145	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К16-11-1-1К16-11-3	0,325	60,0	1991	подземная	38	0,000298	0,0000179	6,9	0,145	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К18-2-1К18-4	0,325	96,0	1980	подземная	49	0,023218	0,0022289	7,0	0,143	0,9995	0,9598	2	2017
ЦВК-1	1К18-4-1К18-30	0,325	203,0	1980	подземная	49	0,023218	0,0047133	7,3	0,138	0,9989	0,9592	2	2017
ЦВК-1	1К18-30-1К18-32	0,325	60,0	1980	подземная	49	0,023218	0,0013931	6,9	0,145	0,9997	0,9600	2	2017
ЦВК-1	1К18-32-1К18-34	0,325	110,0	1987	подземная	42	0,001104	0,0001214	7,0	0,142	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К18-72-4К9-3	0,325	102,0	1995	подземная	34	0,000096	0,0000097	7,0	0,143	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	4К9-3-4К9-1	0,325	41,0	1995	подземная	34	0,000096	0,0000039	6,9	0,145	1,00	0,96	2	2017
ЦВК-1	4К9-1-4К11	0,325	33,0	1995	подземная	34	0,000096	0,0000032	6,9	0,146	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	1К20-Первомайская 119	0,325	18,0	1997	подземная	32	0,000063	0,0000011	6,8	0,147	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	Первомайская 119	0,325	100,0	2000	в помещении	29	0,000038	0,0000038	7,0	0,143	1,0000	0,9603	2	2017
ЦВК-1	Первомайская 119-1К20-1	0,325	9,0	1997	подземная	32	0,000063	0,000000