Приложение. Схема теплоснабжения городского округа муниципального образования "город Саянск" на 2012-2017 г.г. и на период до 2028 г.

Приложение

к Постановлению администрации

муниципального образования

"город Саянск" Иркутской области

от 30 октября 2013 г. N 110-37-1299-13

Схема теплоснабжения городского округа муниципального образования "город Саянск" на 2012-2017 г.г. и на период до 2028 г.

1. Введение

Настоящая схема теплоснабжения (далее Схема) разработана в соответствии с Федеральным законом (ФЗ) N 190 от 27.07.2010 "О теплоснабжении" и Постановлением правительства РФ (Пп) N 154 от 22.02.2012 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

Схема разработана в целях удовлетворения спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель, обеспечения надежного теплоснабжения наиболее экономичным способом, а также экономического стимулирования развития систем теплоснабжения и внедрения энергосберегающих технологий в г.Саянск Зиминского района.

Схема состоит из следующих частей и содержит:

- Введение - общая вводная часть;

- Часть 1. Обосновывающие материалы к Схеме;

- Приложения - техническое задание, предоставленные данные, расчетные данные, карты-схемы и пр.

Основание для выполнения Схемы - муниципальный контракт N 0134300084413000035-0208560-03 от 20.06.2013, техническое задание представлено в прил.1. Схема разработана с использованием электронной модели схемы теплоснабжения на базе ПО ByteN ET3 (ООО "БайтЭнергоКомплекс", г.Иркутск).

Общая графическая схема теплоснабжения представлена в прил. 2.

В данной работе использованы данные генерального плана развития г.Саянск (информация для оценки перспективных показателей по г.Саянск), представленного Администрацией поселения, данные по приросту тепловых нагрузок, предоставленные ООО "Саянский бройлер" и другая исходная информация, предоставленная МУП "СТЭП" и филиалом ОАО Иркутскэнерго "Ново-Зиминская ТЭЦ".

Общая характеристика города

Городской округ "город Саянск" расположен в 9 км от Федеральной трассы М-53 "Байкал", в 28 км от ж/д станции Зима. На реке Ока на расстоянии 270 км (по автодороге) от областного центра г.Иркутск.

г.Саянск - самый молодой город в Иркутской области, первый жилой дом (N 2 м-н N 1) заложен 22 апреля 1970 г. Начало его строительства в 1970 году связано с созданием в Восточной Сибири крупного химического комплекса по производству полупродуктов для пластических масс в составе химического завода (теперь ОАО "Саянскхимпласт").

По проекту территория города делилась на 4 жилых района по 50 тысяч жителей в каждом. Промышленно коммунальная зона была размещена на восточной окраине города на берегу реки Мольты.

По проекту расчетная численность населения нового города была определена в 200 тыс.чел., соответственно в проекте были заложены планировочные транспортные и инженерные решения с учетом этого населения. Застройка была запроектирована только многоэтажная 5-ти, 9-ти и, возможно, более этажей, усадебная застройка не предусматривалась.

Численность населения г.Саянск на основании данных переписи населения на 1 января 2012 года составила 39.9 тыс. чел. По данным Федеральной миграционной службы в Саянске по месту жительства зарегистрировано 42.9 тыс.чел.

Плотность населения в границах жилых территорий составляет 144 чел/га.

По данным Заказчика общая площадь жилых домов города Саянска в настоящее время составляет около 900 тыс. м2 или 22.5 м2/чел. На муниципальный жилой фонд приходится около 54 тыс. м2 (6 %), на частный (в том числе индивидуальный) жилой фонд - 846 тыс. м2 (94 %). Жилищный фонд в основном находится в хорошем техническом состоянии, с низким процентом износа.

В состав муниципального образования "город Саянск" входит только сам город, который является административным центром муниципального образования.

Внешние транспортные связи с г.Саянск осуществляются в настоящее время только автомобильным транспортом. Ближайшим городом является г.Зима (29 км по автодороге).

Основные предприятия и учреждения, расположенные в границах г.Саянск представлены в прил. 3. (перечень предоставлен Администрацией г.Саянск).

Основным градообразующим предприятием города является Акционерное общество открытого типа "Саянскхимпласт" с численностью работающих 5.5 тыс.

Второе по величине численности работающих в городе - агропромышленный комплекс "Саянский бройлер". На нем работает 1.4 тыс. чел.

В пределах рассматриваемой системы теплоснабжения максимальный перепад геодезических высот составляет 109 м.

Климат

Климат в г.Саянск резко континентальный. На территории поселения вечной мерзлоты нет. Нормативная глубина промерзания грунта 2.7 м. Абсолютная минимальная температура воздуха - -50 °С; абсолютная максимальная температура воздуха - +36 °С. Продолжительность отопительного периода - 239 дн. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления -42 °С.

Климатические характеристики для г.Саянск, принятые в соответствии с рекомендациями[1], согласованные с Заказчиком, теплоснабжающей, теплосетевой организациями и использованные в расчетах данной работы приведены в Табл. 1.

Табл. 1.

Климатические характеристики г.Саянск

Город (по СНиП)	Продолж. отопит. периода в сутках	Т наружного воздуха, °С						Расчетная скорость ветра м/с
		Расчетная для проектирования		Средняя отопит. периода	Среднегодовая	Абсолютные
		Отопл.	Вентил.			min	mae
Зима	239	-42	-26	-9.7	-1.6	-50	36	2

Среднемесячная температура наружного воздуха, °С

Месяц	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Т ср.мес	-23	-20	-10.1	1.1	8.7	15.8	18	14.9	8.1	-0.1	-12.2	-20.5

К коммунальным услугам, предоставляемым населению г.Саянск относятся: водоснабжение, водоотведение, теплоснабжение, электроснабжение, вывоз бытовых отходов, утилизация бытовых отходов. В рамках данной работы подробно будут рассмотрены только вопросы теплоснабжения г.Саянск.

При создании Саянского промузла была заложена общая система инженерного обеспечения предприятий промузла и города. Представим кратко общую характеристику инженерных коммуникаций г.Саянск (по материалам генплана).

Водоснабжение

Источник водоснабжения промузла города расположен южнее города Зима в Зиминском районе на острове Шехолай, находящимся в междуречье р.Оки и впадающей в нее р.Зимы. Эксплуатируемый водозабор подземных вод инфильтрационного типа. Производительность водозабора составляет около 40 тыс. м3/сут.

Станции первого и второго подъема находятся непосредственно на водозаборе, водоснабжение города Зима и близлежащих районов обеспечивает станция третьего подъема, расположенная на западной окраине города. Станция четвертого подъема находится в пределах Саянского промузла, откуда по двум водоводам диаметром 600 мм вода подается в город Саянск на насосную станцию пятого подъема.

От насосной станции пятого подъема вода подается в городскую сеть. Схема сети водопровода принята замкнуто кольцевой низкого давления.

Эксплуатацию сетей системы холодного водоснабжения ведет МУП "Водоканал-Сервис".

Водоотведение

В г.Саянск принята раздельная система хозяйственно-бытовой и дождевой канализации. Сети хозяйственно-бытовой канализации имеются во всех зонах застройки города. По самотечным коллекторам частично с помощью промежуточных насосных станций, расположенных на территории города, стоки собираются на главную насосную станцию, находящуюся на краю долины реки Оки в западной части города, откуда транспортируются на биологические очистные сооружения ОАО "Саянскхимпласт", расположенные на левом берегу реки Оки.

Хозяйственно-бытовые сточные воды города, промышленные сточные воды ОАО "Саянскхимпласт" очищаются на биологических очистных сооружениях, после очистки смешиваются с промливневыми сточными водами и сбрасываются в р.Оку по рассеивающему выпуску. Проектная мощность очистных сооружений 34000 м3/сут.

По предоставленным данным существующее водоотведение в целом по г.Саянску составляет около 20 тыс. м3/сут.

Хозяйственно-бытовая канализация осуществлена из асбоцементных, железобетонных и стальных труб, минимальная глубина заложения - 1,8 м до низа трубы.

Эксплуатация городских сетей хозяйственно-бытовой канализации города ведет МУП "Водоканал-Сервис".

Электроснабжение.

Источником электроснабжения города является подстанция "Ока" 110/35/10 кВ, которая двухцепной ЛЭП-110 соединена с Ново-Зиминской ТЭЦ. Мощность подстанции "Ока" составляет 50000 кВА - два трансформатора по 25000 кВА.

Общая электрическая коммунально-бытовая нагрузка города, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП составляет около 30000 кВА, в т.ч. 23100 кВА - население (2 категория), 6900 кВА - мелкопромышленные предприятия (3 категория).

Теплоснабжение

Основное теплоснабжение города - централизованное. Районы индивидуальной усадебной застройки обеспечиваются теплом децентрализованно - от автономных теплоисточников (электрокотлов и печей на твердом топливе).

Источником централизованного теплоснабжения города является Ново-Зиминская ТЭЦ, расположенная на территории промузла ОАО "Саянскхимпласт".

Установленная тепловая мощность ТЭЦ составляет 832.7 Гкал/ч.

Основное оборудование ТЭЦ: 4 паровых пылеугольных котла БКЗ-420-140, 3 паровых турбины ПТ-80/100-130-13. Износ основного оборудования составляет около 50 %.

Основным видом топлива для ТЭЦ служит бурый уголь Азейского, Мугунского и Ирбейского месторождений (Qниз.расч. = 4184 ккал/кг). Общие годовые расходы топлива составляют: уголь - 820 тыс.т/год, мазут - 430 т/год.

Температурный график сетевой воды ТЭЦ - 150/70 °С со срезкой на 140°С.

Схема тепловых сетей 2-х трубная, тупиковая с возможностью резервирования по смежным тепломагистралям.

Система теплоснабжения - открытая, с непосредственным водоразбором из теплосети на нужды бытового горячего водоснабжения.

Прокладка теплопроводов надземная и подземная в непроходных лотковых каналах.

Гидравлический режим в тепловых сетях поддерживается подкачивающими тепловыми насосными станциями.

2. Обосновывающие Материалы

2.1. Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения

2.1.1. Функциональная структура теплоснабжения

В рассматриваемом населенном пункте функционирует одна централизованная система теплоснабжения с одним теплоисточником - Ново-Зиминской ТЭЦ. Система работает круглогодично, летнее ГВС имеется.

Теплоисточник находится в собственности ОАО "Иркутскэнерго". Теплоснабжающей организацией является филиал ОАО Иркутскэнерго "Ново-Зиминская ТЭЦ". Теплосетевой организацией является Муниципальное унитарное предприятие "Саянское теплоэнергетическое предприятие" (МУП "СТЭП").

Общая схема централизованного теплоснабжения представлена в прил. 2. Схема подготовлена на основе электронной модели схемы теплоснабжения в ПО ByteN ET3, которая ниже будет рассмотрена более подробно.

Радиус централизованного теплоснабжения в рассматриваемой системе составляет: относительно ТЭЦ - 14750 м, относительно подкачивающей насосной станции на г.Саянск - 5180 м (представлены на рис. 1.1.).

Рассматриваемую систему теплоснабжения от Ново-Зиминской ТЭЦ (направление на г.Саянск) условно можно разделить на 3 гидравлически зависимых системы теплоснабжения: "Магистраль" - тепловая магистраль от Ново-Зиминской ТЭЦ до 2-х подкачивающих насосных станций (ПНС на г.Саянск и ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер"; "ПНС" - система теплоснабжения от ПНС на г.Саянск; "ТНС-6" - система теплоснабжения от ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер". Далее по тексту и в таблицах будут использоваться именно эти обозначения систем теплоснабжения.

Степень благоустройства зданий с централизованным теплоснабжением на общей схеме теплоснабжения (прил. 2.) показана у каждого здания цветовым индикатором - полукруг с секторами (центральное отопление - красный, ГВС - темно-красный, ХВС - синий).

Тип ввода (подключения) теплового потребителя отражается на схеме (прил. 2) формой узла ввода здания (возможные формы: треугольник - прямой ввод, квадрат - через теплообменник, круг - элеваторное подключение). По предоставленным данным, в рассматриваемой системе теплоснабжения большинство зданий подключены по элеваторной схеме.

В границах поселения имеются 2 основные крупные производственные зоны с централизованным теплоснабжением:

- ОАО "Саянскхимпласт", теплоснабжение производится непосредственно от Ново-Зиминской ТЭЦ,

- Агропромышленный комплекс "Саянский бройлер". Теплоснабжение данной производственной зоны осуществляется МУП "СТЭП" от Павильона N 5 (см. прил. 2.)

Основные тепловые потребители Ново-Зиминской ТЭЦ, относящиеся к рассматриваемому поселению: ОАО "Саянскхимпласт", ООО "Саянский бройлер", г.Саянск, ЗАО "Саянскгазобетон", Саянский дом-интернат для престарелых и инвалидов, станция осветления ОАО "СХП". Кроме этого от ТЭЦ производится теплоснабжение г.Зима (часть города), п. Ухтуй и нескольких промпредприятий на тепловой магистрали, идущей на г.Зима.

"Рис. 1.1. Общая схема и радиус системы теплоснабжения г.Саянск"

2.1.2. Источники тепловой энергии

В данном разделе использована информация, предоставленная специалистами производственно-технического отдела (ПТО) Ново-Зиминской ТЭЦ (см. прил. 4 и 7).

Основным и единственным централизованным теплоисточником для г.Саянск является Ново-Зиминская ТЭЦ.

Перечень и характеристики основного оборудования Ново-Зиминской ТЭЦ представлены в табл. 1.1 и прил. 4.

табл. 1.1

Перечень оборудования теплоисточника

Теплоисточник	Котлы	Турбины	Дымососы, Вентиляторы	Емкости, м3	Дым. трубы, (Ду мм, Н м)
ТЭЦ	БКЗ-420-140 - 4 шт.	ПТ-80/100-130-13 - 3 шт.	ВГДН-17 - 4 шт.; ДН-24/2-0.62 - 8 шт.; ДН-26ГМ - 8 шт.	3000.0 - 2 шт.	(6000; 150.0) (6000; 250)

Установленная электрическая мощность станции составляет - 240 МВт; тепловая - 832.7 Гкал/ч. На ТЭЦ установлены котлы БКЗ-420-140 - 4 шт. Все котлы пылеугольные, паровые. Располагаемая тепловая мощность теплоисточника практически равна ее установленной мощности.

Максимальная тепловая мощность на собственные нужды ТЭЦ составляет около 40 Гкал/ч. С учетом этого тепловая мощность нетто ТЭЦ составляет 792.7 Гкал/ч. Производственная потребность в тепловой энергии "Саянскхимпласта" оценивается около 189.8 Гкал/ч.

По предоставленным данным (см. прил. 6) суммарная расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ составляет 443.4 Гкал/ч: 327.6 Гкал/ч в горячей воде, 110.3 Гкал/ч в паре и 5.5 Гкал/ч подогрев химочищенной воды. Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ (832.7 Гкал/ч) почти в 2 раза превышает суммарную подключенную тепловую нагрузку. Это указывает на имеющийся значительный запас располагаемой тепловой мощности на ТЭЦ (см. табл. 1.2) и на возможность подключения дополнительных потребителей.

табл. 1.2

Тепловые мощности теплоисточников, Гкал/ч

Теплоисточник	Установл. мощность	Располаг. мощность	Расчетная нагрузка	Резерв распол. мощности, %	Собств. нужды	Мощность нетто
Ново-Зиминская ТЭЦ	832.7	832.7	441.8	47	40	792.7

Отпуск тепловой мощности в тепловые сети производится через пароводяные теплообменники (ПСГ-1300-8-1 - 6 шт, ПСВ-500-14-23 - 7 шт.). На всех подключенных тепловых потребителей (производственные зоны, г.Саянск, г.Зима) работает одна группа сетевых насосов (G = 1250 м3/ч, Н = 140 м - 3 насоса; G = 2500 м3/ч, Н = 180 м - 4 насоса). Подпитывающие насосы для теплосети: G = 1250 м3/ч, Н = 70 м - 3 насоса; G = 2500 м3/ч, Н = 60 м - 4 насоса.

Способ регулирования отпуска тепловой энергии от ТЭЦ качественный, расчетный график регулирования температур теплоносителя 150/70°C со срезкой на 140 °C.

Официальный учет тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети производится по показаниям приборов учета, установленным на основных тепловых магистралях.

На момент осмотра и экспресс-обследования ТЭЦ предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации ТЭЦ не было.

В целом можно сказать, что состав и техническое состояние оборудования ТЭЦ, а также уровень его эксплуатации достаточно высокий.

2.1.3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты

Электронная модель тепловых сетей рассматриваемой системы теплоснабжения выполнена в ПО ByteNET3. Распечатанная бумажная схема тепловых сетей представлена в прил. 2.

От ТЭЦ имеется 3 основных направления тепловых сетей: пар (без возврата конденсата) на ОАО "Саянскхимпласт" и две магистрали горячей воды: на г.Зима и на г.Саянск. В данной работе тепловая магистраль на г.Зима рассматриваться не будет. Ввиду не предоставления (конфиденциальности) информации по паропроводу и трубопроводам горячей воды на ОАО "Саянскхимпласт", они указаны на схеме только до границ предприятия.

Ниже будет рассмотрена только схема тепловых сетей от ТЭЦ по направлению на г.Саянск и ответвление на ООО "Саянский бройлер".

Тепловые сети выполнены в двухтрубном исполнении. Тип прокладки - надземная (в основном магистральные сети) и подземная в непроходных каналах (внутриквартальные сети). Изоляция - минеральная вата и пенополиуретановые скорлупы. Тип компенсирующих устройств - П-образные и сальниковые компенсаторы и углы поворотов. Общие характеристики тепловых сетей представлены в табл. 1.3.

табл. 1.3

Система теплоснабжения	Протяженность участков, км				Кол-во контуров	Макс. перепад высот, м
	надзем.	непроход.	бесканал.	Всего
Всего	31613	54481	111	86205	0
"ПНС"	4456	52914	111	57480	0	109
"ТНС-6"	9162	47	0	9209	0	91
"Магистраль"	17995	1521	0	19516	0	64

Данные табл. 1.3 были получены на основе космоснимка и сверены со сводными данными МУП "СТЭП" (см. прил. 7 стр. 1-2) и выборочно с исполнительной документацией по участкам тепловых сетей. Сравнительный анализ показал, что представленные в табл. 1.3 протяженности по распределительным сетям г.Саянска отличаются (больше) в пределах 5 %, по магистралям, соответственно, на 15-20 %. Основные причины отличий:

- В данных МУП "СТЭП" учитываются только сети, принадлежащие им и не внесены данные за последний год;

- В исполнительной документации протяженность участков представлена без учета П-образных компенсаторов, которые увеличивают общую протяженность сети,

- В табл. 1.3 учтены все потребители, подключенные за последние 2 года, а также учитываются тепловые сети, проложенные в пределах границ зданий.

При очередной актуализации схемы теплоснабжения, а также при новом утверждении нормативов тепловых потерь в сетях рекомендуется уточнить протяженности участков тепловых сетей рассматриваемой системы теплоснабжения.

Секционирующая арматура на тепловой сети установлена в достаточном количестве на основных и вспомогательных ответвлениях. Специальной регулирующей арматуры (балансировочные клапаны) у потребителей практически нет. В качестве регулирующих элементов у потребителей используются шайбы (в основном у потребителей с прямым вводом) и сужающие устройства (сопла, подобранные по условиям наладки).

Тепловые камеры (в основном прямоугольной формы) выполнены из сборного железобетона.

В рассматриваемой системе теплоснабжения расчетный температурный график регулирования отпуска тепла - 150/70 °C, со срезкой на 140 °C. По согласованию с теплоснабжающей и теплосетевой организациями в поверочных расчетах принимался график 140/70 °C.

Протяженности участков тепловой сети (с различными диаметрами и типами прокладок) представлены в табл. 1.4.

табл. 1.4

Протяженность участков по диаметрам

Система: диаметры (мм)	Общая длина, м
	непроходные	бесканальная	надземная	Всего
Всего:	54481	111	31613	86205
"ПНС":	52914	111	4456	57480
25	157	0	0	157
32	465	0	0	465
40	168	0	61	228
50	3257	0	0	3257
65	8	0	0	8
70	3941	0	4	3945
80	5832	111	0	5943
100	6526	0	0	6526
125	5505	0	757	6262
140	87	0	0	87
150	6594	0	258	6852
200	4450	0	454	4905
250	2822	0	0	2822
300	2862	0	0	2862
350	394	0	0	394
400	5416	0	0	5416
500	2265	0	0	2265
700	202	0	0	202
800	1962	0	1464	3426
"ТНС-6":	47	0	9162	9209
500	24	0	2675	2699
700	22	0	6488	6510
"Магистраль":	1521	0	17995	19516
80	959	0	0	959
100	486	0	0	486
500	0	0	2113	2113
700	50	0	1769	1819
800	26	0	14113	14139

Общая протяженность участков тепловой сети в 2-х трубном исчислении составляет 86205 м: 31613 м (36.7 %) - надземная прокладка, 52914 м (63.2 %) - непроходные каналы, 111 м (0.1 %) - бесканальная прокладка.

По зонам действия тепловых сетей, общие протяженности их участков составляют: 52.9 км - от ПНС на г.Саянск, 19.5 км - тепловая магистраль от ТЭЦ до подкачивающих насосных станций, 9.2 км - от ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер".

Анализ предоставленной информации показывает, что износ тепловых сетей достигает в среднем около 80 %. Некоторые участки обладают 100 процентным износом (их общая длина равна 21 163 м, что составляет почти 27 % протяженности всех тепловых сетей). Подробная характеристика износа участков тепловых сетей представлена в прил. 7 стр. 3-17.

Расчетные расходы подпиточной воды для теплосети даны в Табл.1.5.

Табл.1.5

Расчетные расходы подпиточной воды для теплосети

Теплоисточник	Максимальные,	Средние,	От. период	Лето	Годовые,
	т/ч	т/ч	т/пер	т/пер	т/год
Всего:	701	335	1923268	642478	2565747
"Магистраль":	44.3	41.1	235766	107332	343099
в т.ч. - нужды ГВС	5.4	2.3	12954	3850	16804
- утечки в теплосетях	38.8	38.8	222812	103482	326294
"ПНС":	549.3	240.2	1377970	428268	1806238
в т.ч. - нужды ГВС	529.8	220.8	1266235	376374	1642608
- утечки в теплосетях	19.5	19.5	111736	51894	163630
"ТНС-6":	107.8	54.0	309532	106878	416410
в т.ч. - нужды ГВС	92.3	38.5	220575	65563	286139
- утечки в теплосетях	15.5	15.5	88957	41315	130271

Сравнение данных табл. 1.5 с предоставленными энергетическими характеристиками тепловой сети показали отличие в части нормативных утечек. Несоответствие этих значений вероятнее всего объясняется несоответствием используемых норм среднегодовой утечки теплоносителя:0.25 м3/чм3 - в расчетах табл. 1.5, 0.03 м3/чм3 - в предоставленном расчете энергетических характеристик (см. прил. 7 стр.18 - 21).

На основе составленной рабочей схемы тепловой сети выполнены поверочные гидравлические расчеты пропускной способности ее участков. Расчеты выполнены при следующих условиях:

- температурный график отпуска тепла 140/70 °С;

- расчетный расход на участках тепловой сети определялся как сумма расчетных расходов воды на отопление, ГВС и утечек в сетях и внутренних системах зданий. При поверочном расчете общий расход воды на г.Саянск принимался равным фактическому расходу 2700 м3/ч;

- при расчетных расходах воды на всех участках тепловой сети были определены линейные потери давления в прямом и обратном трубопроводах;

- для участков теплосети потери давления в местных сопротивлениях и компенсаторах учитывались коэффициентом 1.2 для магистральных сетей и 1.3 для внутриквартальных сетей; расчет выполнялся при отсутствии стоков у потребителей;

- для сравнения фактические располагаемые напоры в теплосети принимались по данным МУП "СТЭП" (см. Табл. 1.6): на ТЭЦ 102 м (1.8 атм - давление воды в обратном трубопроводе, 12 атм - в прямом), ПНС 34 м (11 атм - давление воды в обратном трубопроводе, 14.4 атм - в прямом), ТНС-6 25 м (6.7 атм - давление воды в обратном трубопроводе, 11.5 атм - в прямом).

Характеристики участков тепловых сетей вошли в прил. 5. Наиболее показательные пьезометры по системам теплоснабжения представлены на рис. 1.2.

Табл.1.6

Сводные гидравлические характеристики тепловых сетей

Характеристики	Напор, м			Расход воды, т/ч
	Прямая	Обратка	Располагаемый	Сетевой	Подпитка (макс)	Подпитка (ср.ч)
"Магистраль":	120	18	102	2800	580	245
"ТНС-6":	115	67	48	300	80	35
"ПНС":	144	110	34	2700	500	210

Основной целью выполненных расчетов являлась проверка пропускных способностей существующих участков тепловых сетей при расчетных и фактических расходах сетевой воды.

В составе электронной модели в ПО ByteN et3, кроме поверочного расчета имеется возможность выполнения расчета потокораспределения (численный метод) в тепловой сети при заданных: напоре в начале сети, сопротивлениях потребителей и участков, местных сопротивлений. При условии задания фактических коэффициентов сопротивлений указанных элементов сети возможно настройка гидравлической модели, адекватно отражающей фактические гидравлические режимы работы сети. В состав данной работы это не входило, поэтому предполагается, что развитие данной электронной модели, в части наполнения ее уточненной информацией по фактическим сопротивлениям элементов сети, может взять на себя теплосетевая организация МУП "СТЭП". По согласованию с Заказчиком на этом предприятии также будет установлена разработанная электронная модель схемы теплоснабжения г.Саянска.

"Магистраль": график 1 - НЗТЭЦ - ПНС

"Магистраль": график 2 - НЗТЭЦ - ТНС-6

Общий анализ результатов гидравлических расчетов тепловой сети от ПНС показывает:

- В рассматриваемой системе теплоснабжения расчетный расход сетевой воды при графике 140/70 составляет около 1800 т/ч, фактический при включенной линии рециркуляции составляет около 2700 т/ч;

- Расчетный статический напор в сети составляет 114 м. Фактический напор в трубопроводе обратной воды (110 м) в начале сети меньше соответствующего расчетного значения. В такой ситуации возможно завоздушивание внутренних систем отопления высоко расположенных (относительно ПНС) зданий.

- При фактическом располагаемом напоре на сети ПНС 34 м, и расходе сетевой воды 2700 м3/ч имеются потребители с недостаточным (и даже нулевым) располагаемым напором - 8 м-рон д.14, 2а м-рон д.8. и несколько концевых зданий в 3-м микрорайоне;

- Фактически завышенный расход сетевой воды достигается за счет линии смешения имеющейся на ПНС. Общий максимальный расход воды в линии рециркуляции на ПНС составляет около 300 т/ч. Задействование имеющейся линии рециркуляции на ПНС позволяет увеличить располагаемый напор на тепловой сети, но при этом снижает температуру прямой воды на город;

- При принятых расчетных условиях и заданной структуре (длинах и диаметрах участков) тепловых сетей, в рассматриваемой системе теплоснабжения возможно обеспечение расчетных расходов воды у всех потребителей. Участков с заниженными пропускными способностями влияющих на нормальный гидравлический режим сети практически нет.

- В системе имеются тепловые потребители, расчетное давление во внутренних системах которых может значительно превышает допустимые значения (например здания профилакториев "Улан" и "Кедр"). В существующем состоянии для достижения допустимых значений давлений у этих потребителей используются регулятор давления "после себя" на прямом трубопроводе и насосы подачи обратной воды. Более надежной схемой подключения таких тепловых потребителей может быть независимая схема через водоводяные пластинчатые теплообменники.

В целом можно сказать, что существующая тепловая сеть имеет значительный запас по пропускной способности, что указывает на возможность подключения дополнительной тепловой нагрузки.

Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов), а также статистика восстановлений (аварийно-восстановительных ремонтов) тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей по рассматриваемой системе теплоснабжения представлено МУП "СТЭП" (см. прил. 7 стр.22). Общее затраченное время на ремонт тепловых сетей: 2010 г. - 281 ч, 2011 г. - 421 ч, 2012 г. - 183 ч, 2013 г. - 601 ч.

Диагностика состояния тепловых сетей и планирование их капитальных (текущих) ремонтов производится на основании приборного и визуального обследований, в течение отопительного периода.

В МУП "СТЭП", в соответствии с правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок, проводятся испытания тепловых сетей на прочность и плотность, на максимальную температуру теплоносителя, на определение тепловых и гидравлических потерь. Особенностью существующих тепловых сетей является наличие на них сальниковых компенсаторов, обслуживание и ремонт которых необходимо проводить каждый межотопительный сезон. При этом в период таких ремонтов (1-1.5 мес.) в работе остается только один из 2-х трубопроводов - или прямой, или обратный. Т.е. система в этот период работает по тупиковой схеме, с вытекающими отсюда последствиями: значительные относительные потери тепла от охлаждения трубопроводов и вынужденными сливами горячей воды, значительное охлаждение горячей воды в трубопроводах, нерасчетные режимы работы сети.

Расчетные потери тепловой энергии в тепловых сетях представлены в Табл.1.7. Потери в тепловых сетях составляют: в зимний период 44.8 Гкал/ч, в летний период 26.6 Гкал/ч.

Табл.1.7

Расчетные потери тепловой энергии в тепловых сетях

Система: составляющие тепловых потерь	Максимальные,	Средние,	От. период	Лето	Год,
	Гкал/ч	Гкал/ч	Гкал/пер	Гкал/пер	Гкал/год
ВСЕГО:	44.8	26.6	152643	65866	218509
"Магистраль":	19.6	11.1	63927	28206	92133
- от наружного охлаждения	15.12	8.21	47090	20387	67477
- с утечками в теплосетях	4.45	2.94	16836	7819	24656
"ПНС":	16.2	10.4	59512	24871	84383
- от наружного охлаждения	13.95	8.90	51069	20950	72018
- с утечками в теплосетях	2.23	1.47	8443	3921	12364
"ТНС-6":	9.0	5.1	29205	12789	41993
- от наружного охлаждения	7.24	3.92	22483	9667	32149
- с утечками в теплосетях	1.78	1.17	6722	3122	9844

Результаты табл. 1.7 получены на основе методик [3 и 4] и сопоставлены с энергетическими характеристиками тепловых сетей МУП "СТЭП", утвержденными в 2010 г. Учитывая вышесказанные отличия в протяженности тепловых сетей данные табл. 1.7 выше утвержденных нормативов (около 20 %).

Предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловых сетей нет.

Большинство тепловых потребителей присоединены к тепловой сети по элеваторной схеме, дома коттеджного типа и часть нежилых зданий (магазины, гаражи и т.д.) присоединены по прямой схеме.

По данным энергосбытовой компании практически во всех зданиях имеются теплосчетчики. Основными марками теплосчетчиков на зданиях являются: "ТЭМ" и "Взлет" различных модификаций. Общий перечень приборов учета и места их установки энергосбытовой компанией не предоставлен.

В МУП "СТЭП" имеется диспетчерская служба тепловых сетей. В настоящее время в теплосетевой организации выполняется работа по развитию систем диспетчеризации (автоматизации, телемеханизации и связи) в рамках рассматриваемой системы теплоснабжения от ПНС.

В рассматриваемой системе теплоснабжения есть один центральный тепловой пункт. Он расположен в микрорайоне Мирный у домов N 38 и 38а.

В системе имеются две подкачивающие насосные станции: ПНС на г.Саянск и ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер". На схеме в прил. 2 они показаны. Тепловые схемы подкачивающих насосных станций представлены. Используемые подкачивающие насосы в насосных станциях:

- ПНС на г.Саянск: N KG 200-150-315/291 (1022.3 т/ч, 87.6 м) - 1 шт., Etanorm RS 300-500 (1125 т/ч, 90 м) - 2 шт., Etanorm RS 300-500 (1415 т/ч, 80 м) - 1 шт, СЭ-800/100 (800 т/ч, 100 м) - 1 шт.;

- ПНС на ООО "Саянский бройлер": Д500/63 (500 т/ч, 63 м) - 1 шт., Etanorm G (500 т/ч, 65 м) - 1 шт, СЭ 800-55 (800 т/ч, 55 м) - 2 шт., СЭ 800-100 (800 т/ч, 100 м) - 2 шт., СЭ 1250-70 (1250 т/ч, 70 м) - 3 шт.

В ПНС на город Саянск имеется группа подпиточных насосов (ЦН400/210 (450 т/ч, 138 м) - 2 шт., SCP 200/660DV-315/4-T4-R1-ROHS/E1 (600 т/ч, 130 м) - 1 шт), которые предназначены для поддержания необходимого давления в обратном трубопроводе (подпитка из бака аккумулятора) и в летний период для подачи горячей воды на город. Фактически в зимний период подпиточные насосы не задействованы, необходимое давление в обратном трубопроводе поддерживается регулятором (вручную дисковым затвором) на обратном трубопроводе. В ТНС-6 подпиточные насосы не предусмотрены.

В ПНС на город Саянск в существующем состоянии в зимний период задействуется линия рециркуляции сетевой воды, представляющая собой смесительную линию из обратного трубопровода на всас подкачивающих насосов. За счет рециркуляции производится увеличение расхода сетевой воды и располагаемого напора на тепловой сети.

2.1.4. Зоны действия источников тепловой энергии

Существующие зоны действия рассматриваемых систем теплоснабжения представляют собой:

- Зона 1: непосредственно город Саянск - зона теплоснабжения от ПНС на г.Саянск;

- Зона 2: промышленную зону ООО "Саянский бройлер" - от ТНС-6;

- Зона 3: Тепловая магистраль от ТЭЦ до подкачивающих насосных станций ПНС и ТНС-6 (с ответвлениями на "Саянскгазобетон" и Станцию осветления);

- Зона 4: промышленную зону ОАО "Саянскхимпласт" - непосредственно от ТЭЦ.

В Табл.1.8 представлен список микрорайонов, здания которых отапливаются в этих зонах теплоснабжения.

Расширение зон действия существующего теплоисточника возможно, так как в этой системе теплоснабжения имеется значительный резерв располагаемой тепловой мощности на Ново-Зиминской ТЭЦ.

Табл.1.8

Зоны действия систем теплоснабжения

Обозначение на схеме	Расчетная нагрузка, Гкал/ч	Зона действия (улицы, квартала и т.д.)
"ПНС"	145.5	Микрорайоны г.Саянск: Благовещенский, Центральный, Южный, Октябрьский, Олимпийский, Юбилейный, Ленинградский, Солнечный, Строителей, Мирный. Промбаза, Промзона, профилактории "Улан" и "Кедр"
"ТНС-6"	34	Промышленная площадка ООО "Саянский бройлер"
"Магистраль"	23.2	"Саянскгазобетон", Станция осветления
от ТЭЦ на ОАО "Саянскхимпласт"	190	Промышленная зона ОАО "Саянскхимпласт"

2.1.5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей тепловой энергии в зонах действия источника тепловой энергии

Тепловые характеристики потребителей (тепловые нагрузки и годовое потребление) определялись на основании расчетов согласно [2], при расчетных температурах наружного воздуха (см. выше Табл. 1), а также принимались на основании предоставленных данных по договорным нагрузкам (см. прил. 6). Утвержденный норматив потребления горячей воды в жилых зданиях г.Саянска составляет 150 л/сут/чел. По данным теплосетевой организации, за счет установки приборов учета (практически во всех жилых домах они имеются) средний показатель потребления горячей воды составляет около 105 л/сут/чел. Это значение использовалось в дальнейших расчетах.

Уточненный перечень и характеристики тепловых потребителей с централизованным теплоснабжением представлены в прил. 6.1 - 6.3

Суммарные расчетные тепловые нагрузки потребителей (в горячей воде) по зонам действия составляют всего 237.6 Гкал/ч, в т.ч.:

- Зона 1 - 124 Гкал/ч (50 %),

- Зона 2 - 34 Гкал/ч (16 %),

- Зона 3 - 79.6 Гкал/ч (34 %).

Расчетная тепловая нагрузка в паре имеется только в Зоне 3 (ОАО "Саянскхимпласт") - 110.3 Гкал/ч.

В Зоне 1 общее количество отапливаемых зданий - 306 (1168851 м2), в т.ч. 172 (894486 м2, 77 %) жилых и 134 (274365 м2, 23 %) нежилых (см. Табл.1.9). Суммарная тепловая нагрузка зданий - 87.27 Гкал/ч, в т.ч. 60.96 Гкал/ч - жилые и 26.31 Гкал/ч - нежилые.

Табл.1.9

Сводные характеристики групп тепловых потребителей

Тип зданий	Кол-во зданий	Общая площадь		Расчетная нагрузка, Гкал/ч
		м2	%	Отопление	Вентиляция	ГВС	Всего
1. ВСЕГО, в горячей воде				125.2	57.8	49.1	237.6
"ПНС", всего:	306	1168851	100	87.27	0.67	36.10	124.03
Жилые:	172	894486	77	60.96	0.00	30.21	91.17
Жилой дом	37	6800	1	0.821	0.000	0.083	0.90
Многокв. дом	135	887686	76	60.140	0.000	30.127	90.27
Нежилые:	134	274365	23	26.31	0.67	5.89	32.86
Общественные	133	269511	23	25.934	0.667	5.887	32.49
Производственные	1	4854	0	0.375	0.000	0.000	0.38
"ТНС-6"				7.41	21.52	5.08	34.01
"Саянскхимпласт"				30.50	35.65	7.92	74.07
ХОВ							5.50
2. ВСЕГО, в паре							110.30
"Саянскхимпласт"							110.30

В Зоне 1 жилые здания (% от общей суммарной площади): 2-4 этажные - 2 %, 5-этажные - 78 % , 9-этажные - 20 %, см. Табл.1.10. В 5-ти и 9-ти этажных зданиях проживает 98 % населения с централизованным теплоснабжением.

Табл.1.10

Сводные характеристики жилых зданий по этажности

Система, этажность	Кол-во зданий	Общая площадь, м2	-//-, %	Кол-во жителей, чел	-//-, %	Удел. обесп., м2/чел
"ПНС"	172	894486	100	40220	100	22.2
2	39	8902	1	159	0	56.0
3	3	1108	0	21	0	52.8
4	3	9930	1	9	0	1103.3
5	104	694674	78	31700	79	21.9
>5	23	179873	20	8331	21	21.6

Основная часть зданий с централизованным теплоснабжением (78 %) была построена в 80-90-е годы 20-го века (см. Табл.1.11).

Табл.1.11

Сводные характеристики жилых зданий по годам постройки

Год ввода	Кол-во зданий	Общая площадь, м2	-//-, %	Кол-во жителей, чел	-//-, %	Удел. обесп., м2/чел
Всего:	172	894486	100	40220	100	22.2
До 1950 г.
50-е
60-е
70-е	30	116671	13	5730	14	20.4
80-е	84	468903	52	21019	52	22.3
90-е	26	240036	27	10519	26	22.8
После 2000 г	32	68877	8	2952	7	23.3

Средняя удельная обеспеченность отапливаемой площадью в жилых зданиях составляет 22.2 м2/чел.

Сводные тепловые характеристики по рассматриваемым зонам и в целом по системе теплоснабжения представлены в Табл.1.12.

Табл.1.12

Сводные тепловые характеристики по рассматриваемым зонам теплоснабжения от ТЭЦ

Тепловые характеристики	Максимальные,	Средние,	Отопит.период,
	Гкал/ч	Гкал/ч	Гкал/пер
с ТЭЦ на г.Саянск:	294.8	144.0	879789
Потребление тепла, всего:	235.3	15.73	98922
Жилые	91.2	0.000	0
Нежилые	144.1	15.732	98922
Потери тепловой энергии, всего	47.8	5.26	33090
"ТНС-6":	43.54	20.99	132012
Потребление тепла, всего:	34.1	15.73	98922
Жилые	0.0	0.000	0
Нежилые	34.1	15.732	98922
Потери тепловой энергии, всего	9.49	5.26	33090
"ПНС":	141.1	66.63	418990
Потребление тепла, всего:	124.0	55.78	350765
Жилые	91.2	41.326	259861
Нежилые	32.9	14.457	90904
Потери тепловой энергии, всего	17.04	10.85	68225
"Магистраль":	23.18	12.87	80903
Потребление тепла, всего:	3.1	1.46	9169
Жилые	0.0	0.000	0
Нежилые	3.1	1.458	9169
Потери тепловой энергии, всего	20.06	11.41	71734
ОАО "Саянскхимпласт"	87.0	43.5	247884
Потребление тепла, всего:	74.1	36.60	208561
ХОВ	5.5	2.72	15484
Потери тепловой энергии, всего	7.41	4.16	23839

В рассматриваемой схеме теплоснабжения индивидуальные квартирные источники тепловой энергии для отопления жилых помещений в многоквартирных домах не используются.

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

Балансы расчетной, установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто на ТЭЦ представлены в Табл.1.13.

Табл.1.13

Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки, Гкал/ч

Теплоисточник	Установл. мощность	Располаг. мощность	Собств. нужды	Мощность нетто	Потери в сетях	Нагрузка потребителей	Резерв (дефицит), мощности нетто, %
ТЭЦ	832,7	832,7	40	797,7	63	423*	38,7

Примечание: * - вкл. тепловую нагрузку 72 Гкал/ч на г.Зима и 110.3 Гкал/ч паровую нагрузку ОАО "Саянскхимпласт".

В существующем состоянии на ТЭЦ резерв тепловой мощности нетто составляет 307 Гкал/ч (38.7 %), это близко к общей тепловой мощности двух установленных котлов БКЗ-420-140.

Резервы тепловой мощности имеются во всех рассматриваемых зонах теплоснабжения, относящихся к системе теплоснабжения г.Саянск.

2.1.7. Балансы теплоносителя

В рассматриваемой ТЭЦ имеется система химводоподготовки (подкисление и декарбонизация) питательной воды для паровых котлов и подпиточной воды для подпитки тепловых сетей. Общая жесткость исходной воды около 2 мг/экв*л.

По предоставленной информации производительность системы ХВО для подпитки тепловых сетей составляет 830 т/ч, что больше соответствующего расчетного значения 701 т/ч (см. Табл.1.14) на 129 т/ч.

Табл.1.14

Балансы теплоносителя, т/ч

Система теплоснабжения	Максимальная подпитка теплосети	Дебет подпиточной воды
ТЭЦ
Подпитка, всего	701	830
В т.ч. - утечки в теплосетях	74
- утечки в зданиях	7
- нужды ГВС	620

В случае аварийного режима работы системы теплоснабжения г.Саянск предусмотрена аварийная подпитка тепловой сети подпиточными насосами из баков-аккумуляторов, установленных в ПНС на г.Саянск.

2.1.8. Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом.

В паровых котлах ТЭЦ сжигаются бурые угли Мугунского и Азейского месторождений. Топливо доставляется по железной дороге до угольного склада ТЭЦ, где разгрузка угля из вагонов производится посредством вагоноопрокидывателя. С угольного склада топливо проходит через дробильное отделение и транспортерами подается в молотковые мельницы, на выходе из которых получается пылеугольное топливо, подаваемое непосредственно на пылеугольные горелки котлов. Кроме угольной пыли в котлах сжигается и мазут, который используется для растопки пылеугольных котлов и для так называемой, подсветки угольного факела в период работы пылеугольных котлов при малых нагрузках.

По представленным данным фактические годовые расходы топлива за 2012 г. составили: 955357 тнт (554984 тут) угля и 387 тнт (538 тут) мазута. В процентном соотношении в тут уголь/мазут: 99.9 %/0.1 %. Эти расходы топлива даны с учетом выработки на ТЭЦ электроэнергии и тепловой энергии. При этом соотношение расходов топлива на выработку электроэнергии и тепловой энергии составляет 58.5/41.5 %.

Стоимость топлив: уголь - 1528.51 руб/тнт, мазут - 111778.7 руб/тнт.

В качестве аварийного топлива в рассматриваемой ТЭЦ используется мазут. Поставка топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха осуществляется в соответствии с нормативными требованиями. Ограничений по организации нормативных запасов топлива нет.

2.1.9. Надежность теплоснабжения

Нормативные требования к надежности теплоснабжения установлены в СНиП 41.02.2003 "Тепловые сети" в части пунктов 6.27-6.32 раздела "Надежность".

Согласно СНиП нормативный уровень надежности схемы теплоснабжения определяется по трем показателям (критериям): вероятности безотказной работы [Р], коэффициенту готовности [Кг] и живучести [Ж].

Минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы установлены СНиП 41-02-2003 для:

- источника теплоты Рит = 0.97;

- тепловых сетей Ртс = 0.9;

- потребителя теплоты Рпт = 0.99;

- система теплоснабжения в целом Рсцт = 0.9Ч0.97Ч0.99 = 0.86.

Для расчета показателей надежности необходима в полном объеме исходная информация для всех объектов, входящих в схему теплоснабжения:

- средневзвешенная частота отказов за периоды эксплуатации: от 1 до 3 лет; от 3 до 17 лет; от 17 лет и выше;

- средневзвешенная продолжительность ремонта;

- средневзвешенная продолжительность ремонта в зависимости от диаметра участка тепловой сети.

Для рассматриваемой схемы теплоснабжения минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы приняты по значениям СНиП 41-02-2003.

За прошедший отопительный период по настоящее время аварийных отключений потребителей, восстановлений теплоснабжения потребителей после аварийных отключений в рассматриваемой системе теплоснабжения не наблюдалось.

2.1.10. Технико-экономические показатели теплоснабжающих и теплосетевых организаций

В рассматриваемой системе теплоснабжения теплоснабжающей организацией выступает ОАО "Иркутскэнерго" - филиал ОАО Иркутскэнерго Ново-Зиминская ТЭЦ. Теплосетевой организацией является Муниципальное унитарное предприятие "Саянское теплоэнергетическое предприятие" (МУП "СТЭП").

Результаты хозяйственной деятельности теплоснабжающей организации в соответствии с требованиями, устанавливаемыми Правительством Российской Федерации в стандартах раскрытия информации теплоснабжающими организациями предоставлены частично, ввиду того, что часть информации является конфиденциальной. В Табл.1.15-1.16 показаны основные технико-экономические показатели теплоснабжающей организации. Представленные в таблицах данные предоставлены на основании запроса за 2012 г. Структура годовых затрат по теплоснабжающей организации не предоставлена.

Основные предоставленные характеристики теплосетевой организации: численность персонала - 145 чел, объем покупной электроэнергии - 6468289 кВт*ч, объем переданной тепловой энергии в горячей воде - 457140 Гкал/год.

Суммарные годовые эксплуатационные затраты теплосетевой организации составляют 106.7 млн.руб/год. Основными составляющими эксплуатационных затрат являются: зарплата с начислениями (51 %) и общехозяйственные расходы (21 %), вместе 72 %. Такое соотношение характерно для относительно крупных теплосетевых организаций.

Условная себестоимость передачи тепловой энергии в рассматриваемой системе теплоснабжения составляет 233 руб/Гкал.

Табл.1.15

Технико-экономические показатели теплоснабжающей организации

Показатель	Единица изм.	Значение	Примечание
Установленная мощность	Гкал/ч	832.7
Расчетная нагрузка	Гкал/ч	451
Расход топлива	тут/год	555528
Расход эл.энергии	тыс.кВт*ч/год	83209
Расход воды	тыс.т/год	2796601
Цена топлива, уголь/мазут	руб/т	1528.51 / 11778.7
Цена эл.энергии	руб/кВт*ч	1.81
Цена воды	руб/т	7.85
Тариф	руб/Гкал	640.71
Персонал	чел	404

Табл.1.16

Эксплуатационные затраты теплосетевой организации

Составляющие затрат	Факт
	тыс. руб/год	руб/Гкал	%
Всего	106723	233	100
Покупное тепло	-
Эл. энергия (техн. нужды)	11825	26	11
Вода	-
Зарплата с начисл.	54377	119	51
Амортизация	18445	40	17
Общехозяйственные	22076	48	21

2.1.11. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

Динамика утвержденных тарифов, устанавливаемых органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов) по каждому из регулируемых видов деятельности по теплосетевой и теплоснабжающей организации с учетом последних 3 лет Заказчиком не представлена.

На момент разработки схемы теплоснабжения (1 июля 2013 г.) в рассматриваемой системе теплоснабжения установленный тариф на услуги теплоснабжения составил 640.71 руб/Гкал (без НДС). Сравнивая это значение с тарифами на тепловую энергию в других системах теплоснабжения (например котельные на угле), можно сказать что данный тариф наиболее низкий в Иркутской области.

Особенностью рассматриваемой системы теплоснабжения является условное отсутствие в структуре затрат на транспорт тепловой энергии составляющей на покупное тепло. Причиной этого является особый механизм формирования тарифа на тепловую энергию: эксплуатационные затраты теплосетевой организации МУП "СТЭП" утверждаются службой по тарифам Иркутской области и включаются в общие затраты теплоснабжающей организации - ОАО "Иркутскэнерго". Т.е. в составе утвержденного тарифа на тепловую энергию ОАО "Иркутскэнерго" содержится доля затрат теплосетевой организации.

Платы за подключение к системе теплоснабжения и поступлений денежных средств от осуществления указанной деятельности нет.

Платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для социально значимых категорий потребителей нет.

Табл.1.17

Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

Теплоисточник	Тариф, руб/Гкал	Плата за подключение	Плата за резерв. тепл. мощность	Примечание
ТЭЦ	640.71	нет	нет

2.1.12. Существующие технические и технологические проблемы в системе теплоснабжения поселения.

Ввиду того, что в рассматриваемой системе теплоснабжения износ основного и вспомогательного оборудования достаточно низкий, а также учитывая, что ежегодно проводятся обязательные плановые ремонты, в существующем состоянии основные проблемы эксплуатации и организации качественного теплоснабжения касаются только лишь настройки (наладки) наиболее эффективных режимов работы оборудования и системы в целом:

- Избыточные тепловые мощности ТЭЦ, недозагруженность паровых котлов;

- Завышенные, относительно нормативных значений, характеристики сетевых и подпиточных насосов, что может приводить к перерасходу электроэнергии,

- Необходимость уточнения исполнительной схемы тепловых сетей;

- Недостаточность приборов контроля и регулирования параметров теплоносителя в характерных точках тепловых сетей;

- Наличие открытого водоразбора горячей воды;

- Завышенный относительно расчетного значения расход сетевой воды;

- Наличие нескольких потребителей с недостаточным располагаемым напором, указывающим на необходимость проведения дополнительного анализа и наладки работы тепловой сети на ее отдельных ответвлениях.

Особенной проблемой в рассматриваемой системе теплоснабжения является продолжительное (относительно нормативного срока) проведение ремонтно-профилактических работ на тепловых сетях в летнее время. По нормам срок проведения данных работ составляет 15 дней. В существующих тепловых сетях достаточно большое количество сальниковых компенсаторов (на трубопроводах с большими диаметрами), общий срок проведения профилактических ремонтов которых составляет не менее 1 месяца. Учитывая, что система двухтрубная, приходится летний ГВС в период ремонтов осуществлять поочередно по тупиковой схеме по одному из трубопроводов, когда другой находится в профилактическом ремонте. Тупиковая схема теплоснабжения (при общей протяженности сети более 80 км) приводит к снижению качества ГВС (охлаждение горячей воды ниже нормы) и завышенным тепловым потерям, в т.ч. со сливами из трубопроводов, выводимых в ремонт.

Как уже было сказано выше в данной работе для г.Саянск использовались климатические данные, принятые по г.Зима в соответствии с рекомендациями СНиП 23-01-99* и которые до настоящего времени используются в теплоснабжающей и теплосетевой организациях. С 01.01.2013 г. введена в действие актуализированная версия СНиП 23-01-99* - "СП 131.13330.2012. Строительная климатология". В этой версии г.Саянск указан непосредственно и его климатические данные отличаются от соответствующих данных по г.Зима. Например, температура наружного воздуха для проектирования отопления составляет: -42 °С - по г.Зима и -39 °С - по г.Саянск. Учитывая это, до начала следующего отопительного периода в теплоснабжающей и теплосетевой организациях рекомендуется учесть и использовать актуализированные климатические данные по г.Саянск. Эти же данные необходимо учесть при очередной актуализации схемы теплоснабжения г.Саянск.

Предписаний надзорных органов об устранении нарушений, влияющих на безопасность и надежность рассматриваемой системы теплоснабжения нет.

2.2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения

Генеральный план г.Саянск был разработан и утвержден в 2007 г. [8]. В данной работе использовались рабочие материалы генплана, предоставленные администрацией г.Саянска и представляющие собой проект территориального планирования городского округа муниципального образования "Город Саянск". Проекта планировки и размещения конкретных зданий на территориях городского округа на момент написания данной работы не было, поэтому оценка перспективного прироста тепловых нагрузок проводилась экспертно на основе имеющейся общей информации генплана, предоставленных данных по промплощадке "Саянский бройлер" см. прил. 7 стр. 23-24 и технических условий на подключение новых тепловых потребителей (см. прил. 7 стр.25)

Актуализации материалов разработанного генплана до настоящего времени не проводилось. По данным генплана в ближайшие 10 лет масштабного развития г.Саянск в части строительства новых жилых, общественных и производственных зданий не предполагается. Перечень перспективных тепловых потребителей представлен в табл. 2.1.

Табл. 2.18

Перечень и характеристики перспективных тепловых потребителей

Обозначение на схеме	Полное название	Улица	N строения	Год ввода	Qотоп, Гкал/час	Qвент, Гкал/час	Qгвс, Гкал/час	Qвсего, Гкал/час
Всего:					19.2	50.2	7.8	77.1
"ПНС"					2.03	0.22	0.26	2.51
Блок 2	ИП "Боровский"			2014	0.24		0.10	0.33
Коттеджи				2017	0.45		0.16	0.61
Магазин		Мирный	35а	2014	0.02			0.02
Магазин		Мирный	37	2014	0.04			0.04
Магазин				2014	0.30	0.05		0.35
СЭК СиТЭК	ООО "СЭК С и ТЭК"	Строителей	51	2014	0.08			0.08
Спорт_центр	ООО "ББК Девелопмент"	Олимпийский	25а	2014	0.83	0.17		0.99
ТК "Саянский"	ООО "СЭК С и ТЭК"	Строителей	41	2014	0.03			0.03
Южн/2		Южный микрорайон	2	2016	0.02		0.00	0.03
Южн/6		Южный микрорайон	6	2016	0.02		0.00	0.03
"ТНС-6"					17.1	49.9	7.5	74.6
Перспектива_2018				2018	1.27	3.64	0.58	5.49
Перспектива_2018				2028	15.87	46.31	6.91	69.08

Основное перспективное строительство жилых зданий предполагается в зонах мало- и среднеэтажной коттеджной застройки. На карте-схеме в прил. 2. эти зоны показаны (в основном с восточной стороны города). Основная часть перспективных жилых зданий будет отапливаться от индивидуальных источников тепловой энергии (печей, электробойлеров). К существующей системе централизованного теплоснабжения планируется около 50 зданий индивидуальной жилой застройки (коттеджей).

Как уже было сказано выше, ограничений по подключению новых дополнительных тепловых потребителей к существующей централизованной системе теплоснабжения практически нет. В случае подключения части перспективных жилых зданий к существующей системе централизованного теплоснабжения, относительная доля их тепловой нагрузки (в общем балансе города) составит не более 1 %.

Наибольший прирост перспективной тепловой нагрузки будет за счет подключения производственных зданий ООО "Саянский бройлер" в конце расчетного срока схемы теплоснабжения - 2028 г - 69 Гкал/ч.

При очередной актуализации схемы теплоснабжения (при наличии проекта планировки и размещения конкретных перспективных зданий) рекомендуется уточнить и учесть предполагаемые схемы размещения и подключения перспективных тепловых потребителей к существующей системе централизованного теплоснабжения.

В Табл. 2.2 представлены объемы потребления тепловой энергии (мощности) и приросты потребления тепловой энергии (мощности), с разделением по зонам и видам теплопотребления.

В качестве базового уровня потребления принят 2012 г. В течение почти всего расчетного периода общая расчетная тепловая нагрузка потребителей изменится незначительно, до 2028 г. - на 9.2 Гкал/ч. Основной прирост тепловой нагрузки приходится на 2028 год - 69.1 Гкал/ч. Суммарный прогнозируемый прирост тепловой нагрузки за весь расчетный период схемы теплоснабжения составит 78.3 Гкал/ч, а тепловое потребление увеличится на 243 тыс.Гкал.

Табл. 2.2

Тепловая нагрузка и ее перспективный прирост, Гкал/ч

Тип теплопотребления	Год (период)
	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018-2022	2023-2028
Тепловая нагрузка, всего	146.55	146.55	148.70	148.70	148.75	150.25	155.75	224.83
Прирост тепловой нагрузки, всего	0.00	0.00	2.15	0.00	0.05	1.50	5.49	69.08
"ПНС":
Тепловая нагрузка потребителей
Всего	112.51	112.51	114.66	114.66	114.71	116.21	116.21	116.21
- Отопление	82.80	82.80	84.33	84.33	84.38	85.01	85.01	85.01
- Вентиляция	0.67	0.67	0.88	0.88	0.88	1.41	1.41	1.41
- ГВС	29.04	29.04	29.44	29.44	29.44	29.78	29.78	29.78
Прирост тепловой нагрузки потребителей
Всего	0.00	0.00	2.15	0.00	0.05	1.50	0.00	0.00
- Отопление	0.00	0.00	1.53	0.00	0.05	0.64	0.00	0.00
- Вентиляция	0.00	0.00	0.22	0.00	0.00	0.53	0.00	0.00
- ГВС	0.00	0.00	0.40	0.00	0.00	0.34	0.00	0.00
"ТНС-6":
Тепловая нагрузка потребителей
Всего	34.05	34.05	34.05	34.05	34.05	34.05	39.54	108.63
- Отопление	7.46	7.46	7.46	7.46	7.46	7.46	8.73	24.60
- Вентиляция	21.52	21.52	21.52	21.52	21.52	21.52	25.15	71.46
- ГВС	5.08	5.08	5.08	5.08	5.08	5.08	5.66	12.57
Прирост тепловой нагрузки потребителей
Всего	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	5.49	69.08
- Отопление	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	1.27	15.87
- Вентиляция	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	3.64	46.31
- ГВС	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.58	6.91

Табл. 2.3

Тепловое потребление и его перспективный прирост, Гкал/год

Тип теплопотребления	Год (период)
	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018-2022	2023-2028
"ПНС":
Потребление тепловой энергии
Всего	294466	294466	300153	300153	300291	304614	304614	304614
- Отопление	222708	222708	226657	226657	226788	228485	228485	228485
- Вентиляция	2359	2359	3131	3131	3131	4952	4952	4952
- ГВС	69399	69399	70364	70364	70372	71177	71177	71177
Прирост потребления тепловой энергии
Всего	0	0	5686	0	139	4323	0	0
- Отопление	0	0	3949	0	131	1697	0	0
- Вентиляция	0	0	772	0	0	1821	0	0
- ГВС	0	0	965	0	8	805	0	0
"ТНС-6":
Потребление тепловой энергии
Всего	95866	95866	95866	95866	95866	95866	113771	339526
- Отопление	16202	16202	16202	16202	16202	16202	19574	61592
- Вентиляция	67533	67533	67533	67533	67533	67533	80673	247902
- ГВС	12132	12132	12132	12132	12132	12132	13523	30031
Прирост потребления тепловой энергии
Всего	0	0	0	0	0	0	17905	225755
- Отопление	0	0	0	0	0	0	3373	42018
- Вентиляция	0	0	0	0	0	0	13141	167229
- ГВС	0	0	0	0	0	0	1392	16508

В представленных таблицах показаны перспективные приросты тепловой нагрузки и потребления по Зоне 1 (г.Саянск от ПНС) и Зоне 2 (от ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер") По другим зонам теплоснабжения - ОАО "Саянскхимпласт" приростов тепловых нагрузок на рассматриваемый расчетный период не предполагается.

2.3. Электронная модель системы теплоснабжения поселения

Электронная модель системы теплоснабжения поселения (далее Модель) разработана специалистами ООО "БайтЭнергоКомплекс" (г.Иркутск) на базе собственного программного обеспечения (ПО) ByteN ET3. К установленной модели прилагается руководство по использованию (в электронном виде). Графическая схема теплоснабжения, представленная в прил. 2., а также графики, таблицы и паспорта объектов, представленные в этом отчете являются прямыми результатами, полученными с помощью Модели.

В настоящее время Модель включает в себя:

- Графическое представление объектов системы теплоснабжения с привязкой к топографической основе поселения с полным топологическим описанием связности объектов;

- Паспортизацию объектов системы теплоснабжения;

- Гидравлический расчет (оценка пропускной способности участков, наладочный расчет) тепловых сетей;

- Моделирование видов переключений, осуществляемых в тепловых сетях, в том числе переключений тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии;

- Расчет балансов тепловой энергии по источникам тепловой энергии и по территориальному признаку;

- Расчет потерь тепловой энергии через изоляцию и с утечками теплоносителя;

- Групповые изменения характеристик объектов (участков тепловых сетей, потребителей) по заданным критериям с целью моделирования различных перспективных вариантов схем теплоснабжения;

- Возможность получения выходных таблиц (отчетов) для построения сравнительных пьезометрических графиков для разработки и анализа сценариев перспективного развития тепловых сетей.

Модель установлена на ряде компьютеров в администрации г.Саянска и теплосетевой организации МУП "СТЭП". В течение года планируется, что все изменения в системе теплоснабжения специалисты на местах будут оперативно вносить в Модель, чтобы в последствии (как минимум через год, согласно законодательству РФ) также оперативно актуализировать текущую схему теплоснабжения и иметь возможность оценивать (корректировать) различные варианты развития системы теплоснабжения с учетом изменившихся условий.

2.4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки

Перспективные балансы тепловой мощности ТЭЦ и тепловой нагрузки существующих и перспективных потребителей представлены в табл. 4.1.

Из таблицы следует, что для существующего теплоисточника резерв тепловой мощности (не менее 299 Гкал/ч) при развитии системы теплоснабжения почти на всех сроках реализации схемы теплоснабжения поселения сохраняется до 2028 г. С 2028 г. резерв снижается до 230 Гкал/ч, но также остается достаточно большим. Дополнительных тепловых мощностей на всех сроках реализации схемы теплоснабжения не требуется. Даже с учетом вероятных ростов тепловых нагрузок (например, за счет подключения дополнительных потребителей в г.Зима) существующей тепловой мощности ТЭЦ достаточно для их полного обеспечения при любом темпе их прироста.

Табл. 4.19

Структура тепловых нагрузок	Год (период)
	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018-2022	2023-2028
1. Направление на г.Саянск:	208.2	208.2	208.2	208.5	208.6	209.9	215.4	284.7
Потребители	161.2	161.2	161.2	161.6	161.6	162.9	168.4	237.5
в т.ч. - жилые здания	91.2	91.2	91.2	91.2	91.2	91.7	91.7	91.7
- нежилые здания	70.0	70.0	70.1	70.4	70.4	71.2	76.7	145.8
Потери в сетях	47.0	47.0	47.0	47.0	47.0	47.0	47.0	47.2
в т.ч. - от наружного охлаждения	37.7	37.7	37.7	37.7	37.7	37.7	37.7	37.7
- с утечками в теплосетях	8.5	8.5	8.5	8.5	8.5	8.5	8.5	8.5
- с утечками в зданиях	0.8	0.8	0.8	0.8	0.8	0.8	0.8	1.0
2. ОАО "Саянскхимпласт":	189.9	189.9	189.9	189.9	189.9	189.9	189.9	189.9
- в горячей воде	79.6	79.6	79.6	79.6	79.6	79.6	79.6	79.6
- в паре	110.3	110.3	110.3	110.3	110.3	110.3	110.3	110.3
3. Направление на г.Зима:	88.0	88.0	88.0	88.0	88.0	88.0	88.0	88.0
4. Собственные нужды ТЭЦ	40.0	40.0	40.0	40.0	40.0	40.0	40.0	40.0
5. Общая расчетная нагрузка ТЭЦ	526.1	526.1	526.1	526.4	526.5	527.8	533.3	602.6
6. Располагаемая мощность	832.7	832.7	832.7	832.7	832.7	832.7	832.7	832.7
7. Резерв (+), дефицит (-)	307	307	307	306	306	305	299	230

Представленные в табл. 4.1. балансы рекомендуется уточнить после очередной актуализации генплана г.Саянск и г.Зима.

2.5. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок

В рассматриваемой ТЭЦ имеется система химводоподготовки (подкисление и декарбонизация) питательной воды для паровых котлов и подпиточной воды для подпитки тепловых сетей.

Максимальная производительность системы ХВО для подпитки тепловых сетей составляет 830 т/ч, расчетное значение расхода подпиточной воды составляет 695 т/ч. С учетом вероятного прироста тепловых нагрузок, существующего резерва расхода подпиточной воды (около 135 т/ч) при развитии системы теплоснабжения на всех сроках реализации схемы теплоснабжения поселения достаточно для покрытия предполагаемого прироста расхода подпиточной воды в теплосетях.

Оценка перспективного изменения максимального потребления теплоносителя (относительно базовых значений 2012 г.) в рассматриваемой системе теплоснабжения представлена в табл. 5.1.

Табл.5.1

Перспективные балансы подпиточной воды для теплосетей, тыс.т/год

Структура подпитки	Год (период)
	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018-2022	2023-2027
Направление на город Саянск
Утечки в теплосетях	427	427	427	427	428	428	428	435
Утечки в зданиях	39	39	39	39	40	41	41	52
Нужды ГВС	1482	1482	1297	1115	929	751	0	0
Общий расход подпитки	1949	1949	1763	1581	1397	1220	469	487

Из таблицы следует, что:

- Суммарная нормативная подпитка в тепловых сетях должна снизится с 1949 тыс.т/год в 2012 году до 469 тыс.т/год в 2022 году;

- увеличение нормативных потерь теплоносителя в связи со строительством новых тепловых сетей и реконструкцией с изменением диаметров трубопроводов будет незначительно;

- расход теплоносителя на обеспечение нужд горячего водоснабжения потребителей в зонах открытой схемы теплоснабжения к 2022 году должен снизиться до нуля, в связи с реализацией работ по переводу систем теплоснабжения на закрытую схему.

В соответствии со следующими законодательными актами:

- п.8 ст.40 Федерального закона от 7 декабря 2011 года N 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении": "В случае, если горячее водоснабжение осуществляется с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), программы финансирования мероприятий по их развитию (прекращение горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и перевод абонентов, подключенных к таким системам, на иные системы горячего водоснабжения) включаются в утверждаемые в установленном законодательством Российской Федерации в сфере теплоснабжения порядке инвестиционные программы теплоснабжающих организаций, при использовании источников тепловой энергии и (или) тепловых сетей которых осуществляется горячее водоснабжение. Затраты на финансирование данных программ учитываются в составе тарифов в сфере теплоснабжения".

- статья 29 ФЗ N 190 часть 8. "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"; часть 9. "С 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается."

Таким образом, в соответствии с действующим законодательством, необходимо предусмотреть перевод потребителей вышеуказанной ТЭЦ на "закрытую" схему присоединения системы ГВС. При предполагаемой реконструкции системы теплоснабжения и очередной актуализации схемы необходимо учитывать это.

В расчетах принято, что к 2022 году все потребители в зоне действия открытых систем теплоснабжения будут переведены на закрытую схему присоединения системы ГВС.

Обсуждение данного раздела со специалистами теплоснабжающей, теплосетевой организации и отделом ЖКХ администрации г.Саянска выявило дополнительные факторы, связанные с переводом на закрытую схему ГВС:

- снижение загрузки системы химводоподготовки ТЭЦ,

- увеличение расхода холодной воды у потребителей и вероятность образования дефицита существующего дебита холодной воды в городе,

- изменение гидравлического режима работы тепловых сетей за счет уменьшения в них разбора воды и необходимость проведения дополнительной их наладки,

- высокая удельная стоимость организации закрытой схемы ГВС, составляющей 1.5 - 1.8 млн.руб/Гкал или для 1-го ввода в здание около 170 тыс.руб.

2.6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

В представленных имеющихся материалах (генплан, программа комплексного развития поселения, программа и схема развития электроэнергетики Иркутской области и т.д.) планы по реконструкции или техническому перевооружению ТЭЦ не отражены.

На основании выполненного обследования существующей системы теплоснабжения, анализа ее работы и внешних условий функционирования можно сказать, что ТЭЦ в существующем состоянии и на всех сроках реализации схемы теплоснабжения поселения позволяет полностью покрыть потребность в приростах перспективных тепловых нагрузок.

На момент выполнения данной работы масштабных мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению существующей ТЭЦ в тепловой части (кроме планово-предупредительных ремонтов) не планировалось.

На рассматриваемую перспективу существующая ТЭЦ будет работать также как и в существующем состоянии.

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

Для обеспечения перспективного прироста тепловой нагрузки в поселении требуется строительство новых участков тепловых сетей. Перечень этих участков с необходимыми диаметрами труб и их протяженности представлены в табл. 7.1.

Суммарная протяженность новых участков теплосети составит 1543 м. Общие затраты на строительство тепловых сетей составят около 21.5 млн.руб.

Табл. 7.1.

Перечень перспективных участков

Начало	Конец	Тип работ	Год прокладки	Тип прокладки	Ду проект, мм	Длина, м	Теплопотери, Гкал, ч
Всего:						1892	0.42
ПНС						692	0.110
#7661	СЭК СиТЭК	план	2014	непрох.	80	164.6	0.024
К22/43	Коттеджи	план	2017	непрох.	125	303.4	0.054
К26/15	Спорт_центр	план	2014	непрох.	80	17.,3	0.003
К31/4	Блок 2	план	2015	непрох.	80	21.1	0.003
К32	ТК "Саянский"	план	2014	непрох.	70	17.2	0.002
К33/7	Магазин	план	2014	непрох.	50	62.1	0.007
К80	Магазин	план	2014	непрох.	80	56.4	0.008
Магазин	#7656	план	2014	непрох.	80	50.0	0.007
ТНС-6						1200	0.306
#7685	Перспектива_2018	план	2018	непрох.	200	300.0	0.069
#7686	Перспектива_2028	план	2028	непрох.	250	900.0	0.238

Исходя из результатов гидравлических расчетов тепловых сетей следует, что при существующей структуре тепловых сетей и характеристиках сетевых насосов (установленных на ПНС) возможно обеспечение расчетных расходов воды у всех тепловых потребителей г.Саянска. В случае недостаточного располагаемого напора у части потребителей (групп потребителей) возможна установка подкачивающих насосных станций для одного или группы тепловых потребителей. По факту такие потребители имеются: 8 м-рон д.14, 2а м-рон д.8. При этом решение по установке дополнительных подкачивающих станций необходимо принимать, после уточнения фактической трассировки и диаметров трубопроводов, идущих к этим тепловым потребителям, местных сопротивлений, а также выполнения поверочного гидравлического расчета теплосети на основе этой актуализированной информации.

Реконструкции тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки не требуется.

Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса, в рассматриваемой системе в ближайшие годы и на расчетный срок разработки схемы теплоснабжения будет производится в рамках ежегодных плановых ремонтов. Предполагается, что соответствующие затраты будут включаться в тариф на тепловую энергию.

При любом варианте развития (реконструкции) рассматриваемой тепловой сети обязательными условиями являются: уточнение ее исполнительной схемы, определение фактической гидравлической характеристики и проведение ее режимной наладки.

Одним из мероприятий по снижению потерь тепловой энергии в тепловых сетях является уменьшение диаметров трубопроводов до проектных значений. Выполненная оценка возможного уменьшения диаметров показала, что общее снижение расчетных тепловых потерь в теплосетях за счет реализации этого мероприятия позволит снизить теплопотери от 10 до 15 % или 5-7 Гкал/ч. Но необходимо отметить, что данное мероприятие целесообразно проводить только при соблюдение следующих условий: ветхости таких участков, отсутствия перспективных тепловых потребителей, подключаемых через эти участки и предварительного выполнения оценки изменения гидравлического режима работы сети после уменьшения диаметра.

Основные расчеты тепловых сетей выполнены с использованием электронной модели системы теплоснабжения г.Саянск (ПО ByteNET3), описание которой было приведено выше, а руководство по эксплуатации вошло в приложение к ПО. В случае корректировки исходных данных по тепловой сети (диаметры, длины, трассировки и т.д.) рекомендуется обновить электронную модель и выполненные расчеты (гидравлические, тепловые и др.). В ПО ByteNET3 после внесения изменений по исходной информации обновление модели и расчетов происходит автоматически.

2.8. Перспективные топливные балансы

Как уже было сказано выше, в котлах ТЭЦ сжигаются бурые угли Мугунского и Азейского месторождений. Кроме угольной пыли в котлах сжигается и мазут, который используется для розжига пылеугольных котлов и для подсветки угольного факела в период работы пылеугольных котлов при малых нагрузках.

По представленным данным фактический годовой расход топлива на выработку электроэнергии и тепловой энергии за 2012 г. составил 955357 тнт (554984 тут) угля. Из этого объема расход топлива на выработку тепловой энергии составляет 396473 тнт (230318 тут) угля.

Топливный баланс составлен в соответствии с выше определенными тепловыми характеристиками системы теплоснабжения (без учета выработки на ТЭЦ электроэнергии) при условии обеспечения ее нормативного функционирования.

В перспективе структура топливопотребления по виду и объемам используемого топлива практически не измениться. В перспективе основным видом топлива, используемым на ТЭЦ будет бурый уголь, расчетный расход на выработку тепловой энергии которого с учетом перспективных тепловых потребителей к расчетному сроку составит около 250000 т.у.т.

Необходимо отметить, что данный топливный баланс составлен без учета подключения перспективных тепловых потребителей к тепловой магистрали, идущей на г.Зима. При разработке схемы теплоснабжения г.Зима рекомендуется составить более полный перспективный топливный баланс по Ново-Зиминской ТЭЦ, с учетом результатов данной работы.

2.9. Инвестиции в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение

Целью разработки настоящего раздела является оценка инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии и тепловых сетей на каждом этапе.

Ситуация по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии рассмотрена выше в разделе 2.6. основные предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей и соответствующие затраты на реализацию этих предложений представлены выше в разделе 2.7.

В рассматриваемой системе теплоснабжения на расчетный срок схемы теплоснабжения можно выделить два основных возможных направления ее развития:

- Базовый вариант. Масштабных мероприятий по ее развитию и реконструкции не предполагается. Потребность в финансировании в рассматриваемой системе теплоснабжения будет связана лишь с потребностью в проведении плановых ремонтных работ. Необходимый годовой объем финансирования для проведения ремонтных работ по Ново-Зиминской ТЭЦ будет включаться в тариф на тепловую энергию, по МУП "СТЭП" необходимые затраты на ремонты составят около 19 млн.руб/год.

- Вариант перехода на закрытую схему ГВС. Предполагается, что все существующие вводы в домах будут переоборудованы на закрытую схему ГВС. Общая финансовая потребность в этой реконструкции (средняя оценка) составит не менее 86.4 млн.руб. (508 вводов в дома при удельной стоимости реконструкции 170 тыс.руб/ввод). При этом понадобятся дополнительные затраты на проведение наладочных работ по тепловой сети и вводам около 2-2.5 млн.руб.

В рассматриваемой системе теплоснабжения затраты на проведение ремонтных работ по теплоснабжающей и теплосетевой организациям включаются в структуру общеэксплуатационных затрат, поэтому строгого понятия срока окупаемости капвложений в развитие (реконструкцию) системы теплоснабжения в данной ситуации нет.

Основное влияние на представленные выводы может оказать значительное изменение прогноза стоимостей ресурсов и степень достоверности представленной исходной информации по рассматриваемой системе теплоснабжения. Более подробное рассмотрение и анализ схемы теплоснабжения рекомендуется выполнить при очередной ее актуализации и (или) подробном ТЭО реконструкции рассматриваемой системы теплоснабжения.

2.10. Предложения по определению единой теплоснабжающей организации

Решение об установлении организации в качестве единой теплоснабжающей организации (ЕТО) в той или иной зоне деятельности принимает, в соответствии с ч. 6 ст. 6 Федерального закона N 190 "О теплоснабжении", орган местного самоуправления городского или сельского поселения.

Определение статуса ЕТО для проектируемых зон действия перспективных источников тепловой энергии должно быть выполнено в ходе актуализации схемы теплоснабжения, после определения источников инвестиций.

Обязанности ЕТО определены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации" (п. 12 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных указанным постановлением).

Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:

- владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;

- размер собственного капитала;

- способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.

Наиболее полно этим критериям в рассматриваемой системе теплоснабжения соответствует на момент составления схемы теплоснабжения существующая теплоснабжающая организация филиал ОАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминская ТЭЦ.

Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.

2.11. Решения о распределении тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии

Ввиду того, что в рассматриваемой системе теплоснабжения поставка тепловой энергии осуществляется от одного теплоисточника - Ново-Зиминской ТЭЦ, решения о распределение тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии не требуется.

2.12. Решения по бесхозяйным тепловым сетям

На момент выполнения данной работы в рассматриваемой системе теплоснабжения были выявлены бесхозяйные тепловые сети (см. прил. 7 стр.26). Общая их протяженность составила около 800 м. В основном это участки тепловых сетей на вводе к вновь построенным и подключаемым тепловым потребителям. Эти участки строились за счет подключаемых абонентов и в настоящее время не поставлены на баланс ни одного из предприятий.

В качестве организации, уполномоченной на эксплуатацию бесхозяйных тепловых сетей, предлагается определить существующее единственное теплосетевое предприятие МУП "СТЭП".

3. Литература, использованная при разработке схемы теплоснабжения

1. СНиП 23-01-99*. Строительная климатология. - М.: Госстрой России.

2. СП 131.13330.2012. Строительная климатология - актуализированная версия СНиП 23-01-99*: Введ. 01.01.2013 (Приказ министерства регионального развития РФ от 30 июня 2012 года N 275) - М.: Аналитик, 2012. - 117 с.

3. Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения/Госстрой России. - М.: ФГУП ЦПП, 2004.-76 c.

4. Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. Приказ Минэнерго России от "30" декабря 2008 г. N 325

5. Федеральный закон от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении";

6. Постановление Правительства N 154 от 22.02.2012 г. "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения";

7. Методические рекомендации по разработке схем теплоснабжения, утвержденные приказом Минэнерго России и Минрегиона России N 565/667 от 29 декабря 2012 г.;

8. РД-10-ВЭП. Методические основы разработки схем теплоснабжения поселений и промышленных узлов Российской Федерации. Введ. 22.05.2006 - М., 2006 г;

9. Генеральный план городского округа муниципального образования "город Саянск" / ОАО "Научно-исследовательский и проектный институт по разработке генеральных планов и проектов застройки городов". Том 2. Обоснование проектных решений. - Санкт-Петербург: 2007 г.

4. Приложения

1. Техническое задание.

2. Графическая схема теплоснабжения.

3. Перечень предприятий и учреждений города.

4. Характеристики теплоисточника.

5. Характеристики участков тепловых сетей.

6. Характеристики тепловых потребителей.

7. Предоставленная исходная информация.