Постановление Администрации Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного округа от 29 июня 2023 г. N 213-П "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2038 годов"

Руководствуясь статьей 6 Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", Уставом муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа, Администрация Красноселькупского района постановляет:

1. Утвердить прилагаемую актуализированную схему теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2038 годов.

2. Определить единой теплоснабжающей организацией на территории села Красноселькуп - ООО ЭК "ТВЭС", на территории сел Толька и Ратта - ООО "Ямал-Энерго".

3. Опубликовать настоящее постановление в газете "Северный край" и разместить на официальном сайте муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа.

4. Настоящее постановление вступает в силу со дня его опубликования.

Временно исполняющий полномочия Главы Красноселькупского района

Д.В. Леменков

Утверждена
постановлением Администрации
Красноселькупского района
от 29 июня 2023 г. N 213-П

Актуализированная схема
теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период с 2023 до 2038 годов (актуализация на 2024 год)

Список сокращений

МК - муниципальный контракт

ЕТО - единая теплоснабжающая организация

МО - муниципальный округ

с. - село

СЦТ - система централизованного теплоснабжения

ОЭТС - организация, эксплуатирующая тепловые сети

НТД - нормативно-техническая документация

МКД - многоквартирные дома

ОДПУ - общедомовые приборы учёта

СУГ - сжиженный углеводородный газ

ВПУ - водоподготовительная установка

ТКО - твёрдые коммунальные отходы

ЗРА - запорно-распределительная арматура

НС - насосная станция

ВБР - время безотказной работы

ТК - тепловая камера, тепловой колодец

МЭР - министерство экономического развития России

ЭОТ - экономически обоснованный тариф

ОПФ - основные производственные фонды

ППР - планово-предупредительный ремонт

ЦТП - центральный тепловой пункт

ТСО - теплоснабжающая организация

ИПЦ - индекс потребительских цен

ПП РФ - постановление Правительства Российской Федерации

БМК - блочно-модульная котельная

Введение

Актуализация схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период с 2023 до 2038 года (далее - Схема теплоснабжения) выполнена во исполнение требований Федерального Закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", устанавливающего статус схемы теплоснабжения как документа, содержащего предпроектные материалы по обоснованию эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения, ее развития с учетом правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Схема теплоснабжения актуализирована на период до 2038 года.

Целью актуализации Схемы теплоснабжения является удовлетворение спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель, обеспечение надежного теплоснабжения наиболее экономичным способом при минимальном воздействии на окружающую среду, а также экономическое стимулирование развития систем теплоснабжения и внедрение энергосберегающих технологий.

Основанием для актуализации Схемы теплоснабжения являются:

- Федеральный закон от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении";

- Федеральный закон от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

- Постановления Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения";

- Письмо Минэнерго России от 15.04.2020 МЮ-4343/09 о необходимости включения в состав схем теплоснабжения раздела "Оценка экологической безопасности теплоснабжения";

- Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 05.03.2019 N 212 "Об утверждении Методических указаний по разработке схем теплоснабжения".

Состав отчетной технической документации

N тома	Наименование документа
1	Схема теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период до 2038 года (село Красноселькуп)
2	Схема теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период до 2038 года (село Толька)
3	Схема теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период до 2038 года (село Ратта)

Том 1. Село Красноселькуп

I. Показатели существующего и перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель в установленных границах территории села Красноселькуп

1.1 Величины существующей отапливаемой площади строительных фондов и приросты площади строительных фондов по расчетным элементам территориального деления с разделением объектов строительства на многоквартирные дома, индивидуальные жилые дома, общественные здания и производственные здания промышленных предприятий по этапам - на каждый год первого 5-летнего периода и на последующие 5-летние периоды (далее - этапы).

В соответствии с определенными перспективами строительства на расчетный срок до 2038 года, ожидается прирост площади строительных фондов за счет размещения нового строительства. Прогноз прироста площадей строительных фондов представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Прогноз развития жилой и общественно-деловой застройки с. Красноселькуп

N п/п	Показатели	Единица измерения	Современное состояние	Расчетный срок
1	ТЕРРИТОРИЯ
1.1	Общая площадь территории села Красноселькуп	га	1232	1232
		%	100	100
1.2	Общая площадь территории населенных пунктов, в том числе:	га	956,0	938
		%	77,60	76,12
1.2.1	с. Красноселькуп	га	956,0	938
		%	77,60	76,12
1.3	Функциональные зоны вне границ населенных пунктов	га	239	294
		%	19,4	23,88
1.3.1	Зона объектов инженерной инфраструктуры, в том числе:	га	-	0,1
		%	-	0,01
1.3.1.1	зона инженерной инфраструктуры	га	-	0,1
		%	-	0,01
1.3.2	Зона объектов транспортной инфраструктуры, в том числе:	га	0,3	7,2
		%	0,02	0,58
1.3.2.1	зона транспортной инфраструктуры	га	0,3	7,2
		%	0,02	0,58
1.3.3	Зона специального назначения, в том числе:	га	19,6	19,5
		%	1,59	1,58
1.3.3.1	зона складирования и захоронения отходов	га	18,1	18
		%	1,47	1,46
1.3.3.2	зона кладбищ	га	1,5	1,5
		%	0,12	0,12
1.3.4	Зоны рекреационного назначения, в том числе:	га	219,1	226,6
		%	17,79	18,39
1.3.4.1	зона озелененных территорий общего пользования	га	0,6	12,7
		%	0,05	1,03
1.3.4.2	зона лесов	га	218,5	213,9
		%	17,74	17,36
1.3.5	Зона акваторий	га	-	40,6
		%	-	3,32
1.3.6	Иные территории вне границ населенного пункта	га	37,0	-
		%	3,00	-
2	НАСЕЛЕНИЕ
2.1	Общая численность населения	тыс. чел.	3,9	4,0
3	ЖИЛИЩНЫЙ ФОНД
3.1	Общая площадь жилых помещений	тыс. кв. м общей площади жилых помещений	97,3	120,3
3.2	Общая площадь нового жилищного строительства	тыс. кв. м общей площади жилых помещений	-	46,1
3.3	Средняя жилищная обеспеченность	кв. м общей площади жилых помещений/чел.	24,9	30
4	ОБЪЕКТЫ СОЦИАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ
4.1	Дошкольные образовательные организации	место	264	504
		мест на 1000 чел.	68	126
4.2	Общеобразовательные организации	место	675	1110
		мест на 1000 чел.	173	278
4.3	Организации дополнительного образования	объектов	3	5
4.4	Учреждение по работе с детьми и молодежью	объект	1	1
4.5	Медицинские организации, оказывающие медицинскую помощь в стационарных условиях	коек	72	72
4.6	Медицинские организации, оказывающие медицинскую помощь в амбулаторных условиях	посещений в смену	340	340
4.7	Медицинские организации скорой медицинской помощи	автомобиль	2	2
4.8	Объекты социального обслуживания населения	объект	2	1
4.9	Музеи	объект	1	1
4.10	Общедоступные библиотеки	объект	1	1
4.11	Учреждения культуры клубного типа	место	200	500
		мест на 1000 чел.	51	125
4.12	Физкультурно-спортивные залы	объект	1	1
4.13	Бассейн	объект	-	1
4.14	Плоскостные спортивные сооружения	объект	2	4
4.15	Администрация с. Красноселькуп	объектов	1	1
4.16	Объекты пожарной охраны	объект	1	1
		автомобиль	6	6
5	ТРАНСПОРТНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
5.1	Автомобильные дороги	км	3,01	10,3
	в том числе:
5.1.1	регионального или межмуниципального значения	км	2,01	2,7
5.1.2	местного значения	км	1	7,6
5.2	Улично-дорожная сеть сельского поселения	км	21,4	28,8
	в том числе:
5.2.1	Поселковая дорога	км	0,5	0,5
5.2.2	Главная улица	км	3,1	2,5
5.2.3	Улица в жилой застройке	км	17,8	25,8
5.3	Обеспеченность населения индивидуальными легковыми автомобилями (на 1000 жителей)	автомобилей	-	265
6	ИНЖЕНЕРНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
6.1	Электроснабжение
6.1.1	Источники покрытия электронагрузок	МВт	14,4	14,4
6.1.2	Протяженность сетей	км	19,01	23,26
6.2	Газоснабжение
6.2.1	Удельный вес газа в топливном балансе	%	-	100
6.2.2	Протяженность сетей	км	10,3	23,6
6.2.3	Распределительный газопровод	км	10,3	23,6
6.3	Связь
6.3.1	Охват населения телевизионным вещанием	% от населения	100	100
6.3.2	Обеспеченность населения телефонной сетью общего пользования	номеров на 1000 чел.	-	400
6.4	Теплоснабжение
6.4.1	Производительность централизованных источников теплоснабжения - всего	Гкал/час	39,56	39,56
	в том числе:
6.4.1.1	котельные	Гкал/час	39,56	39,56
6.4.2	Производительность локальных источников теплоснабжения	Гкал/час	-	-
6.4.3	Протяженность сетей	км	25,00	31,02
6.5	Водоснабжение
6.5.1	Протяженность сетей	км	19,4	28,1
6.6	Водоотведение
6.6.1	Протяженность сетей	км	-	13,9
7	САНИТАРНАЯ ОЧИСТКА ТЕРРИТОРИЙ
7.1	Санкционированная свалка (объект размещения ТКО) в с. Красноселькуп	единиц	1	-
7.2	Площадка временного накопления отходов арочного типа	единиц	-	1
8	РИТУАЛЬНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСЕЛЕНИЯ
8.1	Общее количество кладбищ	единицы/га	2/10,6	2/10,6

1.2 Существующие и перспективные объемы потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном элементе территориального деления на каждом этап.

Данные о прогнозах приростов объемов потребления тепловой энергии по источникам теплоснабжения представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Общие сведения по приросту объемов потребления тепловой энергии

N п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Существующая котельная N 1 с. Красноселькуп (выведена из эксплуатации в 2021 году)
1.1.	Балансы мощности котельной N 1
1.1.1	Установленная тепловая мощность котельной	Гкал/ч	6,44	-	-	-	-		-
1.1.2	Располагаемая (фактическая) тепловая мощность	Гкал/ч	5,796	-	-	-	-		-
1.1.3	Потери установленной тепловой мощности	Гкал/ч	0,644	-	-	-	-		-
1.1.4	Тепловая мощность котельной нетто (мощность для выдачи в тепловую сеть)	Гкал/ч	3,991	-	-	-	-		-
1.2.	Подключенная тепловая нагрузка к котельной N 1
1.2.1	Потери мощности в тепловой сети	Гкал/ч	0,574	-	-	-	-		-
1.2.2	Расходы на собственные нужды	Гкал/ч	1,805	-	-	-	-		-
1.2.3	Присоединенная тепловая нагрузка, в т. ч.:	Гкал/ч	2,082	-	-	-	-		-
	- население	Гкал/ч	1,532	-	-	-	-		-
	- бюджетные организации	Гкал/ч	0,167	-	-	-	-		-
	- прочие потребители	Гкал/ч	0,383	-	-	-	-		-
1.2.4	ИТОГО по подключенной тепловой нагрузке к котельной N 1 (с учетом ввода и сноса, существующего ветхого жилого фонда)	Гкал/ч	2,082	-	-	-	-		-
1.2.5	Присоединенная тепловая нагрузка, в т. ч.:	Гкал/ч	2,082	-	-	-	-		-
	- отопление	Гкал/ч	2	-	-	-	-		-
	- ГВС	Гкал/ч	0,082	-	-	-	-		-
1.2.6	Резерв (+) / дефицит (-) тепловой мощности котельной N 1	Гкал/ч	1,335	-	-	-	-		-
		%	33%	-	-	-	-		-
2.	Новая котельная N 4 "Октан 20 МВт (с. Красноселькуп)
2.1.	Балансы мощности котельной N 4 "Октан" 20 МВт
2.1.1	Установленная тепловая мощность котельной	Гкал/ч	17,2	17,2	17,2	17,2	17,2	17,2	17,2
2.1.2	Располагаемая (фактическая) тепловая мощность	Гкал/ч	15,824	15,824	15,824	15,824	15,824	15,824	15,824
2.1.3	Потери установленной тепловой мощности	Гкал/ч	1,376	1,376	1,376	1,376	1,376	1,376	1,376
2.1.4	Тепловая мощность котельной нетто (мощность для выдачи в тепловую сеть)	Гкал/ч	15,704	15,764	15,764	15,764	15,764	15,764	15,764
2.2.	Подключенная тепловая нагрузка к котельной N 4 "Октан" 20 МВт
2.2.1	Потери мощности в тепловой сети	Гкал/ч	2,047	2,047	2,047	2,047	2,047	2,047	2,047
2.2.2	Расходы на собственные нужды	Гкал/ч	0,12	0,224	0,224	0,224	0,224	0,224	0,224
2.2.3	Присоединенная тепловая нагрузка, в т. ч.:	Гкал/ч	6,516	8,453	8,678	9,664	9,664	10,736	10,736
	- население	Гкал/ч	4,274	5,778	5,830	6,809	6,809	6,809	6,809
	- бюджетные организации	Гкал/ч	1,885	2,299	2,465	2,465	2,465	3,537	3,537
	- прочие потребители	Гкал/ч	0,357	0,376	0,383	0,391	0,391	0,391	0,391
2.2.4	ИТОГО по подключенной тепловой нагрузке к котельной N 1 (с учетом ввода и сноса, существующего ветхого жилого фонда)	Гкал/ч	6,516	8,453	8,678	9,664	9,664	10,736	10,736
2.2.5	Присоединенная тепловая нагрузка, в т. ч.:	Гкал/ч	6,516	8,453	8,678	9,664	9,664	10,736	10,736
	- отопление	Гкал/ч	6,2	7,77	7,995	8,961	8,961	9,947	9,947
	- ГВС	Гкал/ч	0,316	0,683	0,683	0,703	0,703	0,789	0,789
2.2.6	Резерв (+) / дефицит (-) тепловой мощности котельной N 4 "Октан"	Гкал/ч	7,141	5,04	4,82	3,83	3,83	2,76	2,76
		%	45%	32%	31%	24%	24%	17%	17%
3.	Новая котельная N 5 "Термаль" 26 МВт (с. Красноселькуп)
3.1.	Балансы мощности котельной N 5 "Термаль" 26 МВт
3.1.1	Установленная тепловая мощность котельной	Гкал/ч	22,36	22,36	22,36	22,36	22,36	22,36	22,36
3.1.2	Располагаемая (фактическая) тепловая мощность	Гкал/ч	20,57	20,57	20,57	20,57	20,57	20,57	20,57
3.1.3	Потери установленной тепловой мощности	Гкал/ч	1,79	1,79	1,79	1,79	1,79	1,79	1,79
3.1.4	Тепловая мощность котельной нетто (мощность для выдачи в тепловую сеть)	Гкал/ч	20,406	20,45	20,45	20,45	20,45	20,45	20,45
3.2.	Подключенная тепловая нагрузка к котельной N 5 "Термаль" 26 МВт
3.2.1	Потери мощности в тепловой сети	Гкал/ч	4,539	5,113	5,113	4,539	4,539	4,539	4,539
3.2.2	Расходы на собственные нужды	Гкал/ч	0,164	0,058	0,058	0,058	0,058	0,058	0,058
3.2.3	Присоединенная тепловая нагрузка, в т. ч.:	Гкал/ч	11,634	12,411	12,838	13,630	13,630	13,630	13,630
	- население	Гкал/ч	8,304	6,142	6,161	6,857	6,857	6,857	6,857
	- бюджетные организации	Гкал/ч	1,885	4,99	4,99	4,99	4,99	4,99	4,99
	- прочие потребители	Гкал/ч	1,445	1,279	1,687	1,783	1,783	1,783	1,783
3.2.4	ИТОГО по подключенной тепловой нагрузке к котельной N 5 "Термаль-26 МВт"	Гкал/ч	11,634	12,411	12,838	13,630	13,630	13,630	13,630
	Присоединенная тепловая нагрузка, в т. ч.:	Гкал/ч	11,634	12,411	12,838	13,630	13,630	13,630	13,630
	- отопление	Гкал/ч	11,1	11,574	12,001	12,759	12,759	12,759	12,759
	- ГВС	Гкал/ч	0,534	0,837	0,837	0,871	0,871	0,871	0,871
3.2.5	Резерв (+) / дефицит (-) тепловой мощности котельной N 5 "Термаль-26 МВт"	Гкал/ч	4,233	2,868	2,441	2,223	2,223	2,223	2,223
		%	21%	14%	12%	11%	11%	11%	11%

1.3 Существующие и перспективные объемы потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, на каждом этапе.

На период действия схемы застройка зон с производственной тепловой нагрузкой не планируется.

1.4 Существующие и перспективные величины средневзвешенной плотности тепловой нагрузки в каждом расчетном элементе территориального деления, зоне действия каждого источника тепловой энергии, каждой системе теплоснабжения и по поселению, городскому округу, городу федерального значения.

Плотность тепловой нагрузки составляет порядка 2,048 Гкал/ч/км2, на расчетный срок составит порядка 2,138 Гкал/ч/км.2.

II. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей

2.1. Существующие и перспективные зоны действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии.

Система централизованного теплоснабжения с. Красноселькуп муниципального округа Красноселькупский район включает в себя 2 источника теплоснабжения, их тепловые сети для транспортировки теплоносителя потребителям до их вводов и точек разграничения по балансовой принадлежности.

Обеспечение тепловой энергией потребителей в с. Красноселькуп осуществляется от трех централизованных источников теплоснабжения. Централизованным теплоснабжением от котельной обеспечен жилищный фонд, объекты социально-культурного и коммунально-бытового обслуживания.

Теплоснабжающей организацией в с. Красноселькуп, осуществляющей выработку и передачу тепловой энергии, эксплуатацию, техническое обслуживание, ремонт и наладку тепловых сетей, является:

- Общество с ограниченной ответственностью Энергетическая компания "Тепло-Водо-Электро-Сервис" (ООО ЭК "ТВЭС").

В соответствии с решениями генерального плана для обеспечения прогнозной численности населения жильем на расчетный срок реализации генерального плана (конец 2038 года) предусмотрено увеличение площади жилищного фонда, повышение уровня обеспеченности населения жильем, замещение ветхого жилищного фонда.

На расчетный срок реализации генерального плана (конец 2038 года) в с. Красноселькуп планируется увеличение жилищного фонда до 120,3 тыс. кв. м жилой площади. Объем нового жилищного строительства составит порядка 46,1 тыс. кв. м общей площади жилых помещений, при сносе ветхого (аварийного) жилищного фонда в полном объеме.

Показатель средней жилищной обеспеченности в с. Красноселькуп прогнозируется на уровне не менее 30 кв. м общей площади жилых помещений на человека.

2.2. Существующие и перспективные зоны действия индивидуальных источников тепловой энергии.

Зоны, не охваченные источниками централизованного теплоснабжения, являются зонами действия индивидуального теплоснабжения.

2.3. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе.

Балансы существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в каждой из зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, устанавливаемых на основании величины расчетной тепловой нагрузки приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Балансы существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки котельных

N п/п	Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
с. Красноселькуп
1	Котельная N 1, с. Красноселькуп	2021	6,440	5,796	3,991	1,805	0,574	2,082	2,656	1,335	66,5
		2022	Вывод из эксплуатации
		2023
		2024
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
2	Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	2021	17,2	15,824	15,704	0,12	2,047	6,516	8,563	7,141	49,8
		2022	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	8,453	10,724	5,040	68,0
		2023	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	8,678	10,949	4,815	69,5
		2024	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	9,664	11,935	3,829	75,7
		2025	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	9,664	11,935	3,829	75,7
		2026 - 2030	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	10,736	13,007	2,757	82,5
		2031 - 2038	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	10,736	13,007	2,757	82,5
3	Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	2021	22,36	20,57	20,406	0,164	4,539	11,634	16,173	4,233	79,3
		2022	22,36	20,57	20,45	0,058	5,113	12,411	17,582	2,868	86,0
		2023	22,36	20,57	20,45	0,058	5,113	12,838	18,009	2,441	88,1
		2024	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2025	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2026 - 2030	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2031 - 2038	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1

2.4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей в случае, если зона действия источника тепловой энергии расположена в границах двух или более городских округов либо в границах городского округа и города федерального значения или городских округов и города федерального значения, с указанием величины тепловой нагрузки для потребителей каждого городского округа, города федерального назначения.

Перспективные балансы тепловой мощности в каждой из зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, устанавливаемых на основании величины расчетной тепловой нагрузки приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки котельных

N п/п	Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
с. Красноселькуп
1	Котельная N 1, с. Красноселькуп	2021	6,440	5,796	3,991	1,805	0,574	2,082	2,656	1,335	66,5
		2022	Вывод из эксплуатации
		2023
		2024
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
2	Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	2021	17,2	15,824	15,704	0,12	2,047	6,516	8,563	7,141	49,8
		2022	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	8,453	10,724	5,040	68,0

		2023	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	8,678	10,949	4,815	69,5
		2024	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	9,664	11,935	3,829	75,7
		2025	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	9,664	11,935	3,829	75,7
		2026 - 2030	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	10,736	13,007	2,757	82,5
		2031 - 2038	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	10,736	13,007	2,757	82,5
3	Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	2021	22,36	20,57	20,406	0,164	4,539	11,634	16,173	4,233	79,3
		2022	22,36	20,57	20,45	0,058	5,113	12,411	17,582	2,868	86,0
		2023	22,36	20,57	20,45	0,058	5,113	12,838	18,009	2,441	88,1
		2024	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2025	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2026 - 2030	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2031 - 2038	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1

2.5. Радиус эффективного теплоснабжения, определяемый в соответствии с методическими указаниями по разработке схем теплоснабжения.

Согласно статье 2 Федерального закона от 27 июля 2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", радиус эффективного теплоснабжения - максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение (технологическое присоединение) теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения.

Методика расчета радиусов эффективного теплоснабжения основывается на допущении, что в среднем по системе централизованного теплоснабжения, состоящей из источника тепловой энергии, тепловых сетей и потребителей, затраты на транспорт тепловой энергии для каждого конкретного потребителя пропорциональны расстоянию до источника и мощности потребления.

Среднечасовые затраты на транспорт тепловой энергии от источника до потребителя определяются по формуле:

где Q - мощность потребления;

L - протяженность тепловой сети от источника до потребителя;

Z - коэффициент пропорциональности, который представляет собой удельные затраты в системе на транспорт тепловой энергии (на единицу протяженности тепловой сети от источника до потребителя и на единицу присоединенной мощности потребителя).

Для расчета зона действия централизованного теплоснабжения рассматриваемого источника тепловой энергии условно разбивается на несколько районов. Для каждого из этих районов рассчитывается усредненное расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки (Li) по формуле:

где i - номер района;

Lзд - расстояние по трассе либо эквивалентное расстояние от каждого здания района до источника тепловой энергии;

Qзд - присоединенная нагрузка здания;

Qi - суммарная присоединенная нагрузка рассматриваемой зоны, .

Присоединенная нагрузка к источнику тепловой энергии:

Средний радиус теплоснабжения по системе определяется по формуле:

(4)

Определяется годовой отпуск тепла от источника тепловой энергии, Гкал:

(5)

где Аi - годовой отпуск тепла по каждой зоне нагрузок.

Средняя себестоимость транспорта тепла в зоне действия источника тепловой энергии принимается равной тарифу на транспорт Т (руб/Гкал). Годовые затраты на транспорт тепла в зоне действия источника тепловой энергии, руб/год:

(6)

Среднечасовые затраты на транспорт тепла по зоне источника тепловой энергии, руб/ч:

, (7)

где Ч - число часов работы системы теплоснабжения в год.

Удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла рассчитываются по формуле:

Величина Z остается одинаковой для всей зоны действия источника тепловой энергии.

Среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон, (руб/ч):

Вычислив Сi и Z, для каждого выделенного района источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом (формула (7)) и без учета (формула (6)) удаленности потребителей от источника.

Расчет радиуса эффективного теплоснабжения источника тепловой энергии сводится к следующим этапам:

1) на электронную схему наносится зона действия источника тепловой энергии и определяется площадь территории, занимаемой тепловыми сетями от данного источника;

2) определяется средняя плотность тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии, Гкал/ч/Га;

3) зона действия источника тепловой энергии условно разбивается на районы (зоны нагрузок);

4) для каждого района определяется подключенная тепловая нагрузка Qi, Гкал/ч и расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки Li, км;

5) определяется средний радиус теплоснабжения Lср, км;

6) определяются удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла Z, руб;

7) определяются среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон Сi, руб/ч;

8) определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне с учетом расстояния до источника Вi, млн. руб;

9) определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне без учета расстояния до источника Вi, млн. руб;

10) для каждой выделенной зоны нагрузок источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника;

11) определяется радиус эффективного теплоснабжения.

В соответствии с вышеуказанной методикой определены радиусы эффективного теплоснабжения для существующих систем теплоснабжения, результаты расчетов представлены в таблице 5 и рисунках 1 и 2.

Таблица 5 - Радиус эффективного теплоснабжения существующих источников тепловой энергии

Расчётная нагрузка потребителя	Доля потерь	Температура подающего трубопровода	Температура обратного трубопровода	Расход теплоносителя	Диаметр	Выбранный Ду	фактическая скорость	Нормы тепловых потерь для бесканальной прокладки	Нормы тепловых потерь для надземной прокладки	Нагрузка / Отпуск	Годовые потери	Радиус (длина) бесканальная прокладка	Радиус (длина) надземная прокладка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Гкал/ч	%	°С	°С	т/ч	мм	мм	м/с	ккал/ (чм)	ккал/ (чм)	Гкал/ год	Гкал/ год	м	м
0,01	5,0%	95	70	0,4	15	25	0,23	21,82	24,22	29,3	1,54	11	10
0,02	5,0%	95	70	0,8	22	32	0,28	23,82	26,00	58,5	3,08	21	19
0,03	5,0%	95	70	1,2	27	32	0,41	23,82	26,00	87,8	4,62	31	29
0,04	5,0%	95	70	1,6	31	40	0,35	25,82	27,78	117,1	6,16	39	36
0,05	5,0%	95	70	2	34	40	0,44	25,82	27,78	146,4	7,70	48	45
0,1	5,0%	95	70	4	49	50	0,57	28,82	31,78	292,7	15,41	87	79
0,2	5,0%	95	70	8	69	65	0,67	33,35	36,56	585,5	30,81	150	137
0,3	5,0%	95	70	12	84	100	0,42	40,11	42,11	878,2	46,22	187	178
0,4	5,0%	95	70	16	97	100	0,57	40,11	42,11	1170,9	61,63	249	237
0,5	5,0%	95	70	20	109	125	0,45	45,88	47,67	1463,7	77,04	272	262
0,6	5,0%	95	70	24	119	125	0,54	45,88	47,67	1756,4	92,44	327	314
0,7	5,0%	95	70	28	128	150	0,44	51,88	52,45	2049,1	107,85	337	333
0,8	5,0%	95	70	32	137	150	0,50	51,88	52,45	2341,9	123,26	385	381
0,9	5,0%	95	70	36	146	150	0,57	51,88	52,45	2634,6	138,66	433	429
1	5,0%	95	70	40	154	200	0,35	62,70	62,78	2927,4	154,07	398	398
1,1	5,0%	95	70	44	161	200	0,39	62,70	62,78	3220,1	169,48	438	438
1,2	5,0%	95	70	48	168	200	0,42	62,70	62,78	3512,8	184,89	478	477
1,3	5,0%	95	70	52	175	200	0,46	62,70	62,78	3805,6	200,29	518	517
1,4	5,0%	95	70	56	182	200	0,50	62,70	62,78	4098,3	215,70	558	557
1,5	5,0%	95	70	60	188	200	0,53	62,70	62,78	4391,0	231,11	598	597
1,6	5,0%	95	70	64	194	200	0,57	62,70	62,78	4683,8	246,51	637	637
1,7	5,0%	95	70	68	200	200	0,60	62,70	62,78	4976,5	261,92	677	676
1,8	5,0%	95	70	72	206	200	0,64	62,70	62,78	5269,2	277,33	717	716
1,9	5,0%	95	70	76	212	250	0,43	76,17	72,34	5562,0	292,74	623	656
2	5,0%	95	70	80	217	250	0,45	76,17	72,34	5854,7	308,14	656	691

Рисунок 1 - Зависимость эффективного радиуса от нагрузки потребителя

Значение для радиуса эффективного теплоснабжения котельных принимается в соответствии со следующим правилом: , где:

ri - радиус эффективного теплоснабжения i-го источника тепловой энергии;

r1 - максимальное значение расстояния до существующих потребителей i-го источника тепловой энергии;

r2 - максимальное значение расстояния до перспективных потребителей, планируемых к подключению к i-го источнику тепловой энергии, и подключение которых настоящими расчетами признано целесообразным.

На территории с. Красноселькуп все перспективные потребители находятся в пределах максимального расстояния от котельных до существующих потребителей (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Радиус эффективного теплоснабжения

Таким образом, радиус эффективного теплоснабжения составляет:

- для котельной N 4 820 м;

- для котельной N 5 1560 м.

2.6. Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источника (источников) тепловой энергии.

Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источника тепловой энергии представлены в таблице 4.

2.7. Существующие и перспективные технические ограничения на использование установленной тепловой мощности и значения располагаемой мощности основного оборудования источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 4.

2.8. Существующие и перспективные затраты тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 4.

2.9. Существующие и перспективные значения тепловой мощности нетто источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 4.

2.10. Существующие и перспективные потери тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям, включая потери тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и потери теплоносителя, с указанием затрат теплоносителя на компенсацию этих потерь.

Указанные сведения представлены в таблице 4.

2.11. Затраты существующей и перспективной тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей.

Указанные сведения представлены в таблице 4.

2.12. Значения существующей и перспективной резервной тепловой мощности источников теплоснабжения, в том числе источников тепловой энергии, принадлежащих потребителям, и источников тепловой энергии теплоснабжающих организаций, с выделением аварийного резерва и резерва по договорам на поддержание резервной тепловой мощности.

Указанные сведения представлены в таблице 4.

2.13. Значения существующей и перспективной тепловой нагрузки потребителей, устанавливаемые с учетом расчетной тепловой нагрузки.

Указанные сведения представлены в таблице 4.

III. Существующие и перспективные балансы теплоносителя

3.1. Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей.

Расходы сетевой воды от теплоисточников и воды для подпитки тепловой сети приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Нормативы технологических потерь и затрат теплоносителя

Показатель	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
с. Красноселькуп
Всего подпитка тепловой сети	м3/ч	15,2	15,7	16,4	16,9	16,9	16,9	16,9

3.2. Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения.

Аварийный режим работы системы теплоснабжения определяется в соответствии с п. 6.16 - 6.17 СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003, по которым рассчитываются водоподготовительные установки при проектировании тепловых сетей.

В соответствии с пунктом 6.16 СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003 установка для подпитки системы теплоснабжения на теплоисточнике должна обеспечивать подачу в тепловую сеть в рабочем режиме воду соответствующего качества и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов.

Расход подпиточной воды в рабочем режиме должен компенсировать расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения.

Расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения включают расчетные технологические потери (затраты) сетевой воды и потери сетевой воды с нормативной утечкой из тепловой сети и систем теплопотребления.

Среднегодовая утечка теплоносителя (м3/ч) из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового значения.

Для компенсации этих расчетных технологических потерь (затрат) сетевой воды необходима дополнительная производительность водоподготовительной установки и соответствующего оборудования (свыше 0,25% объема теплосети), которая зависит от интенсивности заполнения трубопроводов".

Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях на горячее водоснабжение с целью выравнивания суточного графика расхода воды (производительности ВПУ) на источниках теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды по СанПиН 2.1.4.2496.

Расчетная вместимость баков-аккумуляторов должна быть равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них - от аэрации, при этом должно предусматриваться непрерывное обновление воды в баках.

Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и недеаэрированной водой, расход которой принимается в количестве 2% объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и в системах горячего водоснабжения для открытых систем теплоснабжения.

Подпитка тепловой сети в эксплуатационном и аварийном режиме представлены в таблице 7.

Таблица 7 - Подпитка тепловой сети в эксплуатационном и аварийном режиме

N п/п	Наименование	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Котельная N 4 20 МВт "Октан"
1.1.	Установленная производительность установки химводоочистки (ХВО) (фильтрация и умягчение воды для подпитки тепловых сетей)	т/ч	15	15	15	15	15	15	15
1.2.	Ограничение производительности установки химводоочистки (ХВО) (фильтрация и умягчение воды для подпитки тепловых сетей)	т/ч	0	0	0	0	0	0	0
1.3.	Располагаемая производительность установки химводоочистки (ХВО) (фильтрация и умягчение воды для подпитки тепловых сетей)	т/ч	15	15	15	15	15	15	15
1.4.	Требуемая расчетная производительность установи химводоочистки (ХВО) для котельной для существующей подключенной нагрузки	т/ч
1.5.	Требуемая перспективная производительность установки химводоочистки (ХВО) для котельной с учетом ввода новых объектов и сноса ветхого жилого фонда	т/ч	15	15	15	15	15	15	15
1.6.	Потребность в химически очищенной воде для подпитки тепловых сетей (для существующей и перспективной тепловой нагрузки с учетом ввода, и сноса) по годам	т/ч	9,59	9,59	9,59	9,59	9,59	11,44	11,44
1.7.	Тепловая среднесуточная нагрузка на ГВС (для существующей и перспективной тепловой нагрузки с учетом ввода, и сноса) по годам	Гкал/ч	0,316	0,683	0,683	0,703	0,703	0,789	0,789
1.8.	Резерв (+) / дефицит (-) производительности установки химводоочистки (ХВО) для котельной	%	36,1	36,1	36,1	36,1	36,1	23,7	23,7
1.9.	Установленная производительность деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ) для удаления растворенного кислорода и свободной углекислоты из подпиточной воды	т/ч	-	-	-	-	-	-	-
1.10.	Ограничение производительности деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ)	т/ч	-	-	-	-	-	-	-
1.11.	Установленная производительность деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ)	т/ч	-	-	-	-	-	-	-
1.12.	Требуемая производительность деаэрационно-подпиточной установки ДПУ (для существующей подключенной нагрузит)	т/ч
1.13.	Требуемая расчетная производительность деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ) для котельной (с учетом ввода новых объектов и сноса ветхого жилого фонда)	т/ч	15	15	15	15	15	15	15
1.14.	Потребность в деаэрированной воде для подпитки тепловых сетей (для существующей и перспективной тепловой нагрузки с учетом ввода, и сноса)	т/ч	9,59	9,59	9,59	9,59	9,59	11,44	11,44
1.15.	Резерв (+) / дефицит (-) производительности деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ) для котельной	%	36,1	36,1	36,1	36,1	36,1	23,7	23,7
1.16.	Суммарный строительный объем установленных баков запаса холодной (сырой) воды	м3	0	0	0	0	0	0	0
1.17.	Строительный объем установленных баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей	м3	-	-	-	-	-	-	-
1.18.	Количество установленных баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей	шт.	-	-	-	-	-	-	-
1.19.	Требуемый суммарный строительный объем установленных баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей (для существующей подключенной нагрузки)	м3	111,4	111,4	111,4	111,4	111,4	132,8	132,8
1.20.	Требуемое количество баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей	шт.	2	2	2	2	2	2	2
1.21.	Аварийная подпитка	м3	1060	1060	1060	1060	1060	1060	1060
2	Новая котельная N 5 26 МВт "Термаль"
2.1.	Установленная производительность установки химводоочистки (ХВО) (фильтрация и умягчение воды для подпитки тепловых сетей)	т/ч	25	25	25	25	25	28	28
2.2.	Ограничение производительности установки химводоочистки (ХВО) (фильтрация и умягчение воды для подпитки тепловых сетей)	т/ч	0	0	0	0	0	0	0
2.3.	Располагаемая производительность установки химводоочистки (ХВО) (фильтрация и умягчение воды для подпитки тепловых сетей)	т/ч	25	25	25	25	25	28	28
2.4.	Требуемая расчетная производительность установи химводоочистки (ХВО) для котельной для существующей подключенной нагрузка	т/ч
2.5.	Требуемая перспективная производительность установки химводоочистки (ХВО) для котельной с учетом ввода новых объектов и сноса ветхого жилого фонда	т/ч	25	25	25	25	25	28	28
2.6.	Потребность в химически очищенной воде для подпитки тепловых сетей (для существующей и перспективной тепловой нагрузки с учетом ввода, и сноса) по годам	т/ч	17,92	17,92	17,92	17,92	17,92	24,18	24,18
2.7.	Тепловая среднесуточная нагрузка на ГВС (для существующей и перспективной тепловой нагрузит с учетом ввода и сноса) по годам	Гкал/ч	0,534	0,837	0,837	0,871	0,871	0,871	0,871
2.8.	Резерв (+) / дефицит (-) производительности установки химводоочистки (ХВО) для котельной	%	28,3	28,3	28,3	28,3	28,3	59,97	59,97
2.9.	Установленная производительность деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ) для удаления растворенного кислорода и свободной углекислоты из подпиточной воды	т/ч	-	-	-	-	-	-	-
2.10.	Ограничение производительности деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ)	т/ч	-	-	-	-	-	-	-
2.11.	Установленная производительность деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ)	т/ч	-	-	-	-	-	-	-
2.12.	Требуемая производительность деаэрационно-подпиточной установки ДПУ (для существующей подключенной нагрузки)	т/ч
2.13.	Требуемая расчетная производительность деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ) для котельной (с учетом ввода новых объектов и сноса ветхого жилого фонда)	т/ч	25	25	25	25	25	28	28
2.14.	Потребность в деаэрированной воде для подпитки тепловых сетей (для существующей и перспективной тепловой нагрузки с учетом ввода, и сноса)	т/ч	17,92	17,92	17,92	17,92	17,92	24,18	24,18
2.15.	Резерв (+) / дефицит (-) производительности деаэрационно-подпиточной установки (ДПУ) для котельной	%	28,3	28,3	28,3	28,3	28,3	59,97	59,97
2.16.	Суммарный строительный объем установленных баков запаса холодной (сырой) воды	м3	0	0	0	0	0	20	20
2.17.	Строительный объем установленных баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей	м3	-	-	-	-	-	-	-
2.18.	Количество установленных баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей	шт.	-	-	-	-	-	-	-
2.19.	Требуемый суммарный строительный объем установленных баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей (для существующей подключенной нагрузки)	м3	223,5	223,5	223,5	223,5	223,5	301,7	301,7
2.20.	Требуемое количество баков-аккумуляторов запаса горячей воды для подпитки тепловых сетей	шт.	2	2	2	2	2	4	4
2.2.1.	Аварийная подпитка	м3	1800	1800	1800	1800	1800	1800	1800

IV. Основные положения мастер-плана развития систем теплоснабжения с. Красноселькуп

4.1. Описание сценариев развития системы теплоснабжения с. Красноселькуп.

При актуализации схемы теплоснабжения на 2024 год вариантные решения в части выбора между строительством объекта: "Блочно-модульная котельная "Полярная" в с. Красноселькуп" либо мероприятием по реконструкции объекта "котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова" (замена основного оборудования с увеличением установленной мощности до 30 Гкал/ч) не рассматриваются по причине отсутствия перспективного спроса на дополнительную тепловую мощность.

В таблице 8 представлен перечень мероприятий и сроки реализации.

Таблица 8 - Перечень мероприятий и сроки реализации развития системы теплоснабжения с. Красноселькуп

N проекта	Наименование	Срок реализации
1	2	3
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 1 - ООО ЭК "ТВЭС"
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.001	Модернизация объекта "Котельная в с. Красноселькуп, расположенная по адресу: с. Красноселькуп, ул. Полярная, д. 41"	2023 - 2026
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.002	Строительство объекта "Тепловая и водопроводная сеть от УТ 4-3-2а до УТ 4-3-30" (трубопроводы теплоснабжения), 2Ду150, протяженностью - 110 м	2024 - 2025
001.02.01.003	Строительство объекта "Тепловая и водопроводная сеть от УТ 4-3-30 до УТ 4-3-30-3" (трубопроводы теплоснабжения), 2Ду80, протяженностью - 140 м	2025 - 2026
Подгруппа проектов "Реконструкции тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.03.001	Реконструкция участка ТВС от котельной N 2 до ул. Полярная, участок от УТ2-1-2 до УТ2-1-6	2024 - 2025
001.02.03.002	Реконструкция участка тепловодосети котельная N 4 по ул. Брусничная УТ 4-3-2а до УТ 4-3-22	2026 - 2027
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра теплопроводов для обеспечения расчетных гидравлических режимов"
001.02.04.001	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, от котельной N 4 по ул. Брусничная", (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 4-3 до УТ 4-3-2а) протяженностью 110 м с увеличением диаметра с 2Ду150 на 2Ду200	2022 - 2023
001.02.04.002	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, ул. Ленина, д. 3 до переулка Северный, д. 3А", (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 5-20 до УТ 2-2-52) протяженностью 282 м с увеличением диаметра с 2Ду100 на 2Ду150	2027 - 2028
001.02.04.003	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, от ул. Нагорная, д. 32 - ул. Энтузиастов (ДЮЦ)" (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 2-2-21 до УТ 2-2-25) протяженностью 131 м с увеличением диаметра с 2Ду100 на 2Ду150	2022 - 2023

4.2. Технико-экономическое сравнение вариантов перспективного развития системы теплоснабжения.

Вариантные решения исключены из проекта схемы теплоснабжения (актуализация на 2024 год). Технико-экономическое сравнение вариантов не приводится.

Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки, а также годового потребления представлены в таблицах 9 и 10.

Затраты на реализацию мероприятий представлены в таблице 11.

Таблица 9 - Балансы тепловой мощности и тепловой энергии котельных

N п/п	Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
с. Красноселькуп
1	Котельная N 1, с. Красноселькуп	2021	6,440	5,796	3,991	1,805	0,574	2,082	2,656	1,335	66,5
		2022	Вывод из эксплуатации
		2023
		2024
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
2	Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	2021	17,2	15,824	15,704	0,12	2,047	6,516	8,563	7,141	49,8
		2022	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	8,453	10,724	5,040	68,0
		2023	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	8,678	10,949	4,815	69,5
		2024	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	9,664	11,935	3,829	75,7
		2025	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	9,664	11,935	3,829	75,7
		2026 - 2030	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	10,736	13,007	2,757	82,5
		2031 - 2038	17,2	15,824	15,764	0,224	2,047	10,736	13,007	2,757	82,5
3	Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	2021	22,36	20,57	20,406	0,164	4,539	11,634	16,173	4,233	79,3
		2022	22,36	20,57	20,45	0,058	5,113	12,411	17,582	2,868	86,0
		2023	22,36	20,57	20,45	0,058	5,113	12,838	18,009	2,441	88,1
		2024	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2025	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2026 - 2030	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1
		2031 - 2038	22,36	20,57	20,45	0,058	4,539	13,630	18,227	2,223	89,1

Таблица 10 - Годовое потребление тепловой энергии, Гкал

N п/п	Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Расход на хозяйственные нужды, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (т.н.т; тыс. м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, тыс. м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
с. Красноселькуп
1	Котельная N 1, с. Красноселькуп	2021	Газовый конденсат	169,88	18,51	151,37	-	30,00	121,37	28,58	19,88	168,25	84,91	0,96
		2022	Вывод из эксплуатации
		2023
		2024
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
2	Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	2021	Природный газ	30849	458	30391	-	6203	24188	4898,73	4339,00	161	88,73	2,42
		2022	Природный газ	27416	310	27106	200	5593	21313	4344,39	3848,00	160,3	89,12	2,42
		2023	Природный газ	27618	360	27258	200	5203	21855	4366,73	3867,79	160,2	89,18	2,42
		2024	Природный газ	27615	360	27255	200	5200	21855	4365,98	3867,12	160,19	89,18	2,42
		2025	Природный газ	27115	360	26755	200	4600	21955	4285,62	3795,94	160,18	89,19	2,42
		2026 - 2030	Природный газ	26315	360	25955	200	3800	21955	4157,21	3682,21	160,17	89,19	2,42
		2031 - 2038	Природный газ	26315	360	25955	200	3800	21955	4156,95	3681,98	160,16	89,2	2,42
3	Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	2021	Природный газ	51469	1341	50128	-	18547	31581	8202,19	7265,00	164	87,11	3,16
		2022	Природный газ	46786	478	46308	430	15177	30701	6952,38	6158,00	150,1	95,18	3,16
		2023	Природный газ	48470	660	47810	422	15785	31603	7659,16	6784,02	160,2	89,18	3,16

		2024	Природный газ	48463	660	47803	422	15778	31603	7657,56	6782,61	160,19	89,18	3,16
		2025	Природный газ	46093	660	45433	422	13133	31878	7277,46	6445,93	160,18	89,19	3,16
		2026 - 2030	Природный газ	43648	660	42988	422	10688	31878	6885,39	6098,66	160,17	89,19	3,16
		2031 - 2038	Природный газ	43648	660	42988	422	10688	31878	6884,96	6098,28	160,16	89,2	3,16
4	Всего по котельным	2021	Природный газ	82488,3	1115	81373	683	24799	55891	13100,07	11603,25	161	88,73	5,58
		2022	Природный газ	74432	806	72996	630	20800	52196	11296,77	10006,00	154,8	92,29	5,58
		2023	Природный газ	76088	1020	75068	622	20988	53458	12025,89	10651,81	160,2	89,18	5,58
		2024	Природный газ	76078	1020	75058	622	20978	53458	12023,54	10649,73	160,19	89,18	5,58
		2025	Природный газ	73208	1020	72188	622	17733	53833	11563,07	10241,87	160,18	89,19	5,58
		2026 - 2030	Природный газ	69963	1020	68943	622	14488	53833	11042,60	9780,87	160,17	89,19	5,58
		2031 - 2038	Природный газ	69963	1020	68943	622	14488	53833	11041,91	9780,26	160,16	89,2	5,58

Таблица 11 - Затраты на реализацию мероприятий по развитию системы теплоснабжения с. Красноселькуп, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 1 - ООО ЭК "ТВЭС"
	Всего стоимость проектов	135640,74	0	6016	14984	7244,6	42695,79	64700,35	0
	Всего стоимость проектов нарастающим итогом		0	6016	21000	28244,6	70940,39	135640,74	0
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	26383,8	0	0	1800	6144,6	5837,4	12601,8	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	1800	7944,6	13782	26383,8	0
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	109256,94	0	6016	13184	1100	36858,39	52098,55	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	6016	19200	20300	57158,39	109256,94	0
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.000	Всего стоимость группы проектов	26383,8	0	0	1800	6144,6	5837,4	12601,8	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	1800	7944,6	13782	26383,8	0
001.01.02.001	Модернизация объекта "Котельная в с. Красноселькуп, расположенная по адресу: с. Красноселькуп, ул. Полярная, д. 41"	26383,8	0	0	1800	6144,6	5837,4	12601,8	0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	14483,6	0	0	0	600	6309,4	7574,2	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	0	600	6909,4	14483,6	0
001.02.01.002	Строительство объекта "Тепловая и водопроводная сеть от УТ 4-3-2а до УТ 4-3-30" (трубопроводы теплоснабжения), 2Ду150, протяженностью - 110 м	6309,4	0	0	0	600	5709,4	0	0
001.02.01.003	Строительство объекта "Тепловая и водопроводная сеть от УТ 4-3-30 до УТ 4-3-30-3" (трубопроводы теплоснабжения), 2Ду80, протяженностью - 140 м	8174,2	0	0	0	0	600	7574,2	0
Подгруппа проектов "Реконструкции тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.03.000	Всего стоимость группы проектов	62749,44	0	0	0	500	30548,99	31700,45	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	0	500	31048,99	62749,44	0
001.02.03.001	Реконструкция участка ТВС от котельной N 2 до ул. Полярная, участок от УТ2-1-2 до УТ2-1-6	31048,99	0	0	0	500	30548,99	0	0
001.02.03.002	Реконструкция участка тепловодосети котельная N 4 по ул. Брусничная УТ 4-3-2а до УТ 4-3-22	31700,45	0	0	0	0	0	31700,45	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра теплопроводов для обеспечения расчетных гидравлических режимов"
001.02.04.000	Всего стоимость группы проектов	32023,9	0	6016	13184	0	0	12823,9	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	6016	19200	19200	19200	32023,9	0
001.02.04.001	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, от котельной N 4 по ул. Брусничная", (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 4-3 до УТ 4-3-2а) протяженностью 110 м с увеличением диаметра с 2Ду150 на 2Ду200	9800	0	3711	6089	0	0	0	0
001.02.04.002	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, ул. Ленина, д. 3 до переулка Северный, д. 3А", (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 5-20 до УТ 2-2-52) протяженностью 282 м с увеличением диаметра с 2Ду100 на 2Ду150	12823,9	0	0	0	0	0	12823,9	0
001.02.04.003	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, от ул. Нагорная, д. 32 - ул. Энтузиастов (ДЮЦ)" (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 2-2-21 до УТ 2-2-25) протяженностью 131 м с увеличением диаметра с 2Ду100 на 2Ду150	9400	0	2305	7095	0	0	0	0

4.3. Обоснование выбора приоритетного сценария развития системы теплоснабжения.

В рамках настоящей работы сформированы и рассмотрены план развития системы теплоснабжения с. Красноселькуп муниципального округа Красноселькупский район на период до 2038 года, которые позволяют добиться следующих результатов:

- обеспечение тепловых нагрузок потребителей с учётом их перспективного роста до 2038 г.;

- повышение тепловой экономичности и энергетической эффективности работы основных теплоснабжающих/теплосетевых организаций.

При расчёте тарифных последствий для обеспечения посильной тарифной нагрузка на потребителей и доступности услуг теплоснабжения потребителям в ходе реализации мероприятий, были предусмотрены меры тарифного сглаживания.

Несмотря на это в отдельные годы темпы роста тарифов на тепловую энергию значительно превышают прогнозные индексы-дефляторы Минэкономразвития РФ.

Учитывая вышесказанное, можно сделать вывод, что для реализации теплоснабжающей организации предлагаемых мероприятий при одновременном обеспечении доступности услуг теплоснабжения потребителям, могут потребоваться следующие меры:

- установление для организации тарифов на уровне выше установленного федеральным органом предельного максимального уровня;

- обеспечение мер государственной поддержки в виде субвенций теплоснабжающим организациям на цели компенсации убытков от реализации тепловой энергии по тарифу ниже экономически обоснованной величины (с инвестиционной составляющей на цели реализации инвестиционной программы организации);

- частичное финансирование мероприятий за счёт бюджетных средств, что позволит уменьшить инвестиционные составляющие в тарифах.

V. Предложения по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и (или) модернизации источников тепловой энергии

5.1. Предложения по строительству источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку на осваиваемых территориях поселения, городского округа, города федерального значения, для которых отсутствует возможность и (или) целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии, обоснованная расчетами ценовых (тарифных) последствий для потребителей (в ценовых зонах теплоснабжения - обоснованная расчетами ценовых (тарифных) последствий для потребителей, если реализацию товаров в сфере теплоснабжения с использованием такого источника тепловой энергии планируется осуществлять по регулируемым ценам (тарифам), и (или) обоснованная анализом индикаторов развития системы теплоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения, если реализация товаров в сфере теплоснабжения с использованием такого источника тепловой энергии будет осуществляться по ценам, определяемым по соглашению сторон договора поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя) и радиуса эффективного теплоснабжения.

Мероприятия по строительству новых источников тепловой энергии не предусмотрены.

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

Мероприятия по реконструкции источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии не предусмотрены.

5.3. Предложения по техническому перевооружению и (или) модернизации источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения.

На котельной, расположенной по адресу с. Красноселькуп, ул. Полярная, д. 41, по состоянию на 2023 год используется АСУ ТП с уровнем управления оборудования ПЛК. Планируется внедрение АСУТП уровня промышленного сервера и сетевого оборудования.

В связи с истечением назначенного ресурса теплообменного оборудования, в 2026 году запланирована замена теплообменного оборудования.

По состоянию на 2023 год система водоподготовки не обеспечивает нормативное качество теплоносителя. Для повышения качества подпиточной воды требуется глубокая модернизация комплекса оборудования системы водоподготовки.

5.4. Графики совместной работы источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и котельных.

На территории с. Красноселькуп отсутствуют источники тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.

5.5. Меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае если продление срока службы технически невозможно или экономически нецелесообразно.

Мероприятия по данному пункту не запланированы.

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

Мероприятия по переоборудованию существующих котельных не предусматриваются.

ГАРАНТ:

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

5.6. Меры по переводу котельных, размещенных в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в пиковый режим работы, либо по выводу их из эксплуатации.

На территории с. Красноселькуп отсутствуют источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

5.7. Температурный график отпуска тепловой энергии для каждого источника тепловой энергии или группы источников тепловой энергии в системе теплоснабжения, работающей на общую тепловую сеть, и оценку затрат при необходимости его изменения.

Метод регулирования отпуска тепловой энергии в тепловых сетях - качественный. То есть происходит путем изменения температуры теплоносителя в подающем трубопроводе, в зависимости от температуры наружного воздуха.

Сети централизованного теплоснабжения ООО ЭК "ТВЭС" с. Красноселькуп работают по температурному графику 95/70 .о С.

5.8. Предложения по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с предложениями по сроку ввода в эксплуатацию новых мощностей.

Информация по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с предложениями по сроку ввода в эксплуатацию новых мощностей представлена в Разделах 4, 5, 12.

5.9. Предложения по вводу новых и реконструкции существующих источников тепловой энергии с использованием возобновляемых источников энергии, а также местных видов топлива.

Внедрение данных мероприятий нецелесообразно ввиду высокой стоимости и больших сроков окупаемости.

VI. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей

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

Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии в зоны с резервом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, отсутствуют.

6.2. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки в осваиваемых районах поселения, городского округа, города федерального значения под жилищную, комплексную или производственную застройку.

Для подключения новых потребителей от реконструируемого участка от УТ4-3 до УТ4-3-2а планируется строительство нового участка от УТ4-3-2а до УТ4-3-30 с переходом под дорогой на четную сторону ул. Брусничная. От УТ 4-3-30 планируется строительство ответвления от УТ4-3-30 до УТ4-3-30-3.

Для подключения новых потребителей в мкр. им. А.К. Куниной планируется строительство нового участка в юго-западной части села.

Диаметры новых участков приняты по гидравлическому расчету, исходя из перспективной нагрузки теплоснабжения, с учетом увеличения гидравлического сопротивления при увеличенном коэффициенте эквивалентной шероховатости трубопроводов в соответствии с СП 124.13330.2012. Все реконструируемые и вновь возводимые сети планируются надземной прокладкой на низких опорах. Проходы через дороги планируется осуществлять в стальных футлярах или непроходных каналах из сборных железобетонных конструкций. Толщина стенок трубопровода должна быть принята по проекту из условий механической прочности по методике ГОСТ Р 55596-2013, с учетом развития коррозионных процессов. Толщина тепловой изоляции должна быть принята по проекту в соответствии с методикой СП 61.13330.2012 для надземной прокладки трубопроводов.

Предложения по реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки:

- С целью увеличения пропускной способности трубопроводов тепловой сети ул. Ленина, д. 3 до пер. Северный, д. 3а на участке от УТ 5-20 до УТ 2-2-52, протяженностью 0,284 км, планируется увеличение диаметров трубопроводов с Ду 100 мм на Ду 150 мм. Пропускная способность реконструированного участка увеличится с 21 т/ч до 55 т/ч, что позволит присоединить перспективную нагрузку в размере 0,6 Гкал/ч и увеличит располагаемый напор у существующих потребителей в районе ул. Мамонова и пер. Северный;

- В связи с планируемым выводом из эксплуатации участка тепловой и водопроводной сети от УТ 2-1-39 до УТ2-2-26 требуется увеличение пропускной способности существующего участка тепловой сети на участке от УТ2-2-21 до УТ2-2-25 от ул. Нагорная д. 32 - ул. Энтузиастов (ДЮЦ), протяженностью 131 м. Планируется увеличение диаметров трубопроводов с Ду 100 мм на Ду 150 мм. Пропускная способность реконструированного участка увеличится с 17 т/ч до 52 т/ч, что позволит осуществлять бесперебойное теплоснабжение существующих потребителей, а также присоединить перспективную нагрузку в размере 0,4 Гкал/ч;

- С целью увеличения пропускной способности трубопроводов тепловой сети от котельной N 4 по ул. Брусничная на участке от УТ4-3 до УТ 4-3-2а, протяженностью 0,11 км, планируется увеличение диаметров трубопроводов с Ду 150 мм на Ду 200 мм. Пропускная способность реконструированного участка увеличится с 65 т/ч до 120 т/ч, что позволит присоединить перспективную нагрузку в размере 1,38 Гкал/ч по четной стороне ул. Брусничной.

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

В связи с отсутствуем возможности обеспечить условия, при которых существует возможность поставки тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения строительство тепловых сетей для этих условия настоящей схемой не предусматривается.

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

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

6.5. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения потребителей.

В период 2024 - 2025 гг. запланированы следующие мероприятия:

Реконструкция участка ТВС от котельной N 2 до ул. Полярная, участок от УТ2-1-2 до УТ2-1-6;

Реконструкция участка тепловодосети котельная N 4 по ул. Брусничная УТ 4-3-2а до УТ 4-3-22.

VII. Предложения по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения

7.1. Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого необходимо строительство индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов при наличии у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения.

В системе теплоснабжения по состоянию на 2023 г. потребители горячего водоснабжения подключены по "открытой" схеме системы ГВС (потребители от котельных N N 4 и 5). Перечень жилого фонда с. Красноселькуп с открытой системой ГВС представлен в таблице 44 Главы 9 Обосновывающих материалов схемы теплоснабжения.

В соответствии с 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) включается в утверждаемые в установленном законодательном 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".

Федеральным законом от 30.12.2021 N 438-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "О теплоснабжении" предусматривается:

1) часть 1 статьи 4 дополнить пунктом 15 следующего содержания:

"15) утверждение порядка определения экономической эффективности перевода открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения;";

2) часть 3 статьи 23 дополнить подпунктом 7 следующего содержания:

"7) обязательную оценку экономической эффективности мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения в порядке, установленном Правительством Российской Федерации...";

3) часть 9 статьи 29 (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) признать утратившей силу.

Таким образом, снимается запрет на использование с 1 января 2022 года централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения. Решение о переходе на закрытые системы теплоснабжения должно приниматься по результатам оценки экономической эффективности мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения.

Согласно п. 68 Требований к схемам теплоснабжения, утвержденным постановлением Правительства РФ от 22 февраля 2012 г. N 154:

Перевод открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения оценивается как экономически эффективный в случае, если чистая приведенная стоимость проекта по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения на прогнозный период, равный 10 годам, с учетом инвестиционной стадии проекта имеет положительное значение.

При отсутствии экономической эффективности мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения такие мероприятия могут быть включены в схему теплоснабжения по предложению органа местного самоуправления поселения, городского округа при наличии источника финансирования таких мероприятий в случае необходимости завершения начатых мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения и обеспечения требований к качеству и безопасности горячей воды.

Предложения по источникам финансирования мероприятий, проводимых на теплопотребляющих установках потребителей, обеспечивающих перевод потребителей, подключенных к открытой системе теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельным участкам такой системы, на закрытую систему горячего водоснабжения, должны быть подтверждены соответствующими нормативными правовыми актами и (или) договорами (соглашениями).

Основные преимущества открытых систем:

надежная защита от внутренней коррозии стальных труб ГВС;

простота и невысокая стоимость тепловых пунктов;

утилизация низкопотенциального тепла на источниках теплоснабжения для подогрева подпиточной воды;

сокращение затрат электроэнергии на транспорт тепла за счет отбора горячей воды из обратной магистрали;

возможность бесперебойной подачи горячей воды потребителям по одному из трубопроводов при плановом или аварийном ремонте другого.

К теоретическим недостаткам открытых систем относятся:

нестабильность качества воды (запах, цветность) при зависимом присоединении отопительных систем;

сложность контроля герметичности тепловой сети;

изменчивость гидравлических режимов в зависимости от разбора воды на нужды ГВС;

опасность опорожнения системы при неисправности ВПУ.

К основным преимуществам закрытых систем относятся:

высокое качество горячей воды, благодаря изолированности контура ГВС от тепловой сети и системы отопления;

простота санитарного контроля качества ГВС;

возможность контроля герметичности системы теплоснабжения по величине подпитки.

Недостатки закрытых систем:

коррозия внутренних поверхностей оборудования и стальных трубопроводов ГВС при отсутствии в тепловых пунктах водоподготовки;

снижение эффективности выработки электроэнергии на ТЭЦ при переводе встроенных пучков конденсаторов с подпиточной на сетевую воду;

повышенный расход сетевой воды;

высокие единовременные затраты на ИТП и текущие расходы на их обслуживание;

невозможность получения и подачи горячей воды потребителям при отсутствии циркуляции теплоносителя в тепловой сети.

Основными целями закрытия ГВС являются улучшение качества горячего водоснабжения и повышение энергоэффективности теплопотребления. Первая цель достигается приготовлением горячей воды в теплообменных аппаратах, устанавливаемых на источниках, центральных и индивидуальных тепловых пунктах. Повышение энергоэффективности обеспечивается применением у потребителей автоматизированного регулирования отпуска и потребления тепловой энергии и горячей воды.

Выбор варианта закрытия ГВС зависит от принятых проектных схем присоединения теплопотребляющих установок потребителей, тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию, а также на ГВС, способа и графика регулирования отпуска тепла, наличия помещений для ИТП. Система теплоснабжения с. Красноселькуп включает в себя следующие варианты развития системы теплоснабжения по переходу открытой системы теплоснабжения горячего водоснабжения на закрытую систему ГВС:

Вариант 1.

Реконструкция существующих котельных в части установки теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельных до потребителей для нужд ГВС.

Вариант 2.

Устройство индивидуальных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды.

Рассмотрим технико-экономическое сравнение вариантов перспективного развития системы теплоснабжения с. Красноселькуп по переходу открытой системы теплоснабжения горячего водоснабжения на закрытую систему ГВС.

Таблица 12 - Технико-экономическое сравнение вариантов перспективного развития системы теплоснабжения по переходу открытой системы теплоснабжения горячего водоснабжения на закрытую систему ГВС

Источник тепловой энергии	Мероприятия		Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.
	1 вар.	2 вар.	1 вар.	2 вар.
Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	Строительство теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельной до потребителей для нужд ГВС	Строительство индивидуальных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды (98 шт.)	1290605,1	843532,8
Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	Строительство теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельной до потребителей для нужд ГВС	Строительство индивидуальных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды (36 шт.)	639334,1	417865,4
Итого:			1929939,2	1261398,2

Кроме того, при выборе варианта N 1 необходимо строительство дополнительной тепловой сети ГВС, а также реконструкция котельных. Перечень ориентировочных участков сетей ГВС приведен в таблице 43 Главы 9 Обосновывающих материалов схемы теплоснабжения.

Рассмотрев варианты перспективного развития территории с. Красноселькуп Схемой теплоснабжения предлагается вариант N 2. Обоснование выбора приоритетного варианта:

- строительство новых автоматизированных котельных позволит существенно сократить протяженность магистральных сетей теплоснабжения, тем самым сократит теплопотери при транспортировке теплоносителя и аварийные ситуации на тепловой сети;

- более качественное регулирование температурного режима;

- за счет близкого расположения источника теплоснабжения - снижение стоимости тарифа на тепловую энергию;

- затраты, понесенные при варианте N 2 будут иметь значительно меньший срок окупаемости по сравнению с другими вариантами.

Ориентировочная финансовая потребность варианта N 2 составит порядка 1 261,4 млн. руб., что на 35% ниже стоимости варианта N 1.

При рассмотрении варианта N 2 планируется установка автоматизированных индивидуальных пунктов в подвалах зданий, а также строительство пристроенных ИТП в местах, где нет возможности установить в здании дома. При установке ИТП рассматривались две основные схемы подключения подогревателей горячего водоснабжения (ГВС) к тепловым сетям: параллельная одноступенчатая схема ГВС и двухступенчатая смешанная схема ГВС.

Самая простая и самая соответственно недорогая это одноступенчатая параллельная схема. Нагрев воды происходит в одном подогревателе ГВС, который устанавливается параллельно системе отопления с регулирующим устройством. Регулирование осуществляется одним регулирующим клапаном и заключается в поддержании постоянной температуры нагретой воды в зависимости от величины горячего водоразбора.

Для монтажа оборудования не требуется дополнительных площадей, т.к. проблема размещения оборудования в помещениях ИТП особенно актуальна в с. Красноселькуп. Однако при работе в режиме "излома" температурного графика для ГВС эта схема самая неэкономичная в плане расхода греющего теплоносителя. Т.е. по сравнению с двухступенчатой схемой, одноступенчатая параллельная схема ГВС, будет потреблять больше теплоносителя при тех же самых нагрузках.

Двухступенчатые схемы ГВС имеют ряд преимуществ, т.к. позволяют при одинаковой нагрузке ГВС экономить до 30% расхода теплоносителя за счет использования температуры обратной воды и тем самым повышая КПД источников тепловой энергии.

Однако данные схемы дорогие т.к. требуют для работы более дорогостоящих теплообменников, кроме того, затраты на монтаж двухступенчатой схемы ГВС также выше. Ее стоимость относительно параллельной схемы выше в 1,5 - 2,0 раза в зависимости от соотношения нагрузок отопления и ГВС. При разработке проектов проектировщикам в ряде случаев приходится сталкиваться с нехваткой площадей для размещения оборудования.

При обоснованном технико-экономическом расчете можно подключать системы ГВС по любой схеме, какая дает максимальный выигрыш в техническом плане и обеспечивает потребность в горячей воде.

При разработке схемы теплоснабжения с. Красноселькуп возможно использовать оба варианта присоединения теплообменников горячего водоснабжения в закрытых системах теплоснабжения. Критерием для выбора схемы подключения выбрано соотношение максимального потока тепловой энергии на горячее водоснабжение Qгвс max и максимального потока тепловой энергии на отопление Qo max:

- Одноступенчатая схема

- Двухступенчатая схема

На основании вышесказанного в схеме теплоснабжения с. Красноселькуп при моделировании закрытой схемы горячего водоснабжения в электронной модели Обосновывающих материалов были приняты схемы подключения потребителей, основанные на данных критериях, учетом режимов работы источников тепловой энергии.

Схемы подключения потребителей подразумевает использование следующих модулей:

- Модуль узла ввода с узлом учета тепловой энергии (рисунки 3 и 4);

- Модуль системы отопления с независимым присоединением, через теплообменные аппараты (100% резервирование) (рисунки 7 и 8);

- Модуль ГВС по закрытой двухступенчатой схеме, через теплообменные аппараты (рисунки 5 и 6).

Рисунок 3 - Схема модуля узла ввода с узлом учета тепловой энергии

Рисунок 4 - Модуль узла ввода с узлом учета тепловой энергии

Рисунок 5 - Схема модуля ГВС по закрытой двухступенчатой схеме, через теплообменные аппараты

Рисунок 6 - Модуль ГВС по закрытой двухступенчатой схеме, через теплообменные аппараты

Рисунок 7 - Схема модуля системы отопления с независимым присоединением, через теплообменные аппараты (100% резервирование)

Рисунок 8 - Модуль системы отопления с независимым присоединением, через теплообменные аппараты (100% резервирование)

Оценка экономического эффекта перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения выполнена на основании п. 68 и п. 68.1 Требований к схемам теплоснабжения, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. N 154.

При проведении оценки экономического эффекта были определены:

в части капитальных затрат (CAPEX):

- капитальные затраты на обустройство индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) у потребителей (с учетом капитальных затрат на переоборудование внутридомовых систем ГВС).

В части изменения операционных затрат (OPEX):

- за счет сокращения объемов подготовки исходной воды на источнике теплоснабжения для нужд ГВС;

- за счет изменения расхода электроэнергии на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (как результат изменения (как правило, увеличения) расхода теплоносителя при переходе к закрытой системе горячего водоснабжения. Увеличение расхода теплоносителя связано с необходимостью дополнительного температурного напора, в теплообменных аппаратах горячего водоснабжения, установленных на ИТП);

- за счет сокращения эксплуатационных расходов на хим. цех на источнике тепловой энергии.

На основании приведенных выше показателей определяется чистая приведенная стоимость проекта перевода открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) на закрытые системы горячего водоснабжения на прогнозный период 10 лет с учетом инвестиционной стадии.

В случае положительной чистой приведенной стоимости проекта перевода открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных на закрытые системы горячего водоснабжения проект оценивается как эффективный.

Соответственно критериями перехода на закрытую систему горячего водоснабжения являются:

1. ЧПС (NPV)>0 на прогнозный период 10 лет;

2. Качество воды в существующей открытой и перспективной закрытой системе горячего водоснабжения должно отвечать требованиям технических регламентов, санитарных правил и нормативов, определяющих ее безопасность.

Результаты оценки эффективности перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения с. Красноселькуп представлены в таблице 13.

Таблица 13 - Результаты оценки эффективности перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения с. Красноселькуп

Показатель	Ед. изм.	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034
Изменение операционных затрат при переходе к закрытой системе теплоснабжения	тыс. руб.
За счет сокращения объемов подготовки исходной воды на источнике теплоснабжения для нужд ГВС	тыс. руб.	0	-3621	-3766	-3917	-4074	-4237	-4406	-4582	-4765	-4956	-5154
За счет потребления электроэнергии на циркуляционных насосах	тыс. руб.	0	209	217	226	235	244	254	264	275	286	297
За счет сокращения эксплуатационных расходов на хим. Цех (расходы на химреагенты отсутствуют)	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Итого (знак "+" - увеличение OPEX, знак "-" - снижение OPEX)	тыс. руб.	0	-3412	-3549	-3691	-3839	-3993	-4152	-4318	-4490	-4670	-4857
Денежный поток от инвестиционной деятельности	тыс. руб.	-1261398	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Свободный денежный поток	тыс. руб.	-1261398	3412	3549	3691	3839	3993	4152	4318	4490	4670	4857
Ставка дисконтирования	%	11	11	11	11	11	11	11	11	11	11	11
Коэффициент дисконта на начало периода		1,000	0,901	0,812	0,731	0,659	0,593	0,535	0,482	0,434	0,391	0,352
Дисконтированный денежный поток	тыс. руб.	-1261398	3074	2880	2699	2529	2370	2220	2080	1948	1826	1711
Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом	тыс. руб.	-1261398	-1258324	-1255444	-1252745	-1250216	-1247846	-1245626	-1243546	-1241598	-1239772	-1238061
Чистая приведенная стоимость NPV	-1238061

На основании результатов расчетов экономического эффекта перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения можно сделать вывод, что данный проект характеризуется крайне отрицательным NPV (ЧПС (NPV)<0 на прогнозный период 10 лет). Проект перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения в с. Красноселькуп оценивается как неэффективный, в связи с чем для его реализации требуется поддержка бюджета.

Ввиду того, что оценка качества горячей воды в с. Красноселькуп не осуществляется, невозможно окончательно установить необходимость перехода на закрытую систему теплоснабжения. Требуется проведение мероприятий по мониторингу качества горячей воды у абонентов согласно действующему законодательству.

7.2. Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого отсутствует необходимость строительства индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов по причине отсутствия у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения.

Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого отсутствует необходимость строительства индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов по причине отсутствия у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения в Схеме теплоснабжения не предусмотрены.

VIII. Перспективные топливные балансы

8.1. Перспективные топливные балансы для каждого источника тепловой энергии по видам основного, резервного и аварийного топлива на каждом этапе.

Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива представлены в таблице 14.

Таблица 14 - Перспективный топливный баланс источников тепловой энергии

N п/п	Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (т.н.т; тыс. м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, тыс. м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
с. Красноселькуп
1	Котельная N 1, с. Красноселькуп	2021	Газовый конденсат	169,88	28,58	19,88	168,25	84,91	0,96
		2022	Вывод из эксплуатации
		2023
		2024
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
2	Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	2021	Природный газ	30849	4898,73	4339,00	161	88,73	2,42
		2022	Природный газ	27416	4344,39	3848,00	160,3	89,12	2,42
		2023	Природный газ	27618	4366,73	3867,79	160,2	89,18	2,42
		2024	Природный газ	27615	4365,98	3867,12	160,19	89,18	2,42
		2025	Природный газ	27115	4285,62	3795,94	160,18	89,19	2,42
		2026 - 2030	Природный газ	26315	4157,21	3682,21	160,17	89,19	2,42
		2031 - 2038	Природный газ	26315	4156,95	3681,98	160,16	89,2	2,42
3	Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	2021	Природный газ	51469	8202,19	7265,00	164	87,11	3,16
		2022	Природный газ	46786	6952,38	6158,00	150,1	95,18	3,16
		2023	Природный газ	48470	7659,16	6784,02	160,2	89,18	3,16
		2024	Природный газ	48463	7657,56	6782,61	160,19	89,18	3,16
		2025	Природный газ	46093	7277,46	6445,93	160,18	89,19	3,16
		2026 - 2030	Природный газ	43648	6885,39	6098,66	160,17	89,19	3,16
		2031 - 2038	Природный газ	43648	6884,96	6098,28	160,16	89,2	3,16

Расчеты выполнены в соответствии с требованиями "Порядка определения нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии)", утвержденного Приказом Минэнерго Российской Федерации от 10.08.2012 N 377 "О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения.

Общий нормативный запаса топлива определяется по формуле:

, тыс. т

В состав ОНЗТ включаются:

ННЗТ, рассчитываемый по общей присоединенной к источнику тепловой нагрузке;

НЭЗТ, определяемый по присоединенной тепловой нагрузке внешних потребителей тепловой энергии.

НЭЗТ необходим для надежной и стабильной работы котельной и обеспечивает плановую выработку тепловой энергии в случае введения ограничений поставок топлива.

В соответствии с пунктом 22 Приказа Минэнерго Российской Федерации от 10.08.2012 N 377 "О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения", для организаций, эксплуатирующих отопительные котельные на газовом топливе с резервным топливом, в НЭЗТ включается количество резервного топлива, необходимого для замещения газового топлива в периоды сокращения его подачи газоснабжающими организациями.

Расчет ННЗТ выполняется по среднесуточному плановому расходу топлива самого холодного месяца отопительного периода и количеству суток по формуле:

, тыс. т,

где - среднесуточное значение отпуска тепловой энергии в тепловую сеть в самом холодном месяце, Гкал/сутки;

- расчетный норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию для самого холодного месяца (при работе в режиме "выживания"), т.у.т./Гкал;

К - коэффициент перевода натурального топлива в условное, ;

Т - длительность периода формирования объема неснижаемого запаса топлива, при доставке жидкого топлива автотранспортом на 5 суточный расход самого холодного месяца года, в данном случае - января, суток.

В качестве резервного топлива на котельных с. Красноселькуп в сезоне 2023/2024 планируется использовать дизельное топливо. Общий объем неснижаемого нормативного запаса топлива (ННЗТ) для котельных составляет 0,2354 тыс. т, объем нормативного эксплуатационного запаса топлива (НЭЗТ) составляет 0,0 тыс. т, объем общего нормативного запаса топлива (ОНЗТ) составляет 0,2354 тыс. т.

8.2. Потребляемые источником тепловой энергии виды топлива, включая местные виды топлива, а также используемые возобновляемые источники энергии.

Основным топливом, используемым при производстве тепловой энергии котельной с. Красноселькуп, является природный газ. В качестве резервного топлива на котельных с. Красноселькуп в сезоне 2023/2024 планируется использовать дизельное топливо.

Местные виды топлива, а также использование возобновляемых источников энергии на территории с. Красноселькуп не применяются.

8.3. Виды топлива (в случае, если топливом является уголь, - вид ископаемого угля в соответствии с Межгосударственным стандартом ГОСТ 25543-2013 "Угли бурые, каменные и антрациты. Классификация по генетическим и технологическим параметрам"), их долю и значение низшей теплоты сгорания топлива, используемые для производства тепловой энергии по каждой системе теплоснабжения.

Основным топливом, используемым при производстве тепловой энергии котельной с. Красноселькуп, является природный газ. В качестве резервного топлива на котельных с. Красноселькуп в сезоне 2023/2024 планируется использовать дизельное топливо.

8.4. Преобладающий в поселении, городском округе вид топлива, определяемый по совокупности всех систем теплоснабжения, находящихся в соответствующем поселении, городском округе.

Основным топливом, используемым при производстве тепловой энергии котельной с. Красноселькуп, является природный газ. В качестве резервного топлива на котельных с. Красноселькуп в сезоне 2023/2024 планируется использовать дизельное топливо.

8.5. Приоритетное направление развития топливного баланса поселения, городского округа.

Основным топливом, используемым при производстве тепловой энергии котельной с. Красноселькуп, является природный газ. В качестве резервного топлива на котельных с. Красноселькуп в сезоне 2023/2024 планируется использовать дизельное топливо.

IX. Инвестиции в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию

9.1. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе.

В соответствии с главами 7, 8, 9 Обосновывающих материалов в качестве основных мероприятий по развитию системы теплоснабжения в с. Красноселькуп предусматриваются:

- Реконструкция существующих и строительство новых источников тепловой энергии;

- Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра теплопроводов для обеспечения расчетных гидравлических режимов;

- Строительство новых участков тепловых сетей для подключения перспективных потребителей.

Для расчета инвестиций на каждый год применяются индексы-дефляторы, представленные в таблице 13, согласно данным Министерства экономического развития Российской Федерации.

Перечень мероприятий по строительству, реконструкции или техническому перевооружению источников тепловой энергии представлен в таблице 16.

Таблица 15 - Прогноз индексов-дефляторов до 2038 года (в %, за год к предыдущему году)

Индексы-дефляторы	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Инвестиции в основной капитал (капитальные вложения)	1,029	1,029	1,031	1,029	1,024	1,021	1,022	1,023	1,024	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023

Таблица 16 - Перечень мероприятий по строительству, реконструкции или техническому перевооружению источников тепловой энергии, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	26383,8	0	0	1800	6144,6	5837,4	12601,8	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	1800	7944,6	13782	26383,8	0
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.000	Всего стоимость группы проектов	26383,8	0	0	1800	6144,6	5837,4	12601,8	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	1800	7944,6	13782	26383,8	0
001.01.02.001	Модернизация объекта "Котельная в с. Красноселькуп, расположенная по адресу: с. Красноселькуп, ул. Полярная, д. 41"	26383,8	0	0	1800	6144,6	5837,4	12601,8	0

9.2. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов на каждом этапе.

Перечень мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей и сооружений на них представлен в таблице 17.

Таблица 17 - Перечень мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	109256,94	0	6016	13184	1100	36858,39	52098,55	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	6016	19200	20300	57158,39	109256,94	0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	14483,6	0	0	0	600	6309,4	7574,2	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	0	600	6909,4	14483,6	0
001.02.01.002	Строительство объекта "Тепловая и водопроводная сеть от УТ 4-3-2а до УТ 4-3-30" (трубопроводы теплоснабжения), 2Ду150, протяженностью - 110 м	6309,4	0	0	0	600	5709,4	0	0
001.02.01.003	Строительство объекта "Тепловая и водопроводная сеть от УТ 4-3-30 до УТ 4-3-30-3" (трубопроводы теплоснабжения), 2Ду80, протяженностью - 140 м	8174,2	0	0	0	0	600	7574,2	0
Подгруппа проектов "Реконструкции тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.03.000	Всего стоимость группы проектов	62749,44	0	0	0	500	30548,99	31700,45	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	0	500	31048,99	62749,44	0
001.02.03.001	Реконструкция участка ТВС от котельной N 2 до ул. Полярная, участок от УТ2-1-2 до УТ2-1-6	31048,99	0	0	0	500	30548,99	0	0
001.02.03.002	Реконструкция участка тепловодосети котельная N 4 по ул. Брусничная УТ 4-3-2а до УТ 4-3-22	31700,45	0	0	0	0	0	31700,45	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра теплопроводов для обеспечения расчетных гидравлических режимов"
001.02.04.000	Всего стоимость группы проектов	32023,9	0	6016	13184	0	0	12823,9	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	6016	19200	19200	19200	32023,9	0
001.02.04.001	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, от котельной N 4 по ул. Брусничная", (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 4-3 до УТ 4-3-2а) протяженностью 110 м с увеличением диаметра с 2Ду150 на 2Ду200	9800	0	3711	6089	0	0	0	0
001.02.04.002	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, ул. Ленина, д. 3 до переулка Северный, д. 3А", (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 5-20 до УТ 2-2-52) протяженностью 282 м с увеличением диаметра с 2Ду100 на 2Ду150	12823,9	0	0	0	0	0	12823,9	0
001.02.04.003	Реконструкция объекта "Тепловая и водопроводная сеть расположенная по адресу: с. Красноселькуп, от ул. Нагорная, д. 32 - ул. Энтузиастов (ДЮЦ)" (трубопроводы теплоснабжения на участке от УТ 2-2-21 до УТ 2-2-25) протяженностью 131 м с увеличением диаметра с 2Ду100 на 2Ду150	9400	0	2305	7095	0	0	0	0

9.3. Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения на каждом этапе.

Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения отсутствуют.

9.4. Предложения по величине необходимых инвестиций для перевода открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытую систему горячего водоснабжения на каждом этапе.

На перспективу развития с. Красноселькуп планируется переход от открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) на закрытые системы горячего водоснабжения посредством установки АИТП. Капитальные вложения ориентировочно составят 1 251,4 млн. руб. (2022 - 2025 гг.).

9.5. Оценка эффективности инвестиций по отдельным предложениям.

Эффективность инвестиционных затрат оценивается в соответствии с утвержденными Минэкономики Российской Федерации, Минфином Российской Федерации и Госстроем Российской Федерации от 21.06.1999 N ВК 477 "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов".

В качестве критериев оценки эффективности инвестиций использованы:

- чистый дисконтированный доход (NPV) - это разница между суммой денежного потока результатов от реализации проекта, генерируемых в течение прогнозируемого срока реализации проекта, и суммой денежного потока инвестиционных затрат, вызвавших получение данных результатов, дисконтированных на один момент времени;

- индекс доходности - это размер дисконтированных результатов, приходящихся на единицу инвестиционных затрат, приведенных к тому же моменту времени;

- срок окупаемости - это время, требуемое для возврата первоначальных инвестиций за счет чистого денежного потока, получаемого от реализации инвестиционного проекта;

- дисконтированный срок окупаемости - это период времени, в течение которого дисконтированная величина результатов покрывает инвестиционные затраты, их вызвавшие.

В качестве эффекта от реализации мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии и тепловых сетей принимаются доходы по инвестиционной составляющей, экономия ресурсов и амортизация по вновь вводимому оборудованию.

При расчете эффективности инвестиций учитывался объем финансирования мероприятий, реализация которых предусмотрена за счет средств внебюджетных источников, размер которых определен с учетом требований доступности услуг теплоснабжения для потребителей.

В целом при реализации всех предложенных мероприятий показатели эффективности инвестиционного проекта будут иметь отрицательные значения, т.е. не будут иметь обоснования с точки зрения разумных сроков окупаемости, но инвестиции необходимы для надлежащего теплоснабжения потребителей с. Красноселькуп. Окупаемость данных мероприятий далеко выйдет за рамки периода, на который разрабатывается схема теплоснабжения.

9.6. Величина фактически осуществленных инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию объектов теплоснабжения за базовый период и базовый период актуализации.

Информация о величине фактически осуществленных в течение 2022 года инвестиций представлена в таблицах 14 и 15.

X. Решение о присвоении статуса единой теплоснабжающей организации (организациям)

10.1. Решение о присвоении статуса единой теплоснабжающей организации (организациям).

Постановлением Администрации Красноселькупского района от 30.06.2022 N 244-П "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2035" в с. Красноселькуп определена единая теплоснабжающая организация и установлены зоны её деятельности в границах населенного пункта - ООО ЭК "ТВЭС".

Обязанности единой теплоснабжающей организации установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации".

10.2. Реестр зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций).

Реестр зон деятельности единой теплоснабжающей организации (далее - ЕТО) в существующих зонах действия источников тепловой энергии представлен в таблице 18.

Таблица 18 - Существующие теплоснабжающие организации в зоне деятельности с. Красноселькуп

N п/п	Наименование ЕТО	Системы теплоснабжения, входящие в зону действия ЕТО	Перечень источников, входящих в систему теплоснабжения
1	ООО ЭК "ТВЭС"	Система теплоснабжения с. Красноселькуп	Котельные N 20 МВт, N 26 МВт

10.3. Основания, в том числе критерии, в соответствии с которыми теплоснабжающая организация определена единой теплоснабжающей организацией.

В соответствии со статьей 2 пунктом 28 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении": "Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее - единая теплоснабжающая организация) - теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (далее - федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения), или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации".

Предложения по установлению единой теплоснабжающей организации осуществляются на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации в соответствии Правилами организации теплоснабжения в Российской Федерации утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

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.

Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности обязана:

- заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;

- заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения;

- заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.

Постановлением Администрации Красноселькупского района от 30.06.2022 N 244-П "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2035" в с. Красноселькуп определена единая теплоснабжающая организация и установлены зоны её деятельности в границах населенного пункта - ООО ЭК "ТВЭС".

10.4. Информация о поданных теплоснабжающими организациями заявках на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.

Заявки теплоснабжающих организаций, поданные в рамках разработки проекта схемы теплоснабжения, отсутствуют.

10.5. Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций, действующих в каждой системе теплоснабжения, расположенных в границах с. Красноселькуп.

Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций представлен в таблице 19.

Таблица 19 - Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций

N п/п	Система теплоснабжения	Перечень источников, входящих в систему теплоснабжения	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч	Перечень организаций, входящих в систему теплоснабжения
1	Система теплоснабжения с. Красноселькуп	Котельные N 20 МВт, N 26 МВт	39,56	ООО ЭК "ТВЭС"

XI. Решения о распределении тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии

11.1. Сведения о величине тепловой нагрузки, распределяемой (перераспределяемой) между источниками тепловой энергии.

Распределение тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии не планируется.

11.2. Сроки выполнения перераспределения для каждого этапа.

Распределение тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии не планируется.

XII. Решения по бесхозяйным тепловым сетям

12.1. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей (в случае их выявления).

По состоянию на 01.03.2023 г. в с. Красноселькуп выявлено 555,61 м бесхозяйных тепловых сетей. Местоположение, длина и тип прокладки данных сетей представлены в таблице 20.

Таблица 20 - Перечень бесхозяйных тепловых сетей с. Красноселькуп

N п/п	Диспетчерское наименование бесхозного участка	Протяженность, м	Описание	Ориентировочный год создания
1	УТ 4-45А до здания "Участок по содержанию и обслуживанию бездомных животных"	160	ТВС с. Красноселькуп, от котельной N 1 до ул. Полярная (89:07:010101:)	2020
2	УТ 4-3-2а до УТ 4-3-30-1	145,71	ответвление от "ТВС котельная N 4 до ул. Брусничная"	2019
3	УТ 4-73а-2 до УТ 4-80	249,9	ответвление от "ТВС ул. Сайготина, д. 1 - ул. Сайготина, д. 15"	2020
	ИТОГО:	555,61

В соответствии с п. 6 ст. 15 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ (ред. от 07.05.2013) "О теплоснабжении": "В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления поселения или сельского округа до признания права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными бесхозяйными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования".

12.2. Перечень организаций, уполномоченных на их эксплуатацию в порядке, установленном Федеральным законом "О теплоснабжении".

Статья 15, пункт 6 Федерального закона от 27 июля 2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении": "В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления поселения или городского округа до признания права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными бесхозяйными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования".

Принятие на учет бесхозяйных тепловых сетей должно осуществляться на основании Постановления Правительства Российской Федерации от 17 сентября 2003 N 580 "Об утверждении положения о принятии на учет бесхозяйных недвижимых вещей".

Информация об организациях, уполномоченных на их эксплуатацию в порядке, установленном Федеральным законом "О теплоснабжении" отсутствует.

XIII. Синхронизация схемы теплоснабжения со схемой газоснабжения и газификации субъекта Российской Федерации и (или) поселения, схемой и программой развития электроэнергетики, а также со схемой водоснабжения и водоотведения с. Красноселькуп

13.1. Описание решений (на основе утвержденной региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций) о развитии соответствующей системы газоснабжения в части обеспечения топливом источников тепловой энергии.

Данные об утвержденной региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций отсутствуют.

13.2. Описание проблем организации газоснабжения источников тепловой энергии.

Проблемы организации газоснабжения источников тепловой энергии не зафиксированы.

13.3. Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций для обеспечения согласованности такой программы с указанными в схеме теплоснабжения решениями о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций отсутствуют.

13.4. Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы и программы развития Единой энергетической системы России) о строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и (или) модернизации, выводе из эксплуатации источников тепловой энергии и генерирующих объектов, включая входящее в их состав оборудование, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в части перспективных балансов тепловой мощности в схемах теплоснабжения.

Строительство генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, на территории с. Красноселькуп не предусмотрено.

13.5. Предложения по строительству генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, указанных в схеме теплоснабжения, для их учета при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, схемы и программы развития Единой энергетической системы России, содержащие в том числе описание участия указанных объектов в перспективных балансах тепловой мощности и энергии.

В схеме теплоснабжения отсутствуют мероприятия по строительству, реконструкции и техническому перевооружению генерирующих объектов в с. Красноселькуп.

13.6. Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы водоснабжения с. Красноселькуп) о развитии соответствующей системы водоснабжения в части, относящейся к системам теплоснабжения.

На перспективу развития планируется перевод потребителей с. Красноселькуп на "закрытую" схему присоединения системы ГВС. В связи с этим ожидается снижение расхода теплоносителя в тепловой сети.

13.7. Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) схемы водоснабжения с. Красноселькуп для обеспечения согласованности такой схемы и указанных в схеме теплоснабжения решений о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) схемы водоснабжения отсутствуют.

XIV. Индикаторы развития систем теплоснабжения с. Красноселькуп

14.1. Описание существующих и перспективных значений индикаторов развития систем теплоснабжения.

Индикаторами развития систем теплоснабжения в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" являются следующие показатели:

а) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях;

б) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии;

в) удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии;

г) отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети;

д) коэффициент использования установленной тепловой мощности;

е) удельная материальная характеристика тепловых сетей, приведенная к расчетной тепловой нагрузке;

ж) доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме;

з) удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии;

и) коэффициент использования теплоты топлива (только для источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии);

к) доля отпуска тепловой энергии, осуществляемого потребителям по приборам учета, в общем объеме отпущенной тепловой энергии;

л) средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей (для каждой системы теплоснабжения);

м) отношение материальной характеристики тепловых сетей, реконструированных за год, к общей материальной характеристике тепловых сетей (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для каждой системы теплоснабжения, а также для городского округа, города федерального значения);

н) отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, реконструированного за год, к общей установленной тепловой мощности источников тепловой энергии (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для городского округа, города федерального значения).

о) отсутствие зафиксированных фактов нарушения антимонопольного законодательства (выданных предупреждений, предписаний), а также отсутствие применения санкций, предусмотренных Кодексом Российской Федерации об административных правонарушениях, за нарушение законодательства Российской Федерации в сфере теплоснабжения, антимонопольного законодательства Российской Федерации, законодательства Российской Федерации о естественных монополиях

Индикаторы развития системы теплоснабжения представлены в таблице 21.

Таблица 21 - Индикаторы развития систем теплоснабжения с. Красноселькуп в зоне действия котельных

N п/п	Индикатор	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях	шт.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
2	Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии	шт.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
3	Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии (отдельно для тепловых электрических станций и котельных)	кг у. т./ Гкал	161	154,8	160,2	160,19	160,18	160,17	160,16
	Котельная N 1, с. Красноселькуп	кг у. т./ Гкал	168,25	Вывод из эксплуатации
	Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	кг у. т./ Гкал	161	160,3	160,2	160,19	160,18	160,17	160,16
	Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	кг у. т./ Гкал	164	150,1	160,2	160,19	160,18	160,17	160,16
4	Отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети	Гкал/м2	5,5	5,5	5,5	5,5	5,5	5,5	5,5
	Потери в сети	Гкал	24799	20800	20988	20978	17733	14488	14488
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	4481,1	4483,1	4483,1	4483,1	4487,1	4487,1	4487,1
5	Коэффициент использования установленной тепловой мощности
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная N 1, с. Красноселькуп	%	66,55	Вывод из эксплуатации
	Установленная тепловая мощность котельной N 1, с. Красноселькуп	Гкал/ч	6,44
	Выработка тепловой энергии Котельная N 1, с. Красноселькуп	Гкал	169,88
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	%	49,8	68,0	68,4	68,5	68,5	68,5	68,5
	Установленная тепловая мощность Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	Гкал/ч	17,2	17,2	17,2	17,2	17,2	17,2	17,2
	Выработка тепловой энергии Котельная N 4 20 МВт, с. Красноселькуп ул. Полярная, 41	Гкал	30849	27416	27618	27615	27115	26315	26315
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	%	79,3	86,0	88,1	85,9	85,9	85,9	85,9
	Установленная тепловая мощность Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	Гкал/ч	22,36	22,36	22,36	22,36	22,36	22,36	22,36
	Выработка тепловой энергии Котельная N 5 26 МВт, с. Красноселькуп ул. Мамонова	Гкал	51469	46786	48470	48463	46093	43648	43648
6	Удельная материальная характеристика тепловых сетей, приведённая к расчётной тепловой нагрузке	м2 ч/Гкал	246,9	214,9	208,4	192,5	192,6	184,1	184,1
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	4481,1	4483,1	4483,1	4483,1	4487,1	4487,1	4487,1
	Расчётная тепловая нагрузка	Гкал/ч	18,15	20,86	21,52	23,29	23,29	24,37	24,37
7	Доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме (как отношение величины тепловой энергии, отпущенной из отборов турбоагрегатов, к общей величине выработанной тепловой энергии в границах поселения, городского округа, города федерального значения)	%	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
8	Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии	т у. т./	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		кВт.ч
9	Коэффициент использования теплоты топлива (только для источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии)		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
10	Доля отпуска тепловой энергии, осуществляемого потребителям по приборам учёта, в общем объёме отпущенной тепловой энергии	%	21	33	41	58	73	87	100
	Полезный отпуск	Гкал	55891	52196	53458	52871	53833	53833	53833
	Полезный отпуск по приборам учёта	Гкал	11737,11	17224,68	21917,78	31005,64	39298,09	46834,71	53833
11	Средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей (для каждой системы теплоснабжения)	лет	23	24	25	26	27	32	37
12	Отношение материальной характеристики тепловых сетей, реконструированных за год, к общей материальной характеристике тепловых сетей (фактическое значение за отчётный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утверждённой схеме теплоснабжения) (для каждой системы теплоснабжения, а также для поселения, городского округа, города федерального значения)	%	8	8	8	8	8	0	0
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	4481,1	4483,1	4483,1	4483,1	4487,1	4487,1	4487,1
	Материальная характеристика тепловых сетей, реконструированных за год	м2	358,5	358,7	358,7	358,7	359	0	0
13	Отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, реконструированного за год, к общей установленной тепловой мощности источников тепловой энергии (фактическое значение за отчётный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утверждённой схеме теплоснабжения) (для поселения, городского округа, города федерального значения)	%	0%	0%	0%	0%	0%	0%	0%
	Установленная тепловая мощность источников тепловой энергии	Гкал/ч	39,56	39,56	39,56	39,56	39,56	39,56	39,56
	Установленная тепловая мощность источников тепловой энергии, реконструированных за год	Гкал/ч	0	0	0	0	0	0	0

14.2. Описание существующих и перспективных значений целевых показателей реализации схемы теплоснабжения.

Существующие и перспективные значений целевых показателей реализации схемы теплоснабжения с. Красноселькуп представлены в таблице п. 14.1.

XV. Ценовые (тарифные) последствия

15.1. Для формирования целевых показателей роста тарифов использованы прогнозные индексы-дефляторы, устанавливаемые Минэкономразвития России.

По результатам расчетов установлена перспективная цена на тепловую энергию с учетом и без учета реализации проектов схемы теплоснабжения (инвестиционной составляющей). Результаты оценки представлены в таблице 22.

Таблица 22 - Результаты оценки ценовых последствий

N п/п	Показатели	Единица измерения	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
	Вид топлива 1	-	природный газ	природный газ	природный газ	природный газ	природный газ	природный газ	природный газ	природный газ
	Вид топлива 2	-
	Вид топлива 3	-
	протяженность сетей	км	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1
	на подключенную нагрузку	км/Гкал/час	1,4	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
	Установленная мощность	Гкал/час	39,56	39,56	39,56	39,56	39,56	39,56	39,56	39,56
	Подключенная нагрузка	Гкал/час	20,86	21,52	23,29	23,29	24,37	24,37	24,37	24,37
	Резерв	%	20	20	20	20	20	20	20	20
	Коэф. использования установлен. мощности	%	78,2	79,5	78,3	78,3	78,3	78,3	78,2	79,5
	Выработано+покупная тепловая энергия	тыс. Гкал	74,432	76,088	76,078	73,208	69,963	69,963	69,963	69,963
	Выработано энергии	тыс. Гкал	74,432	76,088	76,078	73,208	69,963	69,963	69,963	69,963
	в том числе:	тыс. Гкал	74,432	76,088	76,078	73,208	69,963	69,963	69,963	69,963
	на газе
	на дизельном топливе	тыс. Гкал
	на газоконденсате	тыс. Гкал	0	0	0	0	0	0	0	0
	на нефти	тыс. Гкал
	на мазуте	тыс. Гкал
	на угле	тыс. Гкал
	на дровах	тыс. Гкал
	утилизированная тепловая энергия	тыс. Гкал
	Покупная тепловая энергия	тыс. Гкал
	Расход на хозяйственные нужды	тыс. Гкал	0,806	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102
		%	1	1	1	1	1	1	1	1
	Отпуск тепловой энергии в тепловую сеть	тыс. Гкал
	Потери тепловой энергии в сети	тыс. Гкал	24,799	20,800	20,988	20,978	17,733	14,488	14,488	14,488
		%	21,2	21,2	21,2	21,2	21,2	21,2	21,2	21,2
	на 1 км сетей	Гкал/км
	Отпуск тепловой энергии из тепловой сети (полезный отпуск), всего	тыс. Гкал	52,196	53,458	53,493	53,833	53,833	53,833	53,833	53,833
	в т.ч. внутрицеховые нужды	тыс. Гкал	0,630	0,622	0,622	0,622	0,622	0,622	0,622	0,622
	население в т.ч.:	тыс. Гкал	34,8	34,8	33,289	37,2	37,2	37,2	37,2	37,2
	полезный отпуск на отопление	тыс. Гкал
	полезный отпуск на ГВС	тыс. Гкал
	бюджет	тыс. Гкал	14,2	14,2	15,105	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4
	сторонние потребители	тыс. Гкал	4,3	4,3	4,477	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6
Расчёт коэффициента индексации
1.	Индекс потребительских цен (ИПЦ)	%	1	1	1	1	1	1	1	1
2.	Индекс эффективности операционных расходов (ИР)	%	1	1	1	1	1	1	1	1
3.	Индекс изменения количества активов (ИКА)
3.1.	количество условных единиц	у.е.
4.	Коэффициент эластичности затрат по росту активов (Кэл)		0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
	ИТОГО коэффициент индексации		1	1	1	1	1	1	1	1
Расходы на приобретение энергетических ресурсов, холодной воды и теплоносителя
5.	Расходы на топливо	тыс. руб.	27 516,20	28 330,70	29 169,20	30 032,60	30 921,60	31 836,90	32 779,30	33 749,50
5.1.	Выработано теплоэнергии на природном газе	тыс. руб.	27 516,20	28 330,70	29 169,20	30 032,60	30 921,60	31 836,90	32 779,30	33 749,50
	Количество газа	тыс. м3	9 700,40	9 700,40	9 700,40	9 700,40	9 700,40	9 700,40	9 700,40	9 700,40
	Цена за 1000 м3	руб.	2 836,60	2 920,60	3 007,00	3 096,00	3 187,70	3 282,00	3 379,20	3 479,20
	Удельный расход топлива	м3/Гкал	139,8	139,8	139,8	139,8	139,8	139,8	139,8	139,8
5.2.	Выработано теплоэнергии на дизельном топливе	тыс. руб.
	Количество диз топлива	тонн
	Цена за 1 т	руб.
	Удельный расход топлива	кг/Гкал
5.3.	Выработано теплоэнергии на газоконденсате	тыс. руб.	0
	Количество	тонн
	Цена за 1 т	руб.
	Удельный расход топлива	кг/Гкал
	Средний удельный расход топлива	кгУТ /Гкал	158
6.	Транспортировка топлива	тыс. руб.	27 429,80	28 241,70	29 077,70	29 938,40	30 824,60	31 737,00	32 676,40	33 643,60
	Услуга ГРО	руб./1000 м3	2 827,70	2 911,40	2 997,60	3 086,30	3 177,60	3 271,70	3 368,60	3 468,30
	Цена за 1 т диз. топ.	руб.
	Цена за 1 т нефти (мазута, конд.)	руб.

	Цена за 1т угля	руб
	Хранение	тыс. руб.
7.	Расходы, связанные с созданием нормативных запасов топлива	тыс. руб.
8.	Расходы на электрическую энергию	тыс. руб.	53 223,00	54 798,40	56 420,40	58 090,40	59 809,90	61 580,30	63 403,10	65 279,80
	Количество (энергия)	тыс. кВт*ч	2 681,30	2 681,30	2 681,30	2 681,30	2 681,30	2 681,30	2 681,30	2 681,30
	Цена за 1 кВт*ч	руб.	19,9	20,4	21	21,7	22,3	23	23,6	24,3
	На 1 Гкал	кВт*ч/Гкал	38,6	38,6	38,6	38,6	38,6	38,6	38,6	38,6
	Количество (мощность)	МВт
	Цена за 1 МВт в месяц	руб.
9.	Расходы на тепловую энергию	тыс. руб.	0
	Количество	тыс. Гкал
	Цена за 1 Гкал	руб.
10.	Расходы на холодную воду	тыс. руб.	6 264,90	6 608,00	7 317,60	7 319,70	8 271,20	9 070,20	7 463,20	7 871,90
	Количество (питьевая вода)	тыс. м3	13,8	14,2	15,2	14,8	16,3	17,3	13,8	14,2
	Цена за 1 тыс. м3	руб.	452,8	466,2	480	494,2	508,8	523,9	539,4	555,4
	Количество (техническая вода)	тыс. м3
	Цена за 1 м3	руб.
	На 1 Гкал	м3/Гкал	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
11.	Расходы на теплоноситель	тыс. руб.	0
	Количество	тыс. м3
	Цена за 1 тыс. м3	руб.
	На 1 Гкал	м3/Гкал
12.	Расходы на водоотведение	тыс. руб.	0
	Количество	тыс. м3
	Цена за 1 м3	руб.
	Итого расходы на приобретение энергетических ресурсов	тыс. руб.	114 433,80	117 978,70	121 985,00	125 381,20	129 827,30	134 224,30	136 321,90	140 544,80
Расчёт операционных (подконтрольных) расходов
13.	Вспомогательные материалы	тыс. руб.	3 218,40	3 313,70	3 411,80	3 512,80	3 616,70	3 723,80	3 834,00	3 947,50
14.	Работы и услуги производственного характера (в т.ч. услуги выполняемые по договорам со сторонними организациями)	тыс. руб.
15.	Текущий ремонт
16.	Капитальный ремонт		14 280,60	14 703,30	15 138,50	15 586,60	16 048,00	16 523,00	17 012,10	17 515,60
17.	Расходы на оплату труда (без отчислений на социальные нужды)	тыс. руб.	73 714,90	75 896,90	78 143,40	80 456,40	82 838,00	85 290,00	87 814,50	90 413,90
17.1	Основные рабочие
17.1.1	Фонд оплаты труда	тыс. руб.	45 574,50	46 923,60	48 312,50	49 742,50	51 214,90	52 730,90	54 291,70	55 898,70
17.1.2	Численность	чел.	39,7	39,7	39,7	39,7	39,7	39,7	39,7	39,7
17.1.3	Размер средней заработной платы	руб./мес./чел.	95 592,20	98 421,70	101 335,00	104 334,50	107 422,80	110 602,60	113 876,40	117 247,10
15.2.	АУП и ИТР
15.2.1.	Фонд оплаты труда	тыс. руб.	28 140,40	28 973,30	29 830,90	30 713,90	31 623,00	32 559,10	33 522,80	34 515,10
15.2.2.	Численность	чел.	22	22	22	22	22	22	22	22
15.2.3.	Размер средней заработной платы	руб./мес./чел.	106 592,20	109 747,40	112 995,90	116 340,60	119 784,30	123 329,90	126 980,40	130 739,10
16.	Прочие расходы, всего в т.ч.:	тыс. руб.	1 105,70	1 138,50	1 172,20	1 206,80	1 242,60	1 279,30	1 317,20	1 356,20
16.1.	Услуги связи	тыс. руб.
16.2.	Расходы на оплату вневедомственной охраны	тыс. руб.
16.3.	Расходы на оплату коммунальных услуг	тыс. руб.
16.4.	Расходы на юридические услуги	тыс. руб.
16.5.	Расходы на информационные услуги	тыс. руб.
16.6.	Расходы на консультационные услуги	тыс. руб.
16.7.	Расходы на аудиторские услуги	тыс. руб.
16.8.	Расходы на оплату других работ и услуг	тыс. руб.
16.9.	Расходы на услуги банков	тыс. руб.	1 105,70	1 138,50	1 172,20	1 206,80	1 242,60	1 279,30	1 317,20	1 356,20
17.	Расходы на служебные командировки	тыс. руб.
18.	Расходы на обучение персонала	тыс. руб.
19.	Арендная плата (за искл. производственных объектов)	тыс. руб.
20.	Расходы на вывод из эксплуатации (в т.ч. на консервацию) и вывод из консервации производственных объектов	тыс. руб.
21.	Другие прочие подконтрольные расходы	тыс. руб.	26 709,20	27 499,70	28 313,70	29 151,80	30 014,70	30 903,20	31 817,90	32 759,70
21.1.	Транспортные расходы	тыс. руб.	19 673,60	20 256,00	20 855,60	21 472,90	22 108,50	22 762,90	23 436,70	24 130,40
21.1.1.	расходы на собственный транспорт	тыс. руб.
21.1.2.	расходы на привлеченный транспорт	тыс. руб.
21.2.	Расходы на охрану труда	тыс. руб.
21.3.	расходы на льготный проезд	тыс. руб.	939,9	967,7	996,4	1 025,90	1 056,30	1 087,50	1 119,70	1 152,80
21.4.	Канцтовары	тыс. руб.
21.5.	Прочие	тыс. руб.	6 095,60	6 276,00	6 461,80	6 653,10	6 850,00	7 052,70	7 261,50	7 476,40
	ИТОГО операционных (подконтрольных) расходов	тыс. руб.	119 028,80	122 552,00	126 179,60	129 914,50	133 760,00	137 719,30	141 795,70	145 992,90
	Корректировка операционных (подконтрольных) расходов, ()	тыс. руб.
Расчёт неподконтрольных расходов
22.	Оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности	тыс. руб.
23.	Арендная плата	тыс. руб.
24.	Концессионная плата (банковская гарантия)	тыс. руб.
25.	Налоги всего, в т.ч.:	тыс. руб.	8 996,00	8 996,00	9 080,10	9 845,10	11 195,40	12 536,40	13 893,90	15 431,00
25.1.	плата за выбросы и сбросы загрязняющих веществ в окружающую среду, размещение отходов и другие виды негативного воздействия на окружающую среду в пределах установленных нормативов и (или) лимитов	тыс. руб.	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9
25.2.	расходы на обязательное страхование	тыс. руб.	52,5	52,5	52,5	52,5	52,5	52,5	52,5	52,5
25.3.	налог на имущество	тыс. руб.	8 935,60	8 935,60	9 019,60	9 784,60	11 134,90	12 475,90	13 833,50	15 370,50
25.3.1.	Собственное имущество		8 935,60
25.3.2.	Имущество по концессионному соглашению
25.4.	земельный налог	тыс. руб.
25.5.	прочие налоги и сборы	тыс. руб.	0
26.	Отчисления на социальные нужды	тыс. руб.	17 061,50	24 235,30	24 952,70	25 691,30	26 451,70	27 234,70	28 040,80	28 870,80
26.1.	Отчисления на социальные нужды основных рабочих	тыс. руб.	12 236,80	15 345,10	15 799,40	16 267,00	16 748,50	17 244,30	17 754,70	18 280,30
		%	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
26.2.	Отчисления на социальные нужды АУП и ИТР	тыс. руб.	4 824,70	8 890,10	9 153,30	9 424,20	9 703,20	9 990,40	10 286,10	10 590,60
		%	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
27.	Расходы по сомнительным долгам	тыс. руб.	4 444,50	5 344,50	5 874,00	4 404,00	0	0	0	0
28.	Амортизация основных средств и нематериальных активов	тыс. руб.	41 625,90	41 625,90	42 171,70	46 896,30	46 919,90	46 396,30	42 980,30	41 986,00
28.1.	Собственное имущество	тыс. руб.	35 011,30	35 011,30	35 011,30	35 011,30	35 011,30	35 011,30	35 011,30	35 011,30
28.2.	Имущество по концессионному соглашению	тыс. руб.	6 614,60	6 614,60	6 614,60	7 424,60	7 204,30	6 330,20	2 460,10	0
28.3.	Имущество созданное в рамках КС		0	0	545,9	4 460,40	4 704,30	5 054,80	5 508,90	6 974,70
29.	Расходы на выплаты по договорам займа и кредитным договорам, включая проценты по ним	тыс. руб.	0
30.	Расходы концессионера на осуществление государственного кадастрового учета и (или) государственной регистрации права собственности концедента	тыс. руб.
31.	Расходы на обслуживание бесхозных сетей	тыс. руб.
32.	Налог на прибыль всего, в том числе	тыс. руб.	448,3	495,6	548	605,8	669,8	740,5	818,7	905,1
32.1	налог на прибыль на величину капитальных вложений	тыс. руб.
33.	Экономия, определенная в прошедшем долгосрочном периоде регулирования и подлежащая учету в текущем долгосрочном периоде регулирования	тыс. руб.
	ИТОГО неподконтрольных расходов	тыс. руб.	72 576,10	80 697,30	82 626,50	87 442,40	85 236,70	86 907,90	85 733,80	87 192,90
	Корректировка неподконтрольных расходов, ()	тыс. руб.
34.	Нормативная прибыль всего, в том числе	тыс. руб.	1 793,20	1 982,50	2 191,80	2 423,30	2 679,10	2 962,00	3 274,70	3 620,40
		%	0
34.1	Капитальные вложения, в том числе	тыс. руб.
34.1.1	расходы на погашение и обслуживание заемных средств, привлекаемых на реализацию мероприятий инвестиционной программы	тыс. руб.
34.2	Экономически обоснованные расходы на выплаты, предусмотренные коллективными договорами, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль	тыс. руб.	1 793,20	1 982,50	2 191,80	2 423,30	2 679,10	2 962,00	3 274,70	3 620,40
35.	Расчетная предпринимательская прибыль	тыс. руб.	12 554,60	13 232,80	13 627,20	14 138,40	14 353,90	14 763,90	14 919,80	15 316,90
		%	0,1
36.	Корректировка с целью учета отклонения фактических значений параметров расчета тарифов от значений, учтенных при установлении тарифов	тыс. руб.	-62 566,80
37.	Корректировка НВВ с учетом степени исполнения регулируемой организацией обязательств по созданию и (или) реконструкции объекта концессионного соглашения или по реализации инвестиционной программы в случае недостижения регулируемой организацией плановых значений показателей надежности объектов теплоснабжения	тыс. руб.
38.	Корректировка НВВ в связи с изменением (неисполнением) инвестиционной программы	тыс. руб.
39.	Корректировка, подлежащая учету в НВВ и учитывающая отклонение фактических показателей энергосбережения и повышения энергетической эффективности от установленных плановых (расчетных) показателей и отклонение сроков реализации программы в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности от установленных сроков реализации такой программы	тыс. руб.
41.	Необходимая валовая выручка	тыс. руб.	257 819,80	336 443,40	346 610,10	359 299,70	365 856,90	376 577,30	382 045,90	392 668,00
42.	Тариф	руб./Гкал	3 714,98	4 847,89	4 994,38	5 177,23	5 271,71	5 426,19	5 504,98	5 658,04

XVI. Обеспечение экологической безопасности теплоснабжения, поселения, городского округа, муниципального округа

16.1. Описание текущего и перспективного объема (массы) выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, сбросов загрязняющих веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, размещения отходов производства, образующихся на стационарных объектах производства тепловой энергии (мощности), в том числе функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, размещенных на территории поселения, городского округа, муниципального округа (далее - объекты теплоснабжения).

В выбросах производственной площадки котельной N 4 в с. Красноселькуп имеются вещества I - II класса опасности - 703 Бенз/а/пирен, 1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид).

В выбросах производственной площадки 2 котельной N 5 имеются вещества I - II класса опасности - 333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид), 703 Бенз/а/пирен, 1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид).

Результаты расчета рассеивания без учета фона показали, что на площадке котельной N 4 концентрация 0,1 ПДК на границе промплощадки превышается по веществам: 0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота), 0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид), 2754 Алканы C12-19 (в пересчете на С).

Результаты расчета рассеивания без учета фона показали, что на площадке котельной N 5 концентрация 0,1 ПДК на границе промплощадки превышается по веществам: 0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота).

Сведения об объемах выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух представлены в таблице 23.

Таблица 23 - Сведения об объемах выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

N ИЗАВ	ЗВ, выбрасываемые в атмосферный воздух (для каждого режима (стадии) выброса ЗВ)		Итого за год выброс вещества источником, т/год	Факт, т/год
	Код	Наименование
Котельная N 4 в с. Красноселькуп, ул. Полярная, д. 41
0030	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0,048000	0,01038
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,007800	0,00169
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,003000	0,00065
	0330	Сера диоксид	0,007500	0,00162
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	0,039000	0,00844
	0703	Бенз/а/пирен	8,25e-08	0
	1325	Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	0,000750	0,00016
	2732	Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	0,018000	0,00389
0038	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,448851	1,38457
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,560439	0,22499
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,015650	0
	0330	Сера диоксид	0,236231	0,07676
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,707604	2,32552
	0703	Бенз/а/пирен	0,000010	0,000003
0039	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,448851	3,19652
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,560439	0,51943
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,015650	0
	0330	Сера диоксид	0,236231	0,17721
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,707604	5,36888
	0703	Бенз/а/пирен	0,000010	0,000007
0040	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,448851	0,5751
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,560439	0,09345
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,015650	0
	0330	Сера диоксид	0,236231	0,03188
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,707604	0,96594
	0703	Бенз/а/пирен	0,000010	0,000001
0041	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,448851	2,42447
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,560439	0,39398
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,015650	0
	0330	Сера диоксид	0,236231	0,13441
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,707604	4,07215
	0703	Бенз/а/пирен	0,000010	0,000006
0042	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0,048000	0,01038
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,007800	0,00169
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,003000	0,00065
	0330	Сера диоксид	0,007500	0,00162
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	0,039000	0,00844
	0703	Бенз/а/пирен	8,25e-08	0
	1325	Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	0,000750	0,00016
	2732	Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	0,018000	0,00389
0043	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0,048000	0,02165
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,007800	0,00352
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,003000	0,00135
	0330	Сера диоксид	0,007500	0,00338
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	0,039000	0,01759
	0703	Бенз/а/пирен	8,25e-08	0
	1325	Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	0,000750	0,00034
	2732	Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	0,018000	0,00812
0044	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0,048000	0,02165
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,007800	0,00352
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,003000	0,00135
	0330	Сера диоксид	0,007500	0,00338
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	0,039000	0,01759
	0703	Бенз/а/пирен	8,25e-08	0
	1325	Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	0,000750	0,00034
	2732	Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	0,018000	0,00812
6027	0333	Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	0,000005	0
	2754	Алканы C12-19 (в пересчете на С)	0,001713	0,00067
Котельная N 5 на 26 МВт, с. Красноселькуп, ул. Мамонова, 9В
0034	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,398205	1,91492
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,552208	0,31117
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,010433	0
	0330	Сера диоксид	0,212081	0,10242
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,459068	3,1029
	0703	Бенз/а/пирен	0,000009	0,000004
0035	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,398205	2,44571
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,552208	0,39743
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,010433	0
	0330	Сера диоксид	0,212081	0,13081
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,459068	3,96298
	0703	Бенз/а/пирен	0,000009	0,000005
0036	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,398205	2,80297
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,552208	0,45548
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,010433	0
	0330	Сера диоксид	0,212081	0,14992
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,459068	4,54188
	0703	Бенз/а/пирен	0,000009	0,000006
0037	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0,048000	0,03254
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,007800	0,00529
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,003000	0,00203
	0330	Сера диоксид	0,007500	0,00509
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	0,039000	0,02644
	0703	Бенз/а/пирен	8,25e-08	0
	1325	Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	0,000750	0,00051
	2732	Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	0,018000	0,0122
0045	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,398205	2,57228
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,552208	0,418
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,010433	0
	0330	Сера диоксид	0,212081	0,13758
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,459068	4,16808
	0703	Бенз/а/пирен	0,000002	0,000002
0046	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,398205	1,71281
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,552208	0,27833
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,010433	0
	0330	Сера диоксид	0,212081	0,09161
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,459068	2,77541
	0703	Бенз/а/пирен	0,000002	0,000001
0047	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3,398205	1,12486
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,552208	0,18279
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,010433	0
	0330	Сера диоксид	0,212081	0,06016
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5,459068	1,82271
	0703	Бенз/а/пирен	0,000002	0,000001
0048	0301	Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0,048000	0,03254
	0304	Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0,007800	0,00529
	0328	Углерод (Пигмент черный)	0,003000	0,00203
	0330	Сера диоксид	0,007500	0,00509
	0337	Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	0,039000	0,02644
	0703	Бенз/а/пирен	8,25e-08	0
	1325	Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	0,000750	0,00051
	2732	Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	0,018000	0,0122
6026	0333	Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	0,000005	0
	2754	Алканы C12-19 (в пересчете на С)	0,001870	0,00083

16.2. Описание текущих и перспективных значений средних за год концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения.

Значения концентраций вредных веществ (по среднегодовым ПДК) в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов котельных N 4 и N 5 представлены в таблицах 24 и 25 соответственно.

Таблица 24 - Значения концентраций вредных веществ (по среднегодовым ПДК) в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов котельной N 4

Загрязняющее вещество, код и наименование	Расчетная (контрольная) точка			Фоновая концентрация q'уф,j, в долях ПДК	Расчетная максимальная приземная концентрация, в долях ПДК			Источники с наибольшим воздействием на атмосферный воздух, (наибольшим вкладом в максимальную концентрацию)
	номер	координата X, м	координата Y, м		на границе предприятия	на границе санитарно - защитной зоны (с учетом фона/без учета фона)	в жилой зоне /зоне с особыми условиями (с учетом фона/без учета фона)
								N источника на карте - схеме	% вклада
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	3	165,05	173,30	0,0454	0,3350	-	-	0042	17,52
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	20	287,72	229,73	0,0183	-	0,6792 / -	-	0041	14,38
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	12	215,00	171,40	0,0424	-	-	0,3899 / -	0042	15,74
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	3	165,05	173,30	-	0,0471	-	-	0042	20,26
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	20	287,72	229,73	-	-	- / 0,1074	-	0041	14,78
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	12	215,00	171,40	-	-	-	- / 0,0565	0042	17,65
0328 Углерод (Пигмент черный)	3	165,05	173,30	-	0,0368	-	-	0042	24,90
0328 Углерод (Пигмент черный)	20	287,72	229,73	-	-	- / 0,0784	-	0042	17,47
0328 Углерод (Пигмент черный)	12	215,00	171,40	-	-	-	- / 0,0427	0042	22,45
0330 Сера диоксид	3	165,05	173,30	-	0,0553	-	-	0042	19,91
0330 Сера диоксид	20	287,72	229,73	-	-	- / 0,1267	-	0041	15,02
0330 Сера диоксид	12	215,00	171,40	-	-	-	- / 0,0665	0042	17,31
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	6	219,37	88,66	-	0,1052	-	-	6027	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	22	302,90	4,15	-	-	- / 0,0090	-	6027	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0351	6027	100,00
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	3	165,05	173,30	-	0,0062	-	-	0041	16,25
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	20	287,72	229,73	-	-	- / 0,0152	-	0041	17,96
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	12	215,00	171,40	-	-	-	- / 0,0077	0041	17,66
0703 Бенз/а/пирен	4	206,49	158,01	-	0,0675	-	-	0041	27,15
0703 Бенз/а/пирен	20	287,72	229,73	-	-	- / 0,1724	-	0041	24,76
0703 Бенз/а/пирен	12	215,00	171,40	-	-	-	- / 0,0901	0041	26,45
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	7	209,21	60,73	-	0,0556	-	-	0030	31,10
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,0919	-	0042	31,10
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	11	163,70	187,80	-	-	-	- / 0,0547	0042	35,73

Таблица 25 - Значения концентраций вредных веществ (по среднегодовым ПДК) в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов котельной N 5

Загрязняющее вещество, код и наименование	Расчетная (контрольная) точка			Фоновая концентрация q'уф,j, в долях ПДК	Расчетная максимальная приземная концентрация, в долях ПДК			Источники с наибольшим воздействием на атмосферный воздух, (наибольшим вкладом в максимальную концентрацию)
	номер	координата X, м	координата Y, м		на границе предприятия	на границе санитарно - защитной зоны (с учетом фона/без учета фона)	в жилой зоне /зоне с особыми условиями (с учетом фона/без учета фона)
								N источника на карте - схеме	% вклада
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	5	232,88	91,24	0,0138	0,3301	-	-	0048	41,90
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	11	231,29	236,35	0,0138	-	0,7480 / -	-	0048	36,03
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	18	65,40	74,70	0,0138	-	-	0,3557 / -	0048	40,06
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	5	232,88	91,24	-	0,0685	-	-	0048	43,72
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	11	231,29	236,35	-	-	- / 0,1591	-	0048	36,71
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0741	0048	41,67
0328 Углерод (Пигмент черный)	5	232,88	91,24	-	0,0542	-	-	0048	53,12
0328 Углерод (Пигмент черный)	11	231,29	236,35	-	-	- / 0,1219	-	0048	46,05
0328 Углерод (Пигмент черный)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0588	0048	50,45
0330 Сера диоксид	5	232,88	91,24	-	0,0787	-	-	0048	43,92
0330 Сера диоксид	11	231,29	236,35	-	-	- / 0,1826	-	0048	36,90
0330 Сера диоксид	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0851	0048	41,85
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	4	249,07	127,89	-	0,0179	-	-	6026	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	11	231,29	236,35	-	-	- / 0,0065	-	6026	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	17	100,40	66,00	-	-	-	- / 0,0036	6026	100,00
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	5	232,88	91,24	-	0,0086	-	-	0048	34,75
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	11	231,29	236,35	-	-	- / 0,0205	-	0048	28,32
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0092	0048	33,22
0703 Бенз/а/пирен	4	249,07	127,89	-	0,0603	-	-	0048	26,68
0703 Бенз/а/пирен	11	231,29	236,35	-	-	- / 0,1501	-	0048	22,45

0703 Бенз/а/пирен	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0677	0048	26,30
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	5	232,88	91,24	-	0,0794	-	-	0048	72,61
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	11	231,29	236,35	-	-	- / 0,1663	-	0048	67,53
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0867	0048	68,51

16.3. Описание текущих и перспективных значений максимальных разовых концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения.

Значения концентраций вредных веществ (по максимально-разовым ПДК) в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов котельных N 4 и N 5 представлены в таблицах 26 и 27 соответственно.

Таблица 26 - Значения концентраций вредных веществ (по максимально-разовым ПДК) в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов котельной N 4

Загрязняющее вещество, код и наименование	Расчетная (контрольная) точка			Фоновая концентрация q'уф,j, в долях ПДК	Расчетная максимальная приземная концентрация, в долях ПДК			Источники с наибольшим воздействием на атмосферный воздух, (наибольшим вкладом в максимальную концентрацию)
	номер	координата X, м	координата Y, м		на границе предприятия	на границе санитарно - защитной зоны (с учетом фона/без учета фона)	в жилой зоне /зоне с особыми условиями (с учетом фона/без учета фона)
								N источника на карте - схеме	% вклада
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	7	209,21	60,73	0,0367	0,6174	-	-	0044	29,39
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	19	174,50	274,20	0,0367	-	0,6696 / -	-	0043	27,33
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	14	249,70	79,20	0,0367	-	-	0,6014 / -	0044	30,38
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	7	209,21	60,73	-	0,0708	-	-	0044	31,25
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,0771	-	0043	28,91
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0688	0044	32,35
0328 Углерод (Пигмент черный)	7	209,21	60,73	-	0,0755	-	-	0044	31,29
0328 Углерод (Пигмент черный)	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,0819	-	0043	29,09
0328 Углерод (Пигмент черный)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0735	0044	32,35
0330 Сера диоксид	7	209,21	60,73	-	0,0545	-	-	0044	31,25
0330 Сера диоксид	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,0594	-	0043	28,90
0330 Сера диоксид	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0529	0044	32,35
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	6	219,37	88,66	-	0,1265	-	-	6027	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	23	197,52	-41,24	-	-	- / 0,0189	-	6027	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0836	6027	100,00
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	7	209,21	60,73	-	0,0282	-	-	0044	31,17
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,0410	-	0041	25,07
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0274	0044	32,35
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	7	209,21	60,73	-	0,0543	-	-	0044	31,36
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,0585	-	0043	29,34
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0529	0044	32,35
2732 Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	7	209,21	60,73	-	0,0546	-	-	0044	31,36
2732 Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,0589	-	0043	29,34
2732 Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0533	0044	32,35
2754 Алканы C12-19 (в пересчете на С)	6	219,37	88,66	-	0,3602	-	-	6027	100,00
2754 Алканы C12-19 (в пересчете на С)	23	197,52	-41,24	-	-	- / 0,0538	-	6027	100,00
2754 Алканы C12-19 (в пересчете на С)	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,2380	6027	100,00
6035 Сероводород, формальдегид	6	219,37	88,66	-	0,1265	-	-	6027	100,00
6035 Сероводород, формальдегид	18	71,56	223,63	-	-	- / 0,0635	-	0044	26,99
6035 Сероводород, формальдегид	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0789	6027	100,00
6043 Серы диоксид и сероводород	6	219,37	88,66	-	0,1265	-	-	6027	100,00
6043 Серы диоксид и сероводород	18	71,56	223,63	-	-	- / 0,0666	-	0044	25,01
6043 Серы диоксид и сероводород	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,0794	6027	99,28
6204 Азота диоксид, серы диоксид	7	209,21	60,73	-	0,3970	-	-	0044	31,25
6204 Азота диоксид, серы диоксид	19	174,50	274,20	-	-	- / 0,4327	-	0043	28,91
6204 Азота диоксид, серы диоксид	14	249,70	79,20	-	-	-	- / 0,3860	0044	32,35

Таблица 27 - Значения концентраций вредных веществ (по максимально-разовым ПДК) в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов котельной N 5

Загрязняющее вещество, код и наименование	Расчетная (контрольная) точка			Фоновая концентрация q'уф,j, в долях ПДК	Расчетная максимальная приземная концентрация, в долях ПДК			Источники с наибольшим воздействием на атмосферный воздух, (наибольшим вкладом в максимальную концентрацию)
	номер	координата X, м	координата Y, м		на границе предприятия	на границе санитарно - защитной зоны (с учетом фона/без учета фона)	в жилой зоне /зоне с особыми условиями (с учетом фона/без учета фона)
								N источника на карте - схеме	% вклада
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	4	249,07	127,89	0,0367	0,5220	-	-	0048	62,55
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	13	333,07	61,92	0,0367	-	0,8344 / -	-	0047	14,00
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	18	65,40	74,70	0,0367	-	-	0,5684 / -	0048	63,60
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	4	249,07	127,89	-	0,0592	-	-	0048	67,27
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0972	-	0047	14,64
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0648	0048	67,99
0328 Углерод (Пигмент черный)	4	249,07	127,89	-	0,0608	-	-	0048	69,90
0328 Углерод (Пигмент черный)	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0813	-	0048	57,56
0328 Углерод (Пигмент черный)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0682	0048	69,05
0330 Сера диоксид	4	249,07	127,89	-	0,0455	-	-	0048	67,34
0330 Сера диоксид	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0742	-	0047	14,51
0330 Сера диоксид	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0498	0048	68,01
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	3	207,05	139,33	-	0,0296	-	-	6026	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0094	-	6026	100,00
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)	17	100,40	66,00	-	-	-	- / 0,0088	6026	100,00
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	4	249,07	127,89	-	0,0354	-	-	0047	20,46
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0603	-	0047	18,18
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0346	0046	17,74
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	4	249,07	127,89	-	0,0417	-	-	0048	73,48
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	16	21,66	67,48	-	-	- / 0,0517	-	0048	66,85
1325 Формальдегид (Муравьиный альдегид, оксометан, метиленоксид)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0481	0048	70,45
2732 Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	4	249,07	127,89	-	0,0419	-	-	0048	73,48
2732 Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	16	21,66	67,48	-	-	- / 0,0520	-	0048	66,85
2732 Керосин (Керосин прямой перегонки; керосин дезодорированный)	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0484	0048	70,45
2754 Алканы C12-19 (в пересчете на С)	3	207,05	139,33	-	0,0843	-	-	6026	100,00
2754 Алканы C12-19 (в пересчете на С)	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0268	-	6026	100,00
2754 Алканы C12-19 (в пересчете на С)	17	100,40	66,00	-	-	-	- / 0,0249	6026	100,00
6035 Сероводород, формальдегид	4	249,07	127,89	-	0,0417	-	-	0048	73,46
6035 Сероводород, формальдегид	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0549	-	0048	61,40
6035 Сероводород, формальдегид	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0484	0048	70,08
6043 Серы диоксид и сероводород	4	249,07	127,89	-	0,0455	-	-	0048	67,32
6043 Серы диоксид и сероводород	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,0815	-	0047	15,45
6043 Серы диоксид и сероводород	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,0501	0048	67,67
6204 Азота диоксид, серы диоксид	4	249,07	127,89	-	0,3318	-	-	0048	67,28
6204 Азота диоксид, серы диоксид	13	333,07	61,92	-	-	- / 0,5450	-	0047	14,63
6204 Азота диоксид, серы диоксид	18	65,40	74,70	-	-	-	- / 0,3635	0048	67,99

16.4. Оценка снижения объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и размещения отходов производства за счет перераспределения тепловой нагрузки от котельных на источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии.

Перераспределение тепловой нагрузки от котельных на источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии не предусматривается.

16.5. Предложения по снижению объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сбросов вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, и минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства.

Предложения по снижению объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сбросов вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, и минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства отсутствуют.

16.6. Предложения по величине необходимых инвестиций для снижения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сброса вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства.

Предложения по величине необходимых инвестиций для снижения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сброса вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства отсутствуют.

XVII. Сценарии развития аварий в системах теплоснабжения с моделированием гидравлических режимов работы таких систем, в том числе при отказе элементов тепловых сетей и при аварийных режимах работы систем теплоснабжения, связанных с прекращением подачи тепловой энергии

17.1. "Сценарии развития аварий в системах теплоснабжения села Красноселькуп с моделированием гидравлических режимов работы таких систем, в том числе при отказе элементов тепловых сетей и при аварийных режимах работы систем теплоснабжения, связанных с прекращением подачи тепловой энергии" (далее - План действий), разработан во исполнение требований пункта 4 статьи 20 Федерального закона N 190-ФЗ "О теплоснабжении" от 27.07.2010, подпункта 1 пункта 18 статьи V Приказа Министерства энергетики Российской Федерации N 103 от 12.03.2013 "Об утверждении правил оценки готовности к отопительному периоду", поручений Президента Российской Федерации В.В. Путина по итогам совещания о ходе прохождения осенне-зимнего периода 2021/2022.

17.1.1. Объектами Плана действий по ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения, с применением электронного моделирования аварийных ситуаций, являются источники тепловой энергии, магистральные и распределительные тепловые сети, теплосетевые объекты (насосные станции, центральные тепловые пункты), системы теплопотребления.

17.1.2. Реализация Плана действий необходима для обеспечения надежной эксплуатации системы теплоснабжения села Красноселькуп и должна решать следующие задачи:

- повышения эффективности, устойчивости и надежности функционирования объектов системы теплоснабжения;

- мобилизации усилий всех инженерных служб села Красноселькуп для ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения;

- снижения до приемлемого уровня последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения;

- информировать ответственных лиц о возможных аварийных ситуациях с указанием причин их возникновения и действиям по ликвидации последствий.

17.1.3. План действия определяет общий порядок действий персонала объекта при ликвидации последствий аварийных ситуаций и является обязательной для исполнения всеми ответственными лицами, указанными в нем.

17.1.4. План действий должен быть проверен уполномоченным органом в целях оценки готовности муниципального образования к отопительному периоду.

17.1.5. План действий должен находиться:

- в Администрации села Красноселькуп у заместителя Главы Администрации, отвечающий за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства, в том числе системы централизованного теплоснабжения и в управлении жилищно-коммунального хозяйства;

- в теплоснабжающей организации, осуществляющих деятельность на территории муниципального образования у руководителя, главного инженера, в производственно-техническом отделе в дежурно-диспетчерской службе, на рабочих местах оперативного персонала (сетевые участки, ТЭЦ, ЦТП);

- у руководителя организации и на рабочем месте оперативного персонала Единой дежурно-диспетчерской службы (далее - ЕДДС);

- в управляющих организациях, занятых обслуживанием многоквартирных домов;

- в иных организациях, связанных с эксплуатацией системы централизованного теплоснабжения села Красноселькуп, по усмотрению заместителя Главы Администрации, отвечающего за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства.

17.1.6. Правильность положений Плана действий и соответствие его действительному положению в системе теплоснабжения муниципального образования проверяется не реже одного раза в год. При этом проводится учебная проверка по одной из позиций плана и выполнение предусмотренных в нем мероприятий. Ответственность за своевременное и правильное проведение учебных проверок Плана действий несут заместитель Главы Администрации муниципального образования, отвечающий за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства, и руководители теплоснабжающей организации.

17.1.7. К обстоятельствам, при несоблюдении которых в отношении муниципальных образований составляется акт проверки готовности к отопительному периоду с приложением Перечня с указанием сроков устранения замечаний, относится несоблюдение требований по применению электронного моделирования аварийных ситуаций.

17.2. Общие сведения по применению электронного моделирования при ликвидации последствий аварийных ситуаций

17.2.1. Компьютерное моделирование реальных процессов в системе теплоснабжения является важным элементом при эксплуатации системы теплоснабжения и ликвидации последствий аварийных ситуаций. При этом имитационные и расчетно-аналитические модели используются как инструмент для принятия решений путем построения прогнозов поведения моделируемой системы при тех или иных условиях и способах воздействия на нее.

17.2.2. Для компьютерного моделирования процессов в системе теплоснабжения используются электронные модели систем теплоснабжения, создаваемые с применением специализированных программно-расчетных комплексов. При этом в соответствии с требованиями пункта 38 главы 3 постановления Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" электронная модель системы теплоснабжения поселения, городского округа" должна содержать:

а) графическое представление объектов системы теплоснабжения с привязкой к топографической основе поселения и с полным топологическим описанием связности объектов;

б) паспортизацию объектов системы теплоснабжения;

в) паспортизацию и описание расчетных единиц территориального деления, включая административное;

г) гидравлический расчет тепловых сетей любой степени закольцованности, в том числе гидравлический расчет при совместной работе нескольких источников тепловой энергии на единую тепловую сеть;

д) моделирование всех видов переключений, осуществляемых в тепловых сетях, в том числе переключений тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии;

е) расчет балансов тепловой энергии по источникам тепловой энергии и по территориальному признаку;

ж) расчет потерь тепловой энергии через изоляцию и с утечками теплоносителя;

з) расчет показателей надежности теплоснабжения;

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

к) сравнительные пьезометрические графики для разработки и анализа сценариев перспективного развития тепловых сетей.

17.2.3. Задачи по ликвидации последствий аварийных ситуаций, решаемые с применением электронного моделирования, относятся к процессам эксплуатации системы теплоснабжения, диспетчерскому и технологическому управлению системой.

В эти задачи входят:

- моделирование изменений гидравлического режима при аварийных переключениях и отключениях;

- формирование рекомендаций по локализации аварийных ситуаций и моделирование последствий выполнения этих рекомендаций;

- формирование перечней и сводок по отключаемым абонентам.

17.2.4. Для электронного моделирования ликвидации последствий аварийных ситуаций применяются:

- программное обеспечение, позволяющее создать электронную модель всех технологических объектов (паспортизировать), составляющих систему теплоснабжения, в их совокупности и взаимосвязи, и на основе этого описания решать весь спектр расчетно-аналитических задач, необходимых для многовариантного моделирования режимов работы всей системы теплоснабжения и ее отдельных элементов;

- средства создания и визуализации графического представления сетей теплоснабжения в привязке к плану территории, неразрывно связанные со средствами технологического описания объектов системы теплоснабжения и их связности;

- собственно данные, описывающие каждый в отдельности элементарный объект и всю совокупность объектов, составляющих систему теплоснабжения населенного пункта, - от источника тепла и вплоть до каждого потребителя, включая все трубопроводы и тепловые камеры, а также электронный план местности, к которому привязана модель системы теплоснабжения.

17.2.5. В качестве инструмента для решения задач с применением электронного моделирования ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения города используется ранее разработанная электронная модель, созданная в программе "Zulu" (изготовитель программного обеспечения - ООО "Политерм", г. Санкт-Петербург) в составе геоинформационной системы Zulu и программно-расчетного комплекса Zulu Thermo, с применением расчетного модуля "Коммутационные задачи".

17.2.6. С применением геоинформационной системы Zulu можно создавать и видеть на топографической карте территории плана-схемы инженерных сетей с поддержкой их топологии, проводить совместный семантический и пространственный анализ графических и табличных данных, осуществлять экспорт и импорт данных.

17.2.7. С применением модуля "Коммутационные задачи" программно-расчетного комплекса Zulu Thermo, возможно проводить анализ отключений, переключений, поиск ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок и т.д.

17.2.7.1. Общая последовательность действий специалиста, работающего с электронной моделью системы теплоснабжения, в программно-расчетном комплексе Zulu для осуществления ликвидации последствий аварийных ситуаций с применением электронного моделирования:

1) Начало работы.

Выберите в меню "Задачи" пункт "Коммутационные задачи".

2) Выбор слоя сети.

Для выбора слоя, в котором будут решаться коммутационные задачи нажмите кнопку "Слой..." и в появившемся диалоговом окне с помощью левой кнопки мыши выберите слой сети. Нажмите кнопку ОК.

3) Настройки.

Нажмите кнопку "Настройки" для вызова диалога настроек программы.

4) Анализ переключений.

Выполнение команды "Анализ переключений" позволяет рассчитать изменения в сети вследствие отключения или изолирования заданных объектов сети (участков, арматуры и т.д.), вызванных аварийной ситуацией. Также при работе с этой функцией производится расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети. Результаты расчета отображаются на карте в виде тематической раскраски и выводятся в отчет.

Для начала работы необходимо задать список переключаемых объектов, участка тепловой сети, на котором рассматривается возникновение аварийной ситуации. Для этого выбирается закладка "Анализ переключений". В режиме выделить указывается на карте аварийный участок или на этом участке арматуру, для которых необходимо произвести переключение (слой сети при этом должен быть активным). Далее необходимо нажать кнопку на панели диалога. Выбранный объект добавится в список переключаемых объектов сети в диалоговом окне. Таким же образом добавьте в список все необходимые для анализа объекты.

Необходимо выделить нужный объект из набранного списка и выбрать в поле "Действие" необходимый вид переключения.

После выбора переключения на карте автоматически определится и отобразится в виде тематической раскраски зона отключенных аварийных участков сети и потребителей. На схеме выделяются элементы (потребители, участки трубопроводов, тепловые камеры и т.д.), попавшие в зону отключения.

При необходимости возможно удалить раскраску с помощью кнопки.

При выполнении команды "Анализ переключений" реализуются следующие виды переключений:

- "Включить". Режим объекта устанавливается на "Включен";

- "Выключить". Режим объекта устанавливается на "Выключен";

- "Изолировать от источника". Режим объекта устанавливается на "Выключен". При этом автоматически добавляется в список и переводится в режим отключения вся изолирующая объект от источника запорная арматура;

- "Отключить от источника". Режим объекта устанавливается на "Выключен". При этом автоматически добавляется в список и переводится в режим отключения вся отключающая объект от источника запорная арматура.

Изображение позволяет визуализировать результаты расчеты и определить оптимальные действия персонала. На ней с привязкой к объектам на карте, показано оптимальное распределение потоков теплоносителя, позволяющее обеспечить необходимый гидравлический режим тепловой сети в случае нештатной аварийной ситуации.

На основе данных, полученных при электронном моделировании, дежурный диспетчер может для устранения и уменьшения негативных последствий аварии оперативно по средствам связи сообщить ремонтной бригаде, выехавшей для ликвидации последствий аварийной ситуации:

- информацию о трубопроводной арматуре, которую необходимо открыть (закрыть) для теплоснабжения потребителей;

- список потребителей тепловой энергии, попадающих под отключение при проведении переключений.

Анализ переключений в тепловой сети производится с учетом выбранных переключений для объектов из списка и включает в себя:

- поиск попавших под отключение объектов тепловой сети;

- расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети, вызванных аварийной ситуацией;

- отображение результатов расчета на карте в виде тематической раскраски и вывод табличных данных в отчет, с последующей возможностью их экспорта в формат MS Excel или HTML.

Для выполнения расчета необходимо нажать кнопку "Выполнить". В результате выполнения задачи появится браузер "Просмотр результата", содержащий табличные данные результатов расчета.

Вкладки браузера содержат таблицы попавших под отключение объектов сети и итоговые значения результатов расчета.

Итоговые значения по потребителям содержат следующие значения:

а) Для тепловой сети:

- объем воды в подающем трубопроводе;

- объем воды в обратном трубопроводе;

- расчетная нагрузка на отопление;

- расчетная нагрузка на вентиляцию;

- расчетная средняя нагрузка на ГВС;

- объем воды в системе отопления;

- объем воды в системе вентиляции;

- объем воды в системе ГВС;

- суммарный объем воды.

б) Итоговые значения по обобщенным потребителям:

- объем воды в подающем трубопроводе;

- объем воды в обратном трубопроводе;

- расход воды на системы отопления, систему вентиляции и закрытые системы ГВС;

- расход воды на открытый водоразбор.

5) Поиск в слое подложке.

Поиск в слое подложке позволяет осуществить поиск в заданном слое объектов, местоположение которых совпадает с местоположением потребителей в слое сети. Результаты поиска отображаются на карте в виде тематической раскраски объектов слоя-подложки и выводятся в отчет.

Для ввода исходных данных необходимо выполнить следующие действия:

а) Выберите закладку "Поиск в слое подложке".

б) Выберите с помощью переключателей "Учитывать потребителей" необходимые условия поиска:

- Всех в сети. Поиск будет осуществляться для всех потребителей в слое сети, дополнительных настроек производить не надо, и можно сразу производить поиск;

- Из группы. Поиск будет осуществляться для потребителей, входящих в текущую группу в слое сети;

- Из списка. Поиск будет осуществляться для потребителей, входящих в список в окне диалога, перед началом поиска необходимо добавить потребителей в список. Для этого выделите в режиме на карте потребителя, для которого необходимо произвести поиск. Нажмите кнопку на панели диалога. Выбранный потребитель добавится в список в диалоговом окне. Таким же образом добавьте в список всех необходимых для поиска потребителей.

Для поиска в слое подложке необходимо выполнить следующие действия:

Для выполнения поиска нажмите кнопку "Выполнить". В результате выполнения задачи появится браузер "Просмотр результата", содержащий табличные данные результатов поиска и выполнится раскраска слоя-подложки в зависимости от режимов потребителей и выбранных настроек.

Каждая запись результирующей таблицы соответствует потребителю и соответствующему объекту слоя подложки и содержит заданные в настройках поля из баз данных, а также информацию о текущем режиме потребителя.

При необходимости вы можете удалить раскраску с помощью кнопки.

6) Настройки.

Слой сети. В диалоге настроек выберите закладку "Слой сети". В выпадающем списке с помощью левой кнопки мышки выберите нужный слой сети и в списке видов сети выберите соответствующий вид сети.

Анализ переключений. В диалоге настроек выберите закладку "Анализ переключений". В верхнем списке отображается перечень всех типов для выбранного слоя сети.

Для того, чтобы определенный тип элементов сети вошел в отчет по поиску изменений в сети, необходимо включить его в списке типов и выбрать нужные поля для вывода в отчет. Для включения типа в отчет с помощью левой кнопки мыши установите напротив названия типа галочку.

При выделении названия типа в верхнем разделе, в списке Доступные поля отобразится список всех полей базы данных текущего выбранного типа, которые могут быть включены в отчет. В списке Поля для вывода отобразится список полей, которые были выбраны для включения в отчет.

7) Слой подложка.

В диалоге настроек выберите закладку "Слой подложка".

В верхнем списке, в разделе "Слой подложка" отображается перечень слоев карты. Для выбора нужного слоя, в котором будет осуществляться поиск и раскраска объектов, попадающих под потребителей сети, с помощью левой кнопки мыши установите галочку. В левом нижнем списке содержится список всех полей базы данных выбранного слоя, которые могут быть включены в отчет. В правом нижнем списке содержится список полей, которые были выбраны для включения в отчет.

В верхнем списке, в разделе "Слой сети" отображается перечень типов потребителей слоя сети. Выберите нужный тип потребителей, для которых будет осуществляться поиск в слое подложке и задайте необходимые для вывода в отчет поля.

Опция "Выводить отчет": кроме тематической раскраски объектов слоя подложки, результаты поиска выводятся в браузер "Просмотр результата".

Опция "Раздельный отчет по режимам": в браузере "Просмотр результата" результаты поиска группируются в отдельные таблицы, в зависимости от режимов потребителей.

7) Раскраска.

Для проведения раскраски в диалоге настроек выберите закладку "Раскраска".

Раскраска слоя подложки по состоянию потребителей сети позволяет задать стиль и цвет заливки площадных объектов слоя подложки в зависимости от режима соответствующих потребителей. Режим "Не определен" соответствует ситуации, когда на один объект слоя подложки попадает несколько потребителей с разными режимами. Для задания стиля и цвета заливки нужного режима нажмите соответствующую кнопку. В появившемся диалоге выберите необходимые параметры.

Раскраска отключенных/изолированных участков сети позволяет задать стиль и цвет участков сети отключенных/изолированных от источников. Для задания нужного стиля и цвета нажмите соответствующую кнопку. В появившемся диалоге выберите необходимые параметры.

8) Работа со списком объектов.

При работе со списком объектов в него возможно добавлять объекты из активного слоя карты. Для этого необходимо выделить объект на карте в режиме и нажать кнопку. Для удаления объекта из списка выделите его в списке и нажмите кнопку. При передвижении по списку, на карте автоматически выделяется соответствующий объект. Если объект не попадает в текущий экстент карты, то экстент устанавливается таким образом, чтобы объект оказался в центре карты. При выбранной закладке "Анализ переключений", с помощью кнопок и вы можете просмотреть и распечатать отчет по списку объектов. Поля для подготовки отчета берутся из настроек соответствующего типа объекта сети.

9) Работа с браузером результатов расчета.

Навигация. Браузер "Просмотр результата" содержит табличные данные результатов расчета. Для того, чтобы сделать активной нужную таблицу - необходимо выбрать соответствующую вкладку браузера. При выделении с помощью левой клавиши мыши записи в таблице, на карте автоматически выделяется соответствующий объект. Если объект не попадает в текущий экстент карты, то экстент устанавливается таким образом, чтобы объект оказался в центре карты.

Создание отчета. Для создания отчета по табличным данным результатов расчета нажмите кнопку. Появится диалог создания отчета.

Для предварительного просмотра отчета необходимо нажать кнопку "Просмотр". Для проведения печати отчета необходимо нажать кнопку "Печать".

Экспорт в MS Excel. Для экспорта в электронную таблицу MS Excel табличных данных результатов расчета необходимо нажать кнопку. В окне появится диалог экспорта в MS Excel.

В строке "Путь к книге Excel" необходимо нажать кнопку "Обзор" и указать полный путь к файлу электронной таблицы. В строке "Имя листа" необходимо ввести имя листа, в который будут сохранены данные. После этого необходимо нажать кнопку "Сохранить".

10) Экспорт в HTML.

Для экспорта в HTML страницу табличных данных результатов расчета нажмите кнопку. Появится диалог экспорта в HTML.

В строке "Имя файла" необходимо нажать кнопку "Обзор" и указать полный путь к файлу HTML, в который будут сохранены данные. После этого необходимо нажать кнопку "Сохранить".

17.3. Применение электронного моделирования при ликвидации последствий аварийных ситуаций.

17.3.1. В качестве примеров в настоящем Плане действий приведены варианты электронного моделирования при ликвидации аварийных ситуаций, произошедших в системе теплоснабжения села Красноселькуп, отключение участков тепловой сети от источников тепловой энергии:

- для примера N 1 - в тепловых сетях котельной N 5 "Термаль" - эксплуатирующая организация ООО ЭК "ТВЭС";

- для примера N 2 - в тепловых сетях котельной N 4 "Октан - эксплуатирующая организация ООО ЭК "ТВЭС".

17.3.2. Электронное моделирование при ликвидации аварийных ситуаций должно использоваться персоналом организаций, занятых в сфере теплоснабжения города для принятия оптимальных решений по организации теплоснабжения в случае аварийной ситуации. На основании полученных результатов гидравлических расчетов в программно-расчетном комплексе "Zulu Thermo" при электронном моделировании выдаются рекомендации ремонтной бригаде для проведения переключений в тепловых сетях.

17.3.3. Специалист производственно-технической службы, работающий с электронной моделью системы теплоснабжения, в программно-расчетном комплексе "Zulu Thermo", для анализа переключений, поиска ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок должен выполнить следующие действия:

17.3.3.1. Активировать модуль "Коммутационные задачи" электронной модели системы теплоснабжения города.

17.3.3.2. Для начала работы включить необходимые слои электронной модели системы теплоснабжения. На мониторе появится изображение, аналогичное изображению, показанному на рисунке 9:

- для примера N 1 и 2 - Слой "сети", показывающий нормальное состояние теплоснабжения от котельной N 5 "Термаль" и котельной N 4 "Октан" ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп.

Рисунок 9 - Слой "сети", показывающий нормальное состояние теплоснабжения от котельной N 5 "Термаль" и котельной N 4 "Октан"

17.3.3.3. Задать список переключаемых объектов, участков тепловой сети, на которых возникла аварийная ситуация.

17.3.3.4. Реализовать команду "Анализ переключений", что позволит рассчитать изменения в тепловой сети вследствие отключения или изолирования заданных объектов сети, вызванных аварийной ситуацией, провести расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети.

После выбора переключения на карте монитора дежурного диспетчера теплоснабжающей организации автоматически определится и отобразится в виде тематической раскраски зона отключенных аварийных участков сети и потребителей.

Зона отключенных аварийных участков сети и потребителей приведена на рисунках 10 и 11:

- для примера N 1 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 5 "Термаль ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп после проведения переключений при аварийной ситуации;

- для примера N 2 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 4 "Октан" ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп после проведения переключений при аварийной ситуации.

На схеме с привязкой к объектам к карте местности:

- выделятся элементы (потребители, участки трубопроводов, тепловые камеры и т.д.), попавшие в зону аварийного отключения;

- отобразится оптимальное распределение потоков теплоносителя, позволяющее обеспечить необходимый гидравлический режим тепловой сети в случае нештатной аварийной ситуации.

Изображение, показанное на рисунках 10 и 11, при реальной аварийной ситуации позволит дежурному диспетчеру визуализировать результаты расчетов и на их основании определить оптимальные действия персонала.

Рисунок 10 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 5 "Термаль" ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп после проведения переключений при аварийной ситуации

Рисунок 11 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 4 "Октан" ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп после проведения переключений при аварийной ситуации

17.3.3.5. На основе данных, полученных при электронном моделировании, дежурный диспетчер может для устранения и уменьшения негативных последствий аварии оперативно по средствам связи сообщить ремонтной бригаде, выехавшей для ликвидации последствий аварийной ситуации:

- список абонентов тепловой энергии, попадающих под отключение при проведении переключений.

- список отключенных участков тепловой сети при проведении переключений.

- информацию о трубопроводной арматуре, которую необходимо открыть (закрыть) для теплоснабжения потребителей.

17.3.3.6. С применением электронного моделирования дежурный диспетчер может также проводить расчеты объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления, при изменениях в сети, вызванных аварийной ситуацией.

Пример формы, с табличными данными об отключенных абонентах при аварийной ситуации, приведен в таблицах 28 и 29:

- для примера N 1 - Форма по абонентам, отключенным при аварийной ситуации на тепловой сети котельной N 5 "Термаль ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп;

- для примера N 2 - Форма по абонентам, отключенным при аварийной ситуации на тепловой сети котельной N 4 "Октан" ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп.

Таблица 28 - Здания с ограниченной подачей тепловой энергии котельная N 5, с. Красноселькуп

Наименование узла	Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на вентиляцию, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на ГВС, Гкал/ч	Вероятность безотказной работы	Коэффициент готовности
Нов.пот.1, Мамонова, 9	0,029	0,000	0,000	0,995363	0,998589
ул. Мамонова, 17	0,054	0,000	0,005	0,995363	0,998591
ул. Мамонова, 15	0,054	0,000	0,004	0,995363	0,998594
ул. Мамонова, 13	0,054	0,000	0,004	0,995363	0,998596
ул. Мамонова, 11	0,054	0,000	0,004	0,995363	0,998598

Таблица 29 - Здания с ограниченной подачей тепловой энергии котельная N 4, с. Красноселькуп

Наименование узла	Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на вентиляцию, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на ГВС, Гкал/ч	Вероятность безотказной работы	Коэффициент готовности
ул. Брусничная, 13	0,069	0,000	0,003	0,992	0,999
ул. Комсомольская, 13	0,051	0,000	0,004	0,992	0,999
ул. Брусничная, 15	0,059	0,000	0,004	0,992	0,999
ул. Комсомольская, 15	0,048	0,000	0,004	0,992	0,999
ул. Брусничная, 17	0,052	0,000	0,005	0,992	0,999
ул. Комсомольская, 17	0,051	0,000	0,004	0,992	0,999
ул. Брусничная, 19	0,035	0,000	0,002	0,992	0,999
ул. Комсомольская, 19	0,037	0,000	0,003	0,992	0,999

Пример формы, с табличными данными об отключенных при аварийной ситуации участках тепловой сети, показан в таблицах 30 и 31.

- для примера N 1 - Форма по участкам тепловой сети котельной N 5 "Термаль" ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп, отключенным при аварийной ситуации;

- для примера N 2 - Форма по участкам тепловой сети котельной N 4 "Октан" ООО ЭК "ТВЭС" в границах села Красноселькуп, отключенным при аварийной ситуации.

Таблица 30 - Перечень отключенных трубопроводов по результатам моделирования аварийной ситуации

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего и обр. трубопровода, м	Интенсивность отказов, 1/(км*ч)	Поток отказов, 1/ч	Вероятность отказа
5-2	5-2А	28,34	0,1	0,0000114	3E-07	0,0000022
5-2А	НОВ-ПОТР1	9,52	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000005
5-2А	5-2-1	28,14	0,1	0,0000114	3E-07	0,0000021
5-2-1	МАМОНОВА17	8,51	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000004
5-2-1	5-2-2	31,14	0,1	0,0000114	4E-07	0,0000024
5-2-2	МАМОНОВА15	7,48	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000004
5-2-2	5-2-3	32,99	0,1	0,0000114	4E-07	0,0000025
5-2-3	МАМОНОВА13	7,5	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000004
5-2-3	5-2-4	30,31	0,1	0,0000114	3E-07	0,0000023
5-2-4	МАМОНОВА11	7,07	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000004

Таблица 31 - Перечень отключенных трубопроводов по результатам моделирования аварийной ситуации

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего и обр. трубопровода, м	Интенсивность отказов, 1/(км*ч)	Поток отказов, 1/ч	Вероятность отказа
4-3-15	4-3-16	3,12	0,1	0,0000114	0	0,0000002
4-3-15	БРУСНИЧ13	22,86	0,041	0,0000114	3E-07	0,0000011
4-3-16	КОМСОМ13	6,87	0,041	0,0000114	1E-07	0,0000003
4-3-16	4-3-17	35,61	0,1	0,0000114	4E-07	0,0000027
4-3-17	4-3-18	6,03	0,1	0,0000114	1E-07	0,0000005
4-3-17	БРУСНИЧ15	25,93	0,041	0,0000114	3E-07	0,0000012
4-3-18	КОМСОМ15	9,81	0,041	0,0000114	1E-07	0,0000005
4-3-18	4-3-19	40,66	0,1	0,0000114	5E-07	0,0000031
4-3-19	4-3-20	2,12	0,1	0,0000114	0	0,0000002
4-3-19	БРУСНИЧ17	24,69	0,041	0,0000114	3E-07	0,0000012
4-3-20	КОМСОМ17	6,51	0,041	0,0000114	1E-07	0,0000003
4-3-20	4-3-21	20,85	0,1	0,0000114	2E-07	0,0000016
4-3-21	БРУСНИЧ19	52,66	0,041	0,0000114	6E-07	0,0000025
4-3-21	4-3-22	10,11	0,1	0,0000114	1E-07	0,0000008
4-3-14	4-3-15	42,55	0,1	0,0000114	5E-07	0,0000032
4-3-22	КОМСОМ19	26,29	0,041	0,0000114	3E-07	0,0000013

17.4. При необходимости формировать в отчет табличные данные результатов расчета, экспортировав их в электронные таблицы MS Excel или HTML, а также вывести таблицы при необходимости на печать.

Том 2. Село Толька

I. Показатели существующего и перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель в установленных границах территории село Толька

1.1. Величины существующей отапливаемой площади строительных фондов и приросты площади строительных фондов по расчетным элементам территориального деления с разделением объектов строительства на многоквартирные дома, индивидуальные жилые дома, общественные здания и производственные здания промышленных предприятий по этапам - на каждый год первого 5-летнего периода и на последующие 5-летние периоды (далее - этапы).

В соответствии с определенными перспективами строительства на расчетный срок до 2038 года, ожидается прирост площади строительных фондов за счет размещения нового строительства. Прогноз прироста площадей строительных фондов представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Прогноз развития жилой и общественно-деловой застройки с. Толька

N п/п	Показатели	Единица измерения	Современное состояние	Расчетный срок 2038 год
1	ТЕРРИТОРИЯ
1.1	Общая площадь территории села Толька Красноселькупского района	га	3934	3934
		%	100	100
1.2	Общая площадь территории населенных пунктов, в том числе:	га	889,1	889,1
		%	22,60	22,60
1.2.1	с. Толька	га	862,0	862,0
		%	21,91	21,91
1.3	Функциональные зоны вне границ населенных пунктов	га	3044,9	3044,9
		%	77,40	77,40
1.3.1	Общественно-деловые зоны, в том числе:	га	-	0,19
		%	-	0,005
1.3.1.1	общественно-деловые зоны	га	-	0,19
		%	-	0,005
1.3.2	Зона объектов инженерной инфраструктуры, в том числе:	га	1,9	2,5
		%	0,05	0,06
1.3.2.1	зона инженерной инфраструктуры	га	1,9	2,46
		%	0,05	0,06
1.3.3	Зона объектов транспортной инфраструктуры, в том числе:	га	0,9	2,4
		%	0,02	0,06
1.3.3.1	зона транспортной инфраструктуры	га	0,9	2,4
		%	0,02	0,06
1.3.4	Зоны сельскохозяйственного использования, в том числе:	га	2,6	3,5
		%	0,07	0,09
1.3.4.1	зоны сельскохозяйственного использования	га	2,6	3,5
		%	0,07	0,09
1.3.5	Зона специального назначения, в том числе:	га	1,8	3,3
		%	0,05	0,08
1.3.5.1	зона складирования и захоронения отходов	га	1,8	3,3
		%	0,05	0,08
1.3.6	Иные зоны	га	3037,7	3033,01
		%	77,21	77,11
2	НАСЕЛЕНИЕ
2.1	Общая численность населения	тыс. чел.	2,1	2,4
3	ЖИЛИЩНЫЙ ФОНД
3.1	Общая площадь жилых помещений	тыс. кв. м общей площади жилых помещений	43,7	59,5
3.2	Общая площадь нового жилищного строительства	тыс. кв. м общей площади жилых помещений	-	23,0
3.3	Средняя жилищная обеспеченность	кв. м общей площади жилых помещений/чел.	20,93	25
4	ОБЪЕКТЫ СОЦИАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ
4.1	Дошкольные образовательные организации	место	147	227
		мест на 1000 чел.	70	95
4.2	Общеобразовательные организации	место	340	550
		мест на 1000 чел.	162	229
4.3	Организации дополнительного образования	объект	2	2
4.4	Учреждение по работе с детьми и молодежью	объект	1	1
4.5	Медицинские организации, оказывающие медицинскую помощь в стационарных условиях	объект	1	1
4.6	Медицинские организации, оказывающие медицинскую помощь в амбулаторных условиях	посещений в смену	43	43
4.7	Фельдшерско-акушерские пункты (медицинский пункт)	объект	1	1
4.8	Объекты социального обслуживания населения	объект	1	1
4.9	Общедоступные библиотеки	объект	1	1
4.10	Учреждения культуры клубного типа	объект	1	1
4.11	Физкультурно-спортивные залы	объект	2	2
4.12	Плоскостные спортивные сооружения	объект	1	2
4.13	Объекты пожарной охраны	объект	1	1
		автомобиль	4	3
5	ТРАНСПОРТНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
5.1	Автомобильные дороги	км	1	1
	в том числе:
5.1.1	местного значения	км	1	1
5.2	Улично-дорожная сеть сельского поселения	км	40,3	31,03
	в том числе:
5.2.1	Главная улица	км	4,3	4,3
5.2.2	Улица в жилой застройке	км	36	26,73
5.3	Обеспеченность населения индивидуальными легковыми автомобилями (на 1000 жителей)	автомобилей	-	265
6	ИНЖЕНЕРНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
6.1	Электроснабжение
6.1.1	Источники покрытия электронагрузок	МВт	4,0	5,756
6.1.2	Протяженность сетей	км	6,83	9,25
6.2	Газоснабжение
6.2.1	Удельный вес газа в топливном балансе	%	-	100
6.2.2	Потребление газа - всего	млн куб. м/год	-	11,32
6.2.3	Протяженность сетей	км	-	2,7
	в том числе:
6.2.3.1	распределительный газопровод	км	-	2,7
6.3	Связь
6.3.1	Охват населения телевизионным вещанием	% от населения	100	100
6.3.2	Обеспеченность населения телефонной сетью общего пользования	номеров на 1000 чел.	-	400
6.4	Теплоснабжение
6.4.1	Потребление тепла	Гкал/год	23260,8	25430,5
	в том числе:
6.4.1.1	на коммунально-бытовые нужды	Гкал/год	23260,8	25430,5
6.4.2	Производительность централизованных источников теплоснабжения - всего	Гкал/час	27,03	27,03
	в том числе:
6.4.2.1	котельные	Гкал/час	27,03	27,03
6.4.3	Протяженность сетей	км	19,55	26,75
6.5	Водоснабжение
6.5.1	Водопотребление - всего	тыс. куб. м/сут	0,41	0,80
6.5.2	Среднесуточное водопотребление на 1 чел.	л/сут на чел.	-	50-195
	в том числе:
6.5.2.1	на хозяйственно-питьевые нужды	л/сут на чел.	-	50-195
6.5.3	Протяженность сетей	км	20,2	27,4
6.6	Водоотведение
6.6.1	Общее поступление сточных вод - всего	тыс. куб. м/сут	0,32	0,66
6.6.2	Производительность очистных сооружений канализации	тыс. куб. м/сут	-	0,81
7	САНИТАРНАЯ ОЧИСТКА ТЕРРИТОРИЙ
7.1	Санкционированная свалка (хранилище бытовых отходов) в с. Толька	единиц	1	-
7.2	Площадка временного накопления отходов арочного типа	единиц	-	1
8	РИТУАЛЬНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСЕЛЕНИЯ
8.1	Общее количество кладбищ	единицы/га	1/2,7	1/2,7

1.2. Существующие и перспективные объемы потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном элементе территориального деления на каждом этап.

Данные о прогнозах приростов объемов потребления тепловой энергии по источникам теплоснабжения представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Общие сведения по приросту объемов потребления тепловой энергии

Наименование показателей	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	7	8
Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал/ч
Прирост тепловой нагрузки отопления и вентиляции,	0	0,049	0,36	0	0,202	0
то же накопительным итогом, в том числе:	0	0,049	0,409	0,409	0,611	0
Объекты образования	0	0	0	0	0,202	0
Жилищный фонд	0	0,049	0,36	0	0	0
Всего по с. Толька, в том числе:
Строительство детского сада на 140 мест в с. Толька, срок реализации 2027 год	0	0	0	0	0,202	0
Подключение к централизованной системе теплоснабжения индивидуальный дом, расположенный по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404. (ул. Геофизиков - ул. 70 лет октября от ТП 231 до ТП 239, на расстоянии 71 метра от ТП 231, координаты N 63.99847948; E 82.03016184.	0	0,049	0	0	0	0
Жилой дом ул. Лесная 4	0	0	0,18	0	0	0
Жилой дом ул. Лесная 6	0	0	0,18	0	0	0
Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал/ч
Прирост тепловой нагрузки горячего водоснабжения	0	0	0	0	0,11	0
то же накопительным итогом, в том числе:	0	0	0	0	0,11	0
Объекты образования	0	0	0	0	0,11	0
Жилищный фонд	0	0	0	0	0	0
Всего по с. Толька, в том числе:	0	0	0	0	0	0
Строительство детского сада на 140 мест в с. Толька, срок реализации 2027 год	0	0	0	0	0,11	0
Снижение тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в сносимых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал/ч
Снижение тепловой нагрузки отопления и вентиляции жилищного фонда	0	0	0	0	0	0
то же накопительным итогом, в том числе:	0	0	0	0	0	0
Многоэтажный жилищный фонд	0	0	0	0	0	0
Средне- и малоэтажный жилищный фонд	0	0	0	0	0	0
Всего по с. Толька:	0	0	0	0	0	0

Значения величин приростов потребления (реализации) тепловой энергии представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Значения приростов потребления тепловой энергии

Наименование показателей	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	7	8
Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал
Прирост тепловой нагрузки отопления и вентиляции,	0	156,82	1152	0	508,88	0
то же накопительным итогом, в том числе:	0	156,82	1308,82	1308,82	1817,7	0
Объекты образования	0	0	0	0	508,88	0
Жилищный фонд	0	156,82	1152	0	0	0
Всего по с. Толька, в том числе:
Строительство детского сада на 140 мест в с. Толька, срок реализации 2027 год	0	0	0		508,88	0
Подключение к централизованной системе теплоснабжения индивидуальный дом, расположенный по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404. (ул. Геофизиков - ул. 70 лет октября от ТП 231 до ТП 239, на расстоянии 71 метра от ТП 231, координаты N 63.99847948; E 82.03016184.	0	156,82	0	0	0	0
Жилой дом ул. Лесная 4			576
Жилой дом ул. Лесная 6			576
Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал
Прирост тепловой нагрузки горячего водоснабжения	0	0	0	0	352	0
то же накопительным итогом, в том числе:	0	0	0	0	352	0
Объекты образования	0	0	0	0	352	0
Жилищный фонд	0	0	0	0	0	0
Всего по с. Толька, в том числе:	0	0	0	0	0	0
Строительство детского сада на 140 мест в с. Толька, срок реализации 2027 год					352
Снижение тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в сносимых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал
Снижение тепловой нагрузки отопления и вентиляции жилищного фонда	0	0	0	0	0	0
то же накопительным итогом, в том числе:	0	0	0	0	0	0
Многоэтажный жилищный фонд	0	0	0	0	0	0
Средне- и малоэтажный жилищный фонд	0	0	0	0	0	0

1.3. Существующие и перспективные объемы потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, на каждом этапе.

На период действия схемы застройка зон с производственной тепловой нагрузкой не планируется.

1.4. Существующие и перспективные величины средневзвешенной плотности тепловой нагрузки в каждом расчетном элементе территориального деления, зоне действия каждого источника тепловой энергии, каждой системе теплоснабжения и по поселению, городскому округу, городу федерального значения.

Плотность тепловой нагрузки составляет порядка 1,19 Гкал/ч/км2, на расчетный срок составит порядка 1,38 Гкал/ч/км2.

II. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей

2.1. Существующие и перспективные зоны действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии.

Система централизованного теплоснабжения с. Толька муниципального округа Красноселькупский район включает в себя 4 источника теплоснабжения, их тепловые сети для транспортировки теплоносителя потребителям до их вводов и точек разграничения по балансовой принадлежности.

Обеспечение тепловой энергией потребителей в с. Толька осуществляется от четырех централизованных источников теплоснабжения. Централизованным теплоснабжением от котельной обеспечен жилищный фонд, объекты социально-культурного и коммунально-бытового обслуживания.

Теплоснабжающей организацией в с. Толька, осуществляющей выработку и передачу тепловой энергии, эксплуатацию, техническое обслуживание, ремонт и наладку тепловых сетей, является:

- Общество с ограниченной ответственностью "Ямал-Энерго" (ООО "Ямал-Энерго").

В соответствии с решениями генерального плана для обеспечения прогнозной численности населения жильем на расчетный срок реализации генерального плана (конец 2036 года) предусмотрено увеличение площади жилищного фонда, повышение уровня обеспеченности населения жильем, замещение ветхого жилищного фонда.

Показатель средней жилищной обеспеченности в населенном пункте прогнозируется на уровне не менее 25 кв. м общей площади жилых помещений на человека.

На расчетный срок реализации генерального плана (конец 2036 года) объём жилищного фонда составит 59 450 кв. м, в том числе:

с. Толька - 58 450 кв. м.

На территории с. Толька увеличение жилищного фонда предусматривается за счет освобождения территорий вследствие сноса ветхого жилья, а также формирования вновь застроенных участков. Генеральным планом предлагается строительство малоэтажных жилых домов (до 5 этажей). Под развитие жилищного фонда предусматривается около 10 га.

В основу развития жилищного строительства в генеральном плане положены следующие принципы планировочной организации:

- участки застройки объединены в группы территориями общего пользования (озелененная, спортивная, разворотная площадки);

- группы участков объединены учреждениями общего пользования (дошкольные образовательные, общеобразовательные учреждения, объекты обслуживания);

- общественный центр структурного элемента жилой застройки сформирован объектами обслуживания и административно-деловыми учреждениями.

Новое строительство жилых домов осуществляется вдоль существующих дорог и проездов. При реконструкции существующей жилой застройки сохраняется капитальная жилая и общественная застройка. Генеральным планом учтено покрытие земельных участков радиусами обслуживания социально значимых объектов, возможность хозяйственного использования земельного участка, его застройки, электроснабжения, предусмотрена возможность расширения территории.

2.2. Существующие и перспективные зоны действия индивидуальных источников тепловой энергии.

Зоны действия, не охваченные источниками централизованного теплоснабжения, относятся к зонам действия индивидуального теплоснабжения.

2.3. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе.

Балансы существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в каждой из зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, устанавливаемых на основании величины расчетной тепловой нагрузки приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Балансы существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки котельных

Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Расход на хозяйственные нужды, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (т н.т.)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Котельная N 1	2021	Нефть	7003,8	294,4	6709,4	0,0	1750,5	4958,9	1039,39	725,324	148,4	96,27
	2022	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	0,0	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27
	2023	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	0,0	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27
	2024	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	0,0	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27
	2025	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	0,0	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27
	2026 - 2030	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	0,0	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27
	2031 - 2038	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	0,0	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27
Котельная N 2	2021	Нефть	20942,1	625,3	20316,8	0,0	5912,9	14403,9	3517,44	2454,599	168,0	85,06
	2022	Нефть	19448,4	612,8	18835,6	0,0	5912,9	12922,7	3344,90	2334,193	172,0	83,06
	2023	Нефть	19448,4	612,8	18835,6	0,0	5912,9	12922,7	3344,90	2334,193	172,0	83,06
	2024	Вывод котельной из эксплуатации
	2025
	2026 - 2030
	2031 - 2038
Котельная N 3	2021	Нефть	5219,2	83,6	5135,6	0,0	1526,9	3608,7	908,57	634,033	174,1	82,06
	2022	Нефть	4783,5	78,0	4705,5	0,0	1526,9	3178,6	809,18	564,673	169,2	84,45
	2023	Нефть	4783,5	78,0	4705,5	0,0	1526,9	3178,6	809,18	564,673	169,2	84,45
	2024	Перевод котельной в режим ЦТП
	2025
	2026 - 2030
	2031 - 2038
Котельная N 4	2021	Нефть	4447,8	125,4	4322,4	0,0	1483,7	2838,7	878,7	613,189	174,1	82,06
	2022	Нефть	4226,6	133,7	4092,9	0,0	1483,7	2609,2	820,05	572,262	194,0	73,63
	2023	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	0,0	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63
	2024	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	0,0	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63
	2025	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	0,0	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63
	2026 - 2030	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	0,0	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63
	2031 - 2038	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	0,0	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63
Новая котельная мощностью 15 МВт	2021	Ввод котельной в эксплуатацию
	2022
	2023
	2024	Нефть	24232,0	690,8	23541,2	0,0	7439,8	17253,4	3785,0	2641,3	156,2	91,46
	2025	Нефть	25417,8	724,6	24693,2	0,0	7439,8	17253,4	3970,3	2770,6	156,2	91,46
	2026 - 2030	Нефть	26303,9	749,9	25554,0	0,0	7439,8	18114,2	4108,7	2867,2	156,2	91,46
	2031 - 2038	Нефть	26303,9	749,9	25554,0	0,0	7439,8	18114,2	4108,7	2867,2	156,2	91,46

2.4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей в случае, если зона действия источника тепловой энергии расположена в границах двух или более городских округов либо в границах городского округа и города федерального значения или городских округов и города федерального значения, с указанием величины тепловой нагрузки для потребителей каждого городского округа, города федерального назначения.

Перспективные балансы тепловой мощности в каждой из зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, устанавливаемых на основании величины расчетной тепловой нагрузки приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки котельных

N п/п	Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
с. Толька
1	Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	2021	6,15	4,98	4,899	0,081	0,381	2,98	3,361	1,538	68,6
		2022	6,15	4,98	4,899	0,081	0,381	2,98	3,361	1,538	68,6
		2023	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2024	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2025	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2026 - 2030	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2031 - 2038	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
2	Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	2021	11,32	9,17	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	80,4
		2022	11,32	9,17	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	80,4
		2023	11,32	9,17	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	80,4
		2024	Вывод котельной из эксплуатации
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
3	Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2021	3,76	3,05	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	58,2
		2022	3,76	3,05	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	58,2
		2023	3,76	3,05	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	58,2
		2024	Перевод котельной в режим ЦТП

		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
4	Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	2021	5,8	4,7	4,69	0,01	0,206	1,361	1,567	3,123	33,4
		2022	5,8	4,7	4,689	0,011	0,215	1,361	1,576	3,113	33,6
		2023	5,8	4,7	4,689	0,011	0,215	1,41	1,625	3,064	34,7
		2024	5,8	4,7	4,689	0,011	0,215	1,41	1,625	3,064	34,7
		2025	5,8	4,7	4,688	0,012	0,226	1,41	1,636	3,052	34,9
		2026 - 2030	5,8	5,336	5,324	0,012	0,226	1,41	1,636	3,688	30,7
		2031 - 2038	5,8	5,336	5,324	0,012	0,226	1,41	1,636	3,688	30,7
5	Новая котельная мощностью 15 МВт	2021	Ввод котельной в эксплуатацию
		2022
		2023
		2024	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,238	9,433	2,229	80,9
		2025	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,238	9,433	2,229	80,9
		2026 - 2030	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,55	9,745	1,917	83,6
		2031 - 2038	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,55	9,745	1,917	83,6

2.5. Радиус эффективного теплоснабжения, определяемый в соответствии с методическими указаниями по разработке схем теплоснабжения.

Согласно статье 2 Федерального закона от 27 июля 2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", радиус эффективного теплоснабжения - максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение (технологическое присоединение) теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения.

Методика расчета радиусов эффективного теплоснабжения основывается на допущении, что в среднем по системе централизованного теплоснабжения, состоящей из источника тепловой энергии, тепловых сетей и потребителей, затраты на транспорт тепловой энергии для каждого конкретного потребителя пропорциональны расстоянию до источника и мощности потребления.

Среднечасовые затраты на транспорт тепловой энергии от источника до потребителя определяются по формуле:

(1)

где Q - мощность потребления;

L - протяженность тепловой сети от источника до потребителя;

Z - коэффициент пропорциональности, который представляет собой удельные затраты в системе на транспорт тепловой энергии (на единицу протяженности тепловой сети от источника до потребителя и на единицу присоединенной мощности потребителя).

Для расчета зона действия централизованного теплоснабжения рассматриваемого источника тепловой энергии условно разбивается на несколько районов. Для каждого из этих районов рассчитывается усредненное расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки (Li) по формуле:

(2)

где i - номер района;

Lзд - расстояние по трассе либо эквивалентное расстояние от каждого здания района до источника тепловой энергии;

Qзд - присоединенная нагрузка здания;

Qi - суммарная присоединенная нагрузка рассматриваемой зоны, Qi=Qзд.

Присоединенная нагрузка к источнику тепловой энергии:

(3)

Средний радиус теплоснабжения по системе определяется по формуле:

(4)

Определяется годовой отпуск тепла от источника тепловой энергии, Гкал:

(5)

где Аi - годовой отпуск тепла по каждой зоне нагрузок.

Средняя себестоимость транспорта тепла в зоне действия источника тепловой энергии принимается равной тарифу на транспорт Т (руб/Гкал). Годовые затраты на транспорт тепла в зоне действия источника тепловой энергии, руб/год:

(6)

Среднечасовые затраты на транспорт тепла по зоне источника тепловой энергии, руб/ч:

, (7)

где Ч - число часов работы системы теплоснабжения в год.

Удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла рассчитываются по формуле:

(8)

Величина Z остается одинаковой для всей зоны действия источника тепловой энергии.

Среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон, (руб/ч):

(9)

Вычислив Сi и Z, для каждого выделенного района источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом (формула (7)) и без учета (формула (6)) удаленности потребителей от источника.

Расчет радиуса эффективного теплоснабжения источника тепловой энергии сводится к следующим этапам:

1) на электронную схему наносится зона действия источника тепловой энергии и определяется площадь территории, занимаемой тепловыми сетями от данного источника;

2) определяется средняя плотность тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии, Гкал/ч/Га;

3) зона действия источника тепловой энергии условно разбивается на районы (зоны нагрузок);

4) для каждого района определяется подключенная тепловая нагрузка Qi, Гкал/ч и расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки Li, км;

5) определяется средний радиус теплоснабжения Lср, км;

6) определяются удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла Z, руб;

7) определяются среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон Сi, руб/ч;

8) определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне с учетом расстояния до источника Вi, млн. руб;

9) определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне без учета расстояния до источника Вi, млн. руб;

10) для каждой выделенной зоны нагрузок источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника;

11) определяется радиус эффективного теплоснабжения.

В соответствии с вышеуказанной методикой определены радиусы эффективного теплоснабжения для существующих систем теплоснабжения, результаты расчетов представлены в таблице 6 и рисунках 1 и 2.

Таблица 6 - Радиус эффективного теплоснабжения существующих источников тепловой энергии

Расчётная нагрузка потребителя	Доля потерь	Температура подающего трубопровода	Температура обратного трубопровода	Расход теплоносителя	Диаметр	Выбранный Ду	фактическая скорость	Нормы тепловых потерь для бесканальной прокладки	Нормы тепловых потерь для надземной прокладки	Нагрузка / Отпуск	Годовые потери	Радиус (длина) бесканальная прокладка	Радиус (длина) надземная прокладка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Гкал/ч	%	°С	°С	т/ч	мм	мм	м/с	ккал/ (чм)	ккал/ (чм)	Гкал/ год	Гкал/ год	м	м
0,01	5,0%	95	70	0,4	15	25	0,23	21,82	24,22	29,3	1,54	11	10
0,02	5,0%	95	70	0,8	22	32	0,28	23,82	26,00	58,5	3,08	21	19
0,03	5,0%	95	70	1,2	27	32	0,41	23,82	26,00	87,8	4,62	31	29
0,04	5,0%	95	70	1,6	31	40	0,35	25,82	27,78	117,1	6,16	39	36
0,05	5,0%	95	70	2	34	40	0,44	25,82	27,78	146,4	7,70	48	45
0,1	5,0%	95	70	4	49	50	0,57	28,82	31,78	292,7	15,41	87	79
0,2	5,0%	95	70	8	69	65	0,67	33,35	36,56	585,5	30,81	150	137
0,3	5,0%	95	70	12	84	100	0,42	40,11	42,11	878,2	46,22	187	178
0,4	5,0%	95	70	16	97	100	0,57	40,11	42,11	1170,9	61,63	249	237
0,5	5,0%	95	70	20	109	125	0,45	45,88	47,67	1463,7	77,04	272	262
0,6	5,0%	95	70	24	119	125	0,54	45,88	47,67	1756,4	92,44	327	314
0,7	5,0%	95	70	28	128	150	0,44	51,88	52,45	2049,1	107,85	337	333
0,8	5,0%	95	70	32	137	150	0,50	51,88	52,45	2341,9	123,26	385	381
0,9	5,0%	95	70	36	146	150	0,57	51,88	52,45	2634,6	138,66	433	429
1	5,0%	95	70	40	154	200	0,35	62,70	62,78	2927,4	154,07	398	398
1,1	5,0%	95	70	44	161	200	0,39	62,70	62,78	3220,1	169,48	438	438
1,2	5,0%	95	70	48	168	200	0,42	62,70	62,78	3512,8	184,89	478	477
1,3	5,0%	95	70	52	175	200	0,46	62,70	62,78	3805,6	200,29	518	517
1,4	5,0%	95	70	56	182	200	0,50	62,70	62,78	4098,3	215,70	558	557
1,5	5,0%	95	70	60	188	200	0,53	62,70	62,78	4391,0	231,11	598	597
1,6	5,0%	95	70	64	194	200	0,57	62,70	62,78	4683,8	246,51	637	637
1,7	5,0%	95	70	68	200	200	0,60	62,70	62,78	4976,5	261,92	677	676
1,8	5,0%	95	70	72	206	200	0,64	62,70	62,78	5269,2	277,33	717	716
1,9	5,0%	95	70	76	212	250	0,43	76,17	72,34	5562,0	292,74	623	656
2	5,0%	95	70	80	217	250	0,45	76,17	72,34	5854,7	308,14	656	691

Рисунок 1 - Зависимость эффективного радиуса от нагрузки потребителя

Значение для радиуса эффективного теплоснабжения котельных принимается в соответствии со следующим правилом: , где:

ri - радиус эффективного теплоснабжения i-го источника тепловой энергии;

r1 - максимальное значение расстояния до существующих потребителей i-го источника тепловой энергии;

r2 - максимальное значение расстояния до перспективных потребителей, планируемых к подключению к i-го источнику тепловой энергии, и подключение которых настоящими расчетами признано целесообразным.

На территории с. Толька все перспективные потребители находятся в пределах максимального расстояния от котельных до существующих потребителей (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Радиус эффективного теплоснабжения

Таким образом, радиус эффективного теплоснабжения составляет:

- для котельной N 1 828 м;

- для котельной N 2 848 м;

- для котельной N 3 430 м;

- для котельной N 4 683 м.

2.6. Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источника (источников) тепловой энергии.

Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источника тепловой энергии представлены в таблице 5.

2.7. Существующие и перспективные технические ограничения на использование установленной тепловой мощности и значения располагаемой мощности основного оборудования источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.8. Существующие и перспективные затраты тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.9. Существующие и перспективные значения тепловой мощности нетто источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.10. Существующие и перспективные потери тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям, включая потери тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и потери теплоносителя, с указанием затрат теплоносителя на компенсацию этих потерь.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.11. Затраты существующей и перспективной тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.12. Значения существующей и перспективной резервной тепловой мощности источников теплоснабжения, в том числе источников тепловой энергии, принадлежащих потребителям, и источников тепловой энергии теплоснабжающих организаций, с выделением аварийного резерва и резерва по договорам на поддержание резервной тепловой мощности.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.13. Значения существующей и перспективной тепловой нагрузки потребителей, устанавливаемые с учетом расчетной тепловой нагрузки.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

III. Существующие и перспективные балансы теплоносителя

3.1. Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей.

Расходы сетевой воды от теплоисточников и воды для подпитки тепловой сети приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Нормативы технологических потерь и затрат теплоносителя

Показатель	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
с. Толька
Всего подпитка тепловой сети	м3/ч	2,49	2,49	2,49	2,49	2,49	2,49	2,49

3.2. Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения.

Аварийный режим работы системы теплоснабжения определяется в соответствии с п. 6.16 - 6.17 СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003, по которым рассчитываются водоподготовительные установки при проектировании тепловых сетей.

В соответствии с пунктом 6.16 СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003 установка для подпитки системы теплоснабжения на теплоисточнике должна обеспечивать подачу в тепловую сеть в рабочем режиме воду соответствующего качества и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов.

Расход подпиточной воды в рабочем режиме должен компенсировать расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения.

Расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения включают расчетные технологические потери (затраты) сетевой воды и потери сетевой воды с нормативной утечкой из тепловой сети и систем теплопотребления.

Среднегодовая утечка теплоносителя (м3/ч) из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового значения.

Для компенсации этих расчетных технологических потерь (затрат) сетевой воды необходима дополнительная производительность водоподготовительной установки и соответствующего оборудования (свыше 0,25% объема теплосети), которая зависит от интенсивности заполнения трубопроводов".

Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях на горячее водоснабжение с целью выравнивания суточного графика расхода воды (производительности ВПУ) на источниках теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды по СанПиН 2.1.4.2496.

Расчетная вместимость баков-аккумуляторов должна быть равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них - от аэрации, при этом должно предусматриваться непрерывное обновление воды в баках.

Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и недеаэрированной водой, расход которой принимается в количестве 2% объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и в системах горячего водоснабжения для открытых систем теплоснабжения.

Подпитка тепловой сети в эксплуатационном и аварийном режиме представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Подпитка тепловой сети в эксплуатационном и аварийном режиме

Параметр	Для эксплуатационного режима	Для аварийного режима
Котельная N 1
Нормативный часовой расход подпиточной воды, м3/час	0,330	3,99
Фактический часовой расход подпиточной воды, м3/час	6,017	-
Котельная N 2
Нормативный часовой расход подпиточной воды, м3/час	0,684	7,98
Фактический часовой расход подпиточной воды, м3/час	27,437	-
Котельная N 3
Нормативный часовой расход подпиточной воды, м3/час	0,124	2,67
Фактический часовой расход подпиточной воды, м3/час	4,904	-
Котельная N 4
Нормативный часовой расход подпиточной воды, м3/час	0,114	2,43
Фактический часовой расход подпиточной воды, м3/час	5,195	-

IV. Основные положения мастер-плана развития систем теплоснабжения с. Толька

4.1. Описание сценариев развития системы теплоснабжения с. Толька.

Развитие системы теплоснабжения с. Толька включает в себя следующие варианты развития:

Вариант 1.

В таблице 9 представлен перечень мероприятий и сроки реализации

Таблица 9 - Перечень мероприятий и сроки реализации 1 варианта развития системы теплоснабжения с. Толька

N проекта	Наименование	Срок реализации
1	2	3
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
Подгруппа проектов "Строительство новых источников тепловой энергии"
001.01.01.001	Строительство новой котельной мощностью 12,9 Гкал/ч (15 МВт) взамен существующих котельных N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а и N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2021 - 2022
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.001	Модернизация котельного оборудования в части замены двух котлов АВА-4 на КСВ-3,15 (ВК-22) и ЗиоСаб-2500 Ква-2,5	2021 - 2023
001.01.02.002	Реконструкция котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 в части замены котлов: N 1 ВК-21, N 2 ВК-21, N 3 ВК-21 на аналогичные с сохранением установленной мощности	2024 - 2025
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.001	Строительство тепловых сетей для подключения детского сада на 140 мест в с. Толька	2023 - 2024
001.02.01.002	Строительство тепловых сетей для подключения к централизованной системе теплоснабжения индивидуального дома, расположенного по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404.	2023
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.001	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская (от ТП 64) протяженностью 430 п.м. с заменой запорной арматуры	2023 - 2024
001.02.02.002	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская, ремонт участка от ТП 81 до ТП 92 протяженностью 520 п.м. с заменой запорной арматуры	2023 - 2024
001.02.02.003	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Ямальский тупик, ремонт участка от ТП 172 до ТП 177 протяженностью 217 п.м. с заменой запорной арматуры	2022
001.02.02.004	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, сети теплоснабжения ТП N 19 - Светлогорская дом 1, протяженностью 157 м.п., реестр. N 010645 и сети теплоснабжения с. Толька, ул. Светлогорская (котельная N 1), 613 м.п., реестр. N 001408, участок от ТП 4 до ТП 25, протяженностью 131 м.п	2023
001.02.02.005	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. Центральная от ТП 24 (1762 м.п.), с. Толька, инв.N 080.1.1111, участок сети от ДНС до дома N 5 по ул. Набережная протяженностью 120 м.п.	2022
001.02.02.006	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Механизаторов участок от ТП 76 протяженностью 317 п.м. с заменой запорной арматуры	2024 - 2025
001.02.02.007	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька сети теплоснабжения по ул. Молодежная (от котельной N 4) 899 м.п., реестр N 001365, участок от УТ 226 до УТ 230, протяженностью 177 м.п.	2023
001.02.02.008	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Полевая участок от ТП 1 протяженностью 301 п.м. с заменой запорной арматуры	2024 - 2025
001.02.02.009	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Набережная от ТП 24, участок от ТП 160 до ТП 168 протяженностью 198 п.м. с заменой запорной арматуры	2023
001.02.02.010	Реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Ямальский тупик от ТП-4 протяженностью 257 п.м.	2023
001.02.02.011	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, ул. Сидорова (от ТП 5) 285 м.п., участок сети теплоснабжения протяженностью 229 м.п.	2024
001.02.02.012	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. 70 лет Октября, с. Толька, инв N 080.1.1106, протяженностью 565 м.п.	2022
001.02.02.013	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по с. Толька, ул. Губкина (от котельной N 3 и ТП 6), реестр.N 001419	2022

Вариант 2.

В таблице 10 представлен перечень мероприятий и сроки реализации

Таблица 10 - Перечень мероприятий и сроки реализации 2 варианта развития системы теплоснабжения с. Толька

N проекта	Наименование	Срок реализации
1	2	3
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
Подгруппа проектов "Строительство новых источников тепловой энергии"
001.01.01.001	Строительство БМК мощностью 11,32 Гкал/ч взамен существующей котельной N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	2022 - 2023
001.01.01.002	Строительство БМК мощностью 3,76 Гкал/ч взамен существующей котельной N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2023 - 2024
001.01.01.003	Строительство БМК мощностью 5,8 Гкал/ч взамен существующей котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	2024 - 2025
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.001	Модернизация котельного оборудования в части замены двух котлов АВА-4 на КСВ-3,15 (ВК-22) и ЗиоСаб-2500 Ква-2,5	2021 - 2023
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.001	Строительство тепловых сетей для подключения детского сада на 140 мест в с. Толька	2023 - 2024
001.02.01.002	Строительство тепловых сетей для подключения к централизованной системе теплоснабжения индивидуального дома, расположенного по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404.	2023
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.001	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская (от ТП 64) протяженностью 430 п.м. с заменой запорной арматуры	2023 - 2024
001.02.02.002	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская, ремонт участка от ТП 81 до ТП 92 протяженностью 520 п.м. с заменой запорной арматуры	2023 - 2024
001.02.02.003	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Ямальский тупик, ремонт участка от ТП 172 до ТП 177 протяженностью 217 п.м. с заменой запорной арматуры	2022
001.02.02.004	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, сети теплоснабжения ТП N 19 - Светлогорская дом 1, протяженностью 157 м.п., реестр. N 010645 и сети теплоснабжения с. Толька, ул. Светлогорская (котельная N 1), 613 м.п., реестр. N 001408, участок от ТП 4 до ТП 25, протяженностью 131 м.п	2023
001.02.02.005	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. Центральная от ТП 24 (1762 м.п.), с. Толька, инв.N 080.1.1111, участок сети от ДНС до дома N 5 по ул. Набережная протяженностью 120 м.п.	2022
001.02.02.006	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Механизаторов участок от ТП 76 протяженностью 317 п.м. с заменой запорной арматуры	2024 - 2025
001.02.02.007	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька сети теплоснабжения по ул. Молодежная (от котельной N 4) 899 м.п., реестр N 001365, участок от УТ 226 до УТ 230, протяженностью 177 м.п.	2023
001.02.02.008	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Полевая участок от ТП 1 протяженностью 301 п.м. с заменой запорной арматуры	2024 - 2025
001.02.02.009	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Набережная от ТП 24, участок от ТП 160 до ТП 168 протяженностью 198 п.м. с заменой запорной арматуры	2023
001.02.02.010	Реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Ямальский тупик от ТП-4 протяженностью 257 п.м.	2023
001.02.02.011	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, ул. Сидорова (от ТП 5) 285 м.п., участок сети теплоснабжения протяженностью 229 м.п.	2024
001.02.02.012	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. 70 лет Октября, с. Толька, инв N 080.1.1106, протяженностью 565 м.п.	2022
001.02.02.013	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по с. Толька, ул. Губкина (от котельной N 3 и ТП 6), реестр.N 001419	2022

4.2. Технико-экономическое сравнение вариантов перспективного развития системы теплоснабжения.

Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки, а также годового потребления для варианта 1 представлены в таблицах 11 и 12, для варианта 2 - таблицах 13 и 14.

Затраты на реализацию мероприятий варианта N 1 представлены в таблице 15. Затраты на реализацию мероприятий варианта N 2 представлены в таблице 16.

Как видно из таблиц 15 и 16, наиболее выгодным является вариант N 1.

Таблица 11 - Балансы тепловой мощности и тепловой энергии котельных (вариант N 1)

N п/п	Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
с. Толька
1	Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	2021	6,15	4,98	4,899	0,081	0,381	2,98	3,361	1,538	68,6
		2022	6,15	4,98	4,899	0,081	0,381	2,98	3,361	1,538	68,6
		2023	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2024	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2025	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2026 - 2030	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2031 - 2038	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
2	Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	2021	11,32	9,17	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	80,4
		2022	11,32	9,17	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	80,4
		2023	11,32	9,17	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	80,4
		2024	Вывод котельной из эксплуатации
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
3	Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2021	3,76	3,05	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	58,2
		2022	3,76	3,05	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	58,2
		2023	3,76	3,05	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	58,2
		2024	Перевод котельной в режим ЦТП
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
4	Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	2021	5,8	4,7	4,69	0,01	0,206	1,361	1,567	3,123	33,4
		2022	5,8	4,7	4,689	0,011	0,215	1,361	1,576	3,113	33,6
		2023	5,8	4,7	4,689	0,011	0,215	1,41	1,625	3,064	34,7
		2024	5,8	4,7	4,689	0,011	0,215	1,41	1,625	3,064	34,7
		2025	5,8	4,7	4,688	0,012	0,226	1,41	1,636	3,052	34,9
		2026 - 2030	5,8	5,336	5,324	0,012	0,226	1,41	1,636	3,688	30,7
		2031 - 2038	5,8	5,336	5,324	0,012	0,226	1,41	1,636	3,688	30,7
5	Новая котельная мощностью 15 МВт	2021	Ввод котельной в эксплуатацию
		2022
		2023

		2024	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,238	9,433	2,229	80,9
		2025	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,238	9,433	2,229	80,9
		2026 - 2030	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,55	9,745	1,917	83,6
		2031 - 2038	12,9	11,798	11,662	0,136	1,195	8,55	9,745	1,917	83,6

Таблица 12 - Годовое потребление тепловой энергии, Гкал (вариант N 1)

N п/п	Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (т.н.т; тыс. м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал		КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, тыс. м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12		13	14
с. Толька
1	Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	2021	Нефть	7003,8	294,4	6709,4	1750,5	4958,9	1039,39	725,324	148,4		96,27	0,61
		2022	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4		96,27	0,71
		2023	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4		96,27	0,70
		2024	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4		96,27	0,70
		2025	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4		96,27	0,70
		2026 - 2030	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4		96,27	0,70
		2031 - 2038	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4		96,27	0,70
2	Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	2021	Нефть	20942,1	625,3	20316,8	5912,9	14403,9	3517,44	2454,599	168,0		85,06	1,27
		2022	Нефть	19448,4	612,8	18835,6	5912,9	12922,7	3344,90	2334,193	172,0		83,06	1,27
		2023	Нефть	19448,4	612,8	18835,6	5912,9	12922,7	3344,90	2334,193	172,0		83,06	1,27
		2024	Вывод котельной из эксплуатации
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
3	Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2021	Нефть	5219,2	83,6	5135,6	1526,9	3608,7	908,57	634,033	174,1	82,06		0,44
		2022	Нефть	4783,5	78,0	4705,5	1526,9	3178,6	809,18	564,673	169,2	84,45		0,44
		2023	Нефть	4783,5	78,0	4705,5	1526,9	3178,6	809,18	564,673	169,2	84,45		0,44
		2024	Перевод котельной в режим ЦТП
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
4	Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	2021	Нефть	4447,8	125,4	4322,4	1483,7	2838,7	878,7	613,189	174,1		82,06	0,76
		2022	Нефть	4226,6	133,7	4092,9	1483,7	2609,2	820,05	572,262	194,0		73,63	0,76
		2023	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0		73,63	0,76
		2024	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0		73,63	0,76
		2025	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0		73,63	0,76
		2026 - 2030	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0		73,63	0,60
		2031 - 2038	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0		73,63	0,60
5	Новая котельная мощностью 15 МВт	2021	Ввод котельной в эксплуатацию
		2022
		2023
		2024	Нефть	24232,0	690,8	23541,2	7439,8	17253,4	3785,0	2641,3	156,2		91,46	1,34
		2025	Нефть	25417,8	724,6	24693,2	7439,8	17253,4	3970,3	2770,6	156,2		91,46	1,34
		2026 - 2030	Нефть	26303,9	749,9	25554,0	7439,8	18114,2	4108,7	2867,2	156,2		91,46	1,34
		2031 - 2038	Нефть	26303,9	749,9	25554,0	7439,8	18114,2	4108,7	2867,2	156,2		91,46	1,34

Таблица 13 - Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки котельных (вариант N 2)

N п/п	Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
с. Толька
1	Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	2021	6,15	4,98	4,899	0,081	0,381	2,98	3,361	1,538	68,6
		2022	6,15	4,98	4,899	0,081	0,381	2,98	3,361	1,538	68,6
		2023	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2024	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2025	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2026 - 2030	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
		2031 - 2038	6,15	4,98	4,907	0,073	0,381	2,98	3,361	1,546	68,5
2	Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	2021	11,320	9,170	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	64,5
		2022	11,320	9,170	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	64,5
		2023	11,320	9,170	9,089	0,081	0,961	6,343	7,304	1,785	64,5
		2024	11,320	10,414	10,333	0,081	0,961	6,343	7,304	3,029	64,5
		2025	11,320	10,414	10,333	0,081	0,961	6,343	7,304	3,029	64,5
		2026 - 2030	11,320	10,414	10,333	0,081	0,961	6,343	7,304	3,029	64,5
		2031 - 2038	11,320	10,414	10,333	0,081	0,961	6,343	7,304	3,029	64,5
3	Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2021	3,760	3,050	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	47,0
		2022	3,760	3,050	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	47,0
		2023	3,760	3,050	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	47,0
		2024	3,760	3,050	3,041	0,009	0,234	1,535	1,769	1,272	47,0
		2025	3,760	3,459	3,450	0,009	0,234	1,535	1,769	1,681	47,0
		2026 - 2030	3,760	3,459	3,450	0,009	0,234	1,535	1,769	1,681	47,0
		2031 - 2038	3,760	3,459	3,450	0,009	0,234	1,535	1,769	1,681	47,0
4	Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	2021	5,800	4,700	4,690	0,010	0,206	1,361	1,567	3,123	27,0
		2022	5,800	4,700	4,689	0,011	0,215	1,410	1,625	3,064	28,0
		2023	5,800	4,700	4,689	0,011	0,215	1,410	1,625	3,064	28,0
		2024	5,800	4,700	4,689	0,011	0,215	1,410	1,625	3,064	28,0
		2025	5,800	4,700	4,688	0,012	0,226	1,569	1,795	2,894	30,9
		2026 - 2030	5,800	5,336	5,324	0,012	0,226	1,569	1,795	3,530	30,9
		2031 - 2038	5,800	5,336	5,324	0,012	0,226	1,569	1,795	3,530	30,9

Таблица 14 - Годовое потребление тепловой энергии, Гкал (вариант N 2)

N п/п	Наименование котельной	Год	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (т.н.т; тыс. м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, тыс. м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
с. Толька
1	Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	2021	7003,83	294,39	6709,44	1750,54	4958,90	1039,39	726,84	148,40	96,27	0,61
		2022	7003,83	294,39	6709,44	1750,54	4958,90	1039,39	726,84	148,40	96,27	0,71
		2023	7003,83	294,39	6709,44	1750,54	4958,90	1039,39	726,84	148,40	96,27	0,70
		2024	7003,83	294,39	6709,44	1750,54	4958,90	1039,39	726,84	148,40	96,27	0,70
		2025	7003,83	294,39	6709,44	1750,54	4958,90	1039,39	726,84	148,40	96,27	0,70
		2026 - 2030	7003,83	294,39	6709,44	1750,54	4958,90	1039,39	726,84	148,40	96,27	0,70
		2031 - 2038	7003,83	294,39	6709,44	1750,54	4958,90	1039,39	726,84	148,40	96,27	0,70
2	Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	2021	20942,10	625,32	20316,78	5912,91	14403,87	3517,44	2459,75	167,96	85,06	1,27
		2022	20942,10	625,32	20316,78	5912,91	14403,87	3517,44	2459,75	167,96	85,06	1,27
		2023	20942,10	625,32	20316,78	5912,91	14403,87	3517,44	2459,75	167,96	85,06	1,27
		2024	20942,10	625,32	20316,78	5912,91	14403,87	3271,16	2287,52	156,20	91,46	1,18
		2025	20942,10	625,32	20316,78	5912,91	14403,87	3271,16	2287,52	156,20	91,46	1,18
		2026 - 2030	20942,10	625,32	20316,78	5912,91	14403,87	3271,16	2287,52	156,20	91,46	1,18
		2031 - 2038	20942,10	625,32	20316,78	5912,91	14403,87	3271,16	2287,52	156,20	91,46	1,18
3	Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2021	5219,22	83,61	5135,61	1526,87	3608,74	908,57	635,36	174,08	82,07	0,44
		2022	5219,22	83,61	5135,61	1526,87	3608,74	908,57	635,36	174,08	82,07	0,44
		2023	5219,22	83,61	5135,61	1526,87	3608,74	908,57	635,36	174,08	82,07	0,44
		2024	5219,22	83,61	5135,61	1526,87	3608,74	908,57	635,36	174,08	82,07	0,44
		2025	5219,22	83,61	5135,61	1526,87	3608,74	815,24	570,10	156,20	91,46	0,39
		2026 - 2030	5219,22	83,61	5135,61	1526,87	3608,74	815,24	570,10	156,20	91,46	0,39
		2031 - 2038	5219,22	83,61	5135,61	1526,87	3608,74	815,24	570,10	156,20	91,46	0,39
4	Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	2021	4447,85	125,42	4322,43	1483,69	2838,74	878,70	614,48	197,56	72,31	0,76
		2022	4716,48	129,84	4586,64	1591,07	2838,74	931,05	651,08	197,40	72,37	0,76
		2023	4716,48	129,84	4586,64	1591,07	2714,54	931,05	651,08	197,40	72,37	0,76
		2024	4716,48	129,84	4586,64	1591,07	2871,36	931,05	651,08	197,40	72,37	0,76
		2025	5299,64	145,90	5153,74	1649,30	3380,24	1045,50	731,12	197,28	72,42	0,76
		2026 - 2030	5299,64	145,90	5153,74	1649,30	3380,24	827,80	578,88	156,20	91,46	0,60
		2031 - 2038	5299,64	145,90	5153,74	1649,30	3380,24	827,80	578,88	156,20	91,46	0,60

Таблица 15 - Затраты на реализацию 1 варианта развития системы теплоснабжения с. Толька, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
	Всего стоимость проектов	403674,3	184889,0	105400,2	50275,3	45514,6	17595,3	0	0
	Всего стоимость проектов нарастающим итогом		184889,0	290289,2	340564,4	386079,0	403674,3	0	0
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	269394,3	184889,0	71011,1	2448,8	5522,7	5522,7	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		184889,0	255900,1	258348,9	263871,6	269394,3	0	0
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	134280,0	0	34389,1	47826,4	39991,9	12072,6	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	34389,1	82215,5	122207,4	134280,0	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых источников тепловой энергии"
001.01.01.000	Всего стоимость группы проектов	252070,3	181684,2	70386,1	0	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		181684,2	252070,3	0	0	0	0	0
001.01.01.001	Строительство новой котельной мощностью 12,9 Гкал/ч (15 МВт) взамен существующих котельных N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а и N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	252070,3	181684,2	70386,1	0	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.000	Всего стоимость группы проектов	17324,0	3204,8	625,0	2448,8	5522,7	5522,7	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		3204,8	3829,8	6278,6	11801,3	17324,0	0	0
001.01.02.001	Модернизация котельного оборудования котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2. Модернизация котельного оборудования в части замены двух котлов АВА-4 на КСВ-3,15 (ВК-22) и ЗиоСаб-2500 Ква-2,5	6278,6	3204,8	625,0	2448,8	0	0	0	0
001.01.02.002	Реконструкция котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 в части замены котлов: N 1 ВК-21, N 2 ВК-21, N 3 ВК-21 на аналогичные с сохранением установленной мощности	11045,4	0	0	0	5522,7	5522,7	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	8626,6	0	0	3755	4871,6	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	3755	8626,6	0	0	0
001.02.01.001	Строительство тепловых сетей для подключения детского сада на 140 мест в с. Толька	6856,9	0	0	1985,3	4871,6	0	0	0
001.02.01.002	Строительство тепловых сетей для подключения к централизованной системе теплоснабжения индивидуального дома, расположенного по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404.	1769,7	0	0	1769,7	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.000	Всего стоимость группы проектов	125653,4	0	34389,1	44071,4	35120,3	12072,6	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	34389,1	78460,5	113580,8	125653,4	0	0
001.02.02.001	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская (от ТП 64) протяженностью 430 п.м. с заменой запорной арматуры	16800	0	0	8400	8400	0	0	0
001.02.02.002	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская, ремонт участка от ТП 81 до ТП 92 протяженностью 520 п.м. с заменой запорной арматуры	22316,2	0	0	11158,1	11158,1	0	0	0
001.02.02.003	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Ямальский тупик, ремонт участка от ТП 172 до ТП 177 протяженностью 217 п.м. с заменой запорной арматуры	10560	0	10560	0	0	0	0	0
001.02.02.004	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, сети теплоснабжения ТП N 19 - Светлогорская дом 1, протяженностью 157 м.п., реестр. N 010645 и сети теплоснабжения с. Толька, ул. Светлогорская (котельная N 1), 613 м.п., реестр. N 001408, участок от ТП 4 до ТП 25, протяженностью 131 м.п	6446,6	0	0	6446,6	0	0	0	0
001.02.02.005	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. Центральная от ТП 24 (1762 м.п.), с. Толька, инв.N 080.1.1111, участок сети от ДНС до дома N 5 по ул. Набережная протяженностью 120 м.п.	3929,7	0	3929,7	0	0	0	0	0
001.02.02.006	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Механизаторов участок от ТП 76 протяженностью 317 п.м. с заменой запорной арматуры	12385,2	0	0	0	6192,6	6192,6	0	0
001.02.02.007	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька сети теплоснабжения по ул. Молодежная (от котельной N 4) 899 м.п., реестр N 001365, участок от УТ 226 до УТ 230, протяженностью 177 м.п.	2177,7	0	0	2177,7	0	0	0	0
001.02.02.008	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Полевая участок от ТП 1 протяженностью 301 п.м. с заменой запорной арматуры	11760	0	0	0	5880	5880	0	0
001.02.02.009	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Набережная от ТП 24, участок от ТП 160 до ТП 168 протяженностью 198 п.м. с заменой запорной арматуры	7735,9	0	0	7735,9	0	0	0	0
001.02.02.010	Реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Ямальский тупик от ТП-4 протяженностью 257 п.м.	8153,21	0	0	8153,21	0	0	0	0
001.02.02.011	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, ул. Сидорова (от ТП 5) 285 м.п., участок сети теплоснабжения протяженностью 229 м.п.	3489,597	0	0	0	3489,597	0	0	0
001.02.02.012	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. 70 лет Октября, с. Толька, инв N 080.1.1106, протяженностью 565 м.п.	10320,62	0	10320,62	0	0	0	0	0
001.02.02.013	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по с. Толька, ул. Губкина (от котельной N 3 и ТП 6), реестр.N 001419	9578,725	0	9578,725	0	0	0	0	0

Таблица 16 - Затраты на реализацию 2 варианта развития системы теплоснабжения с. Толька, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
	Всего стоимость проектов	249806,5	3677,7	52931,9	102294,9	59781,1	31120,9	0	0
	Всего стоимость проектов нарастающим итогом		3677,7	56609,6	158904,5	218685,6	249806,5	0	0
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	115526,5	3677,7	18542,8	54468,5	19789,2	19048,3	0,0	0,0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		3677,7	22220,5	76689,0	96478,2	115526,5	0,0	0,0
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	134280,0	0	34389,1	47826,4	39991,9	12072,6	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	34389,1	82215,5	122207,4	134280,0	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых источников тепловой энергии"
001.01.01.000	Всего стоимость группы проектов	108160,2	0,0	14854,2	54468,5	19789,2	19048,3	0,0	0,0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0,0	14854,2	69322,7	89111,9	108160,2	0,0	0,0
001.01.01.001	Строительство БМК мощностью 11,32 Гкал/ч взамен существующей котельной N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	64470,0	0,0	14854,2	49615,8	0,0	0,0	0,0	0,0
001.01.01.002	Строительство БМК мощностью 3,76 Гкал/ч взамен существующей котельной N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	18440,6	0,0	0,0	4852,7	13587,9	0,0	0,0	0,0
001.01.01.003	Строительство БМК мощностью 5,8 Гкал/ч взамен существующей котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	25249,6	0,0	0,0	0,0	6201,3	19048,3	0,0	0,0
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.000	Всего стоимость группы проектов	6278,6	3204,8	625,0	2448,8	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		3204,8	3829,8	6278,6	0	0	0	0
001.01.02.001	Выполнение проектно-изыскательских работ по модернизации котельного оборудования. Модернизация котельного оборудования в части замены двух котлов АВА-4 на КСВ-3,15 (ВК-22) и ЗиоСаб-2500 Ква-2,5	6278,6	3204,8	625,0	2448,8	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	8626,6	0	0	3755	4871,6	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	3755	8626,6	0	0	0
001.02.01.001	Строительство тепловых сетей для подключения детского сада на 140 мест в с. Толька	6856,9	0	0	1985,3	4871,6	0	0	0
001.02.01.002	Строительство тепловых сетей для подключения к централизованной системе теплоснабжения индивидуального дома, расположенного по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404.	1769,7	0	0	1769,7	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.000	Всего стоимость группы проектов	125653,4	0	34389,1	44071,4	35120,3	12072,6	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	34389,1	78460,5	113580,8	125653,4	0	0
001.02.02.001	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская (от ТП 64) протяженностью 430 п.м. с заменой запорной арматуры	16800	0	0	8400	8400	0	0	0
001.02.02.002	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская, ремонт участка от ТП 81 до ТП 92 протяженностью 520 п.м. с заменой запорной арматуры	22316,2	0	0	11158,1	11158,1	0	0	0
001.02.02.003	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Ямальский тупик, ремонт участка от ТП 172 до ТП 177 протяженностью 217 п.м. с заменой запорной арматуры	10560	0	10560	0	0	0	0	0
001.02.02.004	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, сети теплоснабжения ТП N 19 - Светлогорская дом 1, протяженностью 157 м.п., реестр. N 010645 и сети теплоснабжения с. Толька, ул. Светлогорская (котельная N 1), 613 м.п., реестр. N 001408, участок от ТП 4 до ТП 25, протяженностью 131 м.п	6446,6	0	0	6446,6	0	0	0	0
001.02.02.005	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. Центральная от ТП 24 (1762 м.п.), с. Толька, инв.N 080.1.1111, участок сети от ДНС до дома N 5 по ул. Набережная протяженностью 120 м.п.	3929,7	0	3929,7	0	0	0	0	0
001.02.02.006	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Механизаторов участок от ТП 76 протяженностью 317 п.м. с заменой запорной арматуры	12385,2	0	0	0	6192,6	6192,6	0	0
001.02.02.007	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька сети теплоснабжения по ул. Молодежная (от котельной N 4) 899 м.п., реестр N 001365, участок от УТ 226 до УТ 230, протяженностью 177 м.п.	2177,7	0	0	2177,7	0	0	0	0
001.02.02.008	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Полевая участок от ТП 1 протяженностью 301 п.м. с заменой запорной арматуры	11760	0	0	0	5880	5880	0	0
001.02.02.009	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Набережная от ТП 24, участок от ТП 160 до ТП 168 протяженностью 198 п.м. с заменой запорной арматуры	7735,9	0	0	7735,9	0	0	0	0
001.02.02.010	Реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Ямальский тупик от ТП-4 протяженностью 257 п.м.	8153,21	0	0	8153,21	0	0	0	0
001.02.02.011	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, ул. Сидорова (от ТП 5) 285 м.п., участок сети теплоснабжения протяженностью 229 м.п.	3489,597	0	0	0	3489,597	0	0	0
001.02.02.012	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. 70 лет Октября, с. Толька, инв N 080.1.1106, протяженностью 565 м.п.	10320,62	0	10320,62	0	0	0	0	0
001.02.02.013	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по с. Толька, ул. Губкина (от котельной N 3 и ТП 6), реестр.N 001419	9578,725	0	9578,725	0	0	0	0	0

Обоснование выбора приоритетного сценария развития системы теплоснабжения

В рамках настоящей работы сформированы и рассмотрены план развития системы теплоснабжения с. Толька муниципального округа Красноселькупский район на период до 2038 года, которые позволяют добиться следующих результатов:

- обеспечение тепловых нагрузок потребителей с учётом их перспективного роста до 2038 г.;

- повышение тепловой экономичности и энергетической эффективности работы основных теплоснабжающих/теплосетевых организаций.

При расчёте тарифных последствий для обеспечения посильной тарифной нагрузка на потребителей и доступности услуг теплоснабжения потребителям в ходе реализации мероприятий, были предусмотрены меры тарифного сглаживания.

Несмотря на это в отдельные годы темпы роста тарифов на тепловую энергию значительно превышают прогнозные индексы-дефляторы Минэкономразвития РФ.

Оптимальным с точки зрения экономической эффективности вариантом развития системы теплоснабжения, согласно приведённым расчётам, является Вариант 1.

Учитывая вышесказанное, можно сделать вывод, что для реализации теплоснабжающей организации предлагаемых мероприятий при одновременном обеспечении доступности услуг теплоснабжения потребителям, могут потребоваться следующие меры:

- установление для организации тарифов на уровне выше установленного федеральным органом предельного максимального уровня;

- обеспечение мер государственной поддержки в виде субвенций теплоснабжающим организациям на цели компенсации убытков от реализации тепловой энергии по тарифу ниже экономически обоснованной величины (с инвестиционной составляющей на цели реализации инвестиционной программы организации);

- частичное финансирование мероприятий за счёт бюджетных средств, что позволит уменьшить инвестиционные составляющие в тарифах.

V. Предложения по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и (или) модернизации источников тепловой энергии

5.1. Предложения по строительству источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку на осваиваемых территориях поселения, городского округа, города федерального значения, для которых отсутствует возможность и (или) целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии, обоснованная расчетами ценовых (тарифных) последствий для потребителей (в ценовых зонах теплоснабжения - обоснованная расчетами ценовых (тарифных) последствий для потребителей, если реализацию товаров в сфере теплоснабжения с использованием такого источника тепловой энергии планируется осуществлять по регулируемым ценам (тарифам), и (или) обоснованная анализом индикаторов развития системы теплоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения, если реализация товаров в сфере теплоснабжения с использованием такого источника тепловой энергии будет осуществляться по ценам, определяемым по соглашению сторон договора поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя) и радиуса эффективного теплоснабжения.

Для развития источников теплоснабжения с. Толька предлагается проведение следующих мероприятий:

- строительство новой котельной мощностью 15 МВт (12,9 Гкал/ч) взамен существующих котельных N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а и N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13;

- реконструкция котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 в части замены котлов: N 1 ВК-21, N 2 ВК-21, N 3 ВК-21 на аналогичные с сохранением установленной мощности.

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

Мероприятия по реконструкции источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии не предусмотрены.

5.3. Предложения по техническому перевооружению и (или) модернизации источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения.

Технического перевооружения источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения не планируется.

5.4. Графики совместной работы источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и котельных.

На территории с. Толька отсутствуют источники тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.

5.5. Меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае если продление срока службы технически невозможно или экономически нецелесообразно.

Схемой теплоснабжения с. Толька предусматривается строительство новой котельной мощностью 15 МВт (12,9 Гкал/ч) взамен существующих котельных N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а и N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13, после чего котельная N 3 будет переведена в режим работы ЦТП, а котельная N 2 выведена из эксплуатации.

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

Мероприятия по переоборудованию существующих котельных не предусматриваются.

5.6. Меры по переводу котельных, размещенных в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в пиковый режим работы, либо по выводу их из эксплуатации

На территории с. Толька отсутствуют источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

5.7. Температурный график отпуска тепловой энергии для каждого источника тепловой энергии или группы источников тепловой энергии в системе теплоснабжения, работающей на общую тепловую сеть, и оценку затрат при необходимости его изменения.

Метод регулирования отпуска тепловой энергии в тепловых сетях - качественный. То есть происходит путем изменения температуры теплоносителя в подающем трубопроводе, в зависимости от температуры наружного воздуха.

Сети централизованного теплоснабжения ООО "Ямал-Энерго" с. Толька работают по температурному графику 95/70 оС.

5.8. Предложения по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с предложениями по сроку ввода в эксплуатацию новых мощностей.

Информация по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с предложениями по сроку ввода в эксплуатацию новых мощностей представлена в Разделах 4, 5, 12.

5.9. Предложения по вводу новых и реконструкции существующих источников тепловой энергии с использованием возобновляемых источников энергии, а также местных видов топлива.

Внедрение данных мероприятий нецелесообразно ввиду высокой стоимости и больших сроков окупаемости.

VI. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей

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

Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии в зоны с резервом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, отсутствуют.

Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки в осваиваемых районах поселения, городского округа, города федерального значения под жилищную, комплексную или производственную застройку

В рамках рассматриваемого проекта схемы теплоснабжения предусматривается строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку, перечень участков и их протяженность представлены в таблице 17.

Таблица 17 - Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки села Толька

N проекта	Наименование	Срок реализации
1	2	3
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.001	Строительство тепловых сетей для подключения детского сада на 140 мест в с. Толька	2023 - 2024
001.02.01.002	Строительство тепловых сетей для подключения к централизованной системе теплоснабжения индивидуального дома, расположенного по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404.	2023

Общая протяженность строительство новых тепловых сетей диаметром 0,057 - 0,108 м составляет 387,71 м.

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

В связи с отсутствуем возможности обеспечить условия, при которых существует возможность поставки тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения строительство тепловых сетей для этих условия настоящей схемой не предусматривается.

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

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

6.4. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения потребителей.

Предложения по реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса, представлены в таблице 18.

Таблица 18 - Перечень участков тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

N проекта	Наименование	Срок реализации
1	2	3
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.001	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская (от ТП 64) протяженностью 430 п.м. с заменой запорной арматуры	2023 - 2024
001.02.02.002	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская, ремонт участка от ТП 81 до ТП 92 протяженностью 520 п.м. с заменой запорной арматуры	2023 - 2024
001.02.02.003	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Ямальский тупик, ремонт участка от ТП 172 до ТП 177 протяженностью 217 п.м. с заменой запорной арматуры	2022
001.02.02.004	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, сети теплоснабжения ТП N 19 - Светлогорская дом 1, протяженностью 157 м.п., реестр. N 010645 и сети теплоснабжения с. Толька, ул. Светлогорская (котельная N 1), 613 м.п., реестр. N 001408, участок от ТП 4 до ТП 25, протяженностью 131 м.п	2023
001.02.02.005	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. Центральная от ТП 24 (1762 м.п.), с. Толька, инв.N 080.1.1111, участок сети от ДНС до дома N 5 по ул. Набережная протяженностью 120 м.п.	2022
001.02.02.006	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Механизаторов участок от ТП 76 протяженностью 317 п.м. с заменой запорной арматуры	2024 - 2025
001.02.02.007	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька сети теплоснабжения по ул. Молодежная (от котельной N 4) 899 м.п., реестр N 001365, участок от УТ 226 до УТ 230, протяженностью 177 м.п.	2023
001.02.02.008	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Полевая участок от ТП 1 протяженностью 301 п.м. с заменой запорной арматуры	2024 - 2025
001.02.02.009	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Набережная от ТП 24, участок от ТП 160 до ТП 168 протяженностью 198 п.м. с заменой запорной арматуры	2023
001.02.02.010	Реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Ямальский тупик от ТП-4 протяженностью 257 п.м.	2023
001.02.02.011	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, ул. Сидорова (от ТП 5) 285 м.п., участок сети теплоснабжения протяженностью 229 м.п.	2024
001.02.02.012	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. 70 лет Октября, с. Толька, инв N 080.1.1106, протяженностью 565 м.п.	2022
001.02.02.013	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по с. Толька, ул. Губкина (от котельной N 3 и ТП 6), реестр.N 001419	2022

VII. Предложения по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения

7.1. Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого необходимо строительство индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов при наличии у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения

В системе теплоснабжения по состоянию на 2023 г. потребители горячего водоснабжения подключены по "открытой" схеме системы ГВС (потребители от котельных N N 1, 2, 3 и 4). Перечень жилого фонда с. Толька с открытой системой ГВС представлен в таблице 48 Главы 9 Обосновывающих материалов схемы теплоснабжения.

В соответствии с 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) включается в утверждаемые в установленном законодательном 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".

Федеральным законом от 30.12.2021 N 438-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "О теплоснабжении" предусматривается:

1) часть 1 статьи 4 дополнить пунктом 15 следующего содержания:

"15) утверждение порядка определения экономической эффективности перевода открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения;";

2) часть 3 статьи 23 дополнить подпунктом 7 следующего содержания:

"7) обязательную оценку экономической эффективности мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения в порядке, установленном Правительством Российской Федерации...";

3) часть 9 статьи 29 (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) признать утратившей силу.

Таким образом, снимается запрет на использование с 1 января 2022 года централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения. Решение о переходе на закрытые системы теплоснабжения должно приниматься по результатам оценки экономической эффективности мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения.

Согласно п. 68 Требований к схемам теплоснабжения, утвержденным постановлением Правительства РФ от 22 февраля 2012 г. N 154:

Перевод открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения оценивается как экономически эффективный в случае, если чистая приведенная стоимость проекта по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения на прогнозный период, равный 10 годам, с учетом инвестиционной стадии проекта имеет положительное значение.

При отсутствии экономической эффективности мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения такие мероприятия могут быть включены в схему теплоснабжения по предложению органа местного самоуправления поселения, городского округа при наличии источника финансирования таких мероприятий в случае необходимости завершения начатых мероприятий по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных участков таких систем на закрытые системы горячего водоснабжения и обеспечения требований к качеству и безопасности горячей воды.

Предложения по источникам финансирования мероприятий, проводимых на теплопотребляющих установках потребителей, обеспечивающих перевод потребителей, подключенных к открытой системе теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельным участкам такой системы, на закрытую систему горячего водоснабжения, должны быть подтверждены соответствующими нормативными правовыми актами и (или) договорами (соглашениями).

Основные преимущества открытых систем:

- надежная защита от внутренней коррозии стальных труб ГВС;

- простота и невысокая стоимость тепловых пунктов;

- утилизация низкопотенциального тепла на источниках теплоснабжения для подогрева подпиточной воды;

- сокращение затрат электроэнергии на транспорт тепла за счет отбора горячей воды из обратной магистрали;

- возможность бесперебойной подачи горячей воды потребителям по одному из трубопроводов при плановом или аварийном ремонте другого.

К теоретическим недостаткам открытых систем относятся:

- нестабильность качества воды (запах, цветность) при зависимом присоединении отопительных систем;

- сложность контроля герметичности тепловой сети;

- изменчивость гидравлических режимов в зависимости от разбора воды на нужды ГВС;

- опасность опорожнения системы при неисправности ВПУ.

К основным преимуществам закрытых систем относятся:

- высокое качество горячей воды, благодаря изолированности контура ГВС от тепловой сети и системы отопления;

- простота санитарного контроля качества ГВС;

- возможность контроля герметичности системы теплоснабжения по величине подпитки.

Недостатки закрытых систем:

- коррозия внутренних поверхностей оборудования и стальных трубопроводов ГВС при отсутствии в тепловых пунктах водоподготовки;

- снижение эффективности выработки электроэнергии на ТЭЦ при переводе встроенных пучков конденсаторов с подпиточной на сетевую воду;

- повышенный расход сетевой воды;

- высокие единовременные затраты на ИТП и текущие расходы на их обслуживание;

- невозможность получения и подачи горячей воды потребителям при отсутствии циркуляции теплоносителя в тепловой сети.

Основными целями закрытия ГВС являются улучшение качества горячего водоснабжения и повышение энергоэффективности теплопотребления. Первая цель достигается приготовлением горячей воды в теплообменных аппаратах, устанавливаемых на источниках, центральных и индивидуальных тепловых пунктах. Повышение энергоэффективности обеспечивается применением у потребителей автоматизированного регулирования отпуска и потребления тепловой энергии и горячей воды.

Выбор варианта закрытия ГВС зависит от принятых проектных схем присоединения теплопотребляющих установок потребителей, тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию, а также на ГВС, способа и графика регулирования отпуска тепла, наличия помещений для ИТП. Система теплоснабжения с. Толька включает в себя следующие варианты развития системы теплоснабжения по переходу открытой системы теплоснабжения горячего водоснабжения на закрытую систему ГВС:

Вариант 1.

Реконструкция существующих котельных в части установки теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельных до потребителей для нужд ГВС.

Вариант 2.

Устройство индивидуальных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды.

Рассмотрим технико-экономическое сравнение вариантов перспективного развития системы теплоснабжения с. Толька по переходу открытой системы теплоснабжения горячего водоснабжения на закрытую систему ГВС.

Таблица 17 - Технико-экономическое сравнение вариантов перспективного развития системы теплоснабжения по переходу открытой системы теплоснабжения горячего водоснабжения на закрытую систему ГВС

Источник тепловой энергии	Мероприятия		Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.
	1 вар.	2 вар.	1 вар.	2 вар.
Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	Строительство теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельной до потребителей для нужд ГВС	Строительство индивидуальных пристроенных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды (21 шт.)	339334,1	221787,0
Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	Строительство теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельной до потребителей для нужд ГВС	Строительство индивидуальных пристроенных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды (98 шт.)	1290605,1	843532,8
Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	Строительство теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельной до потребителей для нужд ГВС	Строительство индивидуальных пристроенных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды (28 шт.)	570605,1	372944,5
Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	Строительство теплообменников на источниках тепловой энергии для ГВС и дополнительной тепловой сети от котельной до потребителей для нужд ГВС	Строительство индивидуальных пристроенных тепловых пунктов у потребителей с установкой теплообменников ГВС и с подводом к ним водопроводной воды (36 шт.)	639334,1	417865,4
Итого:			2839878,518	1856129,75

Кроме того, при выборе варианта N 1 необходимо строительство дополнительной тепловой сети ГВС, а также реконструкция котельных. Перечень ориентировочных участков сетей ГВС приведен в таблице 47 Главы 9 Обосновывающих материалов схемы теплоснабжения.

Рассмотрев варианты перспективного развития территории с. Толька Схемой теплоснабжения предлагается вариант N 2. Обоснование выбора приоритетного варианта:

- строительство новых автоматизированных котельных позволит существенно сократить протяженность магистральных сетей теплоснабжения, тем самым сократит теплопотери при транспортировке теплоносителя и аварийные ситуации на тепловой сети;

- более качественное регулирование температурного режима;

- за счет близкого расположения источника теплоснабжения - снижение стоимости тарифа на тепловую энергию;

- затраты, понесенные при варианте N 2 будут иметь значительно меньший срок окупаемости по сравнению с другими вариантами.

Ориентировочная финансовая потребность варианта N 2 составит порядка 1 856,1 млн. руб., что на 65% ниже стоимости варианта N 1.

При рассмотрении варианта N 2 планируется установка автоматизированных индивидуальных пунктов в подвалах зданий, а также строительство пристроенных ИТП в местах, где нет возможности установить в здании дома. При установке ИТП рассматривались две основные схемы подключения подогревателей горячего водоснабжения (ГВС) к тепловым сетям: параллельная одноступенчатая схема ГВС и двухступенчатая смешанная схема ГВС.

Самая простая и самая соответственно недорогая это одноступенчатая параллельная схема. Нагрев воды происходит в одном подогревателе ГВС, который устанавливается параллельно системе отопления с регулирующим устройством. Регулирование осуществляется одним регулирующим клапаном и заключается в поддержании постоянной температуры нагретой воды в зависимости от величины горячего водоразбора.

Для монтажа оборудования не требуется дополнительных площадей, т.к. проблема размещения оборудования в помещениях ИТП особенно актуальна в с. Толька. Однако при работе в режиме "излома" температурного графика для ГВС эта схема самая неэкономичная в плане расхода греющего теплоносителя. Т.е. по сравнению с двухступенчатой схемой, одноступенчатая параллельная схема ГВС, будет потреблять больше теплоносителя при тех же самых нагрузках.

Двухступенчатые схемы ГВС имеют ряд преимуществ, т.к. позволяют при одинаковой нагрузке ГВС экономить до 30% расхода теплоносителя за счет использования температуры обратной воды и тем самым повышая КПД источников тепловой энергии.

Однако данные схемы дорогие т.к. требуют для работы более дорогостоящих теплообменников, кроме того, затраты на монтаж двухступенчатой схемы ГВС также выше. Ее стоимость относительно параллельной схемы выше в 1,5-2,0 раза в зависимости от соотношения нагрузок отопления и ГВС. При разработке проектов проектировщикам в ряде случаев приходится сталкиваться с нехваткой площадей для размещения оборудования.

При обоснованном технико-экономическом расчете можно подключать системы ГВС по любой схеме, какая дает максимальный выигрыш в техническом плане и обеспечивает потребность в горячей воде.

При разработке схемы теплоснабжения с. Толька возможно использовать оба варианта присоединения теплообменников горячего водоснабжения в закрытых системах теплоснабжения. Критерием для выбора схемы подключения выбрано соотношение максимального потока тепловой энергии на горячее водоснабжение Qгвс max и максимального потока тепловой энергии на отопление Qo max:

0,2 Qгвс max/ Qo max - Одноступенчатая схема

0,2< Qгвс max/ Qo max - Двухступенчатая схема

На основании вышесказанного в схеме теплоснабжения с. Толька при моделировании закрытой схемы горячего водоснабжения в электронной модели Обосновывающих материалов были приняты схемы подключения потребителей, основанные на данных критериях, учетом режимов работы источников тепловой энергии.

Схемы подключения потребителей подразумевает использование следующих модулей:

- Модуль узла ввода с узлом учета тепловой энергии (рисунки 3 и 4);

- Модуль системы отопления с независимым присоединением, через теплообменные аппараты (100% резервирование) (рисунки 7 и 8);

- Модуль ГВС по закрытой двухступенчатой схеме, через теплообменные аппараты (рисунки 5 и 6).

Рисунок 3 - Схема модуля узла ввода с узлом учета тепловой энергии

Рисунок 4 - Модуль узла ввода с узлом учета тепловой энергии

Рисунок 5 - Схема модуля ГВС по закрытой двухступенчатой схеме, через теплообменные аппараты

Рисунок 6 - Модуль ГВС по закрытой двухступенчатой схеме, через теплообменные аппараты

Рисунок 7 - Схема модуля системы отопления с независимым присоединением, через теплообменные аппараты (100% резервирование)

Рисунок 8 - Модуль системы отопления с независимым присоединением, через теплообменные аппараты (100% резервирование)

Оценка экономического эффекта перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения выполнена на основании п. 68 и п. 68.1 Требований к схемам теплоснабжения, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. N 154.

При проведении оценки экономического эффекта были определены:

в части капитальных затрат (CAPEX):

- капитальные затраты на обустройство индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) у потребителей (с учетом капитальных затрат на переоборудование внутридомовых систем ГВС).

В части изменения операционных затрат (OPEX):

- за счет сокращения объемов подготовки исходной воды на источнике теплоснабжения для нужд ГВС;

- за счет изменения расхода электроэнергии на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (как результат изменения (как правило, увеличения) расхода теплоносителя при переходе к закрытой системе горячего водоснабжения. Увеличение расхода теплоносителя связано с необходимостью дополнительного температурного напора, в теплообменных аппаратах горячего водоснабжения, установленных на ИТП);

- за счет сокращения эксплуатационных расходов на хим. цех на источнике тепловой энергии.

На основании приведенных выше показателей определяется чистая приведенная стоимость проекта перевода открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) на закрытые системы горячего водоснабжения на прогнозный период 10 лет с учетом инвестиционной стадии.

В случае положительной чистой приведенной стоимости проекта перевода открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), отдельных на закрытые системы горячего водоснабжения проект оценивается как эффективный.

Соответственно критериями перехода на закрытую систему горячего водоснабжения являются:

1. ЧПС (NPV)>0 на прогнозный период 10 лет;

2. качество воды в существующей открытой и перспективной закрытой системе горячего водоснабжения должно отвечать требованиям технических регламентов, санитарных правил и нормативов, определяющих ее безопасность.

Результаты оценки эффективности перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения с. Толька представлены в таблице 18.

Таблица 18 - Результаты оценки эффективности перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения с. Толька

Показатель	Ед. изм.	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034
Изменение операционных затрат при переходе к закрытой системе теплоснабжения	тыс. руб.
За счет сокращения объемов подготовки исходной воды на источнике теплоснабжения для нужд ГВС	тыс. руб.	0	-1016	-1057	-1099	-1143	-1189	-1237	-1286	-1337	-1390	-1446
За счет потребления электроэнергии на циркуляционных насосах	тыс. руб.	0	240	250	260	270	281	292	304	316	329	342
За счет сокращения эксплуатационных расходов на хим. Цех (расходы на химреагенты отсутствуют)	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Итого (знак "+" - увеличение OPEX, знак "-" - снижение OPEX)	тыс. руб.	0	-776	-807	-839	-873	-908	-945	-982	-1021	-1061	-1104
Денежный поток от инвестиционной деятельности	тыс. руб.	-1856129,8	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Свободный денежный поток	тыс. руб.	-1856129,8	776	807	839	873	908	945	982	1021	1061	1104
Ставка дисконтирования	%	11	11	11	11	11	11	11	11	11	11	11
Коэффициент дисконта на начало периода		1,000	0,901	0,812	0,731	0,659	0,593	0,535	0,482	0,434	0,391	0,352
Дисконтированный денежный поток	тыс. руб.	-1856130	699	655	613	575	539	505	473	443	415	389
Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом	тыс. руб.	-1856130	-1855431	-1854776	-1854163	-1853588	-1853049	-1852544	-1852071	-1851628	-1851213	-1850824
Чистая приведенная стоимость NPV	-1850824

На основании результатов расчетов экономического эффекта перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения можно сделать вывод, что данный проект характеризуется крайне отрицательным на прогнозный период 10 лет). Проект перевода открытых систем теплоснабжения на закрытые системы горячего водоснабжения в с. Толька оценивается как неэффективный, в связи с чем для его реализации требуется поддержка бюджета.

Ввиду того, что оценка качества горячей воды в с. Толька не осуществляется, невозможно окончательно установить необходимость перехода на закрытую систему теплоснабжения. Требуется проведение мероприятий по мониторингу качества горячей воды у абонентов согласно действующему законодательству.

7.2. Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого отсутствует необходимость строительства индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов по причине отсутствия у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения.

Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого отсутствует необходимость строительства индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов по причине отсутствия у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения в Схеме теплоснабжения не предусмотрены.

VIII. Перспективные топливные балансы

8.1. Перспективные топливные балансы для каждого источника тепловой энергии по видам основного, резервного и аварийного топлива на каждом этапе.

На перспективу развития схемы теплоснабжения до 2038 года на территории с. Толька планируется строительство новых централизованных источников тепловой энергии, работающих на природном газе.

Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива представлены в таблице 19.

Таблица 19 - Перспективный топливный баланс источников тепловой энергии

N п/п	Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (т.н.т; тыс. м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, тыс. м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
с. Толька
1	Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	2021	Нефть	7003,8	294,4	6709,4	1750,5	4958,9	1039,39	725,324	148,4	96,27	0,61
		2022	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27	0,71
		2023	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27	0,70
		2024	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27	0,70
		2025	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27	0,70
		2026 - 2030	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27	0,70
		2031 - 2038	Нефть	6590,47	289,7	6300,8	1750,5	4550,2	977,96	682,455	148,4	96,27	0,70
2	Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	2021	Нефть	20942,1	625,3	20316,8	5912,9	14403,9	3517,44	2454,599	168,0	85,06	1,27
		2022	Нефть	19448,4	612,8	18835,6	5912,9	12922,7	3344,90	2334,193	172,0	83,06	1,27
		2023	Нефть	19448,4	612,8	18835,6	5912,9	12922,7	3344,90	2334,193	172,0	83,06	1,27
		2024	Вывод котельной из эксплуатации
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
3	Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	2021	Нефть	5219,2	83,6	5135,6	1526,9	3608,7	908,57	634,033	174,1	82,06	0,44
		2022	Нефть	4783,5	78,0	4705,5	1526,9	3178,6	809,18	564,673	169,2	84,45	0,44
		2023	Нефть	4783,5	78,0	4705,5	1526,9	3178,6	809,18	564,673	169,2	84,45	0,44
		2024	Перевод котельной в режим ЦТП
		2025
		2026 - 2030
		2031 - 2038
4	Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	2021	Нефть	4447,8	125,4	4322,4	1483,7	2838,7	878,7	613,189	174,1	82,06	0,76
		2022	Нефть	4226,6	133,7	4092,9	1483,7	2609,2	820,05	572,262	194,0	73,63	0,76
		2023	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63	0,76
		2024	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63	0,76
		2025	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63	0,76
		2026 - 2030	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63	0,60
		2031 - 2038	Нефть	4388,6	138,8	4249,7	1483,7	2766,0	851,5	594,2	194,0	73,63	0,60
5	Новая котельная мощностью 15 МВт	2021	Ввод котельной в эксплуатацию
		2022
		2023
		2024	Нефть	24232,0	690,8	23541,2	7439,8	17253,4	3785,0	2641,3	156,2	91,46	1,34
		2025	Нефть	25417,8	724,6	24693,2	7439,8	17253,4	3970,3	2770,6	156,2	91,46	1,34
		2026 - 2030	Нефть	26303,9	749,9	25554,0	7439,8	18114,2	4108,7	2867,2	156,2	91,46	1,34
		2031 - 2038	Нефть	26303,9	749,9	25554,0	7439,8	18114,2	4108,7	2867,2	156,2	91,46	1,34

Расчеты выполнены в соответствии с требованиями "Порядка определения нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии)", утвержденного Приказом Минэнерго Российской Федерации от 10.08.2012 N 377 "О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения.

Общий нормативный запаса топлива определяется по формуле:

, тыс. т

В состав ОНЗТ включаются:

ННЗТ, рассчитываемый по общей присоединенной к источнику тепловой нагрузке;

НЭЗТ, определяемый по присоединенной тепловой нагрузке внешних потребителей тепловой энергии.

НЭЗТ необходим для надежной и стабильной работы котельной и обеспечивает плановую выработку тепловой энергии в случае введения ограничений поставок топлива.

В соответствии с пунктом 22 Приказа Минэнерго Российской Федерации от 10.08.2012 N 377 "О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения", для организаций, эксплуатирующих отопительные котельные на газовом топливе с резервным топливом, в НЭЗТ включается количество резервного топлива, необходимого для замещения газового топлива в периоды сокращения его подачи газоснабжающими организациями.

Расчет ННЗТ выполняется по среднесуточному плановому расходу топлива самого холодного месяца отопительного периода и количеству суток по формуле:

, тыс. т,

где - среднесуточное значение отпуска тепловой энергии в тепловую сеть в самом холодном месяце, Гкал/сутки;

- расчетный норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию для самого холодного месяца (при работе в режиме "выживания"), т.у.т./Гкал;

К - коэффициент перевода натурального топлива в условное, ;

Т - длительность периода формирования объема неснижаемого запаса топлива, при доставке жидкого топлива автотранспортом на 5 суточный расход самого холодного месяца года, в данном случае - января, суток.

В связи с отсутствием на котельной резервного топлива расчет нормативного запаса топлива не производился.

8.2. Потребляемые источником тепловой энергии виды топлива, включая местные виды топлива, а также используемые возобновляемые источники энергии.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать нефть.

Местные виды топлива, а также использование возобновляемых источников энергии на территории с. Толька не применяются.

8.3. Виды топлива (в случае, если топливом является уголь, - вид ископаемого угля в соответствии с Межгосударственным стандартом ГОСТ 25543-2013 "Угли бурые, каменные и антрациты. Классификация по генетическим и технологическим параметрам"), их долю и значение низшей теплоты сгорания топлива, используемые для производства тепловой энергии по каждой системе теплоснабжения.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать нефть.

8.4. Преобладающий в поселении, городском округе вид топлива, определяемый по совокупности всех систем теплоснабжения, находящихся в соответствующем поселении, городском округе.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать нефть.

8.5. Приоритетное направление развития топливного баланса поселения, городского округа.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать нефть.

IX. Инвестиции в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию

9.1. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе.

В соответствии с главами 7, 8, 9 Обосновывающих материалов в качестве основных мероприятий по развитию системы теплоснабжения в с. Толька предусматриваются:

- Реконструкция существующих источников тепловой энергии;

- Реконструкция существующих участков тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;

- Строительство новых участков тепловых сетей для подключения перспективных потребителей.

Для расчета инвестиций на каждый год применяются индексы-дефляторы, представленные в таблице 20, согласно данным Министерства экономического развития Российской Федерации.

Перечень мероприятий по строительству, реконструкции или техническому перевооружению источников тепловой энергии представлен в таблице 21.

Таблица 20 - Прогноз индексов-дефляторов до 2038 года (в %, за год к предыдущему году)

Индексы-дефляторы	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038
Инвестиции в основной капитал (капитальные вложения)	1,029	1,029	1,031	1,029	1,024	1,021	1,022	1,023	1,024	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023	1,023

Таблица 21 - Перечень мероприятий по строительству, реконструкции или техническому перевооружению источников тепловой энергии, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	269394,3	184889,0	71011,1	2448,8	5522,7	5522,7	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		184889,0	255900,1	258348,9	263871,6	269394,3	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых источников тепловой энергии"
001.01.01.000	Всего стоимость группы проектов	252070,3	181684,2	70386,1	0	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		181684,2	252070,3	0	0	0	0	0
001.01.01.001	Строительство новой котельной мощностью 12,9 Гкал/ч (15 МВт) взамен существующих котельных N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а и N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	252070,3	181684,2	70386,1	0	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.000	Всего стоимость группы проектов	17324,0	3204,8	625,0	2448,8	5522,7	5522,7	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		3204,8	3829,8	6278,6	11801,3	17324,0	0	0
001.01.02.001	Модернизация котельного оборудования котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2. Модернизация котельного оборудования в части замены двух котлов АВА-4 на КСВ-3,15 (ВК-22) и ЗиоСаб-2500 Ква-2,5	6278,6	3204,8	625,0	2448,8	0	0	0	0
001.01.02.002	Реконструкция котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 в части замены котлов: N 1 ВК-21, N 2 ВК-21, N 3 ВК-21 на аналогичные с сохранением установленной мощности	11045,4	0	0	0	5522,7	5522,7	0	0

9.2. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов на каждом этапе

Перечень мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей и сооружений на них представлен в таблице 22.

Таблица 22 - Перечень мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	134280,0	0	34389,1	47826,4	39991,9	12072,6	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	34389,1	82215,5	122207,4	134280,0	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	8626,6	0	0	3755	4871,6	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	3755	8626,6	0	0	0
001.02.01.001	Строительство тепловых сетей для подключения детского сада на 140 мест в с. Толька	6856,9	0	0	1985,3	4871,6	0	0	0
001.02.01.002	Строительство тепловых сетей для подключения к централизованной системе теплоснабжения индивидуального дома, расположенного по адресу: ЯНАО, Красноселькупский район. с. Толька, ул. Геофизиков, ЗУ 89:07:020101:2404.	1769,7	0	0	1769,7	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.000	Всего стоимость группы проектов	125653,4	0	34389,1	44071,4	35120,3	12072,6	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	34389,1	78460,5	113580,8	125653,4	0	0
001.02.02.001	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская (от ТП 64) протяженностью 430 п.м. с заменой запорной арматуры	16800	0	0	8400	8400	0	0	0
001.02.02.002	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Комсомольская, ремонт участка от ТП 81 до ТП 92 протяженностью 520 п.м. с заменой запорной арматуры	22316,2	0	0	11158,1	11158,1	0	0	0
001.02.02.003	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька, ул. Ямальский тупик, ремонт участка от ТП 172 до ТП 177 протяженностью 217 п.м. с заменой запорной арматуры	10560	0	10560	0	0	0	0	0
001.02.02.004	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, сети теплоснабжения ТП N 19 - Светлогорская дом 1, протяженностью 157 м.п., реестр. N 010645 и сети теплоснабжения с. Толька, ул. Светлогорская (котельная N 1), 613 м.п., реестр. N 001408, участок от ТП 4 до ТП 25, протяженностью 131 м.п	6446,6	0	0	6446,6	0	0	0	0
001.02.02.005	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. Центральная от ТП 24 (1762 м.п.), с. Толька, инв.N 080.1.1111, участок сети от ДНС до дома N 5 по ул. Набережная протяженностью 120 м.п.	3929,7	0	3929,7	0	0	0	0	0
001.02.02.006	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Механизаторов участок от ТП 76 протяженностью 317 п.м. с заменой запорной арматуры	12385,2	0	0	0	6192,6	6192,6	0	0
001.02.02.007	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька сети теплоснабжения по ул. Молодежная (от котельной N 4) 899 м.п., реестр N 001365, участок от УТ 226 до УТ 230, протяженностью 177 м.п.	2177,7	0	0	2177,7	0	0	0	0
001.02.02.008	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Полевая участок от ТП 1 протяженностью 301 п.м. с заменой запорной арматуры	11760	0	0	0	5880	5880	0	0
001.02.02.009	Капитальный ремонт сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Набережная от ТП 24, участок от ТП 160 до ТП 168 протяженностью 198 п.м. с заменой запорной арматуры	7735,9	0	0	7735,9	0	0	0	0
001.02.02.010	Реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Толька ул. Ямальский тупик от ТП-4 протяженностью 257 п.м.	8153,21	0	0	8153,21	0	0	0	0
001.02.02.011	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Толька, ул. Сидорова (от ТП 5) 285 м.п., участок сети теплоснабжения протяженностью 229 м.п.	3489,597	0	0	0	3489,597	0	0	0
001.02.02.012	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по ул. 70 лет Октября, с. Толька, инв N 080.1.1106, протяженностью 565 м.п.	10320,62	0	10320,62	0	0	0	0	0
001.02.02.013	Капитальный ремонт сети теплоснабжения по с. Толька, ул. Губкина (от котельной N 3 и ТП 6), реестр.N 001419	9578,725	0	9578,725	0	0	0	0	0

9.3. Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения на каждом этапе.

Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения отсутствуют.

9.4. Предложения по величине необходимых инвестиций для перевода открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытую систему горячего водоснабжения на каждом этапе.

На перспективу развития с. Толька планируется переход от открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) на закрытые системы горячего водоснабжения посредством установки автоматизированных пристроенных ИТП. Капитальные вложения ориентировочно составят 1 856,1 млн. руб. (2022 - 2025 гг.).

9.5. Оценка эффективности инвестиций по отдельным предложениям.

Эффективность инвестиционных затрат оценивается в соответствии с утвержденными Минэкономики Российской Федерации, Минфином Российской Федерации и Госстроем Российской Федерации от 21.06.1999 N ВК 477 "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов".

В качестве критериев оценки эффективности инвестиций использованы:

- чистый дисконтированный доход (NPV) - это разница между суммой денежного потока результатов от реализации проекта, генерируемых в течение прогнозируемого срока реализации проекта, и суммой денежного потока инвестиционных затрат, вызвавших получение данных результатов, дисконтированных на один момент времени;

- индекс доходности - это размер дисконтированных результатов, приходящихся на единицу инвестиционных затрат, приведенных к тому же моменту времени;

- срок окупаемости - это время, требуемое для возврата первоначальных инвестиций за счет чистого денежного потока, получаемого от реализации инвестиционного проекта;

- дисконтированный срок окупаемости - это период времени, в течение которого дисконтированная величина результатов покрывает инвестиционные затраты, их вызвавшие.

В качестве эффекта от реализации мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии и тепловых сетей принимаются доходы по инвестиционной составляющей, экономия ресурсов и амортизация по вновь вводимому оборудованию.

При расчете эффективности инвестиций учитывался объем финансирования мероприятий, реализация которых предусмотрена за счет средств внебюджетных источников, размер которых определен с учетом требований доступности услуг теплоснабжения для потребителей.

В целом при реализации всех предложенных мероприятий показатели эффективности инвестиционного проекта будут иметь отрицательные значения, т.е. не будут иметь обоснования с точки зрения разумных сроков окупаемости, но инвестиции необходимы для надлежащего теплоснабжения потребителей с. Толька. Окупаемость данных мероприятий далеко выйдет за рамки периода, на который разрабатывается схема теплоснабжения.

9.6. Величина фактически осуществленных инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию объектов теплоснабжения за базовый период и базовый период актуализации.

Величины фактически осуществленных в течение 2022 года инвестиций представлены в таблицах 21 и 22.

X. Решение о присвоении статуса единой теплоснабжающей организации (организациям)

10.1. Решение о присвоении статуса единой теплоснабжающей организации (организациям).

Постановлением Администрации Красноселькупского района от 30.06.2022 N 244-П "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2035" в с. Толька определена единая теплоснабжающая организация и установлены зоны её деятельности в границах населенного пункта - ООО "Ямал-Энерго".

Обязанности единой теплоснабжающей организации установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации".

10.2. Реестр зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций).

Реестр зон деятельности единой теплоснабжающей организации (далее - ЕТО) в существующих зонах действия источников тепловой энергии представлен в таблице 23.

Таблица 23 - Существующие теплоснабжающие организации в зоне деятельности с. Толька

N п/п	Наименование ЕТО	Системы теплоснабжения, входящие в зону действия ЕТО	Перечень источников, входящих в систему теплоснабжения
1	ООО "Ямал-Энерго"	Система теплоснабжения с. Толька	Котельные N N 1, 2, 3, 4

10.3. Основания, в том числе критерии, в соответствии с которыми теплоснабжающая организация определена единой теплоснабжающей организацией.

В соответствии со статьей 2 пунктом 28 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении": "Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее - единая теплоснабжающая организация) - теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (далее - федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения), или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации".

Предложения по установлению единой теплоснабжающей организации осуществляются на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации в соответствии Правилами организации теплоснабжения в Российской Федерации утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

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.

Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности обязана:

- заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;

- заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения;

- заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.

Постановлением Администрации Красноселькупского района от 30.06.2022 N 244-П "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2035" в с. Толька определена единая теплоснабжающая организация и установлены зоны её деятельности в границах населенного пункта - ООО "Ямал-Энерго".

10.4. Информация о поданных теплоснабжающими организациями заявках на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.

Заявки теплоснабжающих организаций, поданные в рамках разработки проекта схемы теплоснабжения, отсутствуют.

10.5. Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций, действующих в каждой системе теплоснабжения, расположенных в границах с. Толька.

Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций представлен в таблице 24.

Таблица 24 - Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций

N п/п	Система теплоснабжения	Перечень источников, входящих в систему теплоснабжения	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч	Перечень организаций, входящих в систему теплоснабжения
1	Система теплоснабжения с. Толька	Котельные N N 1, 2, 3, 4	27,03	ООО "Ямал-Энерго"

XI. Решения о распределении тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии

11.1. Сведения о величине тепловой нагрузки, распределяемой (перераспределяемой) между источниками тепловой энергии.

Схемой теплоснабжения с. Толька предусматривается строительство новой котельной мощностью 15 МВт (12,9 Гкал/ч) взамен существующих котельных N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а и N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13, после чего котельная N 3 будет переведена в режим работы ЦТП, а котельная N 2 выведена из эксплуатации, подключенная нагрузка будет переключена на новую котельную.

11.2. Сроки выполнения перераспределения для каждого этапа.

Схемой теплоснабжения с. Толька предусматривается строительство новой котельной мощностью 15 МВт (12,9 Гкал/ч) взамен существующих котельных N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а и N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13, после чего котельная N 3 будет переведена в режим работы ЦТП, а котельная N 2 выведена из эксплуатации, подключенная нагрузка будет переключена на новую котельную. Переключение нагрузки запланировано на 2024 год.

XII. Решения по бесхозяйным тепловым сетям

12.1. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей (в случае их выявления).

На данный момент в с. Толька выявлено 6,365 км бесхозяйных тепловых сетей. Местоположение, длины и диаметры данных сетей представлены в таблице 25.

В соответствии с п. 6 ст. 15 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ (ред. от 07.05.2013) "О теплоснабжении": "В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления поселения или сельского округа до признания права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными бесхозяйными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования".

Таблица 25 - Перечень бесхозяйных тепловых сетей на территории с. Толька

N п/п	Адрес многоквартирного жилого дома			Система теплоснабжения
	Населенный пункт (г., пос., с., пгт)	Улица (ул.), микрорайон (м/р),	Дом	Система теплоснабжения	Диаметр трубопровода системы теплоснабжения, мм	Длина отводов системы теплоснабжения не числящихся на балансе, м.п.	Год проведения последнего капитального ремонта
1	2	3	4	5	6	7	8
1	с. Толька	70 лет Октября	1	центральное	50	28	не рем.
2	с. Толька	70 лет Октября	2	центральное	50	25	не рем.
3	с. Толька	70 лет Октября	3	центральное	50	28	не рем.
4	с. Толька	70 лет Октября	4	центральное	50	20	не рем.
5	с. Толька	70 лет Октября	5	центральное	50	28	не рем.
6	с. Толька	70 лет Октября	6	центральное	50	20	2017
7	с. Толька	70 лет Октября	7	центральное	50	28	не рем.
8	с. Толька	70 лет Октября	8	центральное	50	17	не рем.
9	с. Толька	71 лет Октября	9	центральное	50	28	не рем.
10	с. Толька	70 лет Октября	10	центральное	50	21	не рем.
11	с. Толька	70 лет Октября	11а	центральное	50	6	не рем.
12	с. Толька	70 лет Октября	11	центральное	50	15	не рем.
13	с. Толька	70 лет Октября	12	центральное	50	21	не рем.
14	с. Толька	70 лет Октября	13	центральное	50	8	не рем.
15	с. Толька	70 лет Октября	14	центральное	50	28	не рем.
16	с. Толька	70 лет Октября	15	центральное	50	15	не рем.
17	с. Толька	70 лет Октября	16	центральное	50	29	не рем.
18	с. Толька	70 лет Октября	18	центральное	50	32	не рем.
19	с. Толька	70 лет Октября	19	центральное	50	32	не рем.
20	с. Толька	70 лет Октября	20	центральное	50	42	не рем.
21	с. Толька	71 лет Октября	21	центральное	50	3	не рем.
22	с. Толька	70 лет Октября	22	центральное	50	26	не рем.
23	с. Толька	70 лет Октября	23	центральное	50	6	не рем.
24	с. Толька	70 лет Октября	24	центральное	50	28	не рем.
25	с. Толька	Березовая	4	центральное	50	48	не рем.
26	с. Толька	Вернадского	1	центральное	50	25	не рем.
27	с. Толька	Вернадского	2	центральное	50	35	не рем.
28	с. Толька	Вернадского	7	центральное	50	21	не рем.
29	с. Толька	Вернадского	9	центральное	50	21	не рем.
30	с. Толька	Вернадского	9а	центральное	50	7	не рем.
31	с. Толька	Вернадского	11	центральное	50	23	не рем.
32	с. Толька	Вернадского	13	центральное	50	20	не рем.
33	с. Толька	Вернадского	15	центральное	50	24	не рем.
34	с. Толька	Вернадского	17	центральное	50	22	не рем.
35	с. Толька	Вернадского	19	центральное	50	21	не рем.
36	с. Толька	Вернадского	21	центральное	50	21	не рем.
37	с. Толька	Геофизиков	2	центральное	40	27	не рем.
38	с. Толька	Геофизиков	6	центральное	40	19	не рем.
39	с. Толька	Геофизиков	8	центральное	40	16	не рем.
40	с. Толька	Геофизиков	10	центральное	40	16	не рем.
41	с. Толька	Геофизиков	12	центральное	40	24	не рем.
42	с. Толька	Геофизиков	14	центральное	40	23	не рем.
43	с. Толька	Губкина	2	центральное	50	42	не рем.
44	с. Толька	Губкина	4	центральное	50	14	не рем.
45	с. Толька	Губкина	6	центральное	50	18	не рем.
46	с. Толька	Губкина	8	центральное	50	11	не рем.
47	с. Толька	Губкина	10	центральное	50	40	не рем.
48	с. Толька	Губкина	12	центральное	50	6	не рем.
49	с. Толька	Комсомольская	2	центральное	76	39	2013
50	с. Толька	Комсомольская	3	центральное	40	9	2013
51	с. Толька	Комсомольская	4	центральное	76	38	2013
52	с. Толька	Комсомольская	5	центральное	50	8	не рем.
53	с. Толька	Комсомольская	7	центральное	50	13	не рем.
54	с. Толька	Комсомольская	7а	центральное	40	33	не рем.
55	с. Толька	Комсомольская	9	центральное	40	54	не рем.
56	с. Толька	Комсомольская	10	центральное	32	56	не рем.
57	с. Толька	Комсомольская	12	центральное	32	34	не рем.
58	с. Толька	Комсомольская	14	центральное	32	54	не рем.
59	с. Толька	Комсомольская	16	центральное	32	36	не рем.
60	с. Толька	Комсомольская	18	центральное	40	25	не рем.
61	с. Толька	Комсомольская	20	центральное	40	21	не рем.
62	с. Толька	Комсомольская	1а	центральное	40	9	не рем.
63	с. Толька	Лесная	1	центральное	32	13	не рем.
64	с. Толька	Лесная	2	центральное	76	56	не рем.
65	с. Толька	Лесная	2а	центральное	76	58	не рем.
66	с. Толька	Лесная	5	центральное	40	0	не рем.
67	с. Толька	Лесная	7	центральное	50	53	не рем.
68	с. Толька	Лесная	8	центральное	40	36	не рем.
69	с. Толька	Лесная	9	центральное	50	9	не рем.
70	с. Толька	Лесная	11	центральное	50	14	не рем.
71	с. Толька	Лесная	12	центральное	50	48	не рем.
72	с. Толька	Лесная	13	центральное	50	14	не рем.
73	с. Толька	Лесная	14	центральное	50	33	не рем.
74	с. Толька	Лесная	15	центральное	50	14	не рем.
75	с. Толька	Лесная	17	центральное	50	18	не рем.
76	с. Толька	Лесная	18	центральное	50	57	не рем.
77	с. Толька	Лесная	19	центральное	50	14	не рем.
78	с. Толька	Лесная	20	центральное	50	22	не рем.
79	с. Толька	Лесная	21	центральное	50	21	не рем.
80	с. Толька	Лесная	24	центральное	50	15	не рем.
81	с. Толька	Лесная	25а	центральное	32	8	не рем.
82	с. Толька	Лесная	26	центральное	50	17	не рем.
83	с. Толька	Лесная	27а	центральное	50	22	не рем.
84	с. Толька	Лесная	27	центральное	50	14	не рем.
85	с. Толька	Лесная	29	центральное	50	26	не рем.
86	с. Толька	Мангазейская	2	центральное	50	19	не рем.
87	с. Толька	Мангазейская	2а	центральное	40	30	не рем.
88	с. Толька	Мангазейская	2б	центральное	40	12	не рем.
89	с. Толька	Мангазейская	4	центральное	50	27	не рем.
90	с. Толька	Мангазейская	4а	центральное	50	22	не рем.
91	с. Толька	Мангазейская	4б	центральное	32	27
92	с. Толька	Механизаторов	1	центральное	40	25	не рем.
93	с. Толька	Механизаторов	2	центральное	40	23	не рем.
94	с. Толька	Механизаторов	3	центральное	40	17	не рем.
95	с. Толька	Механизаторов	5	центральное	40	16	не рем.
96	с. Толька	Механизаторов	6	центральное	40	20	не рем.
97	с. Толька	Механизаторов	8	центральное	40	29	не рем.
98	с. Толька	Механизаторов	9	центральное	40	30	не рем.
99	с. Толька	Механизаторов	14	автономное		0	не рем.
100	с. Толька	Механизаторов	15	автономное		0	не рем.
101	с. Толька	Механизаторов	22	автономное		0	не рем.
102	с. Толька	Молодежная	1	центральное	32	10	не рем.
103	с. Толька	Молодежная	1а	центральное	32	95	не рем.
104	с. Толька	Молодежная	2	центральное	32	27	не рем.
105	с. Толька	Молодежная	3	центральное	32	0	не рем.
106	с. Толька	Молодежная	4	центральное	32	0	не рем.
107	с. Толька	Молодежная	7	центральное	32	26	не рем.
108	с. Толька	Молодежная	9	центральное	32	26	не рем.
109	с. Толька	Молодежная	10	центральное	32	26	не рем.
110	с. Толька	Молодежная	11	центральное	32	0	не рем.
111	с. Толька	Молодежная	12	центральное	32	24	не рем.
112	с. Толька	Молодежная	14	центральное	50	32	не рем.
113	с. Толька	Молодежная	15	центральное	50	28	не рем.
114	с. Толька	Набережная	1	центральное	40	41	не рем.
115	с. Толька	Набережная	2	центральное	40	55	не рем.
116	с. Толька	Набережная	5	центральное	40	12	не рем.
117	с. Толька	Набережная	6	центральное	40	28	не рем.
118	с. Толька	Набережная	7	центральное	40	12	не рем.
119	с. Толька	Набережная	8	центральное	40	40	не рем.
120	с. Толька	Набережная	9	центральное	40	25	не рем.
121	с. Толька	Набережная	10	центральное	40	22	не рем.
122	с. Толька	Набережная	12	центральное	40	18	не рем.
123	с. Толька	Набережная	13	центральное	40	26	не рем.
124	с. Толька	Набережная	15	центральное	40	20	не рем.
125	с. Толька	Набережная	16	центральное	40	25	не рем.
126	с. Толька	Набережная	18	центральное	40	25	не рем.
127	с. Толька	Набережная	19	центральное	40	23	не рем.
128	с. Толька	Набережная	20	центральное	40	58	не рем.
129	с. Толька	Набережная	21	центральное	40	25	не рем.
130	с. Толька	Набережная	24	центральное	40	24	не рем.
131	с. Толька	Набережная	25	центральное	40	28	не рем.
132	с. Толька	Набережная	26	центральное	40	29	не рем.
133	с. Толька	Набережная	27	центральное	40	26	не рем.
134	с. Толька	Набережная	28	центральное	40	29	не рем.
135	с. Толька	Набережная	29	центральное	40	44	не рем.
136	с. Толька	Набережная	30	центральное	40	10	не рем.
137	с. Толька	Набережная	32	центральное	40	37	не рем.
138	с. Толька	Набережная	34	центральное	40	14	не рем.
139	с. Толька	Набережная	36	центральное	40	52	не рем.
140	с. Толька	Набережная	40	центральное	50	14	не рем.
141	с. Толька	Набережная	40а	центральное	50	58	не рем.
142	с. Толька	Надежды	1	центральное	80	26
143	с. Толька	Надежды	1а	центральное	80	36
144	с. Толька	Полевая	1	центральное	32	21	не рем.
145	с. Толька	Полевая	2	центральное	32	24	не рем.
146	с. Толька	Светлогорская	2	центральное	50	27	не рем.
147	с. Толька	Светлогорская	2а	центральное	50	31	не рем.
148	с. Толька	Светлогорская	4	центральное	50	27	не рем.
149	с. Толька	Светлогорская	6	центральное	50	31	не рем.
150	с. Толька	Светлогорская	8	центральное	50	35	не рем.
151	с. Толька	Сидорова	2	центральное	50	8	не рем.
152	с. Толька	Сидорова	3	центральное	50	15	не рем.
153	с. Толька	Сидорова	4	центральное	50	11	не рем.
154	с. Толька	Сидорова	5	центральное	50	18	не рем.
155	с. Толька	Сидорова	6	центральное	50	12	не рем.
156	с. Толька	Сидорова	7	центральное	50	19	не рем.
157	с. Толька	Сидорова	8	центральное	50	10	не рем.
158	с. Толька	Сидорова	10	центральное	50	10	не рем.
159	с. Толька	Советская	1	центральное	50	16	не рем.
160	с. Толька	Советская	2	центральное	50	22	не рем.
161	с. Толька	Советская	4	центральное	40	16	не рем.
162	с. Толька	Советская	6	центральное	50	80	не рем.
163	с. Толька	Солнечная	1	центральное	50	16	не рем.
164	с. Толька	Солнечная	2	центральное	50	16	не рем.
165	с. Толька	Солнечная	2а	центральное	40	39	не рем.
166	с. Толька	Солнечная	3	центральное	50	15	не рем.
167	с. Толька	Солнечная	3а	центральное	32	33	не рем.
168	с. Толька	Солнечная	4	центральное	40	16	не рем.
169	с. Толька	Солнечная	4а	центральное	40	42	не рем.
170	с. Толька	Солнечная	5	центральное	50	26	не рем.
171	с. Толька	Солнечная	6	центральное	40	13	не рем.
172	с. Толька	Солнечная	7	центральное	32	26	не рем.
173	с. Толька	Солнечная	9	центральное	32	26	не рем.
174	с. Толька	Солнечная	11	центральное	32	27	не рем.
175	с. Толька	Строителей	1	центральное	40	18	не рем.
176	с. Толька	Строителей	2	центральное	40	17	не рем.
177	с. Толька	Строителей	3	центральное	40	15	не рем.
178	с. Толька	Строителей	4	центральное	40	8	не рем.
179	с. Толька	Строителей	6	центральное	50	12	не рем.
180	с. Толька	Строителей	7	центральное	50	9	не рем.
181	с. Толька	Строителей	9	центральное	50	9	не рем.
182	с. Толька	Таёжная	1	центральное	40	10	не рем.
183	с. Толька	Таежная	3	центральное	50	13	не рем.
184	с. Толька	Таёжная	4	центральное	50	28	не рем.
185	с. Толька	Таёжная	5	центральное	50	16	не рем.
186	с. Толька	Таёжная	6	центральное	50	20	не рем.
187	с. Толька	Таёжная	7	центральное	50	15	не рем.
188	с. Толька	Таёжная	9	центральное	50	16	не рем.
189	с. Толька	Таёжная	10	центральное	50	41	не рем.
190	с. Толька	Таёжная	11	центральное	50	27	не рем.
191	с. Толька	Таёжная	13	центральное	50	27	не рем.
192	с. Толька	Таёжная	14	центральное	40	15	не рем.
193	с. Толька	Таёжная	18	центральное	32	14	не рем.
194	с. Толька	Таёжная	20	центральное	50	22	не рем.
195	с. Толька	Таёжная	22	центральное	50	36	не рем.
196	с. Толька	Таёжная	22а	центральное	50	48	не рем.
197	с. Толька	Таёжная	24	центральное	50	29	не рем.
198	с. Толька	Таёжная	26	центральное	50	28	не рем.
199	с. Толька	Таёжная	28	центральное	50	25	не рем.
200	с. Толька	Центральная	1	центральное	40	24	не рем.
201	с. Толька	Центральная	2	центральное	40	32	не рем.
202	с. Толька	Центральная	3	центральное	40	15	не рем.
203	с. Толька	Центральная	4	центральное	40	9	не рем.
204	с. Толька	Центральная	5	центральное	40	22	не рем.
205	с. Толька	Центральная	6	центральное	40	8	не рем.
206	с. Толька	Центральная	7	центральное	50	18	2013
207	с. Толька	Центральная	9	центральное	50	14	не рем.
208	с. Толька	Центральная	11	центральное	50	34	не рем.
209	с. Толька	Центральная	12	центральное	50	8	не рем.
210	с. Толька	Центральная	14	центральное	50	14	не рем.
211	с. Толька	Центральная	16	центральное	50	15	не рем.
212	с. Толька	Центральная	17	центральное	50	65	не рем.
213	с. Толька	Центральная	18	центральное	50	14	не рем.
214	с. Толька	Центральная	21	центральное	50	26	не рем.
215	с. Толька	Центральная	23	центральное	50	76	не рем.
216	с. Толька	Центральная	23а	центральное	50	54	не рем.
217	с. Толька	Центральная	25	центральное	50	35	не рем.
218	с. Толька	Центральная	28	центральное	50	17	не рем.
219	с. Толька	Центральная	31	центральное	50	28	не рем.
220	с. Толька	Центральная	32	центральное	50	18	не рем.
221	с. Толька	Ямальский тупик	1	центральное	40	14	не рем.
222	с. Толька	Ямальский тупик	2	центральное	40	16	не рем.
223	с. Толька	Ямальский тупик	3	центральное	40	16	не рем.
224	с. Толька	Ямальский тупик	4	центральное	50	8	не рем.
225	с. Толька	Ямальский тупик	8	центральное	50	26	не рем.
Итого по жилому фонду						5434
1	с. Толька	ПВ Губкина	7	центральное	76	42	не рем.
2	с. Толька	ПВ Центральная	18а	центральное	76	12	не рем.
3	с. Толька	ПВ Центральная	32а	центральное	76	15	не рем.
4	с. Толька	от ТП N 100 до гаража Администрации		центральное	108	261	не рем.
5	с. Толька	от ТП N 17 до пекарни ТП 18		центральное	108	225	не рем.
6	с. Толька	от ТП N 54 магазин совхозный, узел связи, магазин ИП Могило И.В.		центральное	80	109	не рем.
7	с. Толька	от ТП N 32 до коровника Агрофирмы Толькинская		центральное	108	65	не рем.
8	с. Толька	от ТП 101 до здания пожарной части		центральное	108	48	не рем.
9	с. Толька	от ТП 96 до здания электростанции с. Толька		центральное	108	95	не рем.
10	с. Толька	от ТП 5 до здания интерната по ул. Светлогорской		центральное	80	59	не рем.
Итого по организациям						931
Итого сетей, не числящихся на балансе в с. Толька						6365	м.п.

12.2. Перечень организаций, уполномоченных на их эксплуатацию в порядке, установленном Федеральным законом "О теплоснабжении".

Статья 15, пункт 6 Федерального закона от 27 июля 2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении": "В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления поселения или городского округа до признания права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными бесхозяйными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования".

Принятие на учет бесхозяйных тепловых сетей должно осуществляться на основании Постановления Правительства Российской Федерации от 17 сентября 2003 N 580 "Об утверждении положения о принятии на учет бесхозяйных недвижимых вещей".

Информация об организациях, уполномоченных на их эксплуатацию в порядке, установленном Федеральным законом "О теплоснабжении" отсутствует.

XIII. Синхронизация схемы теплоснабжения со схемой газоснабжения и газификации субъекта Российской Федерации и (или) поселения, схемой и программой развития электроэнергетики, а также со схемой водоснабжения и водоотведения с. Толька

13.1. Описание решений (на основе утвержденной региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций) о развитии соответствующей системы газоснабжения в части обеспечения топливом источников тепловой энергии.

На момент разработки Схемы на территории с. Толька отсутствует централизованное газоснабжение.

13.2. Описание проблем организации газоснабжения источников тепловой энергии.

Проблемы организации газоснабжения источников тепловой энергии не зафиксированы.

13.3. Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций для обеспечения согласованности такой программы с указанными в схеме теплоснабжения решениями о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций отсутствуют.

13.4. Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы и программы развития Единой энергетической системы России) о строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и (или) модернизации, выводе из эксплуатации источников тепловой энергии и генерирующих объектов, включая входящее в их состав оборудование, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в части перспективных балансов тепловой мощности в схемах теплоснабжения.

Строительство генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, на территории с. Толька не предусмотрено.

13.5. Предложения по строительству генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, указанных в схеме теплоснабжения, для их учета при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, схемы и программы развития Единой энергетической системы России, содержащие в том числе описание участия указанных объектов в перспективных балансах тепловой мощности и энергии.

В схеме теплоснабжения отсутствуют мероприятия по строительству, реконструкции и техническому перевооружению генерирующих объектов в с. Толька.

13.6. Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы водоснабжения с. Толька) о развитии соответствующей системы водоснабжения в части, относящейся к системам теплоснабжения.

На перспективу развития планируется перевод потребителей с. Толька на "закрытую" схему присоединения системы ГВС. В связи с этим ожидается снижение расхода теплоносителя в тепловой сети.

13.7. Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) схемы водоснабжения с. Толька для обеспечения согласованности такой схемы и указанных в схеме теплоснабжения решений о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) схемы водоснабжения отсутствуют.

XIV. Индикаторы развития систем теплоснабжения с. Толька

14.1. Описание существующих и перспективных значений индикаторов развития систем теплоснабжения.

Индикаторами развития систем теплоснабжения в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" являются следующие показатели:

а) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях;

б) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии;

в) удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии;

г) отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети;

д) коэффициент использования установленной тепловой мощности;

е) удельная материальная характеристика тепловых сетей, приведенная к расчетной тепловой нагрузке;

ж) доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме (как отношение величины тепловой энергии, отпущенной из отборов турбоагрегатов, к общей величине выработанной тепловой энергии в границах городского округа, города федерального значения);

з) удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии;

и) коэффициент использования теплоты топлива (только для источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии);

к) доля отпуска тепловой энергии, осуществляемого потребителям по приборам учета, в общем объеме отпущенной тепловой энергии;

л) средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей (для каждой системы теплоснабжения);

м) отношение материальной характеристики тепловых сетей, реконструированных за год, к общей материальной характеристике тепловых сетей (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для каждой системы теплоснабжения, а также для городского округа, города федерального значения);

н) отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, реконструированного за год, к общей установленной тепловой мощности источников тепловой энергии (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для городского округа, города федерального значения).

о) отсутствие зафиксированных фактов нарушения антимонопольного законодательства (выданных предупреждений, предписаний), а также отсутствие применения санкций, предусмотренных Кодексом Российской Федерации об административных правонарушениях, за нарушение законодательства Российской Федерации в сфере теплоснабжения, антимонопольного законодательства Российской Федерации, законодательства Российской Федерации о естественных монополиях

Индикаторы развития системы теплоснабжения представлены в таблице 26.

Таблица 26 - Индикаторы развития систем теплоснабжения с. Толька в зоне действия котельных

N п/п	Индикатор	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях	шт.	0	0	0	0	0	0	0
2	Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии	шт.	0	0	0	0	0	0	0
3	Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии (отдельно для тепловых электрических станций и котельных)	кг у. т./ Гкал	171,1	171,1	171,1	171,1	171,1	171,1	171,1
	Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	кг у. т./ Гкал	148,40	148,39	148,39	148,39	148,39	148,39	148,39
	Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	кг у. т./ Гкал	167,96	171,99	171,99	Вывод котельной из эксплуатации
	Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	кг у. т./ Гкал	174,10	169,16	169,16	Перевод котельной в режим работы ЦТП
	Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	кг у. т./ Гкал	174,10	194,02	194,02	194,02	194,02	194,02	194,02
	Новая котельная мощностью 15 МВт	кг у. т./ Гкал	Ввод котельной в эксплуатацию			156,20	156,20	156,2	156,2
4	Отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети	Гкал/м2	4,3	4,3	4,3	4,3	4,4	4,4	4,4
	Потери в сети	Гкал	10674	10781	10781	10781	10840	10840	10840
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	2481,1	2483,1	2483,1	2483,1	2487,1	2487,1	2487,1
5	Коэффициент использования установленной тепловой мощности
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	%	54,7	56,4	53,2	53,2	53,2	53,2	53,2
	Установленная тепловая мощность котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	Гкал/ч	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2
	Выработка тепловой энергии Котельная N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2	Гкал	7003,8	6590,47	6590,47	6590,47	6590,47	6590,47	6590,47
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	%	64,5	80,4	80,4	Вывод котельной из эксплуатации
	Установленная тепловая мощность Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	Гкал/ч	11,32	11,32	11,32
	Выработка тепловой энергии Котельная N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а	Гкал	20942,1	19448,4	19448,4
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	%	47	58	58	Перевод котельной в режим работы ЦТП
	Установленная тепловая мощность Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	Гкал/ч	3,76	3,76	3,76
	Выработка тепловой энергии Котельная N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13	Гкал	5219,2	4783,5	4783,5
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	%	27	34	35	35	35	31	31
	Установленная тепловая мощность Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	Гкал/ч	5,8	5,8	5,8	5,8	5,8	5,8	5,8
	Выработка тепловой энергии Котельная N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1	Гкал	4447,8	4226,6	4388,6	4388,6	4388,6	4388,6	4388,6
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности новой котельной мощностью 15 МВт	%	Ввод котельной в эксплуатацию			81	81	84	84
	Установленная тепловая мощность новой котельной мощностью 15 МВт	Гкал/ч				12,9	12,9	12,9	12,9
	Выработка тепловой энергии новой котельной мощностью 15 МВт	Гкал				24232,0	25417,8	26303,9	26303,9
6	Удельная материальная характеристика тепловых сетей, приведённая к расчётной тепловой нагрузке	м2 ч/Гкал	203,1	203,2	202,4	196,6	197,0	192,2	192,2
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	2481,1	2483,1	2483,1	2483,1	2487,1	2487,1	2487,1
	Расчётная тепловая нагрузка	Гкал/ч	12,22	12,22	12,27	12,63	12,63	12,94	12,94
7	Доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме (как отношение величины тепловой энергии, отпущенной из отборов турбоагрегатов, к общей величине выработанной тепловой энергии в границах поселения, городского округа, города федерального значения)	%	0	0	0	0	0	0	0
8	Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии	т у. т./	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		кВт.ч
9	Коэффициент использования теплоты топлива (только для источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии)		0	0	0	0	0	0	0
10	Доля отпуска тепловой энергии, осуществляемого потребителям по приборам учёта, в общем объёме отпущенной тепловой энергии	%	21	33	41	58	73	87	100
	Полезный отпуск	Гкал	25810,2	23260,8	23417,6	22006	24569,6	25430,5	25430,5
	Полезный отпуск по приборам учёта	Гкал	5420,2	7676,1	9601,2	14250,4	17935,8	22124,5	25430,5
11	Средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей (для каждой системы теплоснабжения)	лет	23	24	25	26	27	32	37
12	Отношение материальной характеристики тепловых сетей, реконструированных за год, к общей материальной характеристике тепловых сетей (фактическое значение за отчётный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утверждённой схеме теплоснабжения) (для каждой системы теплоснабжения, а также для поселения, городского округа, города федерального значения)	%	8	8	8	8	8	0	0
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	2481,1	2483,1	2483,1	2483,1	2487,1	2487,1	2487,1
	Материальная характеристика тепловых сетей, реконструированных за год	м2	198,5	198,7	198,7	198,7	199	0	0
13	Отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, реконструированного за год, к общей установленной тепловой мощности источников тепловой энергии (фактическое значение за отчётный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утверждённой схеме теплоснабжения) (для поселения, городского округа, города федерального значения)	%	11%	7%	0%	0%	28%	0%	0%
	Установленная тепловая мощность источников тепловой энергии	Гкал/ч	27,0	27,0	27,0	19,1	19,1	19,1	19,1
	Установленная тепловая мощность источников тепловой энергии, реконструированных за год	Гкал/ч	2,84	1,84	0	0	5,24	0	0

14.2. Описание существующих и перспективных значений целевых показателей реализации схемы теплоснабжения городского округа.

Существующие и перспективные значений целевых показателей реализации схемы теплоснабжения с. Толька представлены в таблице п. 14.1.

XV. Ценовые (тарифные) последствия

15.1. Для формирования целевых показателей роста тарифов использованы прогнозные индексы-дефляторы, устанавливаемые Минэкономразвития России.

По результатам расчетов установлена перспективная цена на тепловую энергию с учетом и без учета реализации проектов схемы теплоснабжения (инвестиционной составляющей). Результаты оценки представлены в таблице 27.

Таблица 27 - Результаты оценки ценовых последствий

Наименование критерия оценки	Динамика изменения средневзвешенного тарифа на тепловую энергию
	2022		2023		2024		2025		2026 - 2030		2031 - 2038
1	4		5		6		7		8		9
Индекс потребительских цен	1,037		1,037		1,037		1,037		1,2		1,44
Индекс тарифов на тепловую энергию	1,04		1,04		1,04		1,04		1,22		1,48
Индекс цен на капитальные вложения	1,036		1,036		1,036		1,036		1,19		1,42
Индекс цен газовой промышленности	1,013		1,013		1,013		1,013		1,07		1,14
Индекс тарифов на электрическую энергию	1,035		1,035		1,035		1,035		1,19		1,41
Индекс тарифов на услуги ЖКХ	1,047		1,047		1,047		1,047		1,26		1,58
Индекс цен химической промышленности	1,029		1,029		1,029		1,029		1,15		1,33
Индекс цен на нефтепродукты	1,001		1,001		1,001		1,001		1,01		1,01
ООО "Ямал-Энерго" с. Толька, рублей
Тепловая энергия, поставляемая потребителям, подключенным к тепловым сетям:
Период	с 01.01.22 по 30.06.22	с 01.07.22 по 31.12.22	с 01.01.23 по 30.06.23	с 01.07.23 по 31.12.23	с 01.01.24 по 30.06.24	с 01.07.24 по 31.12.24	с 01.01.25 по 30.06.25	с 01.07.25 по 31.12.25	с 01.01.30 по 30.06.30	с 01.07.30 по 31.12.26	с 01.01.40 по 30.06.40	с 01.07.40 по 31.12.40
Тариф для потребителей, в случае отсутствия дифференцирования тарифов по схеме подключения, руб./Гкал, без НДС	1503,34	1554,45	1554,45	1616,63	1616,63	1681,29	1681,29	1748,55	2133,23	2218,55	2587,85	2691,36

XVI. Обеспечение экологической безопасности теплоснабжения, поселения, городского округа, муниципального округа

16.1. Описание текущего и перспективного объема (массы) выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, сбросов загрязняющих веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, размещения отходов производства, образующихся на стационарных объектах производства тепловой энергии (мощности), в том числе функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, размещенных на территории поселения, городского округа, муниципального округа (далее - объекты теплоснабжения).

Сведения об объемах выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух представлены в таблице 28 п. 16.3.

16.2. Описание текущих и перспективных значений средних за год концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения.

Описание значений средних за год концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения представлено в таблице 28 п. 16.3.

16.3. Описание текущих и перспективных значений максимальных разовых концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения.

Описание значений максимальных разовых концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения представлено в таблице 28.

Таблица 28 - Концентрации загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу с. Толька

Загрязняющее вещество, код и наименование	Фоновая концентрация, мг/м3	ПДК максимальная разовая, мг/м3	ПДК среднесуточная, мг/м3	Выброс вещества, г/с	Суммарный выброс вещества, т/год	% вклада в макс концентрацию
1	2	3	4	5	6	7
Котельная N 1
0123 диЖелезо триоксид, (железа оксид) /в пересчете на железо/			0.04	0.0037	0.02105
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0.054	0.2	0.04	1.0608	2.93	37
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0.024	0.4	0.06	0.1724	0.4757	36.7
0328 Углерод (Пигмент черный)		0.15	0.05	0.346	1.017
0330 Сера диоксид	0.013	0.5	0.05	2.202	6.465	36.9
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)		0.008		0.000016356	0.0000047574	36.5
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	2.4	5	3	1.469	4.314
0415 Смесь предельных углеводородов С1H4-С5H12		200	50	0.01975	0.005745
0416 Смесь предельных углеводородов C6H14-С10H22		50	5	0.007304	0.002125
0602 Бензол		0.3	0.1	0.00009536	0.00002776
0616 Диметилбензол		0.2		0.00003	0.000008724
0621 Метилбензол		0.6		0.00005997	0.000017438
0703 Бенз/а/пирен			0.000001	0.000005238	0.00001442	45.8
2904 Мазутная зола теплоэлектростанций /в пересчете на ванадий/			0.002	0.05805	0.0852	36.8
2930 Пыль абразивная (Корунд белый; Монокорунд)				0.0011	0.00399
Котельная N 2
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0.054	0.2	0.04	1.2712	9.92	22.9
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0.024	0.4	0.06	0.2065	1.612	22.7
0328 Углерод (Пигмент черный)		0.15	0.05	0.4277	3.4854
0330 Сера диоксид	0.013	0.5	0.05	2.82	22.729	22.9
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)		0.008		0.00000715	0.000003384	22.7
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	2.4	5	3	1.8165	14.8
0415 Смесь предельных углеводородов С1H4-С5H12		200	50	0.00863	0.00409
0416 Смесь предельных углеводородов C6H14-С10H22		50	5	0.00319	0.001512
0602 Бензол		0.3	0.1	0.0000417	0.00001974
0616 Диметилбензол		0.2		0.0000131	0.0000062
0621 Метилбензол		0.6		0.0000262	0.0000124
0703 Бенз/а/пирен			0.000001	0.000001498	0.000023446
2754 Алканы С12-С19 (в пересчете на С)		1		0.01124	0.00536
2904 Мазутная зола теплоэлектростанций /в пересчете на ванадий/			0.002	0.0435	0.31321	23
Котельная N 3
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0.054	0.2	0.04	0.4398	2.228	83.8
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0.024	0.4	0.06	0.07144	0.3619	16.6
0328 Углерод (Пигмент черный)		0.15	0.05	0.14956	0.807
0330 Сера диоксид	0.013	0.5	0.05	0.952	5.131	83
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)		0.008		0.00000311	0.000000956	16.9
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	2.4	5	3	0.6351	3.424
0415 Смесь предельных углеводородов С1H4-С5H12		200	50	0.00375	0.001155
0416 Смесь предельных углеводородов C6H14-С10H22		50	5	0.001388	0.000427
0602 Бензол		0.3	0.1	0.00001813	0.00000558
0616 Диметилбензол		0.2		0.0000057	0.000001753
0621 Метилбензол		0.6		0.0000114	0.00000351
0703 Бенз/а/пирен			0.000001	0.000000499	0.00000495
2904 Мазутная зола теплоэлектростанций /в пересчете на ванадий/			0.002	0.01356	0.07309	82.8
Котельная N 4
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)		0.2	0.04	0.6214	2.184	33.1
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)		0.4	0.06	0.10094	0.3549	30.3
0328 Углерод (Пигмент черный)		0.15	0.05	0.21066	0.8	27.9
0330 Сера диоксид		0.5	0.05	1.341	5.088	32.9
0333 Дигидросульфид (Водород сернистый, дигидросульфид, гидросульфид)		0.008		0.00000699	0.000000951	30.4
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)		5	3	0.8946	3.396
0415 Смесь предельных углеводородов С1H4-С5H12		200	50	0.00844	0.001148
0416 Смесь предельных углеводородов C6H14-С10H22		50	5	0.00312	0.000425
0602 Бензол		0.3	0.1	0.0000408	0.00000555
0616 Диметилбензол		0.2		0.00001282	0.000001744
0621 Метилбензол		0.6		0.00002563	0.00000349
0703 Бенз/а/пирен			0.000001	0.000000737	0.000004841
2904 Мазутная зола теплоэлектростанций /в пересчете на ванадий/			0.002	0.03537	0.06704	32.1

16.4. Оценка снижения объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и размещения отходов производства за счет перераспределения тепловой нагрузки от котельных на источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии.

Перераспределение тепловой нагрузки от котельных на источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии не предусматривается.

16.5. Предложения по снижению объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сбросов вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, и минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства.

Предложения по снижению объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сбросов вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, и минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства отсутствуют.

16.7. Предложения по величине необходимых инвестиций для снижения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сброса вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства.

Предложения по величине необходимых инвестиций для снижения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сброса вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства отсутствуют.

XVII. Сценарии развития аварий в системах теплоснабжения с моделированием гидравлических режимов работы таких систем, в том числе при отказе элементов тепловых сетей и при аварийных режимах работы систем теплоснабжения, связанных с прекращением подачи тепловой энергии

17.1. "Сценарии развития аварий в системах теплоснабжения села Толька с моделированием гидравлических режимов работы таких систем, в том числе при отказе элементов тепловых сетей и при аварийных режимах работы систем теплоснабжения, связанных с прекращением подачи тепловой энергии" (далее - План действий), разработан во исполнение требований пункта 4 статьи 20 Федерального закона N 190-ФЗ "О теплоснабжении" от 27.07.2010, подпункта 1 пункта 18 статьи V Приказа Министерства энергетики Российской Федерации N 103 от 12.03.2013 "Об утверждении правил оценки готовности к отопительному периоду", поручений Президента Российской Федерации В.В. Путина по итогам совещания о ходе прохождения осенне-зимнего периода 2021/2022.

17.1.2. Объектами Плана действий по ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения, с применением электронного моделирования аварийных ситуаций, являются источники тепловой энергии, магистральные и распределительные тепловые сети, теплосетевые объекты (насосные станции, центральные тепловые пункты), системы теплопотребления.

17.1.3. Реализация Плана действий необходима для обеспечения надежной эксплуатации системы теплоснабжения села Толька и должна решать следующие задачи:

- повышения эффективности, устойчивости и надежности функционирования объектов системы теплоснабжения;

- мобилизации усилий всех инженерных служб села Толька для ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения;

- снижения до приемлемого уровня последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения;

- информировать ответственных лиц о возможных аварийных ситуациях с указанием причин их возникновения и действиям по ликвидации последствий.

17.1.4. План действия определяет общий порядок действий персонала объекта при ликвидации последствий аварийных ситуаций и является обязательной для исполнения всеми ответственными лицами, указанными в нем.

17.1.5. План действий должен быть проверен уполномоченным органом в целях оценки готовности муниципального образования к отопительному периоду.

17.1.6. План действий должен находиться:

- в Администрации села Толька у заместителя Главы Администрации, отвечающего за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства, в том числе системы централизованного теплоснабжения и в управлении жилищно-коммунального хозяйства;

- в теплоснабжающей организации, осуществляющих деятельность на территории муниципального образования у руководителя, главного инженера, в производственно-техническом отделе в дежурно-диспетчерской службе, на рабочих местах оперативного персонала (сетевые участки, ТЭЦ, ЦТП);

- у руководителя организации и на рабочем месте оперативного персонала Единой дежурно-диспетчерской службы (далее - ЕДДС);

- в управляющих организациях, занятых обслуживанием многоквартирных домов;

- в иных организациях, связанных с эксплуатацией системы централизованного теплоснабжения села Толька, по усмотрению заместителя Главы Администрации, отвечающего за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства.

17.1.7. Правильность положений Плана действий и соответствие его действительному положению в системе теплоснабжения муниципального образования проверяется не реже одного раза в год. При этом проводится учебная проверка по одной из позиций плана и выполнение предусмотренных в нем мероприятий. Ответственность за своевременное и правильное проведение учебных проверок Плана действий несут заместитель Главы Администрации муниципального образования, отвечающий за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства, и руководители теплоснабжающей организации.

17.1.8. К обстоятельствам, при несоблюдении которых в отношении муниципальных образований составляется акт проверки готовности к отопительному периоду с приложением Перечня с указанием сроков устранения замечаний, относится несоблюдение требований по применению электронного моделирования аварийных ситуаций.

17.2. Общие сведения по применению электронного моделирования при ликвидации последствий аварийных ситуаций.

17.2.1. Компьютерное моделирование реальных процессов в системе теплоснабжения является важным элементом при эксплуатации системы теплоснабжения и ликвидации последствий аварийных ситуаций. При этом имитационные и расчетно-аналитические модели используются как инструмент для принятия решений путем построения прогнозов поведения моделируемой системы при тех или иных условиях и способах воздействия на нее.

17.2.2. Для компьютерного моделирования процессов в системе теплоснабжения используются электронные модели систем теплоснабжения, создаваемые с применением специализированных программно-расчетных комплексов. При этом в соответствии с требованиями пункта 38 главы 3 постановления Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" электронная модель системы теплоснабжения поселения, городского округа" должна содержать:

а) графическое представление объектов системы теплоснабжения с привязкой к топографической основе поселения и с полным топологическим описанием связности объектов;

б) паспортизацию объектов системы теплоснабжения;

в) паспортизацию и описание расчетных единиц территориального деления, включая административное;

г) гидравлический расчет тепловых сетей любой степени закольцованности, в том числе гидравлический расчет при совместной работе нескольких источников тепловой энергии на единую тепловую сеть;

д) моделирование всех видов переключений, осуществляемых в тепловых сетях, в том числе переключений тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии;

е) расчет балансов тепловой энергии по источникам тепловой энергии и по территориальному признаку;

ж) расчет потерь тепловой энергии через изоляцию и с утечками теплоносителя;

з) расчет показателей надежности теплоснабжения;

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

к) сравнительные пьезометрические графики для разработки и анализа сценариев перспективного развития тепловых сетей.

17.2.3. Задачи по ликвидации последствий аварийных ситуаций, решаемые с применением электронного моделирования, относятся к процессам эксплуатации системы теплоснабжения, диспетчерскому и технологическому управлению системой.

В эти задачи входят:

- моделирование изменений гидравлического режима при аварийных переключениях и отключениях;

- формирование рекомендаций по локализации аварийных ситуаций и моделирование последствий выполнения этих рекомендаций;

- формирование перечней и сводок по отключаемым абонентам.

17.2.4. Для электронного моделирования ликвидации последствий аварийных ситуаций применяются:

- программное обеспечение, позволяющее создать электронную модель всех технологических объектов (паспортизировать), составляющих систему теплоснабжения, в их совокупности и взаимосвязи, и на основе этого описания решать весь спектр расчетно-аналитических задач, необходимых для многовариантного моделирования режимов работы всей системы теплоснабжения и ее отдельных элементов;

- средства создания и визуализации графического представления сетей теплоснабжения в привязке к плану территории, неразрывно связанные со средствами технологического описания объектов системы теплоснабжения и их связности;

- собственно данные, описывающие каждый в отдельности элементарный объект и всю совокупность объектов, составляющих систему теплоснабжения населенного пункта, - от источника тепла и вплоть до каждого потребителя, включая все трубопроводы и тепловые камеры, а также электронный план местности, к которому привязана модель системы теплоснабжения.

17.2.5. В качестве инструмента для решения задач с применением электронного моделирования ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения города используется ранее разработанная электронная модель, созданная в программе "Zulu" (изготовитель программного обеспечения - ООО "Политерм", г. Санкт-Петербург) в составе геоинформационной системы Zulu и программно-расчетного комплекса Zulu Thermo, с применением расчетного модуля "Коммутационные задачи".

17.2.6. С применением геоинформационной системы Zulu можно создавать и видеть на топографической карте территории плана-схемы инженерных сетей с поддержкой их топологии, проводить совместный семантический и пространственный анализ графических и табличных данных, осуществлять экспорт и импорт данных.

17.2.7. С применением модуля "Коммутационные задачи" программно-расчетного комплекса Zulu Thermo, возможно проводить анализ отключений, переключений, поиск ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок и т.д.

17.2.7.1. Общая последовательность действий специалиста, работающего с электронной моделью системы теплоснабжения, в программно-расчетном комплексе Zulu для осуществления ликвидации последствий аварийных ситуаций с применением электронного моделирования:

1) Начало работы.

Выберите в меню "Задачи" пункт "Коммутационные задачи".

2) Выбор слоя сети.

Для выбора слоя, в котором будут решаться коммутационные задачи нажмите кнопку "Слой..." и в появившемся диалоговом окне с помощью левой кнопки мыши выберите слой сети. Нажмите кнопку ОК.

3) Настройки.

Нажмите кнопку "Настройки" для вызова диалога настроек программы.

4) Анализ переключений.

Выполнение команды "Анализ переключений" позволяет рассчитать изменения в сети вследствие отключения или изолирования заданных объектов сети (участков, арматуры и т.д.), вызванных аварийной ситуацией. Также при работе с этой функцией производится расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети. Результаты расчета отображаются на карте в виде тематической раскраски и выводятся в отчет.

Для начала работы необходимо задать список переключаемых объектов, участка тепловой сети, на котором рассматривается возникновение аварийной ситуации. Для этого выбирается закладка "Анализ переключений". В режиме выделить указывается на карте аварийный участок или на этом участке арматуру, для которых необходимо произвести переключение (слой сети при этом должен быть активным). Далее необходимо нажать кнопку на панели диалога. Выбранный объект добавится в список переключаемых объектов сети в диалоговом окне. Таким же образом добавьте в список все необходимые для анализа объекты.

Необходимо выделить нужный объект из набранного списка и выбрать в поле "Действие" необходимый вид переключения.

После выбора переключения на карте автоматически определится и отобразится в виде тематической раскраски зона отключенных аварийных участков сети и потребителей. На схеме выделяются элементы (потребители, участки трубопроводов, тепловые камеры и т.д.), попавшие в зону отключения.

При необходимости возможно удалить раскраску с помощью кнопки.

При выполнении команды "Анализ переключений" реализуются следующие виды переключений:

- "Включить". Режим объекта устанавливается на "Включен";

- "Выключить". Режим объекта устанавливается на "Выключен";

- "Изолировать от источника". Режим объекта устанавливается на "Выключен". При этом автоматически добавляется в список и переводится в режим отключения вся изолирующая объект от источника запорная арматура;

- "Отключить от источника". Режим объекта устанавливается на "Выключен". При этом автоматически добавляется в список и переводится в режим отключения вся отключающая объект от источника запорная арматура.

Изображение позволяет визуализировать результаты расчеты и определить оптимальные действия персонала. На ней с привязкой к объектам на карте, показано оптимальное распределение потоков теплоносителя, позволяющее обеспечить необходимый гидравлический режим тепловой сети в случае нештатной аварийной ситуации.

На основе данных, полученных при электронном моделировании, дежурный диспетчер может для устранения и уменьшения негативных последствий аварии оперативно по средствам связи сообщить ремонтной бригаде, выехавшей для ликвидации последствий аварийной ситуации:

- информацию о трубопроводной арматуре, которую необходимо открыть (закрыть) для теплоснабжения потребителей;

- список потребителей тепловой энергии, попадающих под отключение при проведении переключений.

Анализ переключений в тепловой сети производится с учетом выбранных переключений для объектов из списка и включает в себя:

- поиск попавших под отключение объектов тепловой сети;

- расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети, вызванных аварийной ситуацией;

- отображение результатов расчета на карте в виде тематической раскраски и вывод табличных данных в отчет, с последующей возможностью их экспорта в формат MS Excel или HTML.

Для выполнения расчета необходимо нажать кнопку "Выполнить". В результате выполнения задачи появится браузер "Просмотр результата", содержащий табличные данные результатов расчета.

Вкладки браузера содержат таблицы попавших под отключение объектов сети и итоговые значения результатов расчета.

Итоговые значения по потребителям содержат следующие значения:

а) Для тепловой сети:

- объем воды в подающем трубопроводе;

- объем воды в обратном трубопроводе;

- расчетная нагрузка на отопление;

- расчетная нагрузка на вентиляцию;

- расчетная средняя нагрузка на ГВС;

- объем воды в системе отопления;

- объем воды в системе вентиляции;

- объем воды в системе ГВС;

- суммарный объем воды.

б) Итоговые значения по обобщенным потребителям:

- объем воды в подающем трубопроводе;

- объем воды в обратном трубопроводе;

- расход воды на системы отопления, систему вентиляции и закрытые системы ГВС;

- расход воды на открытый водоразбор.

5) Поиск в слое подложке.

Поиск в слое подложке позволяет осуществить поиск в заданном слое объектов, местоположение которых совпадает с местоположением потребителей в слое сети. Результаты поиска отображаются на карте в виде тематической раскраски объектов слоя-подложки и выводятся в отчет.

Для ввода исходных данных необходимо выполнить следующие действия:

а) Выберите закладку "Поиск в слое подложке".

б) Выберите с помощью переключателей "Учитывать потребителей" необходимые условия поиска:

- Всех в сети. Поиск будет осуществляться для всех потребителей в слое сети, дополнительных настроек производить не надо, и можно сразу производить поиск;

- Из группы. Поиск будет осуществляться для потребителей, входящих в текущую группу в слое сети;

- Из списка. Поиск будет осуществляться для потребителей, входящих в список в окне диалога, перед началом поиска необходимо добавить потребителей в список. Для этого выделите в режиме на карте потребителя, для которого необходимо произвести поиск. Нажмите кнопку на панели диалога. Выбранный потребитель добавится в список в диалоговом окне. Таким же образом добавьте в список всех необходимых для поиска потребителей.

Для поиска в слое подложке необходимо выполнить следующие действия:

Для выполнения поиска нажмите кнопку "Выполнить". В результате выполнения задачи появится браузер "Просмотр результата", содержащий табличные данные результатов поиска и выполнится раскраска слоя-подложки в зависимости от режимов потребителей и выбранных настроек.

Каждая запись результирующей таблицы соответствует потребителю и соответствующему объекту слоя подложки и содержит заданные в настройках поля из баз данных, а также информацию о текущем режиме потребителя.

При необходимости вы можете удалить раскраску с помощью кнопки.

6) Настройки.

Слой сети. В диалоге настроек выберите закладку "Слой сети". В выпадающем списке с помощью левой кнопки мышки выберите нужный слой сети и в списке видов сети выберите соответствующий вид сети.

Анализ переключений. В диалоге настроек выберите закладку "Анализ переключений". В верхнем списке отображается перечень всех типов для выбранного слоя сети.

Для того, чтобы определенный тип элементов сети вошел в отчет по поиску изменений в сети, необходимо включить его в списке типов и выбрать нужные поля для вывода в отчет. Для включения типа в отчет с помощью левой кнопки мыши установите напротив названия типа галочку.

При выделении названия типа в верхнем разделе, в списке Доступные поля отобразится список всех полей базы данных текущего выбранного типа, которые могут быть включены в отчет. В списке Поля для вывода отобразится список полей, которые были выбраны для включения в отчет.

7) Слой подложка.

В диалоге настроек выберите закладку "Слой подложка".

В верхнем списке, в разделе "Слой подложка" отображается перечень слоев карты. Для выбора нужного слоя, в котором будет осуществляться поиск и раскраска объектов, попадающих под потребителей сети, с помощью левой кнопки мыши установите галочку. В левом нижнем списке содержится список всех полей базы данных выбранного слоя, которые могут быть включены в отчет. В правом нижнем списке содержится список полей, которые были выбраны для включения в отчет.

В верхнем списке, в разделе "Слой сети" отображается перечень типов потребителей слоя сети. Выберите нужный тип потребителей, для которых будет осуществляться поиск в слое подложке и задайте необходимые для вывода в отчет поля.

Опция "Выводить отчет": кроме тематической раскраски объектов слоя подложки, результаты поиска выводятся в браузер "Просмотр результата".

Опция "Раздельный отчет по режимам": в браузере "Просмотр результата" результаты поиска группируются в отдельные таблицы, в зависимости от режимов потребителей.

ГАРАНТ:

Нумерация подпунктов приводится в соответствии с источником

7) Раскраска.

Для проведения раскраски в диалоге настроек выберите закладку "Раскраска".

Раскраска слоя подложки по состоянию потребителей сети позволяет задать стиль и цвет заливки площадных объектов слоя подложки в зависимости от режима соответствующих потребителей. Режим "Не определен" соответствует ситуации, когда на один объект слоя подложки попадает несколько потребителей с разными режимами. Для задания стиля и цвета заливки нужного режима нажмите соответствующую кнопку. В появившемся диалоге выберите необходимые параметры.

Раскраска отключенных/изолированных участков сети позволяет задать стиль и цвет участков сети отключенных/изолированных от источников. Для задания нужного стиля и цвета нажмите соответствующую кнопку. В появившемся диалоге выберите необходимые параметры.

8) Работа со списком объектов.

При работе со списком объектов в него возможно добавлять объекты из активного слоя карты. Для этого необходимо выделить объект на карте в режиме и нажать кнопку. Для удаления объекта из списка выделите его в списке и нажмите кнопку. При передвижении по списку, на карте автоматически выделяется соответствующий объект. Если объект не попадает в текущий экстент карты, то экстент устанавливается таким образом, чтобы объект оказался в центре карты. При выбранной закладке "Анализ переключений", с помощью кнопок и вы можете просмотреть и распечатать отчет по списку объектов. Поля для подготовки отчета берутся из настроек соответствующего типа объекта сети.

9) Работа с браузером результатов расчета.

Навигация. Браузер "Просмотр результата" содержит табличные данные результатов расчета. Для того, чтобы сделать активной нужную таблицу - необходимо выбрать соответствующую вкладку браузера. При выделении с помощью левой клавиши мыши записи в таблице, на карте автоматически выделяется соответствующий объект. Если объект не попадает в текущий экстент карты, то экстент устанавливается таким образом, чтобы объект оказался в центре карты.

Создание отчета. Для создания отчета по табличным данным результатов расчета нажмите кнопку. Появится диалог создания отчета.

Для предварительного просмотра отчета необходимо нажать кнопку "Просмотр". Для проведения печати отчета необходимо нажать кнопку "Печать".

Экспорт в MS Excel. Для экспорта в электронную таблицу MS Excel табличных данных результатов расчета необходимо нажать кнопку. В окне появится диалог экспорта в MS Excel.

В строке "Путь к книге Excel" необходимо нажать кнопку "Обзор" и указать полный путь к файлу электронной таблицы. В строке "Имя листа" необходимо ввести имя листа, в который будут сохранены данные. После этого необходимо нажать кнопку "Сохранить".

10) Экспорт в HTML.

Для экспорта в HTML страницу табличных данных результатов расчета нажмите кнопку. Появится диалог экспорта в HTML.

В строке "Имя файла" необходимо нажать кнопку "Обзор" и указать полный путь к файлу HTML, в который будут сохранены данные. После этого необходимо нажать кнопку "Сохранить".

17.3. Применение электронного моделирования при ликвидации последствий аварийных ситуаций.

17.3.1. В качестве примеров в настоящем Плане действий приведены варианты электронного моделирования при ликвидации аварийных ситуаций, произошедших в системе теплоснабжения села Толька, отключение участков тепловой сети от источников тепловой энергии:

- для примера N 1 - тепловые сети котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации;

- для примера N 2 - тепловые сети котельной N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации;

- для примера N 3 - тепловые сети котельной N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации;

- для примера N 4 - тепловые сети котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации.

17.3.2. Электронное моделирование при ликвидации аварийных ситуаций должно использоваться персоналом организаций, занятых в сфере теплоснабжения города для принятия оптимальных решений по организации теплоснабжения в случае аварийной ситуации. На основании полученных результатов гидравлических расчетов в программно-расчетном комплексе "Zulu Thermo" при электронном моделировании выдаются рекомендации ремонтной бригаде для проведения переключений в тепловых сетях.

17.3.3. Специалист производственно-технической службы, работающий с электронной моделью системы теплоснабжения, в программно-расчетном комплексе "Zulu Thermo", для анализа переключений, поиска ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок должен выполнить следующие действия:

17.3.3.1. Активировать модуль "Коммутационные задачи" электронной модели системы теплоснабжения города.

17.3.3.2. Для начала работы включить необходимые слои электронной модели системы теплоснабжения. На мониторе появится изображение, аналогичное изображению, показанному на рисунке 9:

- для примера N 1, 2, 3 и 4 - Слой "сети", показывающий нормальное состояние теплоснабжения от котельных N N 1, 2, 3 и 4 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька.

Рисунок 9 - Слой "сети", показывающий нормальное состояние теплоснабжения от котельных N N 1, 2, 3 и 4 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька

17.3.3.3. Задать список переключаемых объектов, участков тепловой сети, на которых возникла аварийная ситуация.

17.3.3.4. Реализовать команду "Анализ переключений", что позволит рассчитать изменения в тепловой сети вследствие отключения или изолирования заданных объектов сети, вызванных аварийной ситуацией, провести расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети.

После выбора переключения на карте монитора дежурного диспетчера теплоснабжающей организации автоматически определится и отобразится в виде тематической раскраски зона отключенных аварийных участков сети и потребителей.

Зона отключенных аварийных участков сети и потребителей приведена на рисунках 10 - 13:

- для примера N 1 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации;

- для примера N 2 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации;

- для примера N 3 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации;

- для примера N 4 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации.

На схеме с привязкой к объектам к карте местности:

- выделятся элементы (потребители, участки трубопроводов, тепловые камеры и т.д.), попавшие в зону аварийного отключения;

- отобразится оптимальное распределение потоков теплоносителя, позволяющее обеспечить необходимый гидравлический режим тепловой сети в случае нештатной аварийной ситуации.

Изображение, показанное на рисунках 10 - 13, при реальной аварийной ситуации позволит дежурному диспетчеру визуализировать результаты расчетов и на их основании определить оптимальные действия персонала.

Рисунок 10 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации

Рисунок 11 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации

Рисунок 12 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации

Рисунок 13 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька после проведения переключений при аварийной ситуации

17.3.3.5. На основе данных, полученных при электронном моделировании, дежурный диспетчер может для устранения и уменьшения негативных последствий аварии оперативно по средствам связи сообщить ремонтной бригаде, выехавшей для ликвидации последствий аварийной ситуации:

- список абонентов тепловой энергии, попадающих под отключение при проведении переключений.

- список отключенных участков тепловой сети при проведении переключений.

- информацию о трубопроводной арматуре, которую необходимо открыть (закрыть) для теплоснабжения потребителей.

17.3.3.6. С применением электронного моделирования дежурный диспетчер может также проводить расчеты объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления, при изменениях в сети, вызванных аварийной ситуацией.

Пример формы, с табличными данными об отключенных абонентах при аварийной ситуации, приведен в таблицах 28 и 31:

- для примера N 1 - Форма по абонентам, отключенным при аварийной ситуации на тепловой сети котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька;

- для примера N 2 - Форма по абонентам, отключенным при аварийной ситуации на тепловой сети котельной N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька;

- для примера N 3 - Форма по абонентам, отключенным при аварийной ситуации на тепловой сети котельной N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька;

- для примера N 4 - Форма по абонентам, отключенным при аварийной ситуации на тепловой сети котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька.

Таблица 29 - Здания с ограниченной подачей тепловой энергии котельная N 1, с. Толька

Наименование узла	Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на вентиляцию, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на ГВС, Гкал/ч	Вероятность безотказной работы	Коэффициент готовности
МАНГАЗЕЙ4А	0,026	0,000	0,004	0,977	1,000
МАГ-ЛАЧИН	0,001	0,000	0,000	0,977	1,000
МАНГАЗЕЙ2А	0,000	0,000	0,002	0,000	0,000
МАНГАЗЕЙ2	0,039	0,000	0,004	0,977	1,000
САРАЙ-М2-2	0,001	0,000	0,000	0,992	1,000
БАНЯ-1	0,001	0,000	0,000	0,977	1,000
МАНГАЗЕЙ4	0,035	0,000	0,004	0,977	1,000
ПЕРСПЕКТИВ	0,027	0,000	0,000	0,977	1,000

Таблица 30 - Здания с ограниченной подачей тепловой энергии котельная N 2, с. Толька

Наименование узла	Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на вентиляцию, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на ГВС, Гкал/ч	Вероятность безотказной работы	Коэффициент готовности
НАБЕРЕЖ21	0,018	0,000	0,002	0,990	0,999
НАБЕРЕЖ19	0,017	0,000	0,002	0,990	0,999
ДЕТСАД-В2	0,014	0,000	0,001	0,990	0,999
ДЕТСАД-В1	0,014	0,000	0,001	0,990	0,999
НАБЕР20В1	0,013	0,000	0,002	0,990	0,999
НАБЕР20В2	0,013	0,000	0,002	0,990	0,999
НАБЕРЕЖ24	0,015	0,000	0,001	0,990	0,999
НАБЕРЕЖ18	0,006	0,000	0,001	0,990	0,999
НАБЕРЕЖ16	0,010	0,000	0,001	0,990	0,999

Таблица 31 - Здания с ограниченной подачей тепловой энергии котельная N 3, с. Толька

Наименование узла	Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на вентиляцию, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на ГВС, Гкал/ч	Вероятность безотказной работы	Коэффициент готовности
ГУБК3	0,087	0,000	0,013	0,993	1,000
КОМСОМ22	0,025	0,000	0,001	0,993	1,000
ГУБК1	0,080	0,000	0,000	0,993	1,000
БАНЯ-К22А	0,001	0,000	0,000	0,993	1,000
КОМСОМ22А	0,020	0,000	0,001	0,993	1,000

Таблица 32 - Здания с ограниченной подачей тепловой энергии котельная N 4, с. Толька

Наименование узла	Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на вентиляцию, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на ГВС, Гкал/ч	Вероятность безотказной работы	Коэффициент готовности
ВЕРНАДСК21	0,030	0,000	0,003	0,989	1,000
70ОКТЯБР22	0,020	0,000	0,002	0,989	1,000
70ОКТЯБР24	0,018	0,000	0,002	0,989	1,000

Пример формы, с табличными данными об отключенных при аварийной ситуации участках тепловой сети, показан в таблицах 33 - 36.

- для примера N 1 - Форма по участкам тепловой сети котельной N 1, с. Толька, ул. Надежды, 2 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька, отключенным при аварийной ситуации;

- для примера N 2 - Форма по участкам тепловой сети котельной N 2, с. Толька, ул. Таежная, 18а ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька, отключенным при аварийной ситуации;

- для примера N 3 - Форма по участкам тепловой сети котельной N 3, с. Толька, ул. Солнечная, 13 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька, отключенным при аварийной ситуации;

- для примера N 4 - Форма по участкам тепловой сети котельной N 4, с. Толька, ул. Геофизиков, 1 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Толька, отключенным при аварийной ситуации.

Таблица 33 - Перечень отключенных трубопроводов по результатам моделирования аварийной ситуации котельной N 1

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего и обр. трубопровода, м	Интенсивность отказов, 1/(км*ч)	Поток отказов, 1/ч	Вероятность отказа
11А	12	102,01	0,309	0,0000114	1,2E-06	0,0000201
12	12А	2,13	0,259	0,0000114	0	0,0000004
12А	12А-1	2,3	0,082	0,0000114	0	0,0000002
12А-1	13	24,33	0,1	0,0000114	3E-07	0,0000019
13	МАГ-ЛАЧИН	23,4	0,036	0,0000114	3E-07	0,0000011
13	14	10,01	0,1	0,0000114	1E-07	0,0000008
14	МАНГАЗЕЙ2А	29,68	0,041	0,0000114	3E-07	0,0000014
14	15	24,69	0,1	0,0000114	3E-07	0,0000019
15	15-1	23,44	0,036	0,0000114	3E-07	0,0000011
15-1	МАНГАЗЕЙ2	5,29	0,036	0,0000114	1E-07	0,0000002
15-1	САРАЙ-М2-2	36,08	0,036	0,0000114	4E-07	0,0000017
15	16	53,24	0,1	0,0000114	6E-07	0,0000041
16	16-1	2,2	0,05	0,0000114	0	0,0000001
16-1	МАНГАЗЕЙ4А	14,59	0,069	0,0000114	2E-07	0,0000009
16	17	9,63	0,1	0,0000114	1E-07	0,0000007
17	БАНЯ-1	4,1	0,027	0,0000114	0	0,0000002
17	17-1	2,47	0,05	0,0000114	0	0,0000001
17-1	МАНГАЗЕЙ4	19,03	0,069	0,0000114	2E-07	0,0000012
12А-1	ПЕРСПЕКТИВ	100	0,05	0,0000114	1,1E-06	0,0000052

Таблица 34 - Перечень отключенных трубопроводов по результатам моделирования аварийной ситуации котельной N 2

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего и обр. трубопровода, м	Интенсивность отказов, 1/(км*ч)	Поток отказов, 1/ч	Вероятность отказа
112	113	10,35	0,15	0,0000114	1E-07	0,000001
113	НАБЕРЕЖ21	26,15	0,05	0,0000114	3E-07	0,0000014
113	НАБЕРЕЖ19	23,21	0,041	0,0000114	3E-07	0,0000011
113	114	32,73	0,15	0,0000114	4E-07	0,0000033
114	114-1	33,34	0,082	0,0000114	4E-07	0,0000022
114-1	ДЕТСАД-В2	5,68	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000003
114-1	ДЕТСАД-В1	5,33	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000003
114	115	71,8	0,082	0,0000114	8E-07	0,0000048
115	115-1	2,69	0,05	0,0000114	0	0,0000001
115-1	НАБЕР20В1	32,44	0,036	0,0000114	4E-07	0,0000015
115	115-2	2,7	0,05	0,0000114	0	0,0000001
115-2	НАБЕР20В2	14,26	0,069	0,0000114	2E-07	0,0000009
115	116	11,89	0,082	0,0000114	1E-07	0,0000008
116	НАБЕРЕЖ24	6,32	0,05	0,0000114	1E-07	0,0000003
116	116-1	29,48	0,05	0,0000114	3E-07	0,0000015
116-1	НАБЕРЕЖ18	6,63	0,027	0,0000114	1E-07	0,0000003
116-1	НАБЕРЕЖ16	25,73	0,027	0,0000114	3E-07	0,0000011

Таблица 35 - Перечень отключенных трубопроводов по результатам моделирования аварийной ситуации котельной N 3

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего и обр. трубопровода, м	Интенсивность отказов, 1/(км*ч)	Поток отказов, 1/ч	Вероятность отказа
205	206	60,8	0,15	0,0000114	7E-07	0,0000063
206	ГУБК3	10,32	0,069	0,0000114	1E-07	0,0000006
206	207	64,97	0,069	0,0000114	7E-07	0,000004
207	КОМСОМ22	4,02	0,069	0,0000114	0	0,0000002
207	208	39,25	0,069	0,0000114	4E-07	0,0000024
206	ГУБК1	30	0,065	0,0000114	3E-07	0,0000018
208	БАНЯ-К22А	7,32	0,027	0,0000114	1E-07	0,0000003
208	КОМСОМ22А	32,35	0,069	0,0000114	4E-07	0,000002

Таблица 36 - Перечень отключенных трубопроводов по результатам моделирования аварийной ситуации котельной N 4

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего и обр. трубопровода, м	Интенсивность отказов, 1/(км*ч)	Поток отказов, 1/ч	Вероятность отказа
246	247	37,03	0,069	0,0000114	4E-07	0,0000023
247	247-1	2,2	0,036	0,0000114	0	0,0000001
247-1	ВЕРНАДСК21	22,53	0,05	0,0000114	3E-07	0,0000012
247	248	12,09	0,069	0,0000114	1E-07	0,0000007
248	248-1	2,12	0,036	0,0000114	0	0,0000001
248-1	70ОКТЯБР22	16,75	0,05	0,0000114	2E-07	0,0000009
248	249	22,27	0,069	0,0000114	3E-07	0,0000014
249	70ОКТЯБР24	23,89	0,05	0,0000114	3E-07	0,0000012

17.4. При необходимости формировать в отчет табличные данные результатов расчета, экспортировав их в электронные таблицы MS Excel или HTML, а также вывести таблицы при необходимости на печать.

Том 3. Село Ратта

I. Показатели существующего и перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель в установленных границах территории село Ратта

1.1. Величины существующей отапливаемой площади строительных фондов и приросты площади строительных фондов по расчетным элементам территориального деления с разделением объектов строительства на многоквартирные дома, индивидуальные жилые дома, общественные здания и производственные здания промышленных предприятий по этапам - на каждый год первого 5-летнего периода и на последующие 5-летние периоды (далее - этапы).

В соответствии с определенными перспективами строительства на расчетный срок до 2038 года, ожидается прирост площади строительных фондов за счет размещения нового строительства. Прогноз прироста площадей строительных фондов представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Прогноз развития жилой и общественно-деловой застройки с. Ратта

N п/п	Показатели	Единица измерения	Современное состояние	Расчетный срок 2038 год
1	ТЕРРИТОРИЯ
1.1	Общая площадь территории села Ратта	га	1000	1000
		%	100	100
1.2	Общая площадь территории населенных пунктов, в том числе:	га	72,5	72,5
		%	7,25	7,25
1.2.1	с. Ратта	га	72,5	72,5
		%	7,25	7,25
1.3	Функциональные зоны вне границ населенных пунктов	га	927,5	927,5
		%	92,75	92,75
1.3.1	Зона объектов транспортной инфраструктуры, в том числе:	га	-	2,6
		%	-	0,26
1.3.1.1	зона транспортной инфраструктуры	га	-	2,6
		%	-	0,26
1.3.2	Зоны сельскохозяйственного использования, в том числе:	га	-	0,3
		%	-	0,03
1.3.2.1	производственная зона сельскохозяйственных предприятий	га	-	0,3
		%	-	0,03
1.3.3	Зона специального назначения, в том числе:	га	-	0,5
		%	-	0,05
1.3.3.1	зона складирования и захоронения отходов	га	-	0,5
		%	-	0,05
1.3.4	Иные зоны	га	927,5	924,1
		%	92,75	92,41
2	НАСЕЛЕНИЕ
2.1	Общая численность населения	тыс. чел.	0,3	0,3
3	ЖИЛИЩНЫЙ ФОНД
3.1	Общая площадь жилых помещений	тыс. кв. м общей площади жилых помещений	4,2	7,3
3.2	Общая площадь нового жилищного строительства	тыс. кв. м общей площади жилых помещений	-	3,2
3.3	Средняя жилищная обеспеченность	кв. м общей площади жилых помещений/чел.	14	25
4	ОБЪЕКТЫ СОЦИАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ
4.1	Дошкольные образовательные организации	место	-	35
		мест на 1000 чел.	-	117
4.2	Общеобразовательные организации	место	110	60
		мест на 1000 чел.	367	200
4.3	Фельдшерско-акушерские пункты (медицинский пункт)	объект	1	1
4.4	Общедоступные библиотеки	объект	1	1
4.5	Учреждения культуры клубного типа	объект	1	1
4.6	Плоскостные спортивные сооружения	объект	2
4.7	Объекты пожарной охраны	объект	-	1
		автомобиль	-	2
5	ТРАНСПОРТНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
5.1	Автомобильные дороги	км	-	1,8
	в том числе:
5.1.1	местного значения	км	-	1,8
5.2	Улично-дорожная сеть сельского поселения	км	7,5	5,8
	в том числе:
5.2.1	Улица в жилой застройке	км	7,5	5,8
5.3	Обеспеченность населения индивидуальными легковыми автомобилями (на 1000 жителей)	автомобилей	83	265
6	ИНЖЕНЕРНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
6.1	Электроснабжение
6.1.1	Потребность в электроэнергии - всего	млн кВт*ч/год	0,66	0,41
	в том числе:
6.1.1.1	на коммунально-бытовые нужды	млн кВт·ч/год	0,66	0,41
6.1.2	Источники покрытия электронагрузок	МВт	0,72	1,515
6.2	Связь
6.2.1	Охват населения телевизионным вещанием	% от населения	100	100
6.2.2	Обеспеченность населения телефонной сетью общего пользования	номеров на 1000 чел.	-	400
6.3	Теплоснабжение
6.3.1	Потребление тепла	Гкал/год	1467,7	8729,6
	в том числе:
6.3.1.1	на коммунально-бытовые нужды	Гкал/год	1467,7	8729,6
6.3.2	Производительность централизованных источников теплоснабжения - всего	Гкал/час	2,90	4,125
	в том числе:
6.3.2.1	котельные	Гкал/час	2,90	4,125
6.3.3	Протяженность сетей	км	0,829	4,83
6.4	Водоснабжение
6.4.1	Водопотребление - всего	тыс. куб. м/сут	0,013	0,10
6.4.2	Производительность водозаборных сооружений	тыс. куб. м/сут	0,14	0,10
	в том числе:
6.4.2.1	водозаборов подземных вод	тыс. куб. м/сут	0,14	0,10
6.4.3	Среднесуточное водопотребление на 1 чел.	л/сут на чел.	-	195
	в том числе:
6.4.3.1	на хозяйственно-питьевые нужды	л/сут на чел.	-	195
6.4.4	Протяженность сетей	км	1,14	6,0
6.5	Водоотведение
6.5.1	Общее поступление сточных вод - всего	тыс. куб. м/сут	-	0,08
6.5.2	Производительность очистных сооружений канализации	тыс. куб. м/сут	-	0,10
6.5.3	Протяженность сетей	км	-	1,2
7	САНИТАРНАЯ ОЧИСТКА ТЕРРИТОРИЙ
7.1	Санкционированная свалка (хранилище бытовых отходов) в с. Ратта	единиц	1	-
7.2	Площадка временного накопления отходов арочного типа	единиц	-	1
8	РИТУАЛЬНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСЕЛЕНИЯ	единиц	1	1
8.1	Общее количество кладбищ	единицы/га	1/3,2	1/3,2

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

Данные о прогнозах приростов объемов потребления тепловой энергии по источникам теплоснабжения представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Общие сведения по приросту объемов потребления тепловой энергии

Наименование показателей	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	7	8
Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал/ч
Прирост тепловой нагрузки отопления и вентиляции,	0,00	0,00	1,04	0,41	0,82	0,00
Жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,41	0,82	0,00
Объекты образования	0,00	0,00	0,75	0,00	0,00	0,00

Социально-культурные и административные объекты	0,00	0,00	0,29	0,00	0,00	0,00
Всего по селу, в том числе:	0,00	0,00	1,04	0,41	0,82	0,00
Подключение 15 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	0,00	0,00	0,00	0,41	0,00	0,00
Подключение 30 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	0,00	0,00	0,00	0,00	0,82	0,00
Строительство объекта капитального строительства "Школа-интернат на 60 мест со спальным корпусом на 20 мест, с. Ратта Красноселькупского района"	0,00	0,00	0,75	0,00	0,00	0,00
Приобретение комплекта мобильного (инвентарного) здания для размещения отделения почтовой связи АО "Почта России" в с. Ратта Красноселькупского района	0,00	0,00	0,29	0,00	0,00	0,00
Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал/ч
Прирост тепловой нагрузки горячего водоснабжения	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
то же накопительным итогом, в том числе:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Многоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Средне- и малоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Всего по муниципальному округу:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Снижение тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в сносимых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал/ч
Снижение тепловой нагрузки отопления и вентиляции жилищного фонда	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
то же накопительным итогом, в том числе:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Многоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Средне- и малоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Всего по муниципальному округу:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00

Значения величин приростов потребления (реализации) тепловой энергии представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Значения потребления тепловой энергии

Наименование показателей	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	7	8
Прирост тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал
Прирост тепловой нагрузки отопления и вентиляции,	0,00	0,00	3325,32	1312,19	2624,39	0,00
Жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	1312,19	2624,39	0,00
Объекты образования	0,00	0,00	2406,79	0,00	0,00	0,00
Социально-культурные и административные объекты	0,00	0,00	918,54	0,00	0,00	0,00
Всего по селу, в том числе:	0,00	0,00	3325,32	1312,19	2624,39	0,00
Подключение 15 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	0,00	0,00	0,00	1312,19	0,00	0,00
Подключение 30 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	0,00	0,00	0,00	0,00	2624,39	0,00
строительство объекта капитального строительства "Школа-интернат на 60 мест со спальным корпусом на 20 мест, с. Ратта Красноселькупского района"	0,00	0,00	2406,79	0,00	0,00	0,00
приобретение комплекта мобильного (инвентарного) здания для размещения отделения почтовой связи АО "Почта России" в с. Ратта Красноселькупского района	0,00	0,00	918,54	0,00	0,00	0,00
Прирост тепловой нагрузки на горячее водоснабжение в проектируемых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал
Прирост тепловой нагрузки горячего водоснабжения	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
то же накопительным итогом, в том числе:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Многоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
средне- и малоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Всего по муниципальному округу:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Снижение тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию в сносимых зданиях на период разработки или актуализации схемы теплоснабжения, Гкал
Снижение тепловой нагрузки отопления и вентиляции жилищного фонда	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
то же накопительным итогом, в том числе:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Многоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
средне- и малоэтажный жилищный фонд	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00

1.3. Существующие и перспективные объемы потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, на каждом этапе.

На период действия схемы застройка зон с производственной тепловой нагрузкой не планируется.

1.4. Существующие и перспективные величины средневзвешенной плотности тепловой нагрузки в каждом расчетном элементе территориального деления, зоне действия каждого источника тепловой энергии, каждой системе теплоснабжения и по поселению, городскому округу, городу федерального значения.

Плотность тепловой нагрузки составляет порядка 1,146 Гкал/ч/км2, на расчетный срок составит порядка 1,238 Гкал/ч/км2.

II. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей

2.1. Существующие и перспективные зоны действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии.

Система централизованного теплоснабжения с. Ратта муниципального округа Красноселькупский район включает в себя источник теплоснабжения, его тепловые сети для транспортировки теплоносителя потребителям до их вводов и точек разграничения по балансовой принадлежности.

Обеспечение тепловой энергией потребителей в с. Ратта осуществляется от одного централизованного источника теплоснабжения. Централизованным теплоснабжением от котельной обеспечен жилищный фонд, объекты социально-культурного и коммунально-бытового обслуживания.

Теплоснабжающей организацией в с. Ратта, осуществляющей выработку и передачу тепловой энергии, эксплуатацию, техническое обслуживание, ремонт и наладку тепловых сетей, является:

- Общество с ограниченной ответственностью "Ямал-Энерго" (ООО "ямал-Энерго").

В соответствии с решениями генерального плана для обеспечения прогнозной численности населения жильем на расчетный срок реализации генерального плана (конец 2036 года) предусмотрено увеличение площади жилищного фонда, повышение уровня обеспеченности населения жильем, замещение ветхого жилищного фонда.

Показатель средней жилищной обеспеченности в населенном пункте прогнозируется на уровне не менее 25 кв. м общей площади жилых помещений на человека. На расчетный срок реализации генерального плана (конец 2036 года) объём жилищного фонда составит 7 275 кв. м.

Увеличение жилищного фонда предусматривается за счет освобождения территорий вследствие сноса ветхого жилья, а также формирования вновь застроенных участков на территории населенного пункта. Генеральным планом предлагается строительство малоэтажных жилых домов (до 5 этажей). Под развитие жилищного фонда предусматривается 6 га.

В основу проектирования жилой застройки при подготовке генерального плана положены следующие принципы планировочной организации:

- участки застройки объединены в группы территориями общего пользования (озелененная, спортивная, разворотная площадки);

- группы участков объединены учреждениями общего пользования (дошкольные образовательные, общеобразовательные учреждения, объекты обслуживания);

- общественный центр структурного элемента жилой застройки сформирован объектами обслуживания и административно-деловыми учреждениями.

Новое строительство жилых домов осуществляется вдоль существующих дорог и проездов. При реконструкции существующей жилой застройки сохраняется капитальная жилая и общественная застройка. Генеральным планом учтено покрытие земельных участков радиусами обслуживания социально значимых объектов, возможность хозяйственного использования земельного участка, его застройки, электроснабжения, предусмотрена возможность расширения территории.

2.2. Существующие и перспективные зоны действия индивидуальных источников тепловой энергии.

Зоны действия индивидуального теплоснабжения изображены на рисунке в Разделе 1, п. 1.1.

2.3. Существующие и перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе

Балансы существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в каждой из зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, устанавливаемых на основании величины расчетной тепловой нагрузки приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Балансы существующей тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки котельных

Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Котельная с. Ратта	2021	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2022	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2023	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2024	2,900	2,070	2,010	0,060	0,095	1,500	1,595	0,415	55,0
	2025	2,900	2,070	1,994	0,076	0,099	1,910	2,009	-0,015	69,3
	2026 - 2030	2,900	2,070	1,963	0,107	0,104	2,730	2,834	-0,872	97,7
	2031 - 2038	2,900	2,070	1,963	0,107	0,104	2,730	2,834	-0,872	97,7

2.4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей в случае, если зона действия источника тепловой энергии расположена в границах двух или более городских округов либо в границах городского округа и города федерального значения или городских округов и города федерального значения, с указанием величины тепловой нагрузки для потребителей каждого городского округа, города федерального назначения

Перспективные балансы тепловой мощности в каждой из зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, устанавливаемых на основании величины расчетной тепловой нагрузки приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки котельных

Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Котельная с. Ратта	2021	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2022	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2023	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2024	4,125	3,773	3,749	0,024	0,095	1,500	1,595	2,154	38,7
	2025	4,125	3,773	3,743	0,030	0,099	1,910	2,009	1,733	48,7
	2026 - 2030	4,125	3,773	3,730	0,043	0,104	2,730	2,834	0,896	68,7
	2031 - 2038	4,125	3,773	3,730	0,043	0,109	2,730	2,839	0,891	68,8

2.5. Радиус эффективного теплоснабжения, определяемый в соответствии с методическими указаниями по разработке схем теплоснабжения

Согласно статье 2 Федерального закона от 27 июля 2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении", радиус эффективного теплоснабжения - максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение (технологическое присоединение) теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения.

Методика расчета радиусов эффективного теплоснабжения основывается на допущении, что в среднем по системе централизованного теплоснабжения, состоящей из источника тепловой энергии, тепловых сетей и потребителей, затраты на транспорт тепловой энергии для каждого конкретного потребителя пропорциональны расстоянию до источника и мощности потребления.

Среднечасовые затраты на транспорт тепловой энергии от источника до потребителя определяются по формуле:

(1)

где Q - мощность потребления;

L - протяженность тепловой сети от источника до потребителя;

Z - коэффициент пропорциональности, который представляет собой удельные затраты в системе на транспорт тепловой энергии (на единицу протяженности тепловой сети от источника до потребителя и на единицу присоединенной мощности потребителя).

Для расчета зона действия централизованного теплоснабжения рассматриваемого источника тепловой энергии условно разбивается на несколько районов. Для каждого из этих районов рассчитывается усредненное расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки (Li) по формуле:

(2)

где i - номер района;

Lзд - расстояние по трассе либо эквивалентное расстояние от каждого здания района до источника тепловой энергии;

Qзд - присоединенная нагрузка здания;

Qi - суммарная присоединенная нагрузка рассматриваемой зоны, Qi=Qзд.

Присоединенная нагрузка к источнику тепловой энергии:

(3)

Средний радиус теплоснабжения по системе определяется по формуле:

(4)

Определяется годовой отпуск тепла от источника тепловой энергии, Гкал:

(5)

где Аi - годовой отпуск тепла по каждой зоне нагрузок.

Средняя себестоимость транспорта тепла в зоне действия источника тепловой энергии принимается равной тарифу на транспорт Т (руб/Гкал). Годовые затраты на транспорт тепла в зоне действия источника тепловой энергии, руб/год:

(6)

Среднечасовые затраты на транспорт тепла по зоне источника тепловой энергии, руб/ч:

, (7)

где Ч - число часов работы системы теплоснабжения в год.

Удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла рассчитываются по формуле:

(8)

Величина Z остается одинаковой для всей зоны действия источника тепловой энергии.

Среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон, (руб/ч):

(9)

Вычислив Сi и Z, для каждого выделенного района источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом (формула (7)) и без учета (формула (6)) удаленности потребителей от источника.

Расчет радиуса эффективного теплоснабжения источника тепловой энергии сводится к следующим этапам:

1) на электронную схему наносится зона действия источника тепловой энергии и определяется площадь территории, занимаемой тепловыми сетями от данного источника;

2) определяется средняя плотность тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии, Гкал/ч/Га;

3) зона действия источника тепловой энергии условно разбивается на районы (зоны нагрузок);

4) для каждого района определяется подключенная тепловая нагрузка Qi, Гкал/ч и расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки Li, км;

5) определяется средний радиус теплоснабжения Lср, км;

6) определяются удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла Z, руб;

7) определяются среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон Сi, руб/ч;

8) определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне с учетом расстояния до источника Вi, млн. руб;

9) определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне без учета расстояния до источника Вi, млн. руб;

10) для каждой выделенной зоны нагрузок источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника;

11) определяется радиус эффективного теплоснабжения.

В соответствии с вышеуказанной методикой определены радиусы эффективного теплоснабжения для существующих систем теплоснабжения, результаты расчетов представлены в таблице 6 и рисунках 1 и 2.

Таблица 6 - Радиус эффективного теплоснабжения существующих источников тепловой энергии

Расчётная нагрузка потребителя	Доля потерь	Температура подающего трубопровода	Температура обратного трубопровода	Расход теплоносителя	Диаметр	Выбранный Ду	фактическая скорость	Нормы тепловых потерь для бесканальной прокладки	Нормы тепловых потерь для надземной прокладки	Нагрузка / Отпуск	Годовые потери	Радиус (длина) бесканальная прокладка	Радиус (длина) надземная прокладка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Гкал/ч	%	°С	°С	т/ч	мм	мм	м/с	ккал/ (чм)	ккал/ (чм)	Гкал/ год	Гкал/ год	м	м
0,01	5,0%	95	70	0,4	15	25	0,23	21,82	24,22	29,3	1,54	11	10
0,02	5,0%	95	70	0,8	22	32	0,28	23,82	26,00	58,5	3,08	21	19
0,03	5,0%	95	70	1,2	27	32	0,41	23,82	26,00	87,8	4,62	31	29
0,04	5,0%	95	70	1,6	31	40	0,35	25,82	27,78	117,1	6,16	39	36
0,05	5,0%	95	70	2	34	40	0,44	25,82	27,78	146,4	7,70	48	45
0,1	5,0%	95	70	4	49	50	0,57	28,82	31,78	292,7	15,41	87	79
0,2	5,0%	95	70	8	69	65	0,67	33,35	36,56	585,5	30,81	150	137
0,3	5,0%	95	70	12	84	100	0,42	40,11	42,11	878,2	46,22	187	178
0,4	5,0%	95	70	16	97	100	0,57	40,11	42,11	1170,9	61,63	249	237
0,5	5,0%	95	70	20	109	125	0,45	45,88	47,67	1463,7	77,04	272	262
0,6	5,0%	95	70	24	119	125	0,54	45,88	47,67	1756,4	92,44	327	314
0,7	5,0%	95	70	28	128	150	0,44	51,88	52,45	2049,1	107,85	337	333
0,8	5,0%	95	70	32	137	150	0,50	51,88	52,45	2341,9	123,26	385	381
0,9	5,0%	95	70	36	146	150	0,57	51,88	52,45	2634,6	138,66	433	429
1	5,0%	95	70	40	154	200	0,35	62,70	62,78	2927,4	154,07	398	398
1,1	5,0%	95	70	44	161	200	0,39	62,70	62,78	3220,1	169,48	438	438
1,2	5,0%	95	70	48	168	200	0,42	62,70	62,78	3512,8	184,89	478	477
1,3	5,0%	95	70	52	175	200	0,46	62,70	62,78	3805,6	200,29	518	517
1,4	5,0%	95	70	56	182	200	0,50	62,70	62,78	4098,3	215,70	558	557
1,5	5,0%	95	70	60	188	200	0,53	62,70	62,78	4391,0	231,11	598	597
1,6	5,0%	95	70	64	194	200	0,57	62,70	62,78	4683,8	246,51	637	637
1,7	5,0%	95	70	68	200	200	0,60	62,70	62,78	4976,5	261,92	677	676
1,8	5,0%	95	70	72	206	200	0,64	62,70	62,78	5269,2	277,33	717	716
1,9	5,0%	95	70	76	212	250	0,43	76,17	72,34	5562,0	292,74	623	656
2	5,0%	95	70	80	217	250	0,45	76,17	72,34	5854,7	308,14	656	691

Рисунок 1 - Зависимость эффективного радиуса от нагрузки потребителя

Значение для радиуса эффективного теплоснабжения котельных принимается в соответствии со следующим правилом: , где:

ri - радиус эффективного теплоснабжения i-го источника тепловой энергии;

r1 - максимальное значение расстояния до существующих потребителей i-го источника тепловой энергии;

r2 - максимальное значение расстояния до перспективных потребителей, планируемых к подключению к i-го источнику тепловой энергии, и подключение которых настоящими расчетами признано целесообразным.

На территории с. Ратта все перспективные потребители находятся в пределах максимального расстояния от котельных до существующих потребителей (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Радиус эффективного теплоснабжения

Таким образом, радиус эффективного теплоснабжения составляет:

- для котельной с. Ратта 420 м.

2.7. Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источника (источников) тепловой энергии.

Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источника тепловой энергии представлены в таблице 5.

2.8. Существующие и перспективные технические ограничения на использование установленной тепловой мощности и значения располагаемой мощности основного оборудования источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.9. Существующие и перспективные затраты тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.10. Существующие и перспективные значения тепловой мощности нетто источников тепловой энергии.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.11. Существующие и перспективные потери тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям, включая потери тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и потери теплоносителя, с указанием затрат теплоносителя на компенсацию этих потерь.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.12. Затраты существующей и перспективной тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.13. Значения существующей и перспективной резервной тепловой мощности источников теплоснабжения, в том числе источников тепловой энергии, принадлежащих потребителям, и источников тепловой энергии теплоснабжающих организаций, с выделением аварийного резерва и резерва по договорам на поддержание резервной тепловой мощности.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

2.14. Значения существующей и перспективной тепловой нагрузки потребителей, устанавливаемые с учетом расчетной тепловой нагрузки.

Указанные сведения представлены в таблице 5.

III. Существующие и перспективные балансы теплоносителя

3.1. Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей.

Расходы сетевой воды от теплоисточников и воды для подпитки тепловой сети приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Нормативы технологических потерь и затрат теплоносителя

Показатель	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
с. Ратта
Всего подпитка тепловой сети	м3/ч	0,09	0,09	0,09	0,13	0,13	0,13	0,13

3.2. Существующие и перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения.

Аварийный режим работы системы теплоснабжения определяется в соответствии с п. 6.16 - 6.17 СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003, по которым рассчитываются водоподготовительные установки при проектировании тепловых сетей.

В соответствии с пунктом 6.16 СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003 установка для подпитки системы теплоснабжения на теплоисточнике должна обеспечивать подачу в тепловую сеть в рабочем режиме воду соответствующего качества и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов.

Расход подпиточной воды в рабочем режиме должен компенсировать расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения.

Расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения включают расчетные технологические потери (затраты) сетевой воды и потери сетевой воды с нормативной утечкой из тепловой сети и систем теплопотребления.

Среднегодовая утечка теплоносителя (м3/ч) из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового значения.

Для компенсации этих расчетных технологических потерь (затрат) сетевой воды необходима дополнительная производительность водоподготовительной установки и соответствующего оборудования (свыше 0,25% объема теплосети), которая зависит от интенсивности заполнения трубопроводов".

Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях на горячее водоснабжение с целью выравнивания суточного графика расхода воды (производительности ВПУ) на источниках теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды по СанПиН 2.1.4.2496.

Расчетная вместимость баков-аккумуляторов должна быть равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них - от аэрации, при этом должно предусматриваться непрерывное обновление воды в баках.

Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и недеаэрированной водой, расход которой принимается в количестве 2% объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и в системах горячего водоснабжения для открытых систем теплоснабжения.

Подпитка тепловой сети в эксплуатационном и аварийном режиме представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Подпитка тепловой сети в эксплуатационном и аварийном режиме

Наименование показателя	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
с. Ратта
Максимум подпитки тепловой сети в эксплуатационном режиме	т/ч	0,09	0,09	0,09	0,13	0,13	0,13	0,13
Максимальная аварийная подпитка тепловой сети	т/ч	0,75	0,75	0,75	0,87	0,87	0,87	0,87

IV. Основные положения мастер-плана развития систем теплоснабжения с. Ратта

4.1. Описание сценариев развития системы теплоснабжения с. Ратта

Развитие системы теплоснабжения с. Ратта включает в себя следующие варианты развития:

Вариант 1.

В таблице 9 представлен перечень мероприятий и сроки реализации.

Таблица 9 - Перечень мероприятий и сроки реализации 1 варианта развития системы теплоснабжения с. Ратта

N проекта	Наименование	Срок реализации
1	2	3
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.001	Техническое перевооружение водогрейной котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" с увеличением установленной мощности до 4,8 МВт. Устройство пяти емкостей РВС-200, окрашенных полимерной краской, предотвращающих коррозию, и площадкой под емкости из железо-бетонных плит ПДН-14	2023
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.001	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения объекта капитального строительства "Школа-интернат на 60 мест со спальным корпусом на 20 мест, с. Ратта Красноселькупского района"	2024
001.02.01.002	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 15 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	2024
001.02.01.003	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 30 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	2024 - 2025
001.02.01.004	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения мобильного (инвентарного) здания для размещения отделения почтовой связи АО "Почта России" в с. Ратта Красноселькупского района	2024
001.02.01.005	Третья очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети с. Ратта от ТП N 7-1 до ТП N 7-1-4, по ул. Бурдукова	2021 - 2023
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.001	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Ратта от теплового пункта N 1 - центральная линия теплоснабжения 625 м.п., протяженность ремонтируемого участка тепловой сети 192 м.п. (от ТП N 11 до ТП 15-2).	2022

Вариант 2.

В таблице 10 представлен перечень мероприятий и сроки реализации.

Таблица 10 - Перечень мероприятий и сроки реализации 2 варианта развития системы теплоснабжения с. Ратта

N проекта	Наименование	Срок реализации
1	2	3
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
Подгруппа проектов "Строительство новых источников тепловой энергии"
001.01.01.001	Строительство блочно-модульной котельной взамен существующей котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" с увеличением установленной мощности до 4,8 МВт с переводом на дизельное топливо.	2022 - 2025
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.001	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения объекта капитального строительства "Школа-интернат на 60 мест со спальным корпусом на 20 мест, с. Ратта Красноселькупского района"	2024
001.02.01.002	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 15 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	2024
001.02.01.003	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 30 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	2024 - 2025

001.02.01.004	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения мобильного (инвентарного) здания для размещения отделения почтовой связи АО "Почта России" в с. Ратта Красноселькупского района	2024
001.02.01.005	Третья очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети с. Ратта от ТП N 7-1 до ТП N 7-1-4, по ул. Бурдукова	2021 - 2023
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.001	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Ратта от теплового пункта N 1 - центральная линия теплоснабжения 625 м.п., протяженность ремонтируемого участка тепловой сети 192 м.п. (от ТП N 11 до ТП 15-2).	2022

4.2. Технико-экономическое сравнение вариантов перспективного развития системы теплоснабжения.

Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки, а также годового потребления для варианта 1 представлены в таблицах 11 и 12, для варианта 2 - таблицах 13 и 14.

Затраты на реализацию мероприятий варианта N 1 представлены в таблице 15. Затраты на реализацию мероприятий варианта N 2 представлены в таблице 16.

Как видно из таблиц 15 и 16, наиболее выгодным является вариант N 1.

Таблица 11 - Балансы тепловой мощности и тепловой энергии котельных (вариант N 1)

Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Котельная с. Ратта	2021	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2022	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2023	2,900	2,070	2,066	0,004	0,090	0,461	0,551	1,515	19,0
	2024	4,125	3,773	3,749	0,024	0,095	1,500	1,595	2,154	38,7
	2025	4,125	3,773	3,743	0,030	0,099	1,910	2,009	1,733	48,7
	2026 - 2030	4,125	3,773	3,730	0,043	0,104	2,730	2,834	0,896	68,7
	2031 - 2038	4,125	3,773	3,730	0,043	0,109	2,730	2,839	0,891	68,8

Таблица 12 - Годовое потребление тепловой энергии, Гкал (вариант N 1)

Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Расход на хоз. нужды, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Котельная с. Ратта	2021	Дрова	1841,27	69,77	1771,5	-	85,05	1686,44	744,39	3857	404,28	35,57	0,79
	2022	Дрова	1679,97	56,47	1623,5	86,83	69	1467,67	646,7	3357	384,95	37,36	0,79
	2023	Дрова	1679,97	56,47	1623,5	86,83	69	1467,67	679,18	3519	404,28	35,57	0,84
	2024	Дизельное топливо	5211,57	77,54	5134,03	86,83	254,2	4793	814,05	561	156,2	92,06	0,44
	2025	Дизельное топливо	6618,77	98,34	6520,43	86,83	328,41	6105	1033,85	713	156,2	92,06	0,44
	2026 - 2030	Дизельное топливо	9449,41	140,17	9309,24	86,83	492,83	8730	1476	1018	156,2	92,06	0,44
	2031 - 2038	Дизельное топливо	9449,41	140,17	9309,24	86,83	492,83	8730	1476	1018	156,2	92,06	0,44

Таблица 13 - Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки котельных (вариант N 2)

Наименование котельной	Год	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Собственные нужды, Гкал/ч	Потери в тепловых сетях, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Тепловая нагрузка на источнике, Гкал/ч	Резерв (+)/ дефицит (-) тепловой мощности в номинальном режиме, Гкал/ч	КИУТМ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Новая БМК-4,8 МВт с. Ратта	2021	2,9	2,07	2,066	0,004	0,09	0,461	0,551	1,515	19
	2022	2,9	2,07	2,066	0,004	0,09	0,461	0,551	1,515	19
	2023	2,9	2,07	2,066	0,004	0,09	0,461	0,551	1,515	19
	2024	4,125	3,773	3,749	0,024	0,095	1,5	1,595	2,154	38,7
	2025	4,125	3,773	3,743	0,03	0,099	1,91	2,009	1,733	48,7
	2026 - 2030	4,125	3,773	3,73	0,043	0,104	2,73	2,834	0,896	68,7
	2031 - 2038	4,125	3,773	3,73	0,043	0,109	2,73	2,839	0,891	68,8

Таблица 14 - Годовое потребление тепловой энергии, Гкал (вариант N 2)

Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (т.н.т; тыс. м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, тыс. м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Новая БМК-4,8 МВт с. Ратта	2021	Дрова	1841,27	69,77	1771,50	85,05	1686,44	323,00	3701,00	175,42	81,44	0,79
	2022	Дрова	1841,27	69,77	1771,50	85,05	1686,44	323,00	3701,00	175,42	81,44	0,79
	2023	Дрова	1735,97	65,78	1670,19	80,19	1590,00	323,00	3701,00	186,06	76,78	0,84
	2024	Дрова	1735,97	65,78	1670,19	80,19	1590,00	323,00	3701,00	186,06	76,78	0,84
	2025	Дрова	1735,97	65,78	1670,19	80,19	1590,00	323,00	3701,00	186,06	76,78	0,84
	2026 - 2030	Дизельное топливо	9484,91	140,17	9344,73	492,83	8851,90	1481,54	1021,75	156,20	91,46	0,44
	2031 - 2038	Дизельное топливо	9484,91	140,17	9344,73	492,83	8851,90	1481,54	1021,75	156,20	91,46	0,44

Таблица 15 - Затраты на реализацию 1 варианта развития системы теплоснабжения с. Ратта, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
	Всего стоимость проектов	334698,7	90,0	1655,1	109428,7	146920,0	76604,8	0	0
	Всего стоимость проектов нарастающим итогом		90,0	1745,1	111173,9	258093,9	334698,7	0	0
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	107272	0	0	107272	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	107272	0	0	0	0
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	227426,7	90,0	1655,1	2156,7	146920,0	76604,8	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		90,0	1745,1	3901,9	150821,9	227426,7	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.000	Всего стоимость группы проектов	107272	0	0	107272	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	107272	0	0	0	0
001.01.02.001	Техническое перевооружение водогрейной котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" с увеличением установленной мощности до 4,8 МВт. Устройство пяти емкостей РВС-200, окрашенных полимерной краской, предотвращающих коррозию, и площадкой под емкости из железо-бетонных плит ПДН-14	107272	0	0	107272	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	226050,89	90	279,4	2156,7	146920,0	76604,8	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		90	369,4	2526,1	149446,1	226050,9	0	0
001.02.01.001	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения объекта капитального строительства "Школа-интернат на 60 мест со спальным корпусом на 20 мест, с. Ратта Красноселькупского района"	43447,8	0	0	0	43447,8	0	0	0
001.02.01.002	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 15 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	60082,3	0	0	0	60082,3	0	0	0
001.02.01.003	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 30 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	102139,7	0	0	0	25534,9	76604,8	0	0
001.02.01.004	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения мобильного (инвентарного) здания для размещения отделения почтовой связи АО "Почта России" в с. Ратта Красноселькупского района	17855	0	0	0	17855	0	0	0
001.02.01.005	Третья очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети с. Ратта от ТП N 7-1 до ТП N 7-1-4, по ул. Бурдукова	2526,1	90	279,4	2156,7	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.000	Всего стоимость группы проектов	1375,8	0	1375,8	0	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	1375,8	0	0	0	0	0
001.02.02.001	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Ратта от теплового пункта N 1 - центральная линия теплоснабжения 625 м.п., протяженность ремонтируемого участка тепловой сети 192 м.п. (от ТП N 11 до ТП 15-2).	1375,8	0	1375,8	0,0	0	0	0	0

Таблица 16 - Затраты на реализацию 2 варианта развития системы теплоснабжения с. Ратта, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021	2022		2023	2024	2025		2026 - 2030		2031 - 2038
1	2	3	4	5		6	7	8		9		10
001.00.00.000.000.000	Группа проектов N 001 ЕТО N 2 - ООО "Ямал-Энерго"
	Всего стоимость проектов	354732,7	90,0	65308,1		65809,7	146920,0	76604,8		0		0
	Всего стоимость проектов нарастающим итогом		90,0	65398,1		131207,9	150821,9	227426,7		0		0
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	127306,0	0,0	63653,0		63653,0	0,0	0,0		0,0		0,0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0,0	63653,0		127306,0	0,0	0,0		0,0		0,0
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	227426,7	90,0	1655,1		2156,7	146920,0	76604,8		0		0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		90,0	1745,1		3901,9	150821,9	227426,7		0		0
Подгруппа проектов "Строительство новых источников тепловой энергии"
001.01.01.000	Всего стоимость группы проектов	127306,0	0,0	63653,0		63653,0	0,0	0,0		0,0		0,0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0,0	63653,0		127306,0	0,0	0,0		0,0		0,0
001.01.01.001	Строительство блочно-модульной котельной взамен существующей котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" с увеличением установленной мощности до 4,8 МВт с переводом на дизельное топливо.	127306,0	0,0	63653,0		63653,0	0,0	0,0		0,0		0,0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	226050,89	90	279,4	2156,7		146920,0		76604,8		0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		90	369,4	2526,1		149446,1		226050,9		0	0
001.02.01.001	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения объекта капитального строительства "Школа-интернат на 60 мест со спальным корпусом на 20 мест, с. Ратта Красноселькупского района"	43447,8	0	0	0		43447,8		0		0	0
001.02.01.002	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 15 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	60082,3	0	0	0		60082,3		0		0	0
001.02.01.003	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 30 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	102139,7	0	0	0		25534,9		76604,8		0	0
001.02.01.004	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения мобильного (инвентарного) здания для размещения отделения почтовой связи АО "Почта России" в с. Ратта Красноселькупского района	17855	0	0	0		17855		0		0	0
001.02.01.005	Третья очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети с. Ратта от ТП N 7-1 до ТП N 7-1-4, по ул. Бурдукова	2526,1	90	279,4	2156,7		0		0		0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.000	Всего стоимость группы проектов	1375,8	0	1375,8	0		0		0		0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	1375,8	0		0		0		0	0
001.02.02.001	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Ратта от теплового пункта N 1 - центральная линия теплоснабжения 625 м.п., протяженность ремонтируемого участка тепловой сети 192 м.п. (от ТП N 11 до ТП 15-2).	1375,8	0	1375,8	0,0		0		0		0	0

4.3. Обоснование выбора приоритетного сценария развития системы теплоснабжения.

В рамках настоящей работы сформированы и рассмотрены план развития системы теплоснабжения с. Ратта муниципального округа Красноселькупский район на период до 2038 года, которые позволяют добиться следующих результатов:

- обеспечение тепловых нагрузок потребителей с учётом их перспективного роста до 2038 г.;

- повышение тепловой экономичности и энергетической эффективности работы основных теплоснабжающих/теплосетевых организаций.

При расчёте тарифных последствий для обеспечения посильной тарифной нагрузка на потребителей и доступности услуг теплоснабжения потребителям в ходе реализации мероприятий, были предусмотрены меры тарифного сглаживания.

Несмотря на это в отдельные годы темпы роста тарифов на тепловую энергию значительно превышают прогнозные индексы-дефляторы Минэкономразвития РФ.

Оптимальным с точки зрения экономической эффективности вариантом развития системы теплоснабжения, согласно приведённым расчётам, является Вариант 1.

Учитывая вышесказанное, можно сделать вывод, что для реализации теплоснабжающей организации предлагаемых мероприятий при одновременном обеспечении доступности услуг теплоснабжения потребителям, могут потребоваться следующие меры:

- установление для организации тарифов на уровне выше установленного федеральным органом предельного максимального уровня;

- обеспечение мер государственной поддержки в виде субвенций теплоснабжающим организациям на цели компенсации убытков от реализации тепловой энергии по тарифу ниже экономически обоснованной величины (с инвестиционной составляющей на цели реализации инвестиционной программы организации);

- частичное финансирование мероприятий за счёт бюджетных средств, что позволит уменьшить инвестиционные составляющие в тарифах.

V. Предложения по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и (или) модернизации источников тепловой энергии

5.1. Предложения по строительству источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку на осваиваемых территориях поселения, городского округа, города федерального значения, для которых отсутствует возможность и (или) целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии, обоснованная расчетами ценовых (тарифных) последствий для потребителей (в ценовых зонах теплоснабжения - обоснованная расчетами ценовых (тарифных) последствий для потребителей, если реализацию товаров в сфере теплоснабжения с использованием такого источника тепловой энергии планируется осуществлять по регулируемым ценам (тарифам), и (или) обоснованная анализом индикаторов развития системы теплоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения, если реализация товаров в сфере теплоснабжения с использованием такого источника тепловой энергии будет осуществляться по ценам, определяемым по соглашению сторон договора поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя) и радиуса эффективного теплоснабжения.

Для развития источников теплоснабжения с. Ратта предлагается проведение следующих мероприятий:

- техническое перевооружение водогрейной котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" с увеличением установленной мощности до 4,8 МВт. Устройство пяти емкостей РВС-200, окрашенных полимерной краской, предотвращающих коррозию, и площадкой под емкости из железобетонных плит ПДН-14.

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

Мероприятия по реконструкции источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии не предусмотрены.

5.3. Предложения по техническому перевооружению и (или) модернизации источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения.

Технического перевооружения источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения не планируется.

5.4. Графики совместной работы источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и котельных.

На территории с. Ратта отсутствуют источники тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.

5.5. Меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае если продление срока службы технически невозможно или экономически нецелесообразно.

Согласно принятому Варианту N 1 развития схемы теплоснабжения с. Ратта предусматривается демонтаж существующих твердотопливных котлов КАДО-700 на водогрейные жаротрубные котлы с жидко-топливной горелкой мощностью 4,8 МВт.

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

Мероприятия по переоборудованию существующих котельных не предусматриваются.

5.7. Меры по переводу котельных, размещенных в существующих и расширяемых зонах действия источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в пиковый режим работы, либо по выводу их из эксплуатации

На территории с. Ратта отсутствуют источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

5.8. Температурный график отпуска тепловой энергии для каждого источника тепловой энергии или группы источников тепловой энергии в системе теплоснабжения, работающей на общую тепловую сеть, и оценку затрат при необходимости его изменения

Метод регулирования отпуска тепловой энергии в тепловых сетях - качественный. То есть происходит путем изменения температуры теплоносителя в подающем трубопроводе, в зависимости от температуры наружного воздуха.

Сети централизованного теплоснабжения ООО "Ямал-Энерго" с. Ратта работают по температурному графику 95/70 °С.

5.9. Предложения по перспективной установленной тепловой мощности каждого источника тепловой энергии с предложениями по сроку ввода в эксплуатацию новых мощностей.

В соответствии с выбранным вариантом развития с. Ратта предполагается:

- в 2023 году ввести в эксплуатацию новые котлы с проектной мощностью 3,2 МВт или 2,75 Гкал/ч и вывести из эксплуатации существующие котлы.

5.10. Предложения по вводу новых и реконструкции существующих источников тепловой энергии с использованием возобновляемых источников энергии, а также местных видов топлива.

Внедрение данных мероприятий нецелесообразно ввиду высокой стоимости и больших сроков окупаемости.

VI. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей

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

Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии в зоны с резервом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии, отсутствуют.

6.2. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки в осваиваемых районах поселения, городского округа, города федерального значения под жилищную, комплексную или производственную застройку.

В рамках рассматриваемого проекта схемы теплоснабжения предусматривается строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку, перечень участков и их протяженность представлены в таблице 17.

Таблица 17 - Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки села Ратта

Наименование котельной	Протяжённость, м	Диаметр, м
1	2	3
Котельная с. Ратта	321,3	0,057
	689,4	0,076
	196,2	0,089
	561,3	0,108
	278,1	0,125

Общая протяженность строительство новых тепловых сетей диаметром 0,057-0,125 м составляет 2046,3 м.

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

В связи с отсутствуем возможности обеспечить условия, при которых существует возможность поставки тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения строительство тепловых сетей для этих условия настоящей схемой не предусматривается.

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

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

6.5. Предложения по строительству, реконструкции и (или) модернизации тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения потребителей.

Строительство новых тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения не запланировано.

VII. Предложения по переводу открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения

7.1. Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого необходимо строительство индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов при наличии у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения.

В соответствии с пунктом 10 Федерального Закона от 07.12.2011 N 417 "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.

В настоящий момент горячее водоснабжение потребителей по открытой схеме не осуществляется.

7.2. Предложения по переводу существующих открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытые системы горячего водоснабжения, для осуществления которого отсутствует необходимость строительства индивидуальных и (или) центральных тепловых пунктов по причине отсутствия у потребителей внутридомовых систем горячего водоснабжения.

В настоящий момент горячее водоснабжение потребителей по открытой схеме не осуществляется.

VIII. Перспективные топливные балансы

8.1. Перспективные топливные балансы для каждого источника тепловой энергии по видам основного, резервного и аварийного топлива на каждом этапе.

На перспективу развития схемы теплоснабжения до 2038 года на территории с. Ратта планируется строительство новых централизованных источников тепловой энергии, работающих на природном газе.

Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива представлены в таблице 18.

Таблица 18 - Перспективный топливный баланс источников тепловой энергии

Наименование котельной	Год	Основное топливо	Выработка тепл-й энергии за год, Гкал/год	СН, Гкал/год	Отпуск тепловой энергии, Гкал/год	Расход на хоз. нужды, Гкал/год	Потери, Гкал/год	Полезный отпуск, Гкал/год	Годовой расход условного топлива, т.у.т.	Годовой расход натурального топлива (м3)	Удельный расход условного топлива на выработку тепло кг.у.т./Гкал	КПД, %	Максимальный часовой расход топлива, т.н.т/ч, м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Котельная с. Ратта	2021	Дрова	1841,27	69,77	1771,5	-	85,05	1686,44	744,39	3857	404,28	35,57	0,79
	2022	Дрова	1679,97	56,47	1623,5	86,83	69	1467,67	646,7	3357	384,95	37,36	0,79
	2023	Дрова	1679,97	56,47	1623,5	86,83	69	1467,67	679,18	3519	404,28	35,57	0,84
	2024	Дизельное топливо	5211,57	77,54	5134,03	86,83	254,2	4793	814,05	561	156,2	92,06	0,44
	2025	Дизельное топливо	6618,77	98,34	6520,43	86,83	328,41	6105	1033,85	713	156,2	92,06	0,44
	2026 - 2030	Дизельное топливо	9449,41	140,17	9309,24	86,83	492,83	8730	1476	1018	156,2	92,06	0,44
	2031 - 2038	Дизельное топливо	9449,41	140,17	9309,24	86,83	492,83	8730	1476	1018	156,2	92,06	0,44

Расчеты выполнены в соответствии с требованиями "Порядка определения нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии)", утвержденного Приказом Минэнерго Российской Федерации от 10.08.2012 N 377 "О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения.

Общий нормативный запаса топлива определяется по формуле:

, тыс. т

В состав ОНЗТ включаются:

ННЗТ, рассчитываемый по общей присоединенной к источнику тепловой нагрузке;

НЭЗТ, определяемый по присоединенной тепловой нагрузке внешних потребителей тепловой энергии.

НЭЗТ необходим для надежной и стабильной работы котельной и обеспечивает плановую выработку тепловой энергии в случае введения ограничений поставок топлива.

В соответствии с пунктом 22 Приказа Минэнерго Российской Федерации от 10.08.2012 N 377 "О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения", для организаций, эксплуатирующих отопительные котельные на газовом топливе с резервным топливом, в НЭЗТ включается количество резервного топлива, необходимого для замещения газового топлива в периоды сокращения его подачи газоснабжающими организациями.

Расчет ННЗТ выполняется по среднесуточному плановому расходу топлива самого холодного месяца отопительного периода и количеству суток по формуле:

, тыс. т,

где - среднесуточное значение отпуска тепловой энергии в тепловую сеть в самом холодном месяце, Гкал/сутки;

- расчетный норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию для самого холодного месяца (при работе в режиме "выживания"), т.у.т./Гкал;

К - коэффициент перевода натурального топлива в условное, ;

Т - длительность периода формирования объема неснижаемого запаса топлива, при доставке жидкого топлива автотранспортом на 5 суточный расход самого холодного месяца года, в данном случае - января, суток.

В связи с отсутствием на котельной резервного топлива расчет нормативного запаса топлива не производился.

8.2. Потребляемые источником тепловой энергии виды топлива, включая местные виды топлива, а также используемые возобновляемые источники энергии.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать дизельное топливо.

Местные виды топлива, а также использование возобновляемых источников энергии на территории с. Ратта не применяются.

8.3. Виды топлива (в случае, если топливом является уголь, - вид ископаемого угля в соответствии с Межгосударственным стандартом ГОСТ 25543-2013 "Угли бурые, каменные и антрациты. Классификация по генетическим и технологическим параметрам"), их долю и значение низшей теплоты сгорания топлива, используемые для производства тепловой энергии по каждой системе теплоснабжения.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать дизельное топливо.

8.4. Преобладающий в поселении, городском округе вид топлива, определяемый по совокупности всех систем теплоснабжения, находящихся в соответствующем поселении, городском округе.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать дизельное топливо.

8.5. Приоритетное направление развития топливного баланса поселения, городского округа.

В качестве основного топлива на источниках тепловой энергии планируется использовать дизельное топливо.

IX. Инвестиции в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию

9.1. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе

В качестве основных мероприятий по развитию системы теплоснабжения в с. Ратта предусматриваются:

- реконструкция существующего источника тепловой энергии;

- строительство новых участков тепловых сетей для подключения перспективных потребителей.

Для расчета инвестиций на каждый год применяются индексы-дефляторы, представленные в таблице 19, согласно данным Министерства экономического развития Российской Федерации.

Перечень мероприятий по строительству, реконструкции или техническому перевооружению источников тепловой энергии представлен в таблице 20.

Таблица 19 - Прогноз индексов-дефляторов до 2038 года (в %, за год к предыдущему году)

Индексы-дефляторы	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030		2031		2032	2033		2034		2035	2036		2037		2038
Инвестиции в основной капитал (капитальные вложения)	1,029	1,029	1,031	1,029	1,024	1,021	1,022	1,023	1,024	1,023	1,023		1,023		1,023	1,023		1,023		1,023	1,023		1,023

Таблица 20 - Перечень мероприятий по строительству, реконструкции или техническому перевооружению источников тепловой энергии, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Группа проектов "Источники теплоснабжения"
001.01.00.000	Всего стоимость группы проектов	107272	0	0	107272	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	107272	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция источников тепловой энергии"
001.01.02.000	Всего стоимость группы проектов	107272	0	0	107272	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	0	107272	0	0	0	0
001.01.02.001	Техническое перевооружение водогрейной котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" с увеличением установленной мощности до 4,8 МВт. Устройство пяти емкостей РВС-200, окрашенных полимерной краской, предотвращающих коррозию, и площадкой под емкости из железо-бетонных плит ПДН-14	107272	0	0	107272	0	0	0	0

9.2. Предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов на каждом этапе.

Перечень мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей и сооружений на них представлен в таблице 21.

Таблица 21 - Перечень мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей, тыс. рублей с НДС

N проекта	Наименование	Итого	2021 (факт)	2022 (факт)	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Группа проектов "Тепловые сети и сооружения на них"
001.02.00.000	Всего стоимость группы проектов	227426,7	90,0	1655,1	2156,7	146920,0	76604,8	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		90,0	1745,1	3901,9	150821,9	227426,7	0	0
Подгруппа проектов "Строительство новых тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки"
001.02.01.000	Всего стоимость группы проектов	226050,89	90	279,4	2156,7	146920,0	76604,8	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		90	369,4	2526,1	149446,1	226050,9	0	0
001.02.01.001	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения объекта капитального строительства "Школа-интернат на 60 мест со спальным корпусом на 20 мест, с. Ратта Красноселькупского района"	43447,8	0	0	0	43447,8	0	0	0
001.02.01.002	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 15 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	60082,3	0	0	0	60082,3	0	0	0
001.02.01.003	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения 30 жилых домов к централизованной системе теплоснабжения с. Ратта	102139,7	0	0	0	25534,9	76604,8	0	0
001.02.01.004	Новое строительство тепловых сетей для обеспечения перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной с. Ратта для подключения мобильного (инвентарного) здания для размещения отделения почтовой связи АО "Почта России" в с. Ратта Красноселькупского района	17855	0	0	0	17855	0	0	0

001.02.01.005	Третья очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети с. Ратта от ТП N 7-1 до ТП N 7-1-4, по ул. Бурдукова	2526,1	90	279,4	2156,7	0	0	0	0
Подгруппа проектов "Реконструкция тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, в том числе в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса"
001.02.02.000	Всего стоимость группы проектов	1375,8	0	1375,8	0	0	0	0	0
	Всего стоимость группы проектов накопленным итогом		0	1375,8	0	0	0	0	0
001.02.02.001	Капитальный ремонт тепловой и водопроводной сети, с. Ратта от теплового пункта N 1 - центральная линия теплоснабжения 625 м.п., протяженность ремонтируемого участка тепловой сети 192 м.п. (от ТП N 11 до ТП 15-2).	1375,8	0	1375,8	0	0	0	0	0

9.3. Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения на каждом этапе.

Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения отсутствуют.

9.4. Предложения по величине необходимых инвестиций для перевода открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытую систему горячего водоснабжения на каждом этапе

Предложения по величине необходимых инвестиций для перевода открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) в закрытую систему горячего водоснабжения отсутствуют.

9.5. Оценка эффективности инвестиций по отдельным предложениям.

Эффективность инвестиционных затрат оценивается в соответствии с утвержденными Минэкономики Российской Федерации, Минфином Российской Федерации и Госстроем Российской Федерации от 21.06.1999 N ВК 477 "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов".

В качестве критериев оценки эффективности инвестиций использованы:

- чистый дисконтированный доход (NPV) - это разница между суммой денежного потока результатов от реализации проекта, генерируемых в течение прогнозируемого срока реализации проекта, и суммой денежного потока инвестиционных затрат, вызвавших получение данных результатов, дисконтированных на один момент времени;

- индекс доходности - это размер дисконтированных результатов, приходящихся на единицу инвестиционных затрат, приведенных к тому же моменту времени;

- срок окупаемости - это время, требуемое для возврата первоначальных инвестиций за счет чистого денежного потока, получаемого от реализации инвестиционного проекта;

- дисконтированный срок окупаемости - это период времени, в течение которого дисконтированная величина результатов покрывает инвестиционные затраты, их вызвавшие.

В качестве эффекта от реализации мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии и тепловых сетей принимаются доходы по инвестиционной составляющей, экономия ресурсов и амортизация по вновь вводимому оборудованию.

При расчете эффективности инвестиций учитывался объем финансирования мероприятий, реализация которых предусмотрена за счет средств внебюджетных источников, размер которых определен с учетом требований доступности услуг теплоснабжения для потребителей.

В целом при реализации всех предложенных мероприятий показатели эффективности инвестиционного проекта будут иметь отрицательные значения, т.е. не будут иметь обоснования с точки зрения разумных сроков окупаемости, но инвестиции необходимы для надлежащего теплоснабжения потребителей с. Ратта. Окупаемость данных мероприятий далеко выйдет за рамки периода, на который разрабатывается схема теплоснабжения.

9.5. Величина фактически осуществленных инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию объектов теплоснабжения за базовый период и базовый период актуализации.

Информация о величине фактически осуществленных инвестиций в строительство, реконструкцию, техническое перевооружение и (или) модернизацию объектов теплоснабжения за базовый период и базовый период актуализации отсутствует.

X. Решение о присвоении статуса единой теплоснабжающей организации (организациям)

10.1. Решение о присвоении статуса единой теплоснабжающей организации (организациям).

Постановлением Администрации Красноселькупского района от 30.06.2022 N 244-П "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2035" в с. Ратта определена единая теплоснабжающая организация и установлены зоны её деятельности в границах населенного пункта - ООО "Ямал-Энерго".

Обязанности единой теплоснабжающей организации установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации".

10.2. Реестр зон деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций).

Реестр зон деятельности единой теплоснабжающей организации (далее - ЕТО) в существующих зонах действия источников тепловой энергии представлен в таблице 22.

Таблица 22 - Существующие теплоснабжающие организации в зоне деятельности с. Ратта

N п/п	Наименование ЕТО	Системы теплоснабжения, входящие в зону действия ЕТО	Перечень источников, входящих в систему теплоснабжения
1	ООО "Ямал-Энерго"	Система теплоснабжения с. Ратта	Котельная с. Ратта

10.3. Основания, в том числе критерии, в соответствии с которыми теплоснабжающая организация определена единой теплоснабжающей организацией.

В соответствии со статьей 2 пунктом 28 Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении": "Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее - единая теплоснабжающая организация) - теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (далее - федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения), или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации".

Предложения по установлению единой теплоснабжающей организации осуществляются на основании критериев определения единой теплоснабжающей организации в соответствии Правилами организации теплоснабжения в Российской Федерации утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".

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.

Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности обязана:

- заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;

- заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения;

- заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.

Постановлением Администрации Красноселькупского района от 30.06.2022 N 244-П "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального округа Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2023 - 2035" в с. Ратта определена единая теплоснабжающая организация и установлены зоны её деятельности в границах населенного пункта - ООО "Ямал-Энерго".

10.4. Информация о поданных теплоснабжающими организациями заявках на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.

Заявки теплоснабжающих организаций, поданные в рамках разработки проекта схемы теплоснабжения, отсутствуют.

10.5. Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций, действующих в каждой системе теплоснабжения, расположенных в границах с. Ратта.

Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций представлен в таблице 23.

Таблица 23 - Реестр систем теплоснабжения, содержащий перечень теплоснабжающих организаций

N п/п	Система теплоснабжения	Перечень источников, входящих в систему теплоснабжения	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч	Перечень организаций, входящих в систему теплоснабжения
1	Система теплоснабжения с. Ратта	Котельная с. Ратта	2,9	ООО "Ямал-Энерго"

XI. Решения о распределении тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии

11.1. Сведения о величине тепловой нагрузки, распределяемой (перераспределяемой) между источниками тепловой энергии.

Распределение тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии не планируется.

11.2. Сроки выполнения перераспределения для каждого этапа.

Распределение тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии не планируется.

XII. Решения по бесхозяйным тепловым сетям

12.1. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей (в случае их выявления).

Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей на территории с. Ратта представлен в таблице 24.

Таблица 24 - Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей на территории с. Ратта

N п/п	Адрес многоквартирного жилого дома			Система теплоснабжения
	Населенный пункт (г., пос., с., пгт)	Улица (ул.), микрорайон (м/р),	Дом	Система теплоснабжения	Диаметр трубопровода системы теплоснабжения, мм	Длина отводов системы теплоснабжения не числящихся на балансе, м.п.	Год проведения последнего капитального ремонта
1	2	3	4	5	6	7	8
2	с. Ратта	Бурдукова	9	центральное	32	10	не рем.
3	с. Ратта	Бурдукова	8	центральное	76	36	не рем.
4	с. Ратта	Набережная	9	центральное	32	38	не рем.
5	с. Ратта	Набережная	11	центральное	40	15	2020
6	с. Ратта	Набережная	15	центральное	40	15	2020
7	с. Ратта	Набережная	17	центральное	40	38	2020
8	с. Ратта	Источная	5а	центральное	32	38	не рем.
9	с. Ратта	Источная	5	центральное	32	33	не рем.
10	с. Ратта	Центральная	1	центральное	45	11	не рем.
11	с. Ратта	Центральная	3	центральное	32	20	не рем.
12	с. Ратта	Центральная	5	центральное	32	20	не рем.
13	с. Ратта	Центральная	7	центральное	50	16	не рем.
14	с. Ратта	Центральная	8	центральное	32	13	не рем.
15	с. Ратта	Хвойная	4	центральное	26	18	не рем.
16	с. Ратта	Хвойная	6	центральное	50	62	не рем.
17	с. Ратта	Бурдукова	17	центральное	32	15	не рем.
18	с. Ратта	Центральная	9	центральное	40	20	2020
19	с. Ратта	Центральная	4	центральное	26	15	не рем.
20	с. Ратта	Набережная	3Б	центральное	50	23	2021
21	с. Ратта	Хвойная	7а	центральное	57	35	не рем.
22	с. Ратта	Источная	1б	центральное	50	67	не рем.
23	с. Ратта	Хвойная	13	центральное	32	70	не рем.
24	с. Ратта	Хвойная	3а	центральное	80	68	не рем.
25	с. Ратта	Хвойная	11	центральное	50	64	не рем.
26	с. Ратта	Набережная	19	центральное	32	75	не рем.
27	с. Ратта	Набережная	11а	центральное	32	10	2020
28	с. Ратта	Центральная	14	центральное	32	46	не рем.
29	с. Ратта	Центральная	1А	центральное	45	11	не рем.
30	с. Ратта	Ширтовская	1	центральное	40	20	2021
Итого по жилому фонду						938
1	с. Ратта	ул. Набережная Администрация села	7	центральное	32	15	не рем.
2	с. Ратта	Магазин "Солнечный", ул. Набережная	3А	центральное	32	5	2021
3	с. Ратта	ООО "Полярный Ямал" пекарня, ул. Источная	5 Б	центральное	32	35	не рем.
4	с. Ратта	ФАП с. Ратта ул. Центральная	6	центральное	32	25	не рем.
5	с. Ратта	Клуб с. Ратта ул. Центральная	2	центральное	80	10	не рем.
6	с. Ратта	Учебный корпус школы с. Ратта, ул. Хвойная	9	центральное	50	5	не рем.
7	с. Ратта	Спальный корпус интерната с. Ратта, ул. Бурдукова	12	центральное	50	5	не рем.
8	с. Ратта	Пожводоём ул. Центральная	4 А	центральное	50	20	не рем.
9	с. Ратта	Пожводоём ул. Хвойная	6 А	центральное	50	5	не рем.
Итого по организациям						125
Итого сетей не числящихся на балансе в с. Ратта						1063	м.п.

12.2. Перечень организаций, уполномоченных на их эксплуатацию в порядке, установленном Федеральным законом "О теплоснабжении".

Статья 15, пункт 6 Федерального закона от 27 июля 2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении": "В случае выявления бесхозяйных тепловых сетей (тепловых сетей, не имеющих эксплуатирующей организации) орган местного самоуправления поселения или городского округа до признания права собственности на указанные бесхозяйные тепловые сети в течение тридцати дней с даты их выявления обязан определить теплосетевую организацию, тепловые сети которой непосредственно соединены с указанными бесхозяйными тепловыми сетями, или единую теплоснабжающую организацию в системе теплоснабжения, в которую входят указанные бесхозяйные тепловые сети и которая осуществляет содержание и обслуживание указанных бесхозяйных тепловых сетей. Орган регулирования обязан включить затраты на содержание и обслуживание бесхозяйных тепловых сетей в тарифы соответствующей организации на следующий период регулирования".

Принятие на учет бесхозяйных тепловых сетей должно осуществляться на основании Постановления Правительства Российской Федерации от 17 сентября 2003 N 580 "Об утверждении положения о принятии на учет бесхозяйных недвижимых вещей".

XIII. Синхронизация схемы теплоснабжения со схемой газоснабжения и газификации субъекта Российской Федерации и (или) поселения, схемой и программой развития электроэнергетики, а также со схемой водоснабжения и водоотведения с. Ратта

13.1. Описание решений (на основе утвержденной региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций) о развитии соответствующей системы газоснабжения в части обеспечения топливом источников тепловой энергии.

На момент разработки Схемы на территории с. Ратта отсутствует централизованное газоснабжение.

13.2. Описание проблем организации газоснабжения источников тепловой энергии.

Проблемы организации газоснабжения источников тепловой энергии не зафиксированы.

13.3. Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций для обеспечения согласованности такой программы с указанными в схеме теплоснабжения решениями о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) региональной (межрегиональной) программы газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций отсутствуют.

13.4. Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы и программы развития Единой энергетической системы России) о строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и (или) модернизации, выводе из эксплуатации источников тепловой энергии и генерирующих объектов, включая входящее в их состав оборудование, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в части перспективных балансов тепловой мощности в схемах теплоснабжения.

Строительство генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, на территории с. Ратта не предусмотрено.

13.5. Предложения по строительству генерирующих объектов, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, указанных в схеме теплоснабжения, для их учета при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, схемы и программы развития Единой энергетической системы России, содержащие в том числе описание участия указанных объектов в перспективных балансах тепловой мощности и энергии.

В схеме теплоснабжения отсутствуют мероприятия по строительству, реконструкции и техническому перевооружению генерирующих объектов в с. Ратта.

13.6. Описание решений (вырабатываемых с учетом положений утвержденной схемы водоснабжения с. Ратта) о развитии соответствующей системы водоснабжения в части, относящейся к системам теплоснабжения.

Мероприятия, направленные на развитие системы водоснабжения с. Ратта в части, относящейся к системе теплоснабжения, не предусмотрены.

13.7. Предложения по корректировке, утвержденной (разработке) схемы водоснабжения с. Ратта для обеспечения согласованности такой схемы и указанных в схеме теплоснабжения решений о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения.

Корректировка Схемы водоснабжения и водоотведения с. Ратта для обеспечения согласованности такой схемы и указанных в схеме теплоснабжения решений о развитии источников тепловой энергии и систем теплоснабжения не требуется.

XIV. Индикаторы развития систем теплоснабжения с. Ратта

14.1. Описание существующих и перспективных значений индикаторов развития систем теплоснабжения.

Индикаторами развития систем теплоснабжения в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" являются следующие показатели:

а) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях;

б) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии;

в) удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии;

г) отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети;

д) коэффициент использования установленной тепловой мощности;

е) удельная материальная характеристика тепловых сетей, приведенная к расчетной тепловой нагрузке;

ж) доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме (как отношение величины тепловой энергии, отпущенной из отборов турбоагрегатов, к общей величине выработанной тепловой энергии в границах городского округа, города федерального значения);

з) удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии;

и) коэффициент использования теплоты топлива (только для источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии);

к) доля отпуска тепловой энергии, осуществляемого потребителям по приборам учета, в общем объеме отпущенной тепловой энергии;

л) средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей (для каждой системы теплоснабжения);

м) отношение материальной характеристики тепловых сетей, реконструированных за год, к общей материальной характеристике тепловых сетей (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для каждой системы теплоснабжения, а также для городского округа, города федерального значения);

н) отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, реконструированного за год, к общей установленной тепловой мощности источников тепловой энергии (фактическое значение за отчетный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утвержденной схеме теплоснабжения) (для городского округа, города федерального значения).

о) отсутствие зафиксированных фактов нарушения антимонопольного законодательства (выданных предупреждений, предписаний), а также отсутствие применения санкций, предусмотренных Кодексом Российской Федерации об административных правонарушениях, за нарушение законодательства Российской Федерации в сфере теплоснабжения, антимонопольного законодательства Российской Федерации, законодательства Российской Федерации о естественных монополиях

Индикаторы развития системы теплоснабжения представлены в таблице 25.

Таблица 25 - Индикаторы развития систем теплоснабжения с. Ратта в зоне действия котельных

N п/п	Индикатор	Ед. изм.	2021	2022	2023	2024	2025	2026 - 2030	2031 - 2038
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях	шт.	0	0	0	0	0	0	0
2	Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии	шт.	0	0	0	0	0	0	0
3	Удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии (отдельно для тепловых электрических станций и котельных)	кг у. т./ Гкал	404,28	384,95	404,28	156,2	156,2	156,2	156,2
	Котельная с. Ратта	кг у. т./ Гкал	404,28	384,95	404,28	156,2	156,2	156,2	156,2
4	Отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети	Гкал/м2	1,1	0,9	0,9	2,4	1,7	1,9	1,9
	Потери в сети	Гкал	85,05	69	69	254,2	328,41	492,83	492,83
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	81	81	81	103,9	194,2	264,5	264,5
5	Коэффициент использования установленной тепловой мощности		19	19	19	38,7	48,7	68,7	68,8
	Коэффициент использования установленной тепловой мощности Котельная с. Ратта	%	19	19	19	38,7	48,7	68,7	68,8
	Установленная тепловая мощность с. Ратта	Гкал/ч	2,9	2,9	2,9	4,125	4,125	4,125	4,125
	Выработка тепловой энергии Котельная с. Ратта	Гкал	1841,27	1679,97	1679,97	5211,57	6618,77	9449,41	9449,41
6	Удельная материальная характеристика тепловых сетей, приведённая к расчётной тепловой нагрузке	м2 ч/Гкал	175,7	175,7	175,7	69,3	101,7	96,9	96,9
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	81	81	81	103,9	194,2	264,5	264,5
	Расчётная тепловая нагрузка	Гкал/ч	0,461	0,461	0,461	1,5	1,91	2,73	2,73
7	Доля тепловой энергии, выработанной в комбинированном режиме (как отношение величины тепловой энергии, отпущенной из отборов турбоагрегатов, к общей величине выработанной тепловой энергии в границах поселения, городского округа, города федерального значения)	%	0	0	0	0	0	0	0
8	Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии	т у. т./	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		кВт.ч
9	Коэффициент использования теплоты топлива (только для источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии)		0	0	0	0	0	0	0
10	Доля отпуска тепловой энергии, осуществляемого потребителям по приборам учёта, в общем объёме отпущенной тепловой энергии	%	17	31	45	59	73	87	100
	Полезный отпуск	Гкал	1686,4	1467,7	1467,7	4793,0	6105,2	8729,6	8729,6
	Полезный отпуск по приборам учёта	Гкал	286,7	455	660,5	2827,9	4456,8	7594,7	8729,6
11	Средневзвешенный (по материальной характеристике) срок эксплуатации тепловых сетей (для каждой системы теплоснабжения)	лет	13	14	15	16	17	22	27
12	Отношение материальной характеристики тепловых сетей, реконструированных за год, к общей материальной характеристике тепловых сетей (фактическое значение за отчётный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утверждённой схеме теплоснабжения) (для каждой системы теплоснабжения, а также для поселения, городского округа, города федерального значения)	%	8	8	8	8	8	8	8
	Материальная характеристика тепловых сетей	м2	81	81	81	103,9	194,2	264,5	264,5
	Материальная характеристика тепловых сетей, реконструированных за год	м2	6,5	6,5	6,5	8,3	15,5	21,2	21,2
13	Отношение установленной тепловой мощности оборудования источников тепловой энергии, реконструированного за год, к общей установленной тепловой мощности источников тепловой энергии (фактическое значение за отчётный период и прогноз изменения при реализации проектов, указанных в утверждённой схеме теплоснабжения) (для поселения, городского округа, города федерального значения)	%	0%	0%	0%	100%	0%	0%	0%
	Установленная тепловая мощность источников тепловой энергии	Гкал/ч	2,9	2,9	2,9	4,125	4,125	4,125	4,125
	Установленная тепловая мощность источников тепловой энергии, реконструированных за год	Гкал/ч				4,125

14.2. Описание существующих и перспективных значений целевых показателей реализации схемы теплоснабжения городского округа.

Существующих и перспективных значений целевых показателей реализации схемы теплоснабжения с. Ратта представлены в п. 14.1.

XV. Ценовые (тарифные) последствия

15.1. Для формирования целевых показателей роста тарифов использованы прогнозные индексы-дефляторы, устанавливаемые Минэкономразвития России.

По результатам расчетов установлена перспективная цена на тепловую энергию с учетом и без учета реализации проектов схемы теплоснабжения (инвестиционной составляющей). Результаты оценки представлены в таблице 26.

Таблица 26 - Результаты оценки ценовых последствий

Наименование критерия оценки	Динамика изменения средневзвешенного тарифа на тепловую энергию
	2022		2023		2024		2025		2026 - 2030		2031 - 2038
1	4		5		6		7		8		9
Индекс потребительских цен	1,037		1,037		1,037		1,037		1,2		1,44
Индекс тарифов на тепловую энергию	1,04		1,04		1,04		1,04		1,22		1,48
Индекс цен на капитальные вложения	1,036		1,036		1,036		1,036		1,19		1,42
Индекс цен газовой промышленности	1,013		1,013		1,013		1,013		1,07		1,14
Индекс тарифов на электрическую энергию	1,035		1,035		1,035		1,035		1,19		1,41
Индекс тарифов на услуги ЖКХ	1,047		1,047		1,047		1,047		1,26		1,58
Индекс цен химической промышленности	1,029		1,029		1,029		1,029		1,15		1,33
Индекс цен на нефтепродукты	1,001		1,001		1,001		1,001		1,01		1,01
ООО "Ямал-Энерго" с. Ратта, рублей
Тепловая энергия, поставляемая потребителям, подключенным к тепловым сетям:
Период	с 01.01.22 по 30.06.22	с 01.07.22 по 31.12.22	с 01.01.23 по 30.06.23	с 01.07.23 по 31.12.23	с 01.01.24 по 30.06.24	с 01.07.24 по 31.12.24	с 01.01.25 по 30.06.25	с 01.07.25 по 31.12.25	с 01.01.30 по 30.06.30	с 01.07.30 по 31.12.26	с 01.01.40 по 30.06.40	с 01.07.40 по 31.12.40
Тариф для потребителей, в случае отсутствия дифференцирования тарифов по схеме подключения, руб./Гкал, без НДС	1503,34	1554,45	1554,45	1616,63	1616,63	1681,29	1681,29	1748,55	2133,23	2218,55	2587,85	2691,36

XVI. Обеспечение экологической безопасности теплоснабжения, поселения, городского округа, муниципального округа

16.1. Описание текущего и перспективного объема (массы) выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, сбросов загрязняющих веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, размещения отходов производства, образующихся на стационарных объектах производства тепловой энергии (мощности), в том числе функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, размещенных на территории поселения, городского округа, муниципального округа (далее - объекты теплоснабжения).

Сведения об объемах выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух представлены в таблице 27 п. 16.3.

16.2. Описание текущих и перспективных значений средних за год концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения.

Описание значений средних за год концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения представлено в таблице 27 п. 16.3.

16.3. Описание текущих и перспективных значений максимальных разовых концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения.

Описание значений максимальных разовых концентраций вредных (загрязняющих) веществ в приземном слое атмосферного воздуха от выбросов объектов теплоснабжения представлено в таблице 27.

Таблица 27 - Концентрации загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу с. Ратта

Загрязняющее вещество, код и наименование	Фоновая концентрация, мг/м3	ПДК максимальная разовая, мг/м3	ПДК среднесуточная, мг/м3	Выброс вещества, г/с	Суммарный выброс вещества, т/год	% вклада в макс концентрацию
1	2	3	4	5	6	7
0301 Азота диоксид (Двуокись азота; пероксид азота)	0.054	0,307422	0,17079	0.0000364	0.0008554	22.9
0304 Азот (II) оксид (Азот монооксид)	0.024	0,049824	0,02768	0.0000059	0.000139	22.7
0328 Углерод (Пигмент черный)		3,44754	1,91530	0.0004082	0.0095882
0337 Углерода оксид (Углерод окись; углерод моноокись; угарный газ)	2.4	11,0428	6,13489	0.0013075	0.0307077
0703 Бенз/а/пирен			0,00001	0.0000000021	0.0000000487
2902 Взвешенные вещества		0,690858	0,38381	0.0000818	0.00192	22.9

16.4. Оценка снижения объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и размещения отходов производства за счет перераспределения тепловой нагрузки от котельных на источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии.

Перераспределение тепловой нагрузки от котельных на источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии не предусматривается.

16.5. Предложения по снижению объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сбросов вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, и минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства.

Предложения по снижению объема (массы) выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сбросов вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, и минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства отсутствуют.

16.6. Предложения по величине необходимых инвестиций для снижения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сброса вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства.

Предложения по величине необходимых инвестиций для снижения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сброса вредных (загрязняющих) веществ на водосборные площади, в поверхностные и подземные водные объекты, минимизации воздействий на окружающую среду от размещения отходов производства отсутствуют.

XVII. Сценарии развития аварий в системах теплоснабжения с моделированием гидравлических режимов работы таких систем, в том числе при отказе элементов тепловых сетей и при аварийных режимах работы систем теплоснабжения, связанных с прекращением подачи тепловой энергии

17.1. "Сценарии развития аварий в системах теплоснабжения села Ратта с моделированием гидравлических режимов работы таких систем, в том числе при отказе элементов тепловых сетей и при аварийных режимах работы систем теплоснабжения, связанных с прекращением подачи тепловой энергии" (далее - План действий), разработан во исполнение требований пункта 4 статьи 20 Федерального закона N 190-ФЗ "О теплоснабжении" от 27.07.2010, подпункта 1 пункта 18 статьи V Приказа Министерства энергетики Российской Федерации N 103 от 12.03.2013 "Об утверждении правил оценки готовности к отопительному периоду", поручений Президента Российской Федерации В.В. Путина по итогам совещания о ходе прохождения осенне-зимнего периода 2021/2022.

17.1.1. Объектами Плана действий по ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения, с применением электронного моделирования аварийных ситуаций, являются источники тепловой энергии, магистральные и распределительные тепловые сети, теплосетевые объекты (насосные станции, центральные тепловые пункты), системы теплопотребления.

17.1.2. Реализация Плана действий необходима для обеспечения надежной эксплуатации системы теплоснабжения села Ратта и должна решать следующие задачи:

- повышения эффективности, устойчивости и надежности функционирования объектов системы теплоснабжения;

- мобилизации усилий всех инженерных служб села Ратта для ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения;

- снижения до приемлемого уровня последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения;

- информировать ответственных лиц о возможных аварийных ситуациях с указанием причин их возникновения и действиям по ликвидации последствий.

17.1.3. План действия определяет общий порядок действий персонала объекта при ликвидации последствий аварийных ситуаций и является обязательной для исполнения всеми ответственными лицами, указанными в нем.

17.1.4. План действий должен быть проверен уполномоченным органом в целях оценки готовности муниципального образования к отопительному периоду.

17.1.5. План действий должен находиться:

- в Администрации села Ратта у заместителя Главы Администрации, отвечающего за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства, в том числе системы централизованного теплоснабжения и в управлении жилищно-коммунального хозяйства;

- в теплоснабжающей организации, осуществляющих деятельность на территории муниципального образования у руководителя, главного инженера, в производственно-техническом отделе в дежурно-диспетчерской службе, на рабочих местах оперативного персонала (сетевые участки, ТЭЦ, ЦТП);

- у руководителя организации и на рабочем месте оперативного персонала Единой дежурно-диспетчерской службы (далее - ЕДДС);

- в управляющих организациях, занятых обслуживанием многоквартирных домов;

- в иных организациях, связанных с эксплуатацией системы централизованного теплоснабжения села Ратта, по усмотрению заместителя Главы Администрации, отвечающего за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства.

17.1.6. Правильность положений Плана действий и соответствие его действительному положению в системе теплоснабжения муниципального образования проверяется не реже одного раза в год. При этом проводится учебная проверка по одной из позиций плана и выполнение предусмотренных в нем мероприятий. Ответственность за своевременное и правильное проведение учебных проверок Плана действий несут заместитель Главы Администрации муниципального образования, отвечающий за функционирование объектов жилищно-коммунального хозяйства, и руководители теплоснабжающей организации.

17.1.7. К обстоятельствам, при несоблюдении которых в отношении муниципальных образований составляется акт проверки готовности к отопительному периоду с приложением Перечня с указанием сроков устранения замечаний, относится несоблюдение требований по применению электронного моделирования аварийных ситуаций.

17.2. Общие сведения по применению электронного моделирования при ликвидации последствий аварийных ситуаций.

17.2.1. Компьютерное моделирование реальных процессов в системе теплоснабжения является важным элементом при эксплуатации системы теплоснабжения и ликвидации последствий аварийных ситуаций. При этом имитационные и расчетно-аналитические модели используются как инструмент для принятия решений путем построения прогнозов поведения моделируемой системы при тех или иных условиях и способах воздействия на нее.

17.2.2. Для компьютерного моделирования процессов в системе теплоснабжения используются электронные модели систем теплоснабжения, создаваемые с применением специализированных программно-расчетных комплексов. При этом в соответствии с требованиями пункта 38 главы 3 постановления Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" электронная модель системы теплоснабжения поселения, городского округа" должна содержать:

а) графическое представление объектов системы теплоснабжения с привязкой к топографической основе поселения и с полным топологическим описанием связности объектов;

б) паспортизацию объектов системы теплоснабжения;

в) паспортизацию и описание расчетных единиц территориального деления, включая административное;

г) гидравлический расчет тепловых сетей любой степени закольцованности, в том числе гидравлический расчет при совместной работе нескольких источников тепловой энергии на единую тепловую сеть;

д) моделирование всех видов переключений, осуществляемых в тепловых сетях, в том числе переключений тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии;

е) расчет балансов тепловой энергии по источникам тепловой энергии и по территориальному признаку;

ж) расчет потерь тепловой энергии через изоляцию и с утечками теплоносителя;

з) расчет показателей надежности теплоснабжения;

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

к) сравнительные пьезометрические графики для разработки и анализа сценариев перспективного развития тепловых сетей.

17.2.3. Задачи по ликвидации последствий аварийных ситуаций, решаемые с применением электронного моделирования, относятся к процессам эксплуатации системы теплоснабжения, диспетчерскому и технологическому управлению системой.

В эти задачи входят:

- моделирование изменений гидравлического режима при аварийных переключениях и отключениях;

- формирование рекомендаций по локализации аварийных ситуаций и моделирование последствий выполнения этих рекомендаций;

- формирование перечней и сводок по отключаемым абонентам.

17.2.4. Для электронного моделирования ликвидации последствий аварийных ситуаций применяются:

- программное обеспечение, позволяющее создать электронную модель всех технологических объектов (паспортизировать), составляющих систему теплоснабжения, в их совокупности и взаимосвязи, и на основе этого описания решать весь спектр расчетно-аналитических задач, необходимых для многовариантного моделирования режимов работы всей системы теплоснабжения и ее отдельных элементов;

- средства создания и визуализации графического представления сетей теплоснабжения в привязке к плану территории, неразрывно связанные со средствами технологического описания объектов системы теплоснабжения и их связности;

- собственно данные, описывающие каждый в отдельности элементарный объект и всю совокупность объектов, составляющих систему теплоснабжения населенного пункта, - от источника тепла и вплоть до каждого потребителя, включая все трубопроводы и тепловые камеры, а также электронный план местности, к которому привязана модель системы теплоснабжения.

17.2.5. В качестве инструмента для решения задач с применением электронного моделирования ликвидации последствий аварийных ситуаций в системе централизованного теплоснабжения города используется ранее разработанная электронная модель, созданная в программе "Zulu" (изготовитель программного обеспечения - ООО "Политерм", г. Санкт-Петербург) в составе геоинформационной системы Zulu и программно-расчетного комплекса Zulu Thermo, с применением расчетного модуля "Коммутационные задачи".

17.2.6. С применением геоинформационной системы Zulu можно создавать и видеть на топографической карте территории плана-схемы инженерных сетей с поддержкой их топологии, проводить совместный семантический и пространственный анализ графических и табличных данных, осуществлять экспорт и импорт данных.

17.2.7. С применением модуля "Коммутационные задачи" программно-расчетного комплекса Zulu Thermo, возможно проводить анализ отключений, переключений, поиск ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок и т.д.

17.2.7.1. Общая последовательность действий специалиста, работающего с электронной моделью системы теплоснабжения, в программно-расчетном комплексе Zulu для осуществления ликвидации последствий аварийных ситуаций с применением электронного моделирования:

1) Начало работы.

Выберите в меню "Задачи" пункт "Коммутационные задачи".

2) Выбор слоя сети.

Для выбора слоя, в котором будут решаться коммутационные задачи нажмите кнопку "Слой..." и в появившемся диалоговом окне с помощью левой кнопки мыши выберите слой сети. Нажмите кнопку ОК.

3) Настройки.

Нажмите кнопку "Настройки" для вызова диалога настроек программы.

4) Анализ переключений.

Выполнение команды "Анализ переключений" позволяет рассчитать изменения в сети вследствие отключения или изолирования заданных объектов сети (участков, арматуры и т.д.), вызванных аварийной ситуацией. Также при работе с этой функцией производится расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети. Результаты расчета отображаются на карте в виде тематической раскраски и выводятся в отчет.

Для начала работы необходимо задать список переключаемых объектов, участка тепловой сети, на котором рассматривается возникновение аварийной ситуации. Для этого выбирается закладка "Анализ переключений". В режиме выделить указывается на карте аварийный участок или на этом участке арматуру, для которых необходимо произвести переключение (слой сети при этом должен быть активным). Далее необходимо нажать кнопку на панели диалога. Выбранный объект добавится в список переключаемых объектов сети в диалоговом окне. Таким же образом добавьте в список все необходимые для анализа объекты.

Необходимо выделить нужный объект из набранного списка и выбрать в поле "Действие" необходимый вид переключения.

После выбора переключения на карте автоматически определится и отобразится в виде тематической раскраски зона отключенных аварийных участков сети и потребителей. На схеме выделяются элементы (потребители, участки трубопроводов, тепловые камеры и т.д.), попавшие в зону отключения.

При необходимости возможно удалить раскраску с помощью кнопки.

При выполнении команды "Анализ переключений" реализуются следующие виды переключений:

- "Включить". Режим объекта устанавливается на "Включен";

- "Выключить". Режим объекта устанавливается на "Выключен";

- "Изолировать от источника". Режим объекта устанавливается на "Выключен". При этом автоматически добавляется в список и переводится в режим отключения вся изолирующая объект от источника запорная арматура;

- "Отключить от источника". Режим объекта устанавливается на "Выключен". При этом автоматически добавляется в список и переводится в режим отключения вся отключающая объект от источника запорная арматура.

Изображение позволяет визуализировать результаты расчеты и определить оптимальные действия персонала. На ней с привязкой к объектам на карте, показано оптимальное распределение потоков теплоносителя, позволяющее обеспечить необходимый гидравлический режим тепловой сети в случае нештатной аварийной ситуации.

На основе данных, полученных при электронном моделировании, дежурный диспетчер может для устранения и уменьшения негативных последствий аварии оперативно по средствам связи сообщить ремонтной бригаде, выехавшей для ликвидации последствий аварийной ситуации:

- информацию о трубопроводной арматуре, которую необходимо открыть (закрыть) для теплоснабжения потребителей;

- список потребителей тепловой энергии, попадающих под отключение при проведении переключений.

Анализ переключений в тепловой сети производится с учетом выбранных переключений для объектов из списка и включает в себя:

- поиск попавших под отключение объектов тепловой сети;

- расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети, вызванных аварийной ситуацией;

- отображение результатов расчета на карте в виде тематической раскраски и вывод табличных данных в отчет, с последующей возможностью их экспорта в формат MS Excel или HTML.

Для выполнения расчета необходимо нажать кнопку "Выполнить". В результате выполнения задачи появится браузер "Просмотр результата", содержащий табличные данные результатов расчета.

Вкладки браузера содержат таблицы попавших под отключение объектов сети и итоговые значения результатов расчета.

Итоговые значения по потребителям содержат следующие значения:

а) Для тепловой сети:

- объем воды в подающем трубопроводе;

- объем воды в обратном трубопроводе;

- расчетная нагрузка на отопление;

- расчетная нагрузка на вентиляцию;

- расчетная средняя нагрузка на ГВС;

- объем воды в системе отопления;

- объем воды в системе вентиляции;

- объем воды в системе ГВС;

- суммарный объем воды.

б) Итоговые значения по обобщенным потребителям:

- объем воды в подающем трубопроводе;

- объем воды в обратном трубопроводе;

- расход воды на системы отопления, систему вентиляции и закрытые системы ГВС;

- расход воды на открытый водоразбор.

5) Поиск в слое подложке.

Поиск в слое подложке позволяет осуществить поиск в заданном слое объектов, местоположение которых совпадает с местоположением потребителей в слое сети. Результаты поиска отображаются на карте в виде тематической раскраски объектов слоя-подложки и выводятся в отчет.

Для ввода исходных данных необходимо выполнить следующие действия:

а) Выберите закладку "Поиск в слое подложке".

б) Выберите с помощью переключателей "Учитывать потребителей" необходимые условия поиска:

- Всех в сети. Поиск будет осуществляться для всех потребителей в слое сети, дополнительных настроек производить не надо, и можно сразу производить поиск;

- Из группы. Поиск будет осуществляться для потребителей, входящих в текущую группу в слое сети;

- Из списка. Поиск будет осуществляться для потребителей, входящих в список в окне диалога, перед началом поиска необходимо добавить потребителей в список. Для этого выделите в режиме на карте потребителя, для которого необходимо произвести поиск. Нажмите кнопку на панели диалога. Выбранный потребитель добавится в список в диалоговом окне. Таким же образом добавьте в список всех необходимых для поиска потребителей.

Для поиска в слое подложке необходимо выполнить следующие действия:

Для выполнения поиска нажмите кнопку "Выполнить". В результате выполнения задачи появится браузер "Просмотр результата", содержащий табличные данные результатов поиска и выполнится раскраска слоя-подложки в зависимости от режимов потребителей и выбранных настроек.

Каждая запись результирующей таблицы соответствует потребителю и соответствующему объекту слоя подложки и содержит заданные в настройках поля из баз данных, а также информацию о текущем режиме потребителя.

При необходимости вы можете удалить раскраску с помощью кнопки.

6) Настройки.Слой сети. В диалоге настроек выберите закладку "Слой сети". В выпадающем списке с помощью левой кнопки мышки выберите нужный слой сети и в списке видов сети выберите соответствующий вид сети.

Анализ переключений. В диалоге настроек выберите закладку "Анализ переключений". В верхнем списке отображается перечень всех типов для выбранного слоя сети.

Для того, чтобы определенный тип элементов сети вошел в отчет по поиску изменений в сети, необходимо включить его в списке типов и выбрать нужные поля для вывода в отчет. Для включения типа в отчет с помощью левой кнопки мыши установите напротив названия типа галочку.

При выделении названия типа в верхнем разделе, в списке Доступные поля отобразится список всех полей базы данных текущего выбранного типа, которые могут быть включены в отчет. В списке Поля для вывода отобразится список полей, которые были выбраны для включения в отчет.Слой подложка. В диалоге настроек выберите закладку "Слой подложка".

В верхнем списке, в разделе "Слой подложка" отображается перечень слоев карты. Для выбора нужного слоя, в котором будет осуществляться поиск и раскраска объектов, попадающих под потребителей сети, с помощью левой кнопки мыши установите галочку. В левом нижнем списке содержится список всех полей базы данных выбранного слоя, которые могут быть включены в отчет. В правом нижнем списке содержится список полей, которые были выбраны для включения в отчет.

В верхнем списке, в разделе "Слой сети" отображается перечень типов потребителей слоя сети. Выберите нужный тип потребителей, для которых будет осуществляться поиск в слое подложке и задайте необходимые для вывода в отчет поля.

Опция "Выводить отчет": кроме тематической раскраски объектов слоя подложки, результаты поиска выводятся в браузер "Просмотр результата".

Опция "Раздельный отчет по режимам": в браузере "Просмотр результата" результаты поиска группируются в отдельные таблицы, в зависимости от режимов потребителей.

7) Раскраска.

Для проведения раскраски в диалоге настроек выберите закладку "Раскраска".

Раскраска слоя подложки по состоянию потребителей сети позволяет задать стиль и цвет заливки площадных объектов слоя подложки в зависимости от режима соответствующих потребителей. Режим "Не определен" соответствует ситуации, когда на один объект слоя подложки попадает несколько потребителей с разными режимами. Для задания стиля и цвета заливки нужного режима нажмите соответствующую кнопку. В появившемся диалоге выберите необходимые параметры.

Раскраска отключенных/изолированных участков сети позволяет задать стиль и цвет участков сети отключенных/изолированных от источников. Для задания нужного стиля и цвета нажмите соответствующую кнопку. В появившемся диалоге выберите необходимые параметры.

8) Работа со списком объектов.

При работе со списком объектов в него возможно добавлять объекты из активного слоя карты. Для этого необходимо выделить объект на карте в режиме и нажать кнопку. Для удаления объекта из списка выделите его в списке и нажмите кнопку. При передвижении по списку, на карте автоматически выделяется соответствующий объект. Если объект не попадает в текущий экстент карты, то экстент устанавливается таким образом, чтобы объект оказался в центре карты. При выбранной закладке "Анализ переключений", с помощью кнопок и вы можете просмотреть и распечатать отчет по списку объектов. Поля для подготовки отчета берутся из настроек соответствующего типа объекта сети.

9) Работа с браузером результатов расчета.

Навигация. Браузер "Просмотр результата" содержит табличные данные результатов расчета. Для того, чтобы сделать активной нужную таблицу - необходимо выбрать соответствующую вкладку браузера. При выделении с помощью левой клавиши мыши записи в таблице, на карте автоматически выделяется соответствующий объект. Если объект не попадает в текущий экстент карты, то экстент устанавливается таким образом, чтобы объект оказался в центре карты.

Создание отчета. Для создания отчета по табличным данным результатов расчета нажмите кнопку. Появится диалог создания отчета.

Для предварительного просмотра отчета необходимо нажать кнопку "Просмотр". Для проведения печати отчета необходимо нажать кнопку "Печать".

Экспорт в MS Excel. Для экспорта в электронную таблицу MS Excel табличных данных результатов расчета необходимо нажать кнопку. В окне появится диалог экспорта в MS Excel.

В строке "Путь к книге Excel" необходимо нажать кнопку "Обзор" и указать полный путь к файлу электронной таблицы. В строке "Имя листа" необходимо ввести имя листа, в который будут сохранены данные. После этого необходимо нажать кнопку "Сохранить".

10) Экспорт в HTML.

Для экспорта в HTML страницу табличных данных результатов расчета нажмите кнопку. Появится диалог экспорта в HTML.

В строке "Имя файла" необходимо нажать кнопку "Обзор" и указать полный путь к файлу HTML, в который будут сохранены данные. После этого необходимо нажать кнопку "Сохранить".

17.3. Применение электронного моделирования при ликвидации последствий аварийных ситуаций.

17.3.1. В качестве примеров в настоящем Плане действий приведены варианты электронного моделирования при ликвидации аварийных ситуаций, произошедших в системе теплоснабжения села Ратта, отключение участков тепловой сети от источников тепловой энергии:

- для примера N 1 - в тепловых сетях котельной с. Ратта - эксплуатирующая организация ООО "Ямал-Энерго".

17.3.2. Электронное моделирование при ликвидации аварийных ситуаций должно использоваться персоналом организаций, занятых в сфере теплоснабжения города для принятия оптимальных решений по организации теплоснабжения в случае аварийной ситуации. На основании полученных результатов гидравлических расчетов в программно-расчетном комплексе "Zulu Thermo" при электронном моделировании выдаются рекомендации ремонтной бригаде для проведения переключений в тепловых сетях.

17.3.3. Специалист производственно-технической службы, работающий с электронной моделью системы теплоснабжения, в программно-расчетном комплексе "Zulu Thermo", для анализа переключений, поиска ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок должен выполнить следующие действия:

17.3.3.1. Активировать модуль "Коммутационные задачи" электронной модели системы теплоснабжения города.

17.3.3.2. Для начала работы включить необходимые слои электронной модели системы теплоснабжения. На мониторе появится изображение, аналогичное изображению, показанному на рисунке 3:

- для примера N 1 - Слой "сети", показывающий нормальное состояние теплоснабжения от котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" в границах села Ратта.

Рисунок 3 - Слой "сети", показывающий нормальное состояние теплоснабжения от котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" в границах села Ратта

17.3.3.3. Задать список переключаемых объектов, участков тепловой сети, на которых возникла аварийная ситуация.

17.3.3.4. Реализовать команду "Анализ переключений", что позволит рассчитать изменения в тепловой сети вследствие отключения или изолирования заданных объектов сети, вызванных аварийной ситуацией, провести расчет объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления при данных изменениях в сети.

После выбора переключения на карте монитора дежурного диспетчера теплоснабжающей организации автоматически определится и отобразится в виде тематической раскраски зона отключенных аварийных участков сети и потребителей.

Зона отключенных аварийных участков сети и потребителей приведена на рисунке 4:

- для примера N 1 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной с. Ратта 2 ООО "Ямал-Энерго" в границах села Ратта после проведения переключений при аварийной ситуации.

На схеме с привязкой к объектам к карте местности: - выделятся элементы (потребители, участки трубопроводов, тепловые камеры и т.д.), попавшие в зону аварийного отключения;

- отобразится оптимальное распределение потоков теплоносителя, позволяющее обеспечить необходимый гидравлический режим тепловой сети в случае нештатной аварийной ситуации.

Изображение, показанное на рисунке 4, при реальной аварийной ситуации позволит дежурному диспетчеру визуализировать результаты расчетов и на их основании определить оптимальные действия персонала.

Рисунок 4 - Слой "сети", показывающий тепловые сети котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" в границах села Ратта после проведения переключений при аварийной ситуации

17.3.3.5. На основе данных, полученных при электронном моделировании, дежурный диспетчер может для устранения и уменьшения негативных последствий аварии оперативно по средствам связи сообщить ремонтной бригаде, выехавшей для ликвидации последствий аварийной ситуации:

- список абонентов тепловой энергии, попадающих под отключение при проведении переключений.

- список отключенных участков тепловой сети при проведении переключений.

- информацию о трубопроводной арматуре, которую необходимо открыть (закрыть) для теплоснабжения потребителей.

17.3.3.6. С применением электронного моделирования дежурный диспетчер может также проводить расчеты объемов внутренних систем теплопотребления и нагрузок на системы теплопотребления, при изменениях в сети, вызванных аварийной ситуацией.

Пример формы, с табличными данными об отключенных абонентах при аварийной ситуации, приведен в таблице 28:

- для примера N 1 - Форма по абонентам, отключенным при аварийной ситуации на тепловой сети котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" в границах села Ратта.

Таблица 28 - Здания с ограниченной подачей тепловой энергии котельная с. Ратта

Наименование узла	Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на вентиляцию, Гкал/ч	Расчетная нагрузка на ГВС, Гкал/ч	Вероятность безотказной работы	Коэффициент готовности
Центральная.14	0,027	0,000	0,000	0,994	1,000
Набережная.16	0,027	0,000	0,000	0,999	1,000

Пример формы, с табличными данными об отключенных при аварийной ситуации участках тепловой сети, показан в таблице 29.

- для примера N 1 - Форма по участкам тепловой сети котельной с. Ратта ООО "Ямал-Энерго" в границах села Ратта, отключенным при аварийной ситуации.

Таблица 29 - Перечень отключенных трубопроводов по результатам моделирования аварийной ситуации котельной N 1

Наименование начала участка	Наименование конца участка	Длина участка, м	Внутренний диаметр подающего и обр. трубопровода, м	Интенсивность отказов, 1/(км*ч)	Поток отказов, 1/ч	Вероятность отказа
УТ 8.1.1	УТ 8.4	42,24	0,076	0,0000114	5E-07	0,0000026
УТ 8.4	Центральная.14	3,06	0,057	0,0000114	0	0,0000002
УТ 8.1.1	УТ 8.5	28,38	0,076	0,0000114	3E-07	0,0000018
УТ 8.5	Набережная.16	4,81	0,057	0,0000114	1E-07	0,0000003
УТ 8.1	УТ 8.1.1	47,08	0,076	0,0000114	5E-07	0,0000029

17.4. При необходимости формировать в отчет табличные данные результатов расчета, экспортировав их в электронные таблицы MS Excel или HTML, а также вывести таблицы при необходимости на печать.