Приложение 2

Схема
теплоснабжения г. Сарова на период до 2028 года
(Утверждаемая часть)

Раздел 2. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей
(раздел актуализирован по состоянию на 01.04.2017 года)

Разработчик:

АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ"

Муниципальный контракт

N 177683 от 01.07.2013 г.

Содержание:

1. Радиус эффективного теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение новых или увеличивающих тепловую нагрузку теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе на единицу тепловой мощности, определяемой для зоны действия каждого источника тепловой энергии	4
2. Обоснование вывода из эксплуатации теплосети до п. Сатис	12
3. Описание существующих и перспективных зон действия систем теплоснабжения и источников тепловой энергии	20
4. Описание существующих и перспективных зон действия индивидуальных источников тепловой энергии	25
5. Перспективные балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в перспективных зонах действия источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть, на каждом этапе	27

Список использованной литературы

ФЗ РФ от 27.07.2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении"

Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения"

В.Н. Папушкин. Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое // Новости теплоснабжения, N 9 (сентябрь), 2010 г. с. 44-49

Экспресс-анализ зависимости эффективности транспорта тепла от удаленности потребителей. Новости теплоснабжения. - N 6. - 2006 г. - с. 36-38

Радиус эффективного теплоснабжения, позволяющий определить условия, при которых подключение новых или увеличивающих тепловую нагрузку теплопотребляющих установок к системе теплоснабжения нецелесообразно вследствие увеличения совокупных расходов в указанной системе на единицу тепловой мощности, определяемой для зоны действия каждого источника тепловой энергии

В ФЗ РФ от 27.07.2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении" [1] появилось определение радиуса эффективного теплоснабжения, который представляет собой максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения.

В ПП РФ от 22.02.2012 г. "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" [2] в п. 41 (м) после слов "расчет радиусов эффективного теплоснабжения" стоят в скобках слова "зоны действия источников тепловой энергии". Это означает тождественность радиуса эффективного теплоснабжения и зоны действия источника тепловой энергии. Данное обстоятельство подтверждается в статье В.Н. Папушкина "Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое" [3], где сказано, что в практике разработки перспективных схем теплоснабжения используется вполне адекватное радиусу эффективного теплоснабжения понятие зоны действия источника тепловой энергии.

В [2] дается понятие зоны действия источника тепловой энергии, под которой подразумевается территория поселения, городского округа или ее часть, границы которой устанавливаются закрытыми секционирующими задвижками тепловой сети системы теплоснабжения.

Решение задачи о том, нужно или не нужно трансформировать зону действия источника тепловой энергии, является базовой задачей построения эффективных схем теплоснабжения. В [3] также указано, что критерием выбора решения о трансформации зоны является не просто увеличение совокупных затрат, а анализ возникающих в связи с этим действием эффектов и необходимых для осуществления этого действия затрат.

Для оценки затрат применяется методика, изложенная в статье "Экспресс-анализ зависимости эффективности транспорта тепла от удаленности потребителя" журнала "Новости теплоснабжения" N 9-2010 г. [4], которая 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

- мощность потребления;

- протяженность тепловой сети от источника до потребителя;

- 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 упрощения расчетов зону действия централизованного теплоснабжения рассматриваемого источника тепловой энергии будем условно разбивать на несколько крупных зон нагрузок. Для каждой из этих зон рассчитаем усредненное расстояние от источника до условного центра присоединенной нагрузки () по формуле:

(2) где

- номер зоны нагрузок;

- расстояние по трассе (либо эквивалентное расстояние) от каждого здания зоны до источника тепловой энергии;

- присоединенная нагрузка здания;

- суммарная присоединенная нагрузка рассматриваемой зоны,

;

Присоединенная нагрузка к источнику тепловой энергии:

(3)

Средний радиус теплоснабжения по системе определяется по формуле:

(4)

Определяется годовой отпуск тепла от источника тепловой энергии (А), Гкал. При этом:

(5) где

- годовой отпуск тепла по каждой зоне нагрузок. Среднюю себестоимость транспорта тепла в зоне действия источника тепловой энергии принимаем 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:

, (7) где

- 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, можно рассчитать для каждой выделенной зоны нагрузок в зоне действия источника тепловой энергии разницу в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника.

Подход к расчету радиуса эффективного теплоснабжения источника тепловой энергии.

На электронной схеме наносится зона действия источника тепловой энергии с определением площади территории тепловой сети от данного источника и присоединенной тепловой нагрузки.

Определяется средняя плотность тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии (Гкал/ч/Га, Гкал/ч/км2).

Зона действия источника тепловой энергии условно разбивается на зоны крупных нагрузок с определением их мощности Qi и усредненного расстояния от источника до условного центра присоединенной нагрузки (Li).

Определяется максимальный радиус теплоснабжения, как длина главной магистрали от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя, присоединенного к этой магистрали Lмах (км) [4].

Определяется средний радиус теплоснабжения по системе Lср.

Определяются удельные затраты в зоне действия источника тепловой энергии на транспорт тепла

Определяются среднечасовые затраты на транспорт тепла от источника тепловой энергии до выделенных зон Сi , руб./ч.

Определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне с учетом расстояния до источника Вi, млн. руб.

Определяются годовые затраты на транспорт тепла по каждой зоне без учета расстояния до источника

, млн. руб.

Для каждой выделенной зоны нагрузок в зоне действия источника тепловой энергии рассчитывается разница в затратах на транспорт тепла с учетом и без учета удаленности потребителей от источника и делаются выводы об эффективности транспорта тепла в ту или иную зону в зависимости от расстояния, о перспективе подключения новой нагрузки, расположенной ближе к источнику тепловой энергии или о строительстве нового источника для покрытия нагрузок.

1.1 Определение радиусов эффективного теплоснабжения ТЭЦ

Плотность тепловой нагрузки по ТЭЦ составляет 2,998 (Гкал/ч)/га.

На рисунке 1 показана расчетная схема ТЭЦ.

Для определения радиуса действия ТЭЦ зона ее действия разбита на 2 зоны с определением расстояния от центра зоны до ТЭЦ.

В таблице 1 приведены результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне ТЭЦ с определением радиуса эффективного теплоснабжения.

Таблица 1 - Результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне ТЭЦ с определением радиуса эффективного теплоснабжения

Показатель	зоны теплоснабжения		Сумма
	1 система	2 система
Исходные данные
Расстояние Li, км	7,021	6,468	13,489
Мощность Qi, Гкал/ч	369,47	237,91	607,38
Годовой отпуск Аi, тыс. Гкал	795,21	230,95	1026,16
Расчет с учетом расстояния до источника
Li x Qi, км х Гкал/ч	2594,05	1538,80	4132,85
Средний радиус теплоснабжения Lср, км
Эффективный радиус теплоснабжения Lэф, км	8,40	4,11
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла В, тыс. руб.			1269524,11
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла по каждой зоне Вi, тыс. руб.	796836,80	472687,30	1269524,11
Удельные затраты на выработку и транспорт тепла Z, руб./ч /((Гкал/ч) х км)			36,05
Среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Сi, руб./ч	93525,45	55479,73	149005,18
Удельные на единицу отпуска тепла среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Si, руб./ч/Гкал	0,118	0,240
Себестоимость выработки и транспорта тепла Si0, руб./Гкал	1002,04	2046,70
Расчет без учета расстояния
Годовые затраты на транспорт тепла Вi0, тыс. руб.	983802,00	285722,10	1269524,11

Рис. 1 зоны теплоснабжения ТЭЦ

Анализ зоны теплоснабжения ТЭЦ

Максимальный радиус теплоснабжения зоны ТЭЦ составляет 11,919 км (расстояние от ТЭЦ до п. Сатис).

Радиус эффективного теплоснабжения составляет по зоне "1 система" - 8,4 км, по зоне "2 система" - 4,11 км

При расчете с учетом расстояния до источника, себестоимость транспорта тепла в зоне 2 системы превышает принятую себестоимость.

Вывод:

1. Существующие и перспективные тепловые мощности объектов 1-й системы теплоснабжения находятся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения.

2. П. Сатис и объекты бывшей в/ч "Барракуда" находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения. "Правила вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей" (утверждены постановлением Правительства РФ от 06.09.2012 N 889) предусматривают, что если продолжение эксплуатации объектов по требованию органа местного самоуправления ведет к некомпенсируемым финансовым убыткам, собственникам или иным законным владельцам указанных объектов должна быть обеспечена компенсация в соответствии с бюджетным законодательством Российской Федерации.

АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" в 2016 году начинает реализовывать процедуру вывода теплосети до п. Сатис из эксплуатации в сентябре 2016 года. Соответствующие уведомления за N 201/048 от 14.01.2016 г. направлены Главе Администрации Дивеевского района, Главе Администрации Сатисского сельсовета, Директору МП "Сатисское ЖКХ".

Обоснование вывода из эксплуатации теплосети до п. Сатис.

Предполагаемый срок вывода из эксплуатации тепловой сети до п. Сатис - октябрь 2016 г (истечение 8 месячного срока получения органом местного самоуправления уведомления о выводе. Уведомление о выводе направлено Главе Администрации Дивеевского района письмом за N 201/413 от 11.02.2016 г.

Причиной вывода сети из эксплуатации является то обстоятельство, что ее эксплуатация убыточна (убытки около 10 млн. руб. в год):

- данная теплосеть выработала нормативный срок службы, источника финансирования на реконструкцию нет, поскольку период окупаемости свыше 10 лет;

- потребители п. Сатис и объекты бывшей в/ч "Барракуда" находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения;

- основная часть этой сети находится за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров, что существенно усложняет обслуживание, кроме этого часто происходит хищение покровного и теплоизоляционного слоя трубопроводов, порча изоляции при сжигании сухой травы в весенний период;

- фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП "Сатисское ЖКХ";

- для соблюдения температурного режима в объектах МП "Сатисское ЖКХ" вынуждено потреблять повышенный расход теплоносителя из-за большой протяженности теплосети, что приводит к дополнительному потреблению электроэнергии насосного оборудования источника и нерациональному гидравлическому режиму работы теплосети.

Причиной вывода сети из эксплуатации является то обстоятельство, что ее эксплуатация убыточна (убытки около 10 млн. руб. в год):

- данная теплосеть выработала нормативный срок службы, источника финансирования на реконструкцию нет, поскольку период окупаемости свыше 10 лет;

- потребители п. Сатис и объекты бывшей в/ч "Барракуда" находятся вне зоны эффективного радиуса теплоснабжения;

- основная часть этой сети находится за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров, что существенно усложняет обслуживание, кроме этого часто происходит хищение покровного и теплоизоляционного слоя трубопроводов, порча изоляции при сжигании сухой травы в весенний период;

- фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП "Сатисское ЖКХ";

- для соблюдения температурного режима в объектах МП "Сатисское ЖКХ" вынуждено потреблять повышенный расход теплоносителя из-за большой протяженности теплосети, что приводит к дополнительному потреблению электроэнергии насосного оборудования источника и нерациональному гидравлическому режиму работы теплосети.

АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" ранее неоднократно направляло в адрес Администрации Дивеевского района запросы о планируемых сроках строительства в п. Сатис котельных. Однако до настоящего времени ситуация со стороны Администрации Дивеевского района не разрешена.

При этом обращаю Ваше внимание, что в случае принятия решения о приостановлении вывода тепловой сети из эксплуатации, оставляем за собой право требовать возмещения из бюджета Дивеевского района и/или бюджета поселка Сатис некомпенсируемых финансовых убытков согласно нормам Правил и положений бюджетного законодательства.

Анализ отпуска и реализации тепловой энергии по тепловой сети ТЭЦ-п. Сатис на основании фактических показаний приборов в павильоне N 3 и у абонентов в отопительном сезоне 2016 г.

Таблица 8*

N п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	январь	февраль	март	апрель	октябрь	ноябрь	декабрь	ИТОГО
1	Отпуск т/э от Пав. N 3	Гкал	6380,746	4095,168	4073,112	2116,765	3033,483	4388,614	6047,950	30135,836
2	Потребление т/э в/ч Барракуда (ЦТП2)	Гкал	297,790	167,800	181,050	95,830	134,200	197,470	264,150	1338,290
	Потери		32,751	30,638	32,751	28,525	32,751	31,694	32,751	221,861
3	Потребление т/э п. Сатис (ЦТП1)	Гкал	1836,600	1103,280	1175,460	619,500	811,800	1257,240	1665,640	8469,520
	Потери		25,656	24,001	25,656	22,346	25,656	24,828	25,656	173,799
4	Всего потребления т/э	Гкал	2134,390	1271,080	1356,510	715,330	946,000	1454,710	1929,790	9807,810
5	Всего тепловые потери по тс потребителя	Гкал	58,407	54,639	58,407	50,871	58,407	56,523	58,407	395,660
6	Всего потребление и тепловые потери потребителя	Гкал/мес	2192,797	1325,719	1414,917	766,201	1004,407	1511,233	1988,197	10203,470
6	факт. потери по т/с АО "СТСК"	Гкал	4187,949	2769,449	2658,195	1350,564	2029,076	2877,381	4059,753	19932,366
7	нормативные потери по т/с АО "СТСК"	Гкал	1234,600	942,444	985,900	765,823	712,298	1032,794	1197,330	6871,188
8	сверхнормативные потери по т/с АО "СТСК"	Гкал	2953,349	1827,005	1672,295	584,742	1316,777	1844,587	2862,423	13061,178
9	температура наружного воздуха	град. С	-10,45	-1,01	0,08	8,34	4,68	-2,97	-8,04	-0,62
10	Стоимость покупки тепловой энергии АО "СТСК" с ТЭЦ	руб.	5980928,74	3838564,398	3817890,615	1984128,32	2968505,403	4294609,399	5918402,5	28803029,39
11	Стоимость покупки топлива АО "СГК"	руб.	4046031,23	2596745,775	2582760,192	1342240,56	1962026,211	2838511,326	3911753,3	19280068,61
12	Стоимость реализации тепла АО "СТСК"	руб.	2622475,54	1585493,38	1692169,957	916337,598	1323748,13	1991714,262	2620324,3	12752263,19
13	Убыток АО "СТСК"	руб.	3358453,19	2253071,018	2125720,657	1067790,72	1644757,273	2302895,137	3298078,2	16050766,20

Из приведенного анализа следует:

1. Фактические тепловые потери в теплосети за пределами охраняемого периметра ЗАТО г. Саров до ЦТП поселка Сатис в 1,9 раза превышают размеры потребления тепловой энергии объектами МП "Сатисское ЖКХ" (19932 Гкал/год и 10203 Гкал/год соответственно).

2. АО "СТСК" в 2016 году понес затраты на покупку тепловой энергии для п. Сатис в количестве 30135 Гкал на сумму 28.8 млн. руб., реализация тепловой энергии составила 10203 Гкал/год (12,75 млн. руб).

3. Фактические потери тепловой энергии превышают нормативные в 2.92 раза.

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

12.2 Определение радиусов эффективного теплоснабжения котельной КБ-50

Плотность тепловой нагрузки по котельной Больничного городка составляет 1,072 (Гкал/ч)/га.

На рисунке 2 показана расчетная схема котельной Больничного городка.

Для определения радиуса действия котельной Больничного городка зона ее действия разбита на 4 зоны с определением расстояния от центра зоны до котельной.

В таблице 2 приведены результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне котельной Больничного городка с определением радиуса эффективного теплоснабжения.

Таблица 2 - Результаты расчета эффективности теплоснабжения в зоне котельной КБ-50 с определением радиуса эффективного теплоснабжения

	зоны теплоснабжения				Сумма
Показатель	А	Б	В	Г
Исходные данные
Расстояние Li, км	0,229	0,407	0,715	0,83		0,636
Мощность Qi, Гкал/ч	0,552	1,189	1,962	1,661		5,364
Годовой отпуск Аi, тыс. Гкал	1,31	2,82	4,66	3,94		12,74
Расчет с учетом расстояния до источника
Li x Qi, км х Гкал/ч	0,13	0,48	1,40	1,38		3,39
Средний радиус теплоснабжения Lср, км	0,63
Эффективный радиус теплоснабжения Lэф, км	1,75	0,98	0,56	0,48
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла В, тыс. руб.						15755,23
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла по каждой зоне Вi, тыс. руб.	587,18	2247,87	6516,30	6403,88		15755,23
Удельные затраты на выработку и транспорт тепла Z, руб./ч /((Гкал/ч)хкм)						545,20
Среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Сi, руб./ч	68,92	263,83	764,82	751,63		1849,21
Удельные на единицу отпуска тепла среднечасовые затраты на выработку и транспорт тепла в каждой зоне Si, руб./ч/Гкал	0,053	0,093	0,164	0,191
Себестоимость выработки и транспорта тепла Si0, руб./Гкал	448,04	796,30	1398,91	1623,91
Расчет без учета расстояния
Годовые затраты на выработку и транспорт тепла Вi0, тыс. руб.	1621,34	3492,35	5762,81	4878,71		15755,23

Рис. 2 Зоны теплоснабжения котельной КБ-50

Анализ зоны теплоснабжения котельной Больничного городка

Максимальный радиус теплоснабжения зоны котельной Больничного городка составляет 0,83 км.

Радиус эффективного теплоснабжения составляет

По зоне "А" - 1,75 км, по зоне "Б" - 0,98 км, по зоне "В" - 0,56, по зоне "Б" - 0,48

При расчете с учетом расстояния до источника, себестоимость транспорта тепла в зонах В и Г превышает принятую себестоимость.

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

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

На территории города Саров в настоящее время имеются 2 источника тепловой энергии - ТЭЦ АО "Саровская Генерирующая Компания" и отопительно-производственная котельная Больничного городка КБ-50, находящаяся на балансе ОАО "Саровская Теплосетевая Компания".

2.1. Зона действия котельной КБ-50 АО "СТСК".

Отопительно-производственная Котельная КБ-50 установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС, а также паром на технологические нужды прачечной.

Дальнейшее развитие территории больничного городка, подключение новых объектов и изменение тепловых нагрузок программами развития города не предусмотрено. Зона действия котельной в перспективе сохранится без изменений.

Расчетная присоединенная нагрузка котельной КБ-50 на 31.12.2016:

- На отопление и вентиляцию 5,409 Гкал/ч

- На ГВС 1,960 Гкал/ч - На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч

Всего 7,758 Гкал/ч

Зона действия котельной КБ-50

2.2. Зона действия ТЭЦ АО "СГК".

Саровская ТЭЦ установленной тепловой мощностью 594 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение селитебной и промышленной частей г. Саров. В перспективе до 2027 года в зону действия ТЭЦ будут включены все вновь строящиеся объекты кроме застройки Северного района города и зон индивидуального теплоснабжения.

Присоединенная нагрузка ТЭЦ АО "СГК" по состоянию на 31.12.2016 г.:

- На отопление и вентиляцию 505,24 Гкал/ч (в т.ч. вентиляция 188.604 Гкал/ч)

- На ГВС 92,31 Гкал/ч (в т.ч. циркуляция 11,5 Гкал/ч)

- На технологические нужды(пар) 13,171 Гкал/ч

Всего 622,221 Гкал/ч

Зона ТЭЦ

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

Зоны децентрализованного теплоснабжения располагаются, прежде всего, в кварталах застройки одно-двухквартирными жилыми домами с приусадебными земельными участками с плотностью тепловой нагрузки 0,12 - 0,25 Гкал/час на 1 га.

Теплоснабжение данных жилых домов осуществляется бытовыми газовыми котлами.

Указанные существующие области децентрализованного теплоснабжения расположены в следующих районах:

Центральный район:

- в западной части города: ул. Димитрова, Южная, Заводская, Речная, Гайдара, переулки Речной, Заводской;

- в южной части города: ул. Ключевая, ул. Родниковая.

Заречный район:

- в северной части города: ул. Дорожная, ТИЗ (ул. Энтузиастов, проезды Ореховый, Ясеневый, Земляничный, Сиреневый, Солнечный, Осенний, Дружбы, Цветочный, Светлый, Радужный, ул. Нижегородская, Тенистая, Новая, Рябиновая, Товарищеская), Балакирева, Котовского, Разина, Осипенко, Полевая, Московская, Строительная, Красногвардейская, 8 Марта, Гоголя, Герцена, Мичурина, Горького, Маяковского;

- в западной части города: ул. Кирова, Чехова, Тургенева, Буденного, Садовая, Озерная, Чкалова, Лесная, Менделеева, Озерная, Кутузова, Ломоносова, Володарского, Комсомольская, Западная, Зорге, Комсомольский проезд.

Администрацией города Сарова с учетом планируемых темпов строительства предполагается, что объемы жилищного строительства к концу 2020 года в зонах действия индивидуальных источников тепловой энергии составят:

Градостроительные направления развития города Сарова в зонах действия индивидуальных источников тепловой энергии		Объемы жилищного строительства (тыс. кв. м)	Численность населения (чел.)	Сроки освоения территории строительством объектов
Западное направление развития	МКР 20 кварталы 1, 2, 3 (коттеджное строительство)	15	345	2010 - 2012
	МКР-22 квартал 7 (коттеджное строительство)	3,7	90	2012 - 2013
	Территория между техническим кварталом 23 и территорией садоводческого товарищества им. Гагарина (коттеджное строительство)	11	260	2014 - 2016
	Район поймы реки Сатис (смешанная жилая застройка)	65,7	1 500	2012 - 2018
Северное направление развития	ТИЗ-1 (индивидуальное жилищное строительство)	90,6	1 800	2010 - 2020
	Кварталы 1, 2А, 2Б, 3 Северного жилого района (коттеджное строительство)	37,5	850	2010 - 2012
Северное направление развития (резервные территории)	ТИЗ-2 (индивидуальное жилищное строительство)	96,6	1 930	2016 - 2020

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

4.1 Существующие и перспективные значения установленной тепловой мощности основного оборудования источников тепловой энергии.

Таблица 4.1.1 Перспективная тепловая мощность котельной КБ-50 ОАО "СТСК"

Марка установленных котлов	Производительность парового котла, т/час	Установленная тепловая мощность котла, Гкал	КПД котла, %	Год ввода в эксплуатацию
КВГМ-4-150	-	4	89,8	2000
КВГМ-4-150	-	4	89,1	2000
Е-1,0-0,9Г-Д	1	0,56	86,3	2002
Е-1,0-0,9Г-Д	1	0,56	86,5	2002
ИТОГО		9,12

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования котельной составляет 9,12 Гкал/ч

Техническое освидетельствование оборудования, поднадзорного Ростехнадзору РФ, проводится в сроки установленные нормативными документами в области промышленной безопасности.

Оборудование с продленным срокам эксплуатации отсутствует. Предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации котельной не имеется.

Значения установленной тепловой мощности основного оборудования отопительно-производственной котельной КБ-50 в перспективе до 2027 года изменяться не будут.

Таблица 4.1.2 Перспективная тепловая мощность ТЭЦ АО "СГК"

Состав основного оборудования	ст. N	Тип	31.12.2013		31.12.2014		01.01.2015		31.12.2016		01.01.2017		01.01.2018		01.01.2019 - 01.01.2023
			МВт	Гкал/ч	МВт	Гкал/ч	МВт	Гкал/ч	МВт	Гкал/ч	МВт	Гкал/ч	МВт	Гкал/ч	МВт	Гкал/ч
Паровые турбины	1	П-4-35/5 "Лаваль"	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	-	-
	2	П-4-35/5 "Лаваль"	4	17,5	4	17,5	4	17,5	4	17,5	4	17,5	4	17,5	-	-
	3	П-4-35/5 "Лаваль"	4	17,5	4	17,5	4	17,5	4	17,5	4	17,5	4	17,5	-	-
	4	П-4-35/5 "Лаваль"	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	4	23,6	-	-
	6	ВПТ-25-4	30	105,9	30	105,9	30	105,9	30	105,8	30	105,8	30	105,8	30	105,8
	7	ПР-25-90/10/0,9	25	85,7	25	85,7	25	85,7	25	85,7	25	85,7	25	85,7	25	85,7
	8	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	25	71	25	71	25	71
	9	ПТ-25-90/10	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	25	71
Паровые котлоагрегаты	1	ТС-35	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	-	-
	2	ТС-35	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	-	-
	3	ТС-35	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	-	-
	4	ТС-35	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	-	-
	5	ТС-35	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	-	-
	6	ТП-170	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
	7	БКЗ-160-100ФБ	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
	8	БКЗ-160-100ФЖШ	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
	9	Е-220-100	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
	10	Е-220-100	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	+	+
	б/н	РОУ	-	20	-	20	-	20	-	20	-	70	-	70	-	91
Пиковые водогрейные котлы	1	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
	2	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
	3	ПТВМ-100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100	-	100
Итого Саровская ТЭЦ			71	594	71	594	71	594	71	594	96	715	96	715	105	725
в том числе отборов паровых турбин			-	274	-	274	-	274	-	274		345	-	345	-	333,5
РОУ			-	20	-	20	-	20	-	20		70	-	70	-	91

Общая установленная мощность теплофикационного оборудования ТЭЦ по состоянию на 31.12.2016 года составляет 594,0 Гкал/ч.

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

Располагаемая тепловая мощность станции на 31.12.2016 г. составляет:

Наименование оборудования (турбины)	Стационарный номер	тип	Мощность отборов	Установленная мощность источника по пару, Гкал/час	Установленная мощность источника по горячей воде, Гкал/час	Располагаемая мощность источника по пару, Гкал/час	Располагаемая мощность источника по горячей воде, Гкал/час
Турбина	1	П-4-35/5	мощность регулируемого отбора	17,5	17,5	17,5	17,5
			тепловая мощность конденсатора		6,1		6,094
Турбина	2	П-4-35/5	мощность регулируемого отбора	17,5	17,5	17,5	17,5
			тепловая мощность конденсатора			0	0
Турбина	3	П-4-35/5	мощность регулируемого отбора	17,5	17,5	17,5	17,5
			тепловая мощность конденсатора			0	0
Турбина	4	П-4-35/5	мощность регулируемого отбора	17,5	17,5	17,5	17,5
			тепловая мощность конденсатора		6,1		6
Турбина	6	ПТ-30-90/10/1,2	мощность производственного отбора	86,5	86,5	86,5	86,5
			мощность теплофикационного отбора	19,4	19,4	19,4	19,4
Турбина	7	ПР-25-90/110/0,9	мощность регулируемого отбора	58,6	58,6	58,6	58,6
			мощность противодавления	27,0	27	27	27
Установленная мощность турбоагрегатов				261,5	273,5	261,5	273,5
ПВК	3			0	300	0	300
РОУ				20	20	20	20
ИТОГО ТЭЦ				282	594	282	594

Ограничений тепловой мощности оборудования станции нет.

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии ТЭЦ АО "СГК"

N	Наименование	Максимальные (договорные) нагрузки на 31.12.2016 г.
		Пар (макс.)	ГВС (макс)	Цирк.	Отопл.(макс)	Вент.(макс)
1.	ТЭЦ АО "СГК"	13,171 Гкал/ч	92,31 Гкал/ч	11.5 Гкал/ч	316,636 Гкал/ч	188,604 Гкал/ч
Всего	622,221 Гкал/ч

Располагаемая тепловая мощность станции с вводом двух котлоагрегатов Е-220-100 и двух турбоагрегатов ПТ-25-90/10:

Наименование оборудования (котлов)	Стационарный номер	Маркировка	Отпуск пара тонн	Мощность котлоагрегатов Гкал	Наименование оборудования (турбины)	Расход пара на турбины, РОУ, ПТВМ тонн	В Гкал		Отпуск тепла потребителям в Гкал с отборов, РОУ и ПВК
Котлоагрегат	1	ТС-35	35	22	турбина N 1	41	26		23,6
Котлоагрегат	2	ТС-35	35	22	турбина N 2	41	26		17,5
Котлоагрегат	3	ТС-35	35	22	турбина N 3	41	26		17,5
Котлоагрегат	4	ТС-35	35	22	турбина N 4	41	26		23,6
Котлоагрегат	5	ТС-35	35	22
ИТОГО БСД			175	110		164	103	82,1
Котлоагрегат	6	ТП-170	170	102	турбины N 6	240	144		105,8
Котлоагрегат	7	БКЗ-160	160	99	турбина N 7	190	114		85,7
Котлоагрегат	8	БКЗ-160	160	99	турбина N 8	180	111		71
Котлоагрегат	9	БКЗ-220	220	135
Котлоагрегат	10	БКЗ-220	220	135	турбина N 9	180	111		71
ИТОГО БВД			930	571		790	480		333,5
С паровых котлоагрегатов			1105	681		954	583		415,6
ПВК	3 ед.	ПТВМ-100		300			300		300
С РОУ						151	85		84,5
ИТОГО ТЭЦ			1105	981		1105	977		800 (без вывода БСД)
ИТОГО ТЭЦ									725 (с выводом БСД)

Перспективных технических ограничений на использование установленной тепловой мощности ТЭЦ не планируется.

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

Расчет расхода тепла на собственные нужды оборудования турбинного цеха в 2016 г.

Показатели	Обозначение	Един. Изм.	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
БСД
Температура наружного воздуха	tн.в.	°С	-10,5	-1,01	0,08	8,76	15,7	19,2	22,3	22	10,8	4,7	-2,97	-8,04
Количество пусков турбин БСД	nт		3	2	2	3	8	11		2	4	3	1	3
Коэффициент простоя котлов	к		1	1	0,983	1	1	1	0,999	1	1	1	1	0,978
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов	к		0	0	0,02	0	0	0	0	0	0	0	0	0,02
Расход тепла на с.н. при пусках турбин	Q пуск	Гкал	9,3	6,2	6,2	9,3	24,8	34,1	0	6,2	12,4	9,3	3,1	9,3
Часовой расход тепла на отопление	_ Q о.	Гкал/ час	0,35	0,19	0,18	0,05					0,035	0,115	0,22	0,28
Часовой расход тепла на вентиляцию	_ Q в.	Гкал/ час	0,12	0	0	0					0	0	0	0
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД	Q с.н.т	Гкал	359	138,4	140,1	45,3	24,8	34,1	0	6,2	18,3	94,9	161,5	217,6
БВД
Количество пусков турбин БВД	nт						1	1			3	1	0	1
Расход тепла на с.н. при пусках турбин	Qпуск	Гкал	0	0	0	0	4	4			12	4	0	4
Коэффициент простоя котлов	т		0,249	0,223	0,270	0,394	0,750	0,8	0,8	0,75	0,679	0,363	0,357	0,496
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов	т		0,66	0,648	0,587	0,448	0,206	0,2	0,2	0,178	0,254	0,503	0,521	0,462
Часовой расход тепла на отопление главного корпуса	_ Q о.	Гкал/ час	0,2	0,12	0,1	0,026					0,02	0,07	0,15	0,25
Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса	_ Q в.	Гкал/ час	0,37	0,225	0,2	0,1	0,05				0	0,14	0,22	0,25
Температура холодного воздуха БВД	tх. в. БСД	°С	15	17	15	18	18				18	16	16	15
Часовой расход на отопление и вентиляцию помещений 2 категории	_ Q о+в.2	Гкал/ час	0,35	0,22	0,2	0,08	0,04				0	0,14	0,24	0,3
Время отопления	tотоп	час	744	696	744	720	0	0	0	0	168	744	720	744
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД	Qс. н. К	Гкал	684,5	393,2	372	148,3	10,5	4	0	0	15,4	264,4	439,2	599,2

Расхода тепла на собственные нужды оборудования котельного цеха в 2016 г.

Показатели	Обозначение	Ед. Изм.	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль		Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
БСД
Температура наружного воздуха	tн.в.	°С	-10,5	-1,01	0,08	8,76	15,7	19,2	22,3		22	10,8	4,7	-2,97	-8,04
температура при отоплении								12,4				9,1
Время работы котлов	ф		0	0	62	0	0	0	2,7		0	0	0	0	82,7
Количество пусков котлов БСД	nк		0	0	1	0	0	0	1		0	0	0	0	2
Расход тепла на с.н. при пусках котлов	Qпуск	Гкал	0	0	8,2	0	0	0	8,2		0	0	0	0	16,4
Расход глубокоумягченной воды на восполнение пароводяных потерь в цикле	Gгув	тыс. т.												0	0
Выработка перегретого пара котлами	Gк	тыс. т.			2,1				0,1					0	2,4
Часовой расход тепла	Qбр		0	0	1,9	0	0	0	0,1		0	0	0	0	2,1
Коэффициент простоя котлов	к		1	1	0,983	1	1	1	0,999		1	1	1	1	0,978
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов	к		0	0	0	0	0	0	0		0	0	0	0	0,018
Расход тепла на восполнение паровод. потерь в цикле БСД	Qвпу	Гкал	0,0	0	0,004	0	0	0	0,0001		0	0	0	0	0,005
Потери тепла с непрерывной и периодической продувкой	Qнпп	Гкал	0	0	0,005	0	0	0	0,0001		0	0	0	0	0,005
Часовой расход тепла на отопление главного корпуса	_ Qо.	Гкал/ час	1,3	0,7	0,65	0,08								0,85	1,15
Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса	_ Qв.	Гкал/ час
Номинальный расход тепла на общеобменную вентиляцию главного корпуса
Температура холодного воздуха БСД	tх. в. БСД	0С	18	18	18	18	18	18	18		18	16	16	16	15
Время отопления	отоп	час	744	696	744	720	0	0	0		0	168	744	720	744
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД	Q с. н. К	Гкал	967,2	487,2	491,8	57,6	0	0	8,2		0	0	0	612,0	872,
БВД
Количество пусков котлов	nк		4		1	2	1	2				2	3	2	3
Время работы котлов	ф		2234	2088	2172	1746	745	720	744		744	926	1897	1850,5	1499,3
Расход тепла на с.н. при пусках котлов	Qпуск	Гкал	71,6	0	17,9	35,8	17,9	35,8	0		0	35,8	53,7	35,8	53,7
Расход глубокоумягченной воды на восполнение пароводяных потерь в цикле	Gгув	тыс. т.	56	48	52	49	42	40	39		36	39	50	52	52
Невозврат конденсата пара от потребителей	Gнев	тыс. т.	8,6	8,08	8,67	8,01	6,18	5,37	7,30		5,18	6,37	7,21	7,9	8,73
Выработка перегретого пара котлами	Gк	тыс. т.	347,3	308,2	308,4	227,5	108,5	99,8	99,6		93,3	129	264,5	264,8	242,8
Часовой расход тепла	_ Qбр		287,6	282,5	255,4	194,7	89,8	85,4	82,5		77,3	110,5	219	226,6	201,04
Коэффициент простоя котлов	к		0,25	0,22	0,27	0,39	0,75	0,75	0,75		0,75	0,68	0,36	0,36	0,5
Коэффициент использования номин. теплопроизводительности котлов	к		0,66	0,65	0,59	0,45	0,21	0,2	0,19		0,18	0,25	0,5	0,52	0,46
Расход тепла на восполнение паровод. Потерь в цикле БСД	Qвпу	Гкал	6,43	5,63	6,36	6,18	5,3	5,07	4,89		4,55	4,7	5,94	6,14	6,06
Потери тепла с непрерывной и периодической продувкой	Qнпп	Гкал	1,22	1,08	1,08	0,8	0,38	0,35	0,35		0,33	0,45	0,93	0,93	0,85
Часовой расход тепла на отопление главного корпуса	_ Qо.	Гкал/ час	0,6	0,35	0,3	0,08						0,1	0,2	0,45	0,7
Часовой расход тепла на вентиляцию главного корпуса	_ Qв.	Гкал/ час	0,57	0,35	0,3	0,12						0,08	0,22	0,37	0,4
Температура холодного воздуха БВД	tх.в.БСД	0С	15	15	17	18						18	15	18	15
Часовой расход тепла на технологическую вентиляцию	_ Qобщ.	Гкал/ час	0,57	0,35	0,3	0,22	0,19					0,08	0,54	0,37	0,4
Часовой расход на отопление и вентиляцию помещений 2 категории	_ Qо+в.2	Гкал/ час	0,68	0,35	0,32	0,05							0	0,42	0,6
Время отопления	отоп	час	744	696	744	720	72					168	744	720	744
Количество сожженного мазута	Вмаз	тонн	0									0	0
Время сжигания мазута	tмаз	час	0
Удельный расход тепла на слив мазута	м qсл	Гкал/т
Расход тепла на потери в окружающую среду	_ м. Qпот.	Гкал/ час	0,198	0,192	0,191	0,187	0,182					0,186	0,189	0,193	0,195
Расход тепла на нагрев мазута	_ м Qсж.	Гкал/ час
Суммарный расход тепла на мазутное хозяйство	Qмх	Гкал	148,8	130,3	143,5	136	36					27,1	142	140,4	146,5
Расход тепла с паром на мазутные форсунки	Qмф	Гкал	0	0	0	0	0	0	0		0	0	0	0	0
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД	Qс.н.К	Гкал	1921	1123	1176	625	286	41,2	5,2		4,9	93,9	915	1025,6	1472
Номинальный расход тепла на отопление и вентиляцию ПВК часовой			0,285	0,19	0,18	0,09						0	0,13	0,21	0,26
Расход тепла на отопление ПВК			212	127,7	133,9	64,8						0	96,7	151,2	193,44
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД и ПВК	Qс.н.К	Гкал	2133	1251	1310	690	286	41,2	5,2		4,9	93,9	1012	1176,8	1665,4

Расход тепла на собственные нужды ТЭЦ

Расход тепла на хозяйственные нужды ТЭЦ

Расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды (факт 2016 года)

Показатели	Един. Изм.	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь	Итого за год
котельный цех.
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД	Гкал	967,2	487,2	491,8	57,6	0	0	8,2	0	0	0	612	872	3496
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД	Гкал	2132,7	1250,7	1309,7	690	286	41,2	5,2	4,9	93,9	1011,7	1176,8	1665,4	9668,3
ИТОГО собственные нужды котельный цех	Гкал	3099,9	1737,9	1801,5	747,6	285	41,2	13,4	4,9	93,9	1011,7	1788,8	2537,4	13164,3
турбинный цех
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД	Гкал	359	138,4	140,1	45,3	24,8	34,1	0	6,2	18,3	94,9	161,5	217,6	1240,2
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД	Гкал	684,5	393,3	372	148,3	10,5	4	0	0	15,3	264,4	439,2	599,2	2930,68
ИТОГО собственные нужды турбинный цех	Гкал	1043,5	531,7	512,1	193,6	35,3	38,1	0	6,2	33,6	359,3	600,7	816,82	4170,88
Расход тепла на хоз. нужды	Гкал	1679,1	901,06	890,6	505,6	442,3	467	477,7	499	422,1	486,4	912,6	1395,97	9079,41
ИТОГО расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды (Гкал)														26414,6

Расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды с вводом двух котлоагрегатов Е-220-100 и двух турбоагрегатов ПТ-25-90/10

Показатели	Един. Изм.	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь	Итого за год
котельный цех.
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БСД	Гкал	923	860,8	596	195,5	0,5	0,5	0,4	0,5	84,50	253,6	511,8	819,1	4246,2
Расход тепла на с.н. Котельного цеха БВД	Гкал	2788,0	2375,3	1895,2	1170,0	257,5	113,3	115,7	135,1	561,40	1259,4	1698,1	2216,9	14585,9
ИТОГО собственные нужды котельный цех	Гкал	3711,0	3236,1	2491,2	1365,5	258,0	113,8	116,1	135,6	645,9	1513,0	2209,9	3036,0	18832,1
турбинный цех
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БСД	Гкал	315	255,1	178,6	76,6	3,1	0,00	0	0	9,00	91,5	165,6	248,6	1343,1
Расход тепла на с.н. Турбинного цеха БВД	Гкал	692	558,0	409	174	0,00	0	0	0	28,00	224,00	374	543	3002
ИТОГО собственные нужды турбинный цех	Гкал	1007,0	813,1	587,6	250,6	3,1	0,0	0,0	0,0	37,0	315,5	539,6	791,6	4345,1
Расход тепла на хоз. нужды	Гкал													13997,6
ИТОГО расхода тепла на собственные и хозяйственные нужды (Гкал)														37174,8

Перспективный расход тепла на собственные и хозяйственные нужды ТЭЦ

4.4 Значения существующей и перспективной тепловой мощности источников тепловой энергии нетто

Значения существующей тепловой мощности станции нетто на 31.12.2016 г.

Наименование оборудования	Мощность отборов	Отборы пара в тоннах	Мощность источника по пару, Гкал	Мощность источника по горячей воде, Гкал
т/а N 1 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
	тепловая мощность конденсатора	11		6,09
т/а N 2 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
т/а N 3 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
т/а N 4 П-4-35/5 фирмы "Лаваль"	мощность регулируемого отбора	30	17,49	17,5
	тепловая мощность конденсатора	11		6,09
т/а N 6 ПТ-30-90/10/1,2	мощность производственного отбора	140	86,46	86,5
	мощность теплофикационного отбора	35	19,38	19,4
т/а N 7 ПР-25-90/110/0,9	мощность регулируемого отбора	96	58,62	58,6
	мощность противодавления	50	27,08	27,08
Установленная мощность турбоагрегатов		463	261,5		273,7
ПВК (ПТВМ-100) 3 ед.					300
РОУ			20		20
ИТОГО ТЭЦ			282		594
Тепловые нагрузки на собственные и хозяйственные нужды		20,8
Тепловые потери в сетях		22
Существующая тепловая мощность станции нетто		551,2

Значения перспективной тепловой мощности станции с вводом двух котлоагрегатов Е-220-100 и двух турбоагрегатов ПТ-25-90/10

Наименование оборудования (котлов)	Стационарный номер	Маркировка	Отпуск пара тонн	Мощность котлоагрегатов Гкал	Наименование оборудования (турбины)	Расход пара на турбины, РОУ, ПТВМ тонн	В Гкал	Отпуск тепла потребителям в Гкал с отборов, РОУ и ПВК
Котлоагрегат	1	ТС-35	35	22	турбина N 1	41	26	23,6
Котлоагрегат	2	ТС-35	35	22	турбина N 2	41	26	17,5
Котлоагрегат	3	ТС-35	35	22	турбина N 3	41	26	17,5
Котлоагрегат	4	ТС-35	35	22	турбина N 4	41	26	23,6
Котлоагрегат	5	ТС-35	35	22
ИТОГО БСД	175	110		164	103	82,1
Котлоагрегат	6	ТП-170	170	102	турбины N 6	240	144	105,8
Котлоагрегат	7	БКЗ-160	160	99	турбина N 7	190	114	85,7
Котлоагрегат	8	БКЗ-160	160	99	турбина N 8	180	111	71
Котлоагрегат	9	БКЗ-220	220	135
Котлоагрегат	10	БКЗ-220	220	135	турбина N 9	180	111	71
ИТОГО БВД	930	571		790	480	333,5
С паровых котлоагрегатов	1105	681		954	583	415,6
ПВК	3 ед.	ПТВМ-100		300			300	300
С РОУ						151	85	84,5
ИТОГО ТЭЦ			1105	981		1105	977	800 (без вывода 1 очереди)
Тепловая мощность на собственные и хозяйственные нужды	22
Тепловые потери в сетях	25
Перспективная тепловая мощность станции нетто	753 (без вывода 1 оч.)
Перспективная тепловая мощность станции нетто	678 (с выводом 1 оч.)

4.5 Значения существующих и перспективных потерь 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

Показатели существующих тепловых потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям приведены в таблицах N 1, 2.

Таблица N 1 Потери и затраты теплоносителя:

Наименование системы централизованного теплоснабжения	2014		2015		2016		% к среднегод. объему тепловой сети
	норматив, м3 (т)	отчет, м3 (т)	норматив, м3 (т)	отчет, м3 (т)	норматив, м3 (т)	отчет, м3 (т)
1	2	3	4	5	6	7	8
1-ая система СЦТ-1	Теплоноситель - вода (м3)
	341351,0	-	319827,4	-	320847		2424,7
	Теплоноситель - пар (т)
	2,60	-	2,6	-
2-ая система СЦТ-1	Теплоноситель - вода (м3)
	109315,6	-	113309	-	113766,7		2466,4
	Теплоноситель - пар (т)
	46,1	-	46,1	-	45,6		9,6
Система теплоснабжения г. Саров от котельной КБ-50	Теплоноситель - вода (м3)
	1798	-	1798	-	1804		2464,8
	Теплоноситель - пар (т)
	0,0042	-	0,0042	-	0,0042		1,6
	Теплоноситель - конденсат (м3)
	0,62	-	0,62	-	0,62		606,3

Таблица N 2 Потери тепловой энергии:

Наименование системы	2014				2015				2016
	норматив, тыс. Гкал	отчет, тыс. Гкал	Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал	% потерь к отпуску	норматив, тыс. Гкал	отчет, тыс. Гкал	Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал	% потерь к отпуску	Норматив (сети СТСК), тыс. Гкал	Отчет( все потери), тыс. Гкал	Отпуск тепловой энергии в сеть, тыс. Гкал	% потерь к отпуску
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
	Теплоноситель - вода
1-ая система СЦТ-1	101,64	96,528	886,082	10,89	107,95	138,344	825,97	16,75	107,76	145,55	868,213	16,76
	Теплоноситель - пар
	1,56	1,56	5,29	29,43	1,56	1,56	5,29	29,49
2-ая система СЦТ-1	Теплоноситель - вода
	33,01	50,96	249,717	20,41	33,33	31,4362	238,491	13,18	34,14	31,306	246,019	12,73
	Теплоноситель - пар
	9,79	9,77	70,4	13,89	9,7774	9,7555	62,6537	15,57	9,8037	9,771	61,216	15,96
Система теплоснабжения г. Саров от котельной КБ-50	Теплоноситель - вода
	1,3	1,255	14,073	8,92	1,28	1,2193	13,68	8,91	1,21	1,214	12,614	9,62
	Теплоноситель - пар
	0,004	0,00672	0,707	0,95	0,0044	0,00669	0,65	1,03	0,0044	0,658	0,6264	1,07
	Теплоноситель - конденсат
	0,00234		-	-	0,00234		-	-	0,00234	-	-	-

Всего за 2016 г:

Нормативные тепловые потери СТСК и ФГУП РФЯЦ-ВНИИЭФ - 187,981 тыс. Гкал

Фактические тепловые потери СТСК -189,699 тыс. Гкал, фактические тепловые потери выше нормативных, поскольку в 2016 г. наблюдалась более низкая среднемесячная температура наружного воздуха и более раннее начало отопительного периода.

График тепловых потерь в сетях за 2016 г

Значения существующих и перспективных потерь тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям

N п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	2013	2014	2015	2016	2017	2018 - 2028
1 система теплоснабжения
1.	Отопление
1.1	Тепловые потери	Гкал	72 672	78 587	83313	83344	81888	82 587
1.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	12 540	13 852	14282	13995	13657	13 852
1.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	60 132	64 735	69031	69349	68231	68 735
2.	ГВС
2.1	Тепловые потери	Гкал	55 441	59 252	59905	59478	59251	60 952
2.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	5 944	6 687	5019	4924	4920	6 687
2.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	49 497	52 565	54886	54554	54331	54 265
3.	Пар
3.1	Тепловые потери	Гкал	1 365	1 557
3.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	1,4	1,4
3.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	1363,6	1555,6
2 система теплоснабжения
1.	Отопление
1.1	Тепловые потери	Гкал	32 159	31 228	30783,7	31827,6	30824,8	22 501
1.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	5 285	5 404	5 893	6080	5921	5 404
1.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	26 874	25 824	24890,7	25748	24903,8	17 097
2.	ГВС
2.1	Тепловые потери	Гкал	1 855	1 786	2544	2316	2320	2316
2.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	129	105	125	115	115	115
2.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	1 726	1 681	2419	2200	2205	2200
3.	Пар
3.1	Тепловые потери	Гкал	10 753	9 789	9 777	9804	9778	9804
3.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	33	31	31	31,3	31,3	31,3
3.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	10 720	9 758	9 746	9773	9746,7	9773
Итого по системе теплоснабжения от ТЭЦ
1.	Т/потери в сетях от ТЭЦ всего, в т.ч.	Гкал	174 245,0	182 199,3	187 879,2	186768,6	184062,8	178160
1.1	по ГВ	Гкал	162 127,0	170 853,3	176545,1	176964,6	174284,3	168356
1.2	по пару	Гкал	12 118,0	11 346,0	11334,1	9804	9778,4	9804
Тепловые сети от котельной КБ-50
1.	Отопление
1.1	Тепловые потери	Гкал	530	618	598	602	592	602
1.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	53	62	60	61	60	61
1.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	477	556	538	542	532	542
2.	ГВС
2.1	Тепловые потери	Гкал	626	686	686	603	635	603
2.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	34	37	37	35	35	35
2.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	592	649	649	569	600	569
3.	Пар
3.1	Тепловые потери	Гкал	5,6	6,7	6,7	6,7	6,7	6,7
3.2	в т.ч. с ПСВ	Гкал	0,072	0,069	0,069	0,069	0,069	0,069
3.3	В т.ч. через изоляцию	Гкал	5,528	6,631	6,631	6,631	6,631	6,631
Итого по тепловым сетям котельной КБ-50
1.	Т/потери в сетях от котельной КБ-50 всего, в т.ч.	Гкал	1 161,8	1 310,7	1 290,4	1212,4	1234	1212,4
1.1	по ГВ	Гкал	1 156,2	1 304,0	1283,7	1205,7	1227,3	1205,7
1.2	по пару	Гкал	5,6	6,7	6,7	6,7	6,7	6,7
Всего по системе теплоснабжения г. Саров
1.	Т/потери в сетях всего, в т.ч.	Гкал	175 406,8	183 510,0	189169,6	187981	185296,8	179372.4
1.1	по ГВ	Гкал	163 283,2	172 157,3	177828,8	178170,3	175511,7	169561.7
1.2	по пару	Гкал	12 123,6	11 352,7	11340,8	9810,7	9785,1	9810,7

4.6 Затраты существующей и перспективной тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей

В существующей и перспективной схеме теплоснабжения затраты тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей отсутствуют.

Все затраты учитываются в расчетах нормативных технологических потерь при передаче тепловой энергии по тепловым сетям и приведены п. 4.5 настоящего раздела.

4.7 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.

Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка в зоне действия ТЭЦ АО "СГК" (с вводом 3-й очереди):

ТЭЦ ЗАО "Саровская генерирующая компания" г. Саров	2013 (факт)	2014 (факт)	2015 (факт)	2016 (факт)	2017	2018	2019 - 2022	2023 - 2028	Примечания
	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час
Установленная тепловая мощность ТЭЦ, в т.ч.	594	594	594	594	715	715	725	725	2016 - 2017 год - ввод турбины N 8 2019 - ввод турбины N 9 и вывод мощности БСД
Тепловая мощность на собственные нужды	20,8	20,8	20,8	22	22	22	22	22
Тепловые потери	22	22	22	25	25	25	25	25
Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка	2,895	3.867	9,142	3.546	4,101	18,140	30,928	39.376 (с учетом ввода МКР-1А)	Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации.
Присоединенная договорная тепловая нагрузка	621,047	619,368	621,066	622,221	626,322	644.462	675,43	714.766
Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности	-69,847	-68,168	-69.866	-75,221	41,668	23,538	2,57	-36,66

В договорах теплоснабжения на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.

Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка в зоне действия в зоне действия ТЭЦ АО "СГК" (без ввода 3-й очереди):

ТЭЦ ЗАО "Саровская генерирующая компания" г. Саров	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019 - 2022	2023 - 2028	Примечания
	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час
Установленная тепловая мощность ТЭЦ, в т.ч.	594	594	594	594	594	594	594	594	Без учета вновь вводимого оборудования
Тепловая мощность на собственные нужды	20,8	20,8	20,8	22	22	22	22	22
Тепловые потери	22	22	22	25	25	25	25	25
Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка	2,895	3,867	9,142	3.546	4,101	18,140	30,928	39.376 (с учетом ввода МКР-1А)	Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации.
Присоединенная договорная тепловая нагрузка	621,047	619,368	621,066	622,221	626,322	644.462	675,43	714.766
Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности	-69,847	-68,168	-69.866	-75,22	-79.32	-97.462	-128.43	-167

В договорах теплоснабжения на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.

Котельная КБ-50 ОАО "СТСК".

Отопительно-производственная Котельная КБ-50 ОАО "СТСК" установленной тепловой мощностью 9,12 Гкал/ч обеспечивает теплоснабжение зданий и сооружений больничного городка ФГУЗ КБ-50 ФМБА России горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС; паром на технологические нужды прачечной. Дальнейшее развитие территории больничного городка и изменение тепловых нагрузок не планируется.

Расчетная присоединенная нагрузка котельной КБ-50:

- На отопление и вентиляцию 5,409 Гкал/ч

- На ГВС 1,960 Гкал/ч

- На технологические нужды(пар) 0,389 Гкал/ч

Всего 7,758 Гкал/ч

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

Перспективная тепловая мощность и перспективная тепловая нагрузка в зоне действия в зоне действия котельной КБ-50:

Котельная КБ-50 ОАО "СТСК" г. Саров	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019 - 2022	2023 - 2028	Примечания
	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час
Установленная тепловая мощность , в т.ч.	9,12	9,12	9,12	9,12	9,12	9,12	9,12	9,12
Тепловая мощность на собственные нужды	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
Тепловые потери	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15
Прогнозная присоединяемая тепловая нагрузка	-	-	-	-	-	-	-	-
Присоединенная договорная тепловая нагрузка	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758
Резерв(+)/дефицит (-) тепловой мощности	1,172	1,172	1,172	1,172	1,172	1,172	1,172	1,172

В договорах теплоснабжения на момент разработки схемы теплоснабжения отсутствуют значения резервной тепловой мощности.

Значения существующей и перспективной тепловой нагрузки потребителей, устанавливаемые по договорам теплоснабжения, договорам на поддержание резервной тепловой мощности, долгосрочным договорам теплоснабжения, в соответствии с которыми цена определяется по соглашению сторон, и по долгосрочным договорам, в отношении которых установлен долгосрочный тариф.

Таблица 4.8.1 Значения существующей нагрузки потребителей, установленной по договорам теплоснабжения в зонах действия существующих источников тепловой энергии

N	Наименование	Дог.	Дог.	Дог.	Дог.	Дог.
		Пар (макс.)	ГВС (макс)	Цирк.	Отопл.(макс)	Вент.(макс)
1	2	3	4	5	6	7
	Ед. измерения	Гкал/ч	Гкал/ч	Гкал/ч	Гкал/ч	Гкал/ч
1.	ТЭЦ АО "СГК"	13,171	92,31	11.5	316,636	188,604
2.	Котельная КБ-50 ОАО "СТСК"	0,389	1,739	0,221	3,420	1,989
3.	Всего по ТЭЦ АО "СГК"	622,221
4.	Всего по ОАО "СТСК"	7,758
5.	Суммарная по 2-м источникам	629,979

Значения перспективной присоединенной тепловой нагрузки потребителей в зонах действия существующих и перспективных источников тепловой энергии в городе Саров:

	2013	2014	2015 (факт)	2016 (факт)	2017 (прогноз)	2018 (прогноз)	2019 - 2022 (прогноз)	2023 - 2028 (прогноз)	Примечания
	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час
ТЭЦ АО "СГК"	621,047	619,368	621,066	622.221	626,322	644.462	675,43	714.766	Прогнозные величины рассчитаны на базе выданных условий подключения. Фактическая величина подключаемых мощностей зависит от наличия финансовых источников застройщиков на момент реализации.
Котельная КБ-50 ОАО "СТСК"	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758
Всего:	628,805	627,126	628,824	629.979	634,08	652,22	683,188	722.524

На момент разработки схемы теплоснабжения у АО "СТСК" отсутствуют договора на поддержание резервной тепловой мощности, долгосрочные договора теплоснабжения, в соответствии с которыми цена определяется по соглашению сторон, и по долгосрочным договорам, в отношении которых установлен долгосрочный тариф.