Таблица 1 — Состав Киришской ГРЭС. Мощность Электрическая. Тепловая. Преимущество Киришской ГРЭС заключается в способности регулировать.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
Схема теплоснабжения
муниципального образования Киришское городское
поселение Киришского муниципального района
Ленинградской области.
Том 2
Обосновывающие материалы
г. СанктПетербург
2015
год
СОГЛАСОВАНО:
Генеральный директор
ООО «Невская Эн
ергетика»
_____________________Е.А. Кикоть
УТВЕРЖДАЮ:
Глава администрации муниципального
образования «Киришское городское поселение»
Киришского муниципального района
Ленинградской области
_________________
К.А. Тимофеев
«___» ________________2015 г.
«___» ______________ 2015 г.
Схема теплоснабжения
муниципального образования Киришское городское
поселение Киришского муниципального района
Ленинградской области.
Том 2
Обосновывающие материалы
г. СанктПетербург
2015
год
��3 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
Газизов Ф.Н.
Технический директор ООО «Невская Энергетика».
Сбор данных,
технический контроль, контроль исполнения
договорных обязательств.
пециалист
ООО «Невская Энергетика».
бработка данных, разработка схемы теплоснабжения,
Обосновываю
щих материалов к схеме теплоснабжения,
согласование работы с заказчиком.
Специалист
ООО «Невская Энергетика».
Обработка данных, разработка электронной модели схемы
теплоснабжения
и графической части проекта
��4 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;АННОТАЦИЯ
Данная работа выполнена в соответствии с муниципальным контрактом
№121/2015 от 2 апреля 2015 года между Обществом с ограниченной ответственностью
«Невская Энергетика» (ООО «Невская энергетика») и Администрацией
муниципального образования Киришский муниципальный район Ленинградской
области:
Отчетная документация по работе состоит из следующих материалов:
Пояснительная записка «Схема теплоснабжения муниципального образования
«Киришское городское поселение» Киришского муниципального района
Ленинградской области»;
Обосновывающие материалы «Схема теплоснабжения муниципального
образования «Киришское городское поселение» Киришского муниципального
района Ленинградской области»;
��5 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;О&#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;ПРЕДЕЛЕНИЯ
Термины и их определения, применяемые в настоящей работе, представлены в
таблице ниже.
Термины
Определения
Теплоснабжение
Обеспечение потребителей тепловой энергии тепловой энергией,
теплоносителем, в том числе поддержание мощности
Система
теплоснабжения
Совокупность источников тепловой энергии и
теплопотребляющих установок, технологически соедин
енных
тепловыми сетями
Схема
теплоснабжения
Документ, содержащий предпроектные материалы по
обоснованию эффективного и безопасного функционирования
системы теплоснабжения, ее развития с учетом правового
регулирования в области энергосбережения и повышения
энергетической эффективности
Источник тепловой
энергии
Устройство, предназначенное для производства тепловой
энергии
Базовый режим
работы источника
тепловой энергии
Режим работы источника тепловой энергии, который
характеризуется стабильностью функциони
рования основного
оборудования (котлов, турбин) и используется для обеспечения
постоянного уровня потребления тепловой энергии,
теплоносителя потребителями при максимальной энергетической
эффективности функционирования такого источника
Пиковый режим
работ
ы источника
тепловой энергии
Режим работы источника тепловой энергии с переменной
мощностью для обеспечения изменяющегося уровня потребления
тепловой энергии, теплоносителя потребителями
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 тепло
снабжения
(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 теп
лоснабжения, утвержденными
Правительством Российской Федерации
Радиус эффективного
теплоснабжения
Максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до
ближайшего источника тепловой энергии в системе
теплоснабжения, при превышении которого подключение
теплопотребляющей установки к данной системе
теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения
совокупных расходов в системе теплоснабжения
Тепловая сеть
Совокупность устройств (включая центральные тепловые
пункты, насосные станции), предназначенных д
ля передачи
тепловой энергии, теплоносителя от источников тепловой
энергии до теплопотребляющих установок
Тепловая мощность
(далее
мощность)
Количество тепловой энергии, которое может быть произведено
и (или) передано по тепловым сетям за единицу времен
Тепловая нагрузка
Количество тепловой энергии, которое может быть принято
потребителем тепловой энергии за единицу времени
Потребитель
тепловой энергии
(далее потребитель)
Лицо, приобретающее тепловую энергию (мощность),
теплоноситель для использования
на принадлежащих ему на
праве собственности или ином законном основании
теплопотребляющих установках либо для оказания
коммунальных услуг в части горячего водоснабжения и
отопления
Теплопотребляющая
установка
Устройство, предназначенное для использования
тепловой
энергии, теплоносителя для нужд потребителя тепловой энергии
Инвестиционная
программа
организации,
осуществляющей
регулируемые виды
деятельности в сфере
теплоснабжения
Программа финансирования мероприятий организации,
осуществляющей регулируемые
виды деятельности в сфере
теплоснабжения, строительства, капитального ремонта,
реконструкции и (или) модернизации источников тепловой
энергии и (или) тепловых сетей в целях развития, повышения
надежности и энергетической эффективности системы
теплоснабжен
ия, подключения теплопотребляющих установок
потребителей тепловой энергии к системе теплоснабжения
Теплоснабжающая
организация
Организация, осуществляющая продажу потребителям и (или)
теплоснабжающим организациям произведенных или
приобретенных тепловой э
нергии (мощности), теплоносителя и
владеющая на праве собственности или ином законном
основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми
сетями в системе теплоснабжения, посредством которой
осуществляется теплоснабжение потребителей тепловой энергии
(данное положение применяется к регулированию сходных
отношений с участием индивидуальных предпринимателей)
Теплосетевая
организация
Организация, оказывающая услуги по передаче тепловой энергии
(данное положение применяется к регулированию исходных
отноше
ний с участием индивидуальных предпринимателей)
Надежность
теплоснабжения
Характеристика состояния системы теплоснабжения, при
котором обеспечиваются качество и безопасность
теплоснабжения
Живучесть
Способность источников тепловой энергии, тепловых сетей
системы теплоснабжения в целом сохранять свою
работоспособность в аварийных ситуациях, а также после
длительных (более пятидесяти четырех часов) остановок
Зона действия
системы
теплоснабжения
Территория городского округа или ее часть, границы которой
станавливаются по наиболее удаленным точкам подключения
потребителей к тепловым сетям, входящим в систему
теплоснабжения
Зона действия
источника тепловой
энергии
Территория городского округа или ее часть, границы которой
устанавливаются закрытыми секциони
рующими задвижками
тепловой сети системы теплоснабжения
Установленная
мощность источника
тепловой энергии
Сумма номинальных тепловых мощностей всего принятого по
акту ввода в эксплуатацию оборудования, предназначенного для
отпуска тепловой энергии потреби
телям на собственные и
хозяйственные нужды
Располагаемая
мощность источника
тепловой энергии
Величина, равная установленной мощности источника тепловой
энергии за вычетом объемов мощности, не реализуемой по
техническим причинам в том числе по причине сниж
ения
тепловой мощности оборудования в результате эксплуатации на
продленном техническом ресурсе (снижение параметров пара
перед турбиной, отсутствие рециркуляции в пиковых
водогрейных котлоагрегатах и др.)
Мощность источника
тепловой энергии
нетто
Величин
а, равная располагаемой мощности источника тепловой
энергии за вычетом тепловой нагрузки на собственные и
хозяйственные нужды
Топливно
энергетический
баланс
Документ, содержащий взаимосвязанные показатели
количественного соответствия поставок энергетическ
их ресурсов
на территорию субъекта Российской Федерации или
муниципального образования и их потребления,
устанавливающий распределение энергетических ресурсов
между системами теплоснабжения, потребителями, группами
потребителей и позволяющий определить эфф
ективность
использования энергетических ресурсов
Комбинированная
выработка
электрической и
тепловой энергии
Режим работы теплоэлектростанций, при котором производство
электрической энергии непосредственно связано с
одновременным производством тепловой эне
ргии
Теплосетевые
объекты
Объекты, входящие в состав тепловой сети и обеспечивающие
передачу тепловой энергии от источника тепловой энергии до
теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии
Элемент
территориального
деления
Территория городског
о округа или ее часть, установленная по
границам административно
территориальных единиц
Расчетный элемент
территориального
деления
Территория городского округа или ее часть, принятая для целей
разработки схемы теплоснабжения в неизменяемых границах на
вес
ь срок действия схемы теплоснабжения

��9 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;О&#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;БОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕ
НИЯ
В настоящей работе применяются следующие сокращения:
– муниципальное образование;
УРЭ – удельный расход электроэнергии;
НТД – нормативнотехническая документация;
повысительная насосная станция;
насосная станция смешения;
ДЦ – диспетчерский центр;
АДС – аварийнодиспетчерская служба;
ТЭЦ –
теплоэлектроцентраль;
НСС ТЭЦ – начальник смены станции ТЭЦ;
– техникокоммерческое предложение;
проектноизыскательские работы;
программнорасчетный комплекс;
ГИС – геоинформационная система;
холодное водоснабжение;
ГВС – горячее водоснабжение;
отопление/вентиляция;
– теплоснабжающая(ие) организация(и);
ОЭТС – организации, эксплуатирующие тепловые сети;
ЧРП –
частотнорегулируемый привод.
ГРП – газораспределительный пункт
ЖКС – жилищнокоммунальный сектор;
ЖКХ – жилищнокоммунальное хозяйство;
ПГУ –
парогазовая установка;
ВПУ – водоподготовительная установка;
химводоочистка;
тепловая камера;
– центральный тепловой пункт.
��10 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ОГЛАВЛЕНИЕ
АННОТАЦИЯ .................................................................................................................................................. 4
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ............................................................................................................................................... 5
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ............................................................................................................. 9
ОГЛАВЛЕНИЕ ............................................................................................................................................... 10
ВВЕДЕНИЕ ..................................................................................................................................................... 15
Глава 1. Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой
энергии для целей теплоснабжения .............................................................................................................. 18
Часть 1. Функциональная структура теплоснабжения ..................................................................... 18
1.1.1. Общие сведения ..................................................................................................................... 18
1.1.2. Описание эксплуатационных зон действия теплоснабжающих и теплосетевых
организаций ........................................................................................................................................... 19
1.1.3. Описание структуры договорных отношений между теплоснабжающими теплосетевыми
организациями ....................................................................................................................................... 24
1.1.4. Описание зон действия производственных источников тепловой энергии .................... 24
1.1.5. Описание зон действия индивидуального теплоснабжения. ............................................ 24
Часть 2. Источники тепловой энергии ............................................................................................... 25
1.2.1. Технические характеристики Киришской ГРЭС................................................................ 25
1.2.2. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования и
теплофикационной установки .............................................................................................................. 29
1.2.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и
хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто ....................................................... 30
1.2.4. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источника ..................................... 31
1.2.5. Среднегодовая загрузка оборудования ............................................................................... 36
1.2.6. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети ........................................................ 40
1.2.7. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников
тепловой энергии ................................................................................................................................... 40
Часть 3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты.................................................... 41
1.3.1. Описание структуры тепловых сетей .................................................................................. 41
1.3.2. Инженерногеологическая характеристика грунта в местах залегания тепловых сетей 45
1.3.3. Описание типов и количества секционирующей и регулирующей арматуры на тепловых
сетях. Описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов ................. 48
1.3.4. Описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их
обоснованнос
..................................................................................................................................... 48
1.3.5. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики .........................
49
��11 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.3.6. Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за последние 5 лет .............. 51
1.3.7. Статистика восстановлений (аварийновосстановительных ремонтов) тепловых сетей и
среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей, за последние 5
53
1.3.8. Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных
(текущих) ремонтов .............................................................................................................................. 54
1.3.9. Описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным
требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических,
температурных, на тепловые потери) тепловых сетей ...................................................................... 57
1.3.10. Описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии
(мощности), теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя ........................................................................................................................................ 63
1.3.11. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года при отсутствии приборов
учета тепловой энергии ........................................................................................................................ 65
1.3.12. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков
тепловой сети и результаты их исполнения ....................................................................................... 66
1.3.13. Описание типов присоединений теплопотребляющих установок потребителей к тепловым
сетям с выделением наиболее распространенных, определяющих выбор и обоснование графика
регулирования отпуска тепловой энергии потребителям ................................................................. 66
1.3.14. Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из
тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и
теплоносителя ........................................................................................................................................ 67
1.3.15. Анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и
используемых средств автоматизации, телемеханизации и связи ................................................... 69
1.3.16. Уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых пунктов, насосных
станций 69
Часть 4. Зоны действия источников тепловой энергии .................................................................... 70
Часть 5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей тепловой
энергии в зонах действия источников тепловой энергии .................................................................. 71
Потребление тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при
расчетных температурах наружного воздуха ..................................................................................... 71
1.5.2. Случаи (условия) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с
использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии .............................. 72
1.5.3. Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального
деления за отопительный период ........................................................................................................ 73
1.5.4. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и
горячее водоснабжение ................................
......................................................................................... 74
Часть 6. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой
энергии 77
1.6.1. Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто,
потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки по каждому
источнику тепловой энергии ................................................................................................................ 77
��12 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.6.2. Резервы и дефициты тепловой мощности нетто по каждому источнику тепловой энергии
79
1.6.3. Гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от источника
тепловой энергии до самого удаленного потребителя ...................................................................... 80
Часть 7. Балансы теплоносителя ........................................................................................................ 81
1.7.1. Баланс пароснабжения .......................................................................................................... 81
1.7.2. Баланс горячего водоснабжения .......................................................................................... 82
Часть 8. Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом . 84
Часть 9. Надежность теплоснабжения ............................................................................................... 86
1.9.1. Описание показателей надежности системы теплоснабжения ......................................... 86
1.9.2. Анализ аварийных отключений потребителей и времени восстановления теплоснабжения
потребителей после аварийных отключений ...................................................................................... 91
Часть 10. Техникоэкономические показатели теплоснабжающих и теплосетевых организаций . 93
Часть 11. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения .......................................................................... 105
Часть 12. Описание существующих технических и технологических проблем в системах
теплоснабжения поселения, городского округа ............................................................................... 109
1.12.1. Описание существующих проблем организации качественного теплоснабжения (перечень
причин, приводящих к снижению качества теплоснабжения, включая проблемы в работе
теплопотребляющих установок потребителей) ................................................................................ 109
1.12.2. Описание существующих проблем организации надежного и безопасного
теплоснабжения поселения (перечень причин, приводящих к снижению надежного
теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих установок потребителей) . 110
Глава 2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения ......................... 112
2.1.1. Данные базового уровня потребления тепла на цели теплоснабжения ......................... 112
2.1.2. Прогнозы приростов на каждом этапе площади строительных фондов, сгруппированные
по расчетным элементам территориального деления и по зонам действия источников тепловой
энергии с разделением объектов строительства на многоквартирные дома, жилые дома,
общественные здания и производственные здания промышленных предприятий ...................... 114
2.1.3. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение, согласованных с требованиями к энергетической
эффективности объектов теплопотребления, устанавливаемых в соответствии с законодательством
Российской Федерации ....................................................................................................................... 116
2.1.4. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии для обеспечения
технологических процессов ............................................................................................................... 123
2.1.5. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
с разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном элементе территориального
деления в зоне действия централизованного теплоснабжения ....................................................... 123
2.1.6. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
с разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах территориального деления в
зонах действия индивидуального теплоснабжения на каждом этапе ............................................ 134
��13 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;2.1.7. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом возможных изменений
производственных зон и их перепрофилирования и приростов объемов потребления тепловой
энергии (мощности) производственными объектами с разделением по видам теплопотребления и
по видам теплоносителя (горячая вода и пар) в зоне действия каждого из существующих или
предлагаемых для строительства источников тепловой энергии на каждом этапе ...................... 136
2.1.8. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми
заключены или могут быть заключены в перспективе свободные долгосрочные договоры
теплоснабжения ................................................................................................................................... 138
2.1.9. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми
заключены или могут быть заключены долгосрочные договоры теплоснабжения ...................... 139
2.1.10. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми
заключены или могут быть заключены договоры теплоснабжения по регулируемой цене ........ 140
Глава 3. Электронная модель системы теплоснабжения поселения, городского округа ................. 143
Глава 4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой
нагрузки 149
4.1.1. Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из
выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов)
существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии .................... 149
4.1.2. Гидравлический расчет передачи теплоносителя для каждого магистрального вывода с
целью определения возможности (невозможности) обеспечения тепловой энергией существующих
и перспективных потребителей, присоединенных к тепловой сети............................................... 150
4.1.3. Выводы о резервах (дефицитах) существующей системы теплоснабжения при
обеспечении перспективной тепловой нагрузки потребителей ...................................................... 151
Глава 5. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и
максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том
числе в аварийных режимах ........................................................................................................................ 152
5.1.1. Баланс пароснабжения ........................................................................................................ 153
5.1.2. Баланс горячего водоснабжения ........................................................................................ 154
Глава 6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению
источников тепловой энергии ..................................................................................................................... 158
Определение условий организации централизованного теплоснабжения .................... 158
6.1.2. Определение условий организации индивидуального теплоснабжения, а также
поквартирного отопления ................................................................................................................... 161
6.1.4. Обоснование организации индивидуального теплоснабжения в зонах застройки поселения
малоэтажными жилыми зданиями ..................................................................................................... 162
6.1.5. Расчет радиуса эффективного теплоснабжения ............................................................... 162
Глава 7. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них 167
7.1.1. Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой
нагрузки под жилищную комплексную застройку во вновь осваиваемых районах города ........ 167
��14 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;7.1.2. Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием
эксплуатационного ресурса ................................................................................................................ 168
7.1.3. Организация закрытой схемы горячего водоснабжения ................................................. 170
7.1.4. Строительство и реконструкция насосных станций ........................................................ 172
а 8. Перспективные топливные балансы ....................................................................................... 173
Глава 9. Оценка надежности теплоснабжения ..................................................................................... 178
Глава 10. Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
185
10.1.1. Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции и
технического перевооружения источников тепловой энергии и тепловых сетей ........................ 185
10.1.2. Предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые потребности191
10.1.3. Расчеты ценовых последствий для потребителей при реализации программ строительства,
реконструкции и технического перевооружения систем теплоснабжения ................................... 192
Глава 11. Обоснование предложения по определению единой теплоснабжающей организации ..... 195
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............................................................................................................................ 200
Приложение 1 ...................................................................................................................................... 202
Приложение 2 ...................................................................................................................................... 204
Приложение 3 ...................................................................................................................................... 206
Приложение 4 ...................................................................................................................................... 210
Приложение 5 ...................................................................................................................................... 283
��15 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ВВЕДЕНИЕ
В современных условиях повышение эффективности использования
энергетических ресурсов и энергосбережение становится одним из важнейших
факторов экономического роста и социального развития России. Это подтверждено во
вступившим в силу с 23 ноября 2009 года Федеральном законе РФ № 261 «Об
энергосбережении и повышении энергетической эффективности».
По данным Минэнерго потенциал энергосбережения в России составляет около
400 млн. тонн условного топлива в год, что составляет не менее 40 процентов
внутреннего потребления энергии в стране. Одна треть энергосбережения находится в
ТЭК, особенно в системах теплоснабжения. Затраты органического топлива на
теплоснабжение составляют более 40% от всего используемого в стране, т.е. почти
столько же, сколько тратится на все остальные отрасли промышленности, транспорт и
т.д. Потребление топлива на нужды теплоснабжения сопоставимо со всем топливным
экспортом страны.
Экономию тепловой энергии в сфере теплоснабжения можно достичь как за
счет совершенствования источников тепловой энергии, тепловых сетей,
теплопотребляющих установок, так и за счет улучшения характеристик отапливаемых
объектов, зданий и сооружений.
Проблема обеспечения тепловой энергией городов России, в связи с суровыми
климатическими условиями, по своей значимости сравнима с проблемой обеспечения
населения продовольствием и является задачей большой государственной важности.
Вместе с тем, на сегодняшний день экономика России стабильно растет. За
последние годы были выбраны все резервы тепловой мощности, образовавшие в
период экономического спада 1991 – 1997 годов, и потребление тепла достигло уровня
1990 года, а потребление электрической энергии, в некоторых регионах превысило этот
уровень. Возникла необходимость в понимании того, будет ли обеспечен дальнейший
рост экономики адекватным ростом энергетики и, что более важно, что нужно сделать
в энергетике и топливоснабжении для того, чтобы обеспечить будущий рост.
До недавнего времени, регулирование в сфере теплоснабжения производилось
федеральными законами от 26 марта 2003 года № 35ФЗ «Об электроэнергетике», от 30
декабря 2004 года № 210ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций
��16 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;коммунального комплекса», от 14 апреля 1995 года № 41ФЗ «О государственном
регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской
Федерации». Однако регулирование отношений в сфере теплоснабжения назвать
всеобъемлющим было нельзя.
В связи с чем, 27 июля 2010 года был принят Федеральный закон №190ФЗ «О
теплоснабжении». Федеральный закон устанавливает правовые основы экономических
отношений, возникающих в связи с производством, передачей, потреблением тепловой
энергии, тепловой мощности, теплоносителя с использованием систем
теплоснабжения, созданием, функционированием и развитием таких систем, а также
определяет полномочия органов государственной власти, органов местного
самоуправления поселений, городских округов по регулированию и контролю в сфере
теплоснабжения, права и обязанности потребителей тепловой энергии,
теплоснабжающих организаций, теплосетевых организаций.
Федеральный закон вводит понятие схемы теплоснабжения, согласно
которому:
Схема теплоснабжения поселения, городского округа — документ,
содержащий предпроектные материалы по обоснованию эффективного и безопасного
функционирования системы теплоснабжения, её развития с учетом правового
регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической
эффективности.
Схема теплоснабжения выполняется на основе:
Градостроительного кодекса Российской Федерации;
Федеральный закон от 23.11.2009 № 261ФЗ «Об энергосбережении и о
повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в
отдельные законодательные акты Российской Федерации»;
Федеральный закон от 27.07.2010 № 190ФЗ «О теплоснабжении»;
Федеральный закон от 07.12.2011 г. № 416ФЗ «О водоснабжении и
водоотведении»;
Федеральный закон от 07.12.2011 г. № 417ФЗ «О внесении изменений в
отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием
Федерального закона «О водоснабжении и водоотведении»;
��17 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 г. № 154 «О требованиях к
схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения»;
Постановление Правительства РФ от 08.08.2012 г. № 808 «Об организации
теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые
акты Правительства Российской Федерации»;
Приказ Минэнерго России № 565, Минрегионразвития № 667 от 29.12.2012 г.
«Об утверждении методических рекомендаций по разработке схем
теплоснабжения»
10195 «Проектирование тепловых пунктов»;
СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 4102
2003;
РД 5034.69890 «Комплекс стандартов и руководящих документов на
автоматизированные системы»;
НЦС 81022012 «Нормативы цены строительства», утвержденные приказом
Министерства регионального развития Российской Федерации от 30 декабря
2011 г. № 643;
��18 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 1.
СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ
ПРОИЗВОДСТВА, ПЕРЕДАЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Часть 1.
Функциональная структура теплоснабжения
Общие сведения
риши — административный центр Киришского городского поселения и
Киришского муниципального района Ленинградской области.
Статус города получен в 1965 году. К началу XX века деревня Кириши входила
в состав Солецкой волости 2го стана Новоладожского уезда СанктПетербургской
губернии.
В 1920х годах было открыто железнодорожное движение по линии Ленинград
 Мга  Сонково, построен мост через р. Волхов и возникла железнодорожная станция
Кириши. Вокруг станции началось строительство рабочего посёлка, который также
назвали Кириши.
Постановлениями Президиума Леноблисполкома от 11 марта и 28 апреля 1931
года, утверждёнными Президиумом ВЦИК 30 сентября 1931 года, село Сольцы было
переименовано в село Кириши, Солецкий сельсовет в Киришский сельсовет, а также в
село Кириши из села Андреево был перенесён районный центр, в связи с чем
Андреевский район был переименован в Киришский район
В 1961 году в Киришах началось строительство нефтеперерабатывающего
завода. В 1963 году Киришская стройка была объявлена Всесоюзной Ударной
Комсомольской стройкой. 12 января 1965 года посёлок Кириши получил статус города
и вновь стал административным центром Киришского района.
1 января 2006 года город Кириши вошел в состав Киришского района, как
городское поселение.
Город расположен на правом берегу реки Волхов, на границе с Новгородской
областью. Расстояние между СанктПетербургом и городом Кириши составляет 155
километров по автомобильной дороге.
��19 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.1.2. Описание эксплуатационных зон действия теплоснабжающих и
теплосетевых организаций
В границах города Кириши, свою деятельность осуществляют две
теплоснабжающие организации:
Киришская ГРЭС ОАО «ОГК2»
 является источником комбинированной
выработки тепловой и электрической энергии. Киришская ГРЭС  крупнейшая
тепловая электростанция Объединенной энергетической системы (ОЭС) Северо
Запада. Станция осуществляет поставку электроэнергии широкого спектра
напряжений от 0,4 до 330 кВ на оптовый рынок и собственным потребителям. Также
является поставщиком тепловой энергии (технический пар различных параметров и
горячая вода), оказывает услуги по поставке обессоленной, химически очищенной и
технической воды, кислорода.
Рисунок 1 
Вид Киришской ГРЭС со стор
оны р. Волхов
Киришская ГРЭС по сути состоит из трех электростанций – теплофикационной
(ТЭЦ – теплоэлектроцентраль) и конденсационной (КЭС – конденсационная
электростанция), а также станции парогазового цикла (ПГУ800).
��20 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 1 
Состав Киришской ГРЭС
Мощность
КЭС
ТЭЦ
ПГУ
Всего
Электрическая
1500 МВт
300 МВт
800 МВт
2600 МВт
Тепловая
1234 Гкал/ч
1234 Гкал/ч
Преимущество Киришской ГРЭС заключается в способности регулировать
частоту и мощность в энергосистеме. По сути, КиГРЭС, являясь главным регулятором
в центральной части объединенной энергетической системы, обеспечивает ее
надежную работу.
Теплофикационная часть Киришской ГРЭС (ТЭЦ) обеспечивает тепловой
энергией, в виде пара и горячей воды, потребителей в границах города. Для
потребителей тепловой энергии в виде пара, КиГРЭС является непосредственно
теплоснабжающнй организацией.
Основной потребитель пара – Киришский НПЗ ООО «КИНЕФ». Потребление
пара НПЗ составляет более 98% от общего отпуска пара Источником. Между ООО
«КИНЕФ» и Киришской ГРЭС ОАО «ОГК2» заключен договор теплоснабжения
(пароснабжения). Для определения объемов фактически отданной тепловой энергии,
на паропроводах установлены приборы учета. Границей раздела балансовой
принадлежности является граница участка Источника.
Основной потребитель тепловой энергии в виде горячей воды –
Муниципальное предприятие «Жилищное хозяйство». Предприятие осуществляет
транспортировку и передачу тепловой энергии в виде горячей воды для жилой и
социально административной сферы. Потребление тепловой энергии МП «Жилищное
хозяйство» составляет более 99% от производства тепловой энергии в виде горячей
воды Источником. Между МП «Жилищное хозяйство» и Киришской ГРЭС ОАО
«ОГК2» заключен договор теплоснабжения. Расчет за фактическое потребление
тепловой энергии в виде горячей воды, осуществляется по приборам учета,
установленным на границе раздела балансовой принадлежности. Границей раздела
балансовой принадлежности является граница участка Источника.
МП «Жилищное хозяйство»  многоотраслевое предприятие, создано на
основании постановления администрации МО “Киришский район” № 339 от 04.10.2000
г., путём присоединения муниципального предприятия тепловых сетей к жилищному
предприятию, и функционирует в таком качестве с 01.01.2001 года.
��21 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Основные виды деятельности:
содержание
жилищного фонда в технически исправном состоянии;
техникодокументальное сопровождение распространения наружной рекламы
на территории МО "Киришский муниципальный район";
выработка теплоэнергии по району;
обеспечение потребителей комплексом услуг в области
теплоснабжения
Эксплуатация, монтаж, ремонт теплосетей на территории города и района;
эксплуатация, ремонт котлов: паровых, водогрейных; трубопроводов пара и
горячей воды;
обеспечение санитарного состояния мест общего пользования в жилых домах,
придомовых территорий;
содержание парков и скверов города;
отлов бродячих животных;
обслуживание городского пляжа.
В сфере теплоснабжения  МП «ЖХ» является теплоснабжающей
организацией, т.к. осуществляет продажу тепловой энергии потребителям, и владеет
на праве собственности или ином законном основании тепловыми сетями в системе
теплоснабжения, посредством которой осуществляется теплоснабжение потребителей
тепловой энергии.
На балансе предприятия находятся 100% магистральных и внутриквартальных
тепловых сетей в границах жилой и социальноадминистративной застройки. Общая
протяженность сетей, находящихся на балансе предприятия составляет – 70 п.км.
Балансовая стоимость тепловых сетей  163,48 млн. руб. Общая нагрузка
подключенных потребителей составляет 211,66 Гкал/ч. Часть потребителей
оборудованы приборами учета тепловой энергии.
Индивидуальное теплоснабжение – от автономных источников тепловой
энергии осуществляется менее чем для 2 % жилой застройки на территории города.
Индивидуальная жилая застройка расположена в юговосточной части города,
в районе ул. Северной.
Основным топливом индивидуальной и малоэтажной жилой застройки
является газ и уголь. Подключение существующей индивидуальной застройки к сетям
��22 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;централизованного теплоснабжения не планируется.
В черте города расположены два маломощных источника тепловой энергии для
промышленных потребителей.
Таблица 2 
Автономные источники
Наименование
Предприятия
Мощность
котельной,
Гкал/ч
Топливо
Основное/резервное
Примечание
ООО «СтройКом»
Газ/дизельное топливо
Отопление
, ГВС
ООО «КИНЕФ»
Газ/дизельное топливо
В резерве
Котельные не передают тепловую энергию сторонним потребителям.
Границы зон действия теплоснабжающих организаций и индивидуальных
источников тепловой энергии, представлены на рисунке 2.
��23 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 1 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 2 
Зоны дейс
твия теплоснабжающих организаций
��24 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.1.3. Описание структуры договорных отношений между
теплоснабжающими теплосетевыми организациями
Выработку тепловой энергии на территории г. Кириши осуществляет
Киришская ГРЭС ОАО «ОГК
передачу и сбыт тепловой энергии осуществляет МП
«Жилищное хозяйство» которое на праве собственности или ином законном основании
владеет тепловыми сетями в системе теплоснабжения, посредством которой
осуществляется теплоснабжение потребителей тепловой энергии.
Описание зон действия производственных источников тепловой
энергии
В черте города расположены два маломощных источника тепловой энергии для
промышленных потребителей. Данные источники обеспечивают тепловой энергией
следующих потребителей:
ООО «СтройКом»;
ООО «КИНЕФ».
Сторонним потребителям от данных котельных тепловая энергия не
передается.
Описание зон действия индивидуального теплоснабжения.
Индивидуальное теплоснабжение – от автономных источников тепловой
энергии осуществляется менее чем для 2 % жилой застройки на территории города.
дивидуальная жилая застройка расположена в юговосточной части города,
в районе ул. Северной.
Основным топливом индивидуальной и малоэтажной жилой застройки
является газ и уголь. Подключение существующей индивидуальной застройки к сетям
централизованного теплоснабжения не планируется.
Зоны действия индивидуальных источников теплоснабжения представлены на
рисунке 2 п. 1.1.2.
��25 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 2.
Источники тепловой энергии
Технические характеристики Киришской ГРЭС
Установленная электрическая мощность Киришской ГРЭС составляет 2600
МВт, в том числе 1500 МВт на КЭС (конденсационная часть), 800 МВт на ПГУ
(парогазовая установка) и 300 МВт на ТЭЦ (теплофикационная часть). Установленная
тепловая мощность станции составляет 1,234 тыс. Гкал/ч. Оборудование Киришской
ГРЭС приспособлено к быстрому набору нагрузки в период дефицита мощности в
системе, а также к ее быстрому сбросу в периоды системного избытка мощности, что
позволяет станции принимать участие в системном регулировании.
Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ)
ТЭЦ ориентирована на поставки энергоресурсов в основном на локальный
рынок и предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией
Киришской промзоны и г. Кириши. На теплофикационной части установлено 6
котлоагрегатов типа ТГМ84 паропроизводительностью по 420 т/час; 6 турбоагрегатов
типа ПТ50130/7 (2 ед.), ПТ60130/13 (2 ед.), Р40130 (2 ед.) с генераторами типа
602 (3 ед.), ТВФ632 (3 ед.); 2 пиковых водогрейных котла типа КВГМ100.
Параметры острого пара теплофикационного оборудования: давление – 130 кг/см2,
температура 545 оС. Суммарная мощность турбоагрегатов – 300 МВт.
исунок 3 
Щит управления
ТЭЦ отпускает тепловую энергию в паре и воде по системе трубопроводов, а
электроэнергию по десяти ЛЭП110 кВ и линиям 35  6 кВ. Энергоснабжение г. Кириши
обеспечивается двумя линиями 35 кВ, энергоснабжение ООО «КИНЕФ»
обеспечивается от генераторного распределительного устройства на напряжении 6 кВ
(ГРУ – 6 кВ) и от открытого распределительного устройства на напряжении 110кВ
��26 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;(ОРУ – 110 кВ). Основными потребителями тепловой энергии являются КИНЕФ (75%)
и город Кириши (20%).
Конденсационная электростанция (КЭС)
КЭС Киришской ГРЭС ориентирована на поставки электрической энергии и
мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется
для системного регулирования в ОЭС СевероЗапада. Конденсационная часть
Киришской ГРЭС состоит из пяти энергоблоков мощностью 300 МВт каждый. Три из
них представляют дубльблоки (турбины К300240 ЛМЗ с котлами ТГМП114), два 
моноблоки (турбины К300240 ЛМЗ с котлами ТГМП324А и ТГМП324).
Рисунок 4 
Турбинный цех
На энергоблоках №№ 1,2,4,5 установлены турбопитательные насосы типа
3401000 ЛМЗ, на блоке №3 –
1150
Вода для технических нужд и охлаждения конденсаторов турбин подается по
блочной схеме на энергоблоки №№14 циркуляционными насосами типа ОП5110 КЭ,
на энергоблоке № 5 – циркуляционными насосами типа ОП3110 КЭ.
урбины №№ 1,2,4 имеют основной и пиковый бойлеры. Сетевая вода,
нагреваемая в них, используется для отопления всех помещений ГРЭС. Сетевые
насосы являются общими для всей системы отопления.
Имеется связь между КЭС и ТЭЦ по мазуту, пару 7 и 13 кгс/см2 и другим
потокам.
До 2000 года в котлах сжигался только мазут марки М100. В августе 2000 года
блоки №№3 и 4 были переведены на сжигание газового топлива. 22 марта 2004 года
блок №6 переведен на сжигание газового топлива: газификация КЭС завершена.
��27 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Конденсационная часть выдает электроэнергию по пяти ЛЭП330 кВ, а также
по ЛЭП110 кВ через автотрансформаторы, связывающие два открытых
распределительных устройства (ОРУ330 кВ и ОРУ110 кВ).
Парогазовая установка (ПГУ)
ПГУ800 Киришской ГРЭС ориентирована на поставки электрической энергии
и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется
для системного регулирования в ОЭС СевероЗапада. Парогазовая установка состоит
из паровой
турбины К24513,3 мощностью 240 МВт, двух самых современных газовых
турбин SGT54000F – каждая мощностью по 279 МВт (производства Siemens), с двумя
новейшими котламиутилизаторами П132.
ПГУ800 Киришской ГРЭС, является уникальным объектом. Впервые в
истории отечественной электроэнергетики проведена масштабная модернизация
существующего энергоблока (блок №6 КЭС), позволившая значительно увеличить его
мощность и коэффициент полезного действия.
Рисунок 5 
Внешний
вид блока
Комплекс вспомогательных производств (КВП)
В состав КВП входят подразделения:
Участок водоподготовки является основным производством КВП, которое
методом непрерывного ионного обмена из воды р. Волхов производит глубоко
обессоленную воду для подпитки котлоагрегатов станции. Водоподготовительная
установка состоит из химводоочистки первой очереди (ХВО1) производительностью
��28 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;750 т/ч и химводоочистки второй очереди (ХВО2), производительностью 1500 т/ч.
1 была пущена в 1964 году и предназначена для восполнения потерь пара
и конденсата теплофикационной и конденсационной частей станции, подпитки
теплосети, приготовления химочищенной воды для котловутилизаторов НПЗ.
Рисунок 6 
Насосный цех
2, запущенная в 1977 г, предназначена для восполнения потерь пара и
конденсата теплофикационной части станции.
В октябре 2009 года завершилась реконструкция водоподготовительной
установки ХВО2. ВПУ Киришской ГРЭС  крупнейшая в России
водоподготовительная установка глубокого обессоливания воды по противоточной
технологии мощностью 1500 т/ч, при этом качество очистки воды значительно
превысит российские нормы. Основной функцией является – обеспечение химически
очищенной водой завод глубокой переработки нефти ООО «КИНЕФ». Кроме того,
реконструкция установки улучшит экологическую обстановку района.
Участок по ремонту оборудования комплекса вспомогательных производств
Основная функция участка  ремонт всего оборудования, входящего в КВП.
Участок производства газов (входит в состав КВП с 21 июня 2004 г.)
Участок состоит из: кислородной станции, компрессорной и участка по
нейтрализации отмывочных вод. Кислородная станция обеспечивает выпуск кислорода
в баллонах для собственных нужд и сторонним потребителям.
Общестанционнаякомпрессорная производит сжатый воздух для проведения
ремонтных работ.
��29 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;С 1 марта 2005 г. в КВП вошел участок по нейтрализации отмывочных вод
кислотных промывок и отмывочных вод регенеративных воздухоподогревателей.
Задача участка – нейтрализация сточных вод станции в бассейне нейтрализации.
Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования и теплофикационной установки
Параметры установленной мощности теплофикационного оборудования
приведены в таблицах 3, 4, 5.
В части ТЭЦ установлены 6 паровых турбин, 9 водоподогревателей и два
огрейных котла.
Таблица 3 
Сведения об установленных турбинах
Станционный
номер
Тип (марка)
турбины
Завод
изготовитель
Год
ввода
Установленная
электрическая
мощность, МВт
Тепловая
мощность,
Гкал/час.
ТП 01Т
130/7
ТМЗ
ТП 02Т
130/13
ЛМЗ
ТП 03Т
130/7
ТМЗ
ТП 04Т
130/13
ЛМЗ
ТП 05Т
130/13
ЛМЗ
ТП 06Т
130/19
ЛМЗ
Таблица 4 
Сведения об установленных водогрейных котлах
Котел
Тип (марка) котла
Завод
изготовитель
Год
ввода
Парам
етры
теплоносителя
Производи
тельность
Гкал/час
Топливо
давление,
кгс/см
тем
ра,
осн.
рез.
проект
КВ 1
КВГМ
ДКЗ
Мазут
Мазут
Мазут
КВ 2
КВГМ
ДКЗ
Мазут
Мазут
Мазут
Таблица 5 
Сведения об установленных водоподогревателях
Марка водоподогревателя
(сетевой воды)
Установленная
мощность,
Гкал/час
Год ввода в
эксплуатацию
Год последнего
капитального
ремонта
Располагаемая тепловая мощность оборудования, соответствует
установленной мощности. Ограничений тепловой мощности не выявлено.
��30 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.2.3. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой
мощности нетто
Существующие ретроспективные затраты тепловой энергии на собственные
нужды представлены в таблице 6. Как видно из данных таблицы 6, собственные нужды
имеют тенденцию к снижению. Снижение потребления тепловой энергии на
собственные нужды связано с проведением работ по модернизации основного и
вспомогательного оборудования станции.
Значительную долю тепловой энергии, расходуемую на собственные нужды,
потребляет водоподготовка. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды
затрачивается на подогрев исходной холодной воды для подпитки паровых котлов и
тепловых сетей, а также теряется с выпаром деаэраторов сетевой и питательной воды.
Таблица 6 
Собственные нужды
Год
Тепловая нагрузка, Гкал/час
Полезный отпуск
304,5
300,2
299,8
297,3
347,7
354,2
Собственные нужды
Собственные нужды, %
Полезный отпуск, Гк
Полезный отпуск
2651647
2605726
2599935
2568956
2586833
3045942
3102767
Собственные нужды
196349
157284
181261
162390
163520
171546
130549
Собственные нужды, %
7,4
6,3
6,3
5,6
4,2
Рисунок 7 
Собственные нужды
��31 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.2.4. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источника
Регулирование отпуска тепловой энергии в виде «мятого» пара осуществляется
количественно. Технологические процессы на пароиспользующих установках ООО
«КИНЕФ» не допускают изменения таких параметров пара как давление и
температура.
Регулирование отпуска тепловой энергии в виде пара осуществляется на
источнике автоматически, по сигналу роста давления в паропроводе.
Регулирование отпуска тепловой энергии в виде горячей воды, осуществляется
качественно. Качественное регулирование предполагает изменение температуры
теплоносителя без изменения расхода.
График работы тепловой сети – 114/56
С, утвержден филиалом ОАО «ОГК
Киришская ГРЭС.
В таблице 7 представлен график регулирования отпуска тепла от филиала ОАО
«ОГК2№ Киришская ГРЭС на отопительный сезон 2014/2015 гг.
Графическое изображение таблицы представлено на рисунке 8.
��32 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 7 
График регулирования отпуска тепла от источника
��33 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 8 
Температурный график источника
В таблицах 89 представлены данные о параметрах теплоносителя за 20132014
��34 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 8 
Параметры теплоносителя 2013 год
Отпуск воды ЗАО «Молодёжный»
Отпуск воды МП ЖХ
Отпуск воды ООО
"ПО "КНОС"
Отпуск пара ООО
"ПО "КНОС" 7
ата
Отпуск пара ООО
"ПО "КНОС" 16
ата
Отпуск пара на
ЗАО
"ПЕНОПЛЭКС"
Отпуск пара
КДСК
Месяц
Среднемесячная
температур
а воды
Среднемесячная
температура воды
Среднемесячная
температура воды
Параметры пара
Параметры пара
Параметры пара
Параметры пара
прямой
обратной
прямой
обратной
прямой
обратной
Давление
Тем
Давление
Тем
Давление
Тем
Давление
Тем
º С
º С
º С
º С
º С
ата
º С
ата
º С
ата
º С
ата
º С
Январь
Февраль
Март
Апрель
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
ВСЕГО за
ГОД
Таблица 9 
Параметры теплоносителя 2014 год
Отпуск
воды ЗАО «Молодёжный»
Отпуск воды МП
Отпуск воды ООО
"ПО "КНОС"
Отпуск пара ООО
"ПО "КНОС" 7
ата
Отпуск пара ООО
"ПО "КНОС" 16
ата
Отпуск пара на
ЗАО
"ПЕНОПЛЭКС"
Отпуск пара
КДСК
Месяц
Среднемесячная
температура воды
Среднемесячная
температу
ра воды
Среднемесячная
температура воды
Параметры пара
Параметры пара
Параметры пара
Параметры пара
прямой
обратной
прямой
обратной
прямой
обратной
Давление
Тем
Давление
Тем
Давление
Тем
Давление
Тем
º С
º С
º С
º С
º С
º С
ата
º С
ата
º С
ата
º С
ата
º С
Январь
Февраль
Отпуск
воды ЗАО «Молодёжный»
Отпуск воды МП
Отпуск воды ООО
"ПО "КНОС"
Отпуск пара ООО
"ПО "КНОС" 7
ата
Отпуск пара ООО
"ПО "КНОС" 16
ата
Отпуск пара на
ЗАО
"ПЕНОПЛЭКС"
Отпуск пара
КДСК
Месяц
Среднемесячная
температура воды
Среднемесячная
температу
ра воды
Среднемесячная
температура воды
Параметры пара
Параметры пара
Параметры пара
Параметры пара
прямой
обратной
прямой
обратной
прямой
обратной
Давление
Тем
Давление
Тем
Давление
Тем
Давление
Тем
º С
º С
º С
º С
º С
º С
ата
º С
ата
º С
ата
º С
ата
º С
Март
Апрель
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
ВСЕГО за ГОД
��36 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Согласно приложению 1 Федерального закона от 21.07.1997 г. № 116ФЗ «О
промышленной безопасности опасных производственных объектов», к категории
опасных производственных объектов относятся объекты, на которых используется
оборудование, работающее под избыточным давлением более 0,07 Мпа: пара, газа,
воды при температуре нагрева более 115
С, иных жидкостей при температуре,
превышающей температуру их кипения при избыточном давлении 0,07 Мпа. Таким
образом применение утвержденного филиалом ОАО «ОГК2» Киришская ГРЭС и
согласованный с Администрацией МО «Киришский муниципальный район», график
регулирования тепла (114/56
С), является основанием для определения классификации
тепловых сетей города как не относящихся к техническим устройствам, применяемым
на опасном производственном объекте.
Среднегодовая загрузка оборудования
Киришская ГРЭС относится к наименее загруженным станциям в составе ОАО
«ОГК2». Малый коэффициент загрузки станции объясняется большой установленной
мощностью и существенной разницей величины потребления электрической и
тепловой энергии в летний и зимний период.
В таблице
приведены данные среднегодовой загрузки оборудования за 2013
2014 гг.
��37 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 10 
Среднегодовая загрузка оборудования за 20132014 гг.
Период
(2013г)
Наработка, ч
Количество пусков из горячего состояния (
простое до 12 часов)
Количество пусков из холодного состояния (при простое
более 12 часов)
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Январь
Февраль
Март
Апрель
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Итого:
Период
(2014г)
Наработка, ч
Количество пусков из горячего состояни
я (при
простое до 12 часов)
Количество пусков из холодного состояния (при
простое более 12 часов)
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел №5
Кот
ел
Январь
Февраль
Март
Апрель
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Период
(2014г)
Наработка, ч
Количество пусков из горячего состояни
я (при
простое до 12 часов)
Количество пусков из холодного состояния (при
простое более 12 часов)
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел
Котел №5
Кот
ел
Итого:
��39 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 1 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 9 
Наработка котлов
��40 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.2.6. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети
Определение объема фактически отпущенного тепла, осуществляется
приборами учета.
Расчет между поставщиком тепловой энергии и потребителями осуществляется
по показаниям приборов.
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей
эксплуатации источников тепловой энергии
Предписания по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой
энергии, функционирующих на территории г. Кириши, надзорными органами не
выдавались.
��41 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 3.
Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
Описание структуры тепловых сетей
Передача тепловой энергии в виде пара осуществляется для предприятия ООО
«КИНЕФ». Источник не имеет на балансе паровых сетей. ООО «КИНЕФ» не
осуществляет передачу тепловой энергии жилой застройке.
Источник теплоснабжения жилых и общественных зданий находится на
значительном удалении от потребителей. Тепловые сети находятся на балансе МП
«Жилищное хозяйство».
Магистральные сети на территории жилой застройки имеют кольцевую схему,
что значительно повышает надежность системы теплоснабжения в целом.
Схема тепловых сетей в границах жилой застройки, представлена в
Приложении 1.
Рисунок 10 
Схема централизованного теплоснабжения
��42 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Общая протяженность тепловых сетей составляет 68,8 п.км, материальная
характеристика – 59 299 м
.
В период с 20132014 гг. была проведена реконструкция ряда тепловых сетей.
Подробный перечень участков представлен в таблице 11.
Таблица 11 
Мероприятия по реконструкции тепловых сетей
Наименование
Диаметр,
Протяженность, м.п.
замена участка тепловых сетей по ул. Ленина от камеры
УТ4Л1 до УТ4Л
3 и ввод в дом №23
замена участка тепловых сетей по ул. Мира от ж.д. №27
до ж.д №29
реконструкция магистральных тепловых сетей от ГРЭС
19 до г. Кириши на участке от ограды ГРЭС на эстакаде
КИНЕФ от СО35 до СО12
реконструкция т
рубопроводов тепловых сетей по ул.
Нефтехимиков от камеры 4КМВ до камеры 1КМН
Протяженность сетей различного диаметра в зависимости от года прокладки,
представлена в таблице 12
.
Графическое изображение данных таблицы, представлено на рисунке 11.
Таблица 12 
Характеристики тепловых сетей
Условный диаметр, Ду
Протяженность сетей, п.м.
в процентном соотношении, %
до 1988
до 1997
после
Итого
до 1988
до 1997
после
50 и менее
5242,4
1080,4
6322,8
82,91
17,09
3469,3
929,1
4398,4
78,88
21,12
13144,1
1234,9
14379
91,41
8,59
8765,6
1115,8
9881,4
88,71
11,29
417,6
1045,6
60,06
39,94
10442,8
12376,8
84,37
15,63
4320,4
3154,8
7475,2
57,80
37,65
2265,9
2597,2
5349,1
42,36
9,09
48,5
более 500
19,83
72,30
Всего
49789,5
18570,8
68846,3
72,32
0,71
25,61
��43 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 11 
Распределение характеристик трубопроводов
72,3 % тепловых сетей введены в эксплуатацию до 1988 года. До 1997 года
переложено менее 0,7% тепловых сетей, в основном по причине невозможности
дальнейшей эксплуатации. В настоящее время происходит плановое обновление
тепловых сетей, доля сетей, введенных в эксплуатацию после 2003 года составляет
25,61%. Преимущественно, перекладываются магистральные сети. Доля относительно
новых магистральных сетей, переложенных после 2003 года, составляет 72,3 %.
Внутриквартальные сети перекладываются чрезвычайно ограничено. Доля
внутриквартальных сетей, введенных в эксплуатацию до 1988 года, составляет 78,9 –
91,4 %. Перекладка внутриквартальных сетей требует большого объема капвложений.
В настоящее время МП «Жилищное хозяйство разрабатывается инвестиционная
программа, включающая работы по реконструкции тепловых сетей.
На территории города принят преимущественно подземный способ прокладки
теплосетей.
Надземная прокладка характерна только для магистральных трубопроводов, и
тепловых сетей в промышленной части города.
Данные по протяженности тепловых сетей, представлены в таблице и на
рисунке.
��44 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Тепловые сети, введенные в эксплуатацию до 1988 года, теплоизолированы
минераловатными плитами. Современная изоляция из пенополиуретана характерна
только для сетей, введенных в эксплуатацию после 2003 года.
На магистральных сетях больших диаметров, установлены линзовые и
сальниковые компенсаторы. Для сетей средних диаметров, в основном применяются
«П» образные компенсаторы. Магистрали, переложенные к последним годам, имеют
линзовые компенсаторы.
Таблица 13 
Способы прокладки ТС
Условный диаметр, Ду
Протяженность сетей, п.м.
Канальная
Бесканальная
Надземная
Подвальная
Итого
50 и менее
3508,0
818,4
64,5
1931,9
6322,8
1582,1
406,3
0,0
2410,0
4398,4
6765,5
872,0
30,0
6711,5
14379,0
4873,6
667,5
67,5
4272,8
9881,4
470,0
256,1
0,0
319,5
1045,6
8266,7
1396,1
44,0
2670,0
12376,8
6,3
1693,4
0,0
705,5
7475,2
3942,1
897,0
510,0
0,0
5349,1
более 500
1945,0
748,0
4925,0
0,0
7618,0
Всего
36429,3
7754,8
5641,0
19021,2
68846,3
��45 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 1 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 12 
Распределение способов прокладки тепловых сетей
Инженерногеологическая характеристика грунта в местах
залегания тепловых сетей
В геоморфологическом отношении рассматриваемая территория расположена
в пределах ВолховскоИльменской озерноледниковой равнины (Волховской низины)
и характеризуется равнинным, большей частью плоским рельефом. Абсолютные
отметки поверхности изменяются от 16,9 м (урез воды в р. Волхов) до 32,533 м на
водоразделах. Поверхность поймы заболочена, осложнена многочисленными
полузасыпанными окопами и воронками от снарядов, расчленена долинами р. Волхова
и его притоков. Глубина вреза притоков составляет 24 м. Речные долины имеют
относительно пологие борта с уклонами поверхности до 10%, реже более, ширина
долин меняется от десятков метров до 300500 м.
По данным бурения артезианских скважин, в основании разреза на правом
берегу р. Волхова, на глубине 3040 м залегают породы девона – глинистые
��46 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;образования с прослоями известняков, алевролитов, аргиллитов, песчаников, на левом
берегу – ордовика (карбонатные разности). Коренные породы перекрыты чехлом
четвертичных отложений, представленным преимущественно верхнечетвертичными
(ледниковыми и озерноледниковыми глинами и суглинками) и современными
(аллювиальными, болотными и техногенными) образованиями.
Поверхность кровли ледниковых образований не ровная, перепады высот
достигают 1517 м. Наиболее близко к поверхности (на глубине 78 м) они залегают в
восточной части территории города. Ледниковые образования представлены
супесчаноглинистыми разностями с включением дресвы, гравия, гальки и щебня (от
1015 до 3045%).
Озерноледниковые отложения развиты повсеместно, за исключением долины
р. Волхова, где они размыты, мощность их местами превышает 20 м. Представлены
озерноледниковые отложения суглинками, супесями с прослоями песков.
Характерной особенностью озерноледниковых осадков является анизотропность их
фильтрационных свойств в вертикальном и горизонтальном направлениях.
Верхнечетвертичные отложения с поверхности перекрыты современными
отложениями – почвеннорастительным слоем, торфом, аллювиальными (в речных
долинах) и насыпными грунтами. Мощность современных образований, как правило,
измеряется от 0,5 м до 913 м в долине р. Волхова.
Гидрогеологические условия. Практически все отложения на рассматриваемой
территории являются водонасыщенными. Характерной особенностью
рассматриваемой территории является широкое развитие верховодки, приближенной к
водоносному горизонту грунтовых вод. Помимо верховодки, на территории
выделяются водоносные горизонты четвертичных (горизонт грунтовых вод,
приуроченный к насыпным грунтам, болотным, аллювиальным и озерноледниковым
образованиям, водоносный горизонт флювиогляциальных и ледниковых отложений), а
также водоносные горизонты коренных (девонских и ордовикских) образований.
Грунтовые воды встречены в насыпных грунтах, прослоях, гнездах и линзах
песков и супесей в аллювиальных и озерноледниковых отложениях и на участках с
повышенным содержанием крупнообломочного материала. Грунтовые воды не имеют
единого выдержанного уровня (УГВ), на отдельных участках они обладают местным
��47 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;напором, глубина их залегания изменятся от долей метра до 5 м и более в засушливые
периоды. Воды солоноватые, очень жесткие, по химическому составу
гидрокарбонатносульфатнокальциевомагниевые или сульфатномагниевые, от
слабокислых до слабощелочных. Грунтовые воды непригодны для хозяйственно
питьевых целей изза незначительных запасов, повышенной минерализации и
подверженности загрязнению, но оказывают влияние на условия строительства.
Инженерностроительные условия на территории города осложнены
следующими факторами:
практически повсеместно наблюдается высокое залегание грунтовых вод
(менее 2 м от поверхности);
широкое развитие процессов заболачивания;
распространение на отдельных участках в зоне заложения фундаментов
грунтов с пониженной несущей способностью (озерно
дниковых пылеватых
глин и суглинков с консистенцией от мягкопластичной до текучей) с
расчетными сопротивлениями от менее 100 кПа до 125 кПа.
Нормативная глубина сезонного промерзания составляет для суглинков  1,24
м, для супесей и пылеватых песков – 1,5 м. В случае заложения глубоких котлованов в
зоне промерзания может оказаться значительная часть разреза озерноледниковых
отложений. Суглинки и супеси характеризуются высоким коэффициентом
водонасыщения (0,9), в соответствии с рекомендациями «Пособия к СНиП 2.02.0183»
(п.2.137) относятся к сильнопучинистым, иногда к чрезмернопучинистым грунтам.
Залегающие с поверхности или под насыпными грунтами озерноледниковые
тяжелые пылеватые суглинки неоднородны по степени естественной уплотненности и,
следовательно,
по прочностным и деформационным свойствам. Расчетные
сопротивления их на разных участках изменяются от 130 до 240 кПа. Наиболее
ответственные сооружения рекомендуется возводить на свайных фундаментах с
заглублением свай в моренные супеси (суглинки) или коренные породы, условные
расчетные сопротивления которых составят соответственно 200350 кПа для моренных
грунтов и более 350 кПа для коренных пород.
Насыпные и аллювиальные грунты характеризуются неравномерной
сжимаемостью, вследствие чего они могут служить основанием только для легких
��48 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;конструкций.
Грунтовые воды на большей части рассматриваемой территории не агрессивны
по отношению к бетонным конструкциям. В районе биохимического завода грунтовые
воды слабо агрессивны по отношению к бетонам нормальной плотности.
Коррозийная активность грунтов по отношению к металлическим
конструкциям средняя и повышенная.
Описание типов и количества секционирующей и регулирующей
арматуры на тепловых сетях. Описание типов и строительных
особенностей тепловых камер и павильонов
При строительстве тепловых сетей, использованы стандартные
железобетонные конструкции каналов, соответствующие требованиям ТУ 5858025
2001. Каналы выполнены по альбомам Ленгипроинжпроект, серия 3.903 КЛ
14, выпуск 15 или аналогичным.
Сборные железобетонные камеры изготовлены по серии и 3.903 КЛ.13, вып. 1
9 (Ленгипроинжпроект) в соответствии с требованиями ТУ5893024039843462001.
укции смотровых колодцев выполнены по соответствующим чертежам
и отвечают требованиям ГОСТ 802090 и ТУ 5855057039843462006.
Описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с
анализом их обоснованности
Регулирование отпуска тепловой энергии осуществляется качественным
способом. Т.е. изменением температуры теплоносителя в подающем трубопроводе, в
зависимости от температуры наружного воздуха.
График регулирования отпуска тепла от филиала ОАО «ОКГ2» Киришская
ГРЭС на отопительный сезон 20142015 гг. – 114/56
Магистральные сети имеют запас пропускной способности; повышение
температуры теплоносителя приведет к росту потерь тепловой энергии через
изоляцию.
Подробно температурный график работы источника рассмотрен в предыдущих
главах.
На территории города принята открытая систем ГВС с непосредственным
разбором теплоносителя из подающего трубопровода.
Отпуск теплоносителя в сеть осуществляется круглогодично.
��49 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;На рисунке показан график отпуска тепловой энергии от источника в сеть в 2014
году.
Средние температуры наружного воздуха представлены в таблице 14.
аблица 14 
Среднемесячные температуры наружного воздуха
Температура
наружного
воздуха
Месячные температуры наружного воздуха, °С
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
7,4
12,5
2,3
5,6
11,3
15,3
6,2
2,2
0,9
Рисунок 13 
Годовой отпуск тепловой
энергии
Годовое отпуск тепловой энергии неравномер
. Отпуск тепловой энергии в
отопительный период, значительно выше отпуска тепловой энергии в летний период.
Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические
графики
На территории жилой застройки расположены две насосные станции. Станции
компенсируют потери напора в подающем и обратном трубопроводе по длине
магистральной сети.
Потребители подключены по элеваторной схеме. В последние годы МП
��50 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;«Жилищное хозяйство» проводит плановую модернизацию тепловых пункто
потребителей с установкой насосов смешения и приборов учета тепловой энергии.
Такие тепловые пункты автоматически поддерживают комфортную температуру
воздуха у потребителей. Часть потребителей имеет повышающие насосы на подающем
трубопроводе в тепловом пункте. Такая схема характерна для высотных зданий.
Основные схемы подключения приведены на рисунках 14, 15, 16.
Рисунок 14 
Элеваторная схема подключения
Рисунок 15 
Элеваторная схема с повышающим насосом на подающем
трубопроводе
��51 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 16 
Схема подключения с циркуляционным насосом
Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за
последние 5 лет
МП «Жилищное хозяйство» добросовестно ведет учет отказов на тепловых
сетях. С момента принятия тепловых сетей на баланс, службой эксплуатации ведутся
журналы учета утечек на тепловых сетях. На основании данных журналов за 2007 –
2012 годы, была составлена карта инцидентов на тепловых сетях. Карта представлена
на рисунке 17.
Данные о количестве инцидентов приведены в таблице 15.
��52 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 17 
Карта инцидентов на тепловых сетях
Таблица 15 
Количество инцидентов на тепловых сетях за 20072012 годы
Условный диаметр, Ду
Количество инцидентов в год, шт/год
50 и менее
более 500
Всего
Удельное значение инцидентов на тепловых сетях представлено в таблице 13.
��53 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 16 
Удельное количество инцидентов
Условный диаметр, Ду
Протяженность сетей, п.м.
Удельное коли
чество инцидентов, шт/км год
50 и менее
6322,8
0,0
0,9
0,5
0,6
0,2
0,2
4398,4
0,2
1,1
0,7
0,7
0,0
0,5
14379
0,3
0,5
0,9
1,4
0,6
0,6
9881,4
1,2
1,1
2,4
2,5
0,7
2,3
1045,6
2,9
1,9
0,0
1,0
1,0
0,0
12376
1,1
1,1
2,3
1,9
1,2
1,9
7475,2
1,3
0,4
1,3
0,1
0,5
2,4
5349,1
1,1
0,2
1,3
0,7
2,8
1,1
более 500
0,5
0,4
1,8
0,1
0,1
0,7
Как видно из таблицы 16, наибольшее количество повреждений приходится на
сети Диаметром Ду100 – Ду300 мм. Данные сети являются вводными в жилые кварталы
от магистральных трубопроводов. Инциденты на таких сетях приводят к отключениям
целых групп потребителей. Вместе с тем, в главе 1.3.1 было показано, что сети таких
диаметров практически не обновлялись с момента ввода в эксплуатацию.
Статистика восстановлений (аварийновосстановительных
ремонтов) тепловых сетей и среднее время, затраченное на
восстановление работоспособности тепловых сетей, за последние 5 лет
Потребители тепловой энергии по надежности теплоснабжения делятся на три
категории:
первая категория  потребители, в отношении которых не допускается
перерывов в подаче тепловой энергии и снижения температуры воздуха в
помещениях ниже значений, предусмотренных техническими регламентами и
иными обязательными требованиями;
вторая категория  потребители, в отношении которых допускается снижение
температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не
более 54 ч:
жилых и общественных зданий до 12 °С;
промышленных зданий до 8 °С;
третья категория  остальные потребители.
При аварийных ситуациях на источнике тепловой энергии или в тепловых сетях
в течение всего ремонтновосстановительного периода должны обеспечиваться (если
иные режимы не предусмотрены договором теплоснабжения):
��54 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; подача тепловой энергии (теплосносителя) в полном объеме потребителям
первой категории;
подача тепловой энергии (теплосносителя) на отопление и вентиляцию
жилищнокоммунальным и промышленным потребителям второй и третьей
категорий в размерах, указанных в таблице 15;
согласованный сторонами договора теплоснабжения аварийный режим расхода
пара и технологической горячей воды;
согласованный сторонами договора теплоснабжения аварийный тепловой
режим работы неотключаемых вентиляционных систем;
среднесуточный расход теплоты за отопительный период на горячее
водоснабжение (при невозможности его отключения).
Таблица 17 
Допустимое снижение подачи тепловой энергии
Наименование показателя
Расчетная температура наружного воздуха для проектирования
отопления t °С (соответствует температуре наружного воз
духа
наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92)
минус 10
минус 20
минус 30
минус 40
минус 50
Допустимое снижение подачи
тепловой энергии, %, до
Согласно представленным данным, среднее время отключения потребителей
второй и третьей категории мене 30 часов. Высокая надежность системы
теплоснабжения города Кириши достигается многократным резервированием
тепловых сетей в границах кварталов от нескольких магистральных сетей.
Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и
планирования капитальных (текущих) ремонтов
Методы технической диагностики, применяемые в МП «Жилищное
хозяйство»
Метод акустической диагностики
. Используются корреляторы
усовершенствованной конструкции. Метод новый и пробные применения на сетях МП
«ЖХ» дали положительные результаты. Метод имеет перспективу как инфор
мационная составляющая в комплексе методов мониторинга состояния, действующих
теплопроводов, он хорошо вписывается в процесс эксплуатации и конструктивные
особенности прокладок ТС.
Опресcовка на прочность повышенным давлением.
Метод применяется и
был разработан с целью выявления ослабленных мест трубопровода в ремонтный
��55 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;период и исключения появления повреждений в отопительный период. Он имел долгий
период освоения и внедрения, но в настоящее время
казывает низкую эффективность
20 – 40
То есть только 20% повреждений выявляется в ремонтный период и 80%
уходит на период отопления. Метод применяется в комплексе оперативной системы
сбора и анализа данных о состоянии теплопроводов. Соотношения разры
вов
трубопроводов ТС в ремонтный и эксплуатационные периоды представлены в таблице.
Тепловая аэросъемка в
диапазоне
тод очень эффективен для
планирования ремонтов и выявления участков с повышенными тепловыми потерями.
Съемку необходимо проводить весной (мартапрель) и осенью (октябрьноябрь), когда
система отопления работает, но снега на земле нет. Недостатком метода является
высокая стоимость проведения обследования.
Методы технической диагностики, не нашедшие применения на
Предприятии
Метод акустической эмиссии
Метод, проверенный в мировой практике и
позволяющий точно определять местоположение дефектов стального трубопровода,
находящегося под изменяемым давлением, но по условиям применения на
действующих ТС имеет ограниченную область использования.
Метод магнитной памяти металла
Метод хорош для выявления участков с
повышенным напряжением металла при непосредственном контакте с трубопроводом
ТС. Используется там, где можно прокатывать каретку по голому металлу трубы, этим
обусловлена и ограниченность его применения.
Метод наземного тепловизионного обследования с помощью тепловизора.
При доступной поверхности трассы, желательно с однородным покрытием, наличием
точной исполнительной документации, с применением специального программного
обеспечения, может очень хорошо показывать состояние обследуемого участка. По
вышеназванным условиям применение возможно только на 10% старых прокладок. В
некоторых случаях метод эффективен для поиска утечек.
Метод магнитной томографии металла
лопроводов с поверхности
земли.
Метод имеет мало статистики и пока трудно сказать о его эффективности в
условиях города.
Схема формирования плана проектирования перекладок
на основе данных
��56 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;мониторинга состояния прокладок ТС представлена на рис 18.
Рисунок 18 
Схема формирования плана проектирования и перекладок
Общая длина сетей в однотрубном исчислении порядка 137,7 км. Проблемных
сетей, которые, похорошему, требуют перекладки, порядка 101,4 км.
Имеющиеся финансовые ресурсы позволяют перекладывать порядка 12 км в
год.
Это означает, что для поддержания надежности теплоснабжения города
Кириши и обеспечения безопасности необходимо в короткий летний (ремонтный)
период найти самые опасные (ненадежные) места и локально заменить их новыми
трубами. Помимо этого, нужно перебрать данные о состоянии теплопроводов на длине
свыше 137,7 км и выбрать участки, в первую очередь требующие реконструкции или
питального ремонта. Последнюю операцию необходимо произвести в течение
одного месяца после завершения опрессовок.
��57 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 18 
Соотношение разрывов теплопроводов в ремонтный и
эксплуатационные периоды
Режим
Гидравлические испытания
Летний период
Перешедшие в летний период, %
121,4
108,3
Эффективность метода, %
45,2
48,0
20,4
25,0
20,0
Тепловые испытания
Отопительный период
Перешедшие в отопительный период, %
716,7
Эффективность метода, %
30,8
7,1
12,2
11,1
5,6
Описание периодичности и соответствия техническим регламентам
и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с
параметрами и методами испытаний (гидравлических,
температурных, на тепловые потери) тепловых сетей
Согласно п.6.82 МДК 402.2001 «Типовая инструкция по технической
эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения»:
Тепловые сети, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться
следующим испытаниям:
гидравлическим испытаниям с целью проверки прочности и плотности
трубопроводов, их элементов и арматуры;
испытаниям на максимальную температуру теплоносителя (температурным
испытаниям) для выявления дефектов трубопроводов и оборудования тепловой
сети, контроля за их состоянием, проверки компенсирующей способности
тепловой сети;
испытаниям на тепловые потери для определения фактических тепловых
потерь теплопроводами в зависимости от типа строительноизоляционных
конструкций, срока службы, состояния и условий эксплуатации;
испытаниям на гидравлические потери для получения гидравлических
характеристик трубопроводов;
испытаниям на потенциалы блуждающих токов (электрическим измерениям
для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного действия
блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей).
Все виды испытаний должны проводиться раздельно. Совмещение во времени
двух видов испытаний не допускается.
��58 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;На каждый вид испытаний должна быть составлена рабочая программа,
которая утверждается главным инженером ОЭТС.
При получении тепловой энергии от источника тепла, принадлежащего другой
организации, рабочая программа согласовывается с главным инженером этой
организации.
За два дня до начала испытаний утвержденная программа передается
диспетчеру ОЭТС и руководителю источника тепла для подготовки оборудования и
установления требуемого режима работы сети.
Рабочая программа испытания должна содержать следующие данные:
задачи и основные положения методики проведения испытания;
перечень подготовительных, организационных и технологических
мероприятий;
последовательность отдельных этапов и операций во время испытания;
режимы работы оборудования источника тепла и тепловой сети (расход и
параметры теплоносителя во время каждого этапа испытания);
схемы работы насосноподогревательной установки источника тепла при
каждом режиме испытания;
схемы включения и переключений в тепловой сети;
сроки проведения каждого отдельного этапа или режима испытания;
точки наблюдения, объект наблюдения, количество наблюдателей в каждой
точке;
оперативные средства связи и транспорта;
меры по обеспечению техники безопасности во время испытания;
список ответственных лиц за выполнение отдельных мероприятий.
Руководитель испытания перед началом испытания должен:
проверить выполнение всех подготовительных мероприятий;
организовать проверку технического и метрологического состояния средств
измерений согласно нормативнотехнической документации;
проверить отключение предусмотренных программой ответвлений и тепловых
пунктов;
��59 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; провести инструктаж всех членов бригады и сменного персонала по их
обязанностям во время каждого отдельного этапа испытания, а также мерам по
обеспечению безопасности непосредственных участников испытания и
окружающих лиц.
Гидравлическое испытание на прочность и плотность тепловых сетей,
находящихся в эксплуатации, должно быть проведено после капитального ремонта до
начала отопительного периода. Испытание проводится по отдельным отходящим от
источника тепла магистралям при отключенных водонагревательных установках
источника тепла, отключенных системах теплопотребления, при открытых
воздушниках на тепловых пунктах потребителей. Магистрали испытываются целиком
или по частям в зависимости от технической возможности обеспечения требуемых
параметров, а также наличия оперативных средств связи между диспетчером ОЭТС,
персоналом источника тепла и бригадой, проводящей испытание, численности
персонала, обеспеченности транспортом.
Каждый участок тепловой сети должен быть испытан пробным давлением,
минимальное значение которого должно составлять 1,25 рабочего давления. Значение
рабочего давления устанавливается техническим руководителем ОЭТС в соответствии
с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и
горячей воды.
Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии с
указанными правилами и с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на
себя неподвижные опоры.
В каждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается
техническим руководителем ОЭТС в допустимых пределах, указанных выше.
При гидравлическом испытании на прочность и плотность давление в самых
высоких точках тепловой сети доводится до значения пробного давления за счет
давления, развиваемого сетевым насосом источника тепла или специальным насосом
из опрессовочного пункта.
При испытании участков тепловой сети, в которых по условиям профиля
местности сетевые и стационарные опрессовочные насосы не могут создать давление,
равное пробному, применяются передвижные насосные установки и гидравлические
��60 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;прессы.
Длительность испытаний пробным давлением устанавливается главным
инженером ОЭТС, но должна быть не менее 10 мин с момента установления расход
подпиточной воды на расчетном уровне. Осмотр производится после снижения
пробного давления до рабочего.
Тепловая сеть считается выдержавшей гидравлическое испытание на
прочность и плотность, если при нахождении ее в течение 10 мин под заданным
пробным давлением значение подпитки не превысило расчетного.
Температура воды в трубопроводах при испытаниях на прочность и плотность
не должна превышать 40 °С.
Периодичность проведения испытания тепловой сети на максимальную
температуру теплоносителя (далее  температурные испытания) определяется
руководителем ОЭТС.
Температурным испытаниям должна подвергаться вся сеть от источника тепла
до тепловых пунктов систем теплопотребления.
Температурные испытания должны проводиться при устойчивых суточных
плюсовых температурах наружного воздуха.
За максимальную температуру следует принимать максимально достижимую
температуру сетевой воды в соответствии с утвержденным температурным графиком
регулирования отпуска тепла на источнике.
Температурные испытания тепловых сетей, находящихся в эксплуатации
длительное время и имеющих ненадежные участки, должны проводиться после
ремонта и предварительного испытания этих сетей на прочность и плотность, но не
позднее чем за 3 недели до начала отопительного периода.
Температура воды в обратном трубопроводе при температурных испытаниях
не должна превышать 90 °С. Попадание высокотемпературного теплоносителя в
обратный трубопровод не допускается во избежание нарушения нормальной работы
сетевых насосов и условий работы компенсирующих устройств.
Для снижения температуры воды, поступающей в обратный трубопровод,
испытания проводятся с включенными системами отопления, присоединенными через
��61 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;смесительные устройства (элеваторы, смесительные насосы) и водоподогреватели, а
также с включенными системами горячего водоснабжения, присоединенными по
закрытой схеме и оборудованными автоматическими регуляторами температуры.
На время температурных испытаний от тепловой сети должны быть
отключены:
отопительные системы детских и лечебных учреждений;
неавтоматизированные системы горячего водоснабжения, присоединенные по
закрытой схеме;
системы горячего водоснабжения, присоединенные по открытой схеме;
отопительные системы с непосредственной схемой присоединения;
калориферные установки.
Отключение тепловых пунктов и систем теплопотребления производится
первыми со стороны тепловой сети задвижками, установленными на подающем и
обратном трубопроводах тепловых пунктов, а в случае неплотности этих задвижек 
задвижками в камерах на ответвлениях к тепловым пунктам. В местах, где задвижки
не обеспечивают плотности отключения, необходимо устанавливать заглушки.
Испытания по определению тепловых потерь в тепловых сетях должны
проводиться один раз в пять лет на магистралях, характерных для данной тепловой сети
по типу строительноизоляционных конструкций, сроку службы и условиям
эксплуатации, с целью разработки нормативных показателей и нормирования
эксплуатационных тепловых потерь, а также оценки технического состояния тепловых
сетей. График испытаний утверждается техническим руководителем ОЭТС.
Испытания по определению гидравлических потерь в водяных тепловых сетях
должны проводиться один раз в пять лет на магистралях, характерных для данной
тепловой сети по срокам и условиям эксплуатации, с целью определения
эксплуатационных гидравлических характеристик для разработки гидравлических
режимов, а также оценки состояния внутренней поверхности трубопроводов. График
испытаний устанавливается техническим руководителем ОЭТС.
Испытания тепловых сетей на тепловые и гидравлические потери проводятся
при отключенных ответвлениях тепловых пунктах систем теплопотребления.
При проведении любых испытаний абоненты за три дня до начала испытаний
��62 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;должны быть предупреждены о времени проведения испытаний и сроке отключения
систем теплопотребления с указанием необходимых мер безопасности.
Предупреждение вручается под расписку ответственному лицу потребителя.
Техническое обслуживание и ремонт
ОЭТС должны быть организованы техническое обслуживание и ремонт
тепловых сетей.
Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта несет
административнотехнический персонал, за которым закреплены тепловые сети.
Объем технического обслуживания и ремонта должен определяться
необходимостью поддержания работоспособного состояния тепловых сетей.
При техническом обслуживании следует проводить операции контрольного
характера (осмотр, надзор за соблюдением эксплуатационных инструкций,
технические испытания и проверки технического состояния) и технологические
операции восстановительного характера (регулирование и наладка, очистка,
смазка
замена вышедших из строя деталей без значительной разборки, устранение различных
мелких дефектов).
Основными видами ремонтов тепловых сетей являются капитальный и
кущий ремонты.
При капитальном ремонте должны быть восстановлены исправность и полный
или близкий к полному, ресурс установок с заменой или восстановлением любых их
частей, включая базовые.
При текущем ремонте должна быть восстановлена работоспособность
тановок, заменены и (или) восстановлены отдельные их части.
Система технического обслуживания и ремонта должна носить
предупредительный характер.
При планировании технического обслуживания и ремонта должен быть
проведен расчет трудоемкости ремонта, его продолжительности, потребности в
персонале, а также материалах, комплектующих изделиях и запасных частях.
На все виды ремонтов необходимо составить годовые и месячные планы
(графики). Годовые планы ремонтов утверждает главный инженер организации.
��63 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Планы ремонтов тепловых сетей организации должны быть увязаны с планом
ремонта оборудования источников тепла.
В системе технического обслуживания и ремонта должны быть
предусмотрены:
подготовка технического обслуживания и ремонтов;
вывод оборудования в ремонт;
оценка технического состояния тепловых сетей и составление дефектных
ведомостей;
проведение технического обслуживания и ремонта;
приемка оборудования из ремонта;
контроль и отчетность о выполнении технического обслуживания и ремонта.
Организационная структура ремонтного производства, технология ремонтных
работ, порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приемки и оценки состояния
отремонтированных тепловых сетей должны соответствовать НТД.
Описание нормативов технологических потерь при передаче
тепловой энергии (мощности), теплоносителя, включаемых в расчет
отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
Расчет и обоснование нормативов технологических потерь теплоносителя и
тепловой энергии в тепловых сетях МП «ЖХ» производится в соответствии с
«Инструкцией по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию
нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии», утвержденной
приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. № 325 «Об организации
в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению
нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии» (далее по тексту
«Инструкция»).
Нормативы технологических потерь для водяных тепловых сетей систем
централизованного теплоснабжения с присоединенной расчетной часовой тепловой
нагрузкой потребителей 50 Гкал/ч и более разрабатываются с учетом энергетических
характеристик водяных тепловых сетей, путем пересчета от условий, принятых при их
разработке, к условиям предстоящего периода регулирования. Энергетические
характеристики водяных тепловых сетей разрабатываются по показателям:
��64 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; потери сетевой воды;
потери тепловой энергии;
удельный среднечасовой расход сетевой воды на единицу расчетной
присоединенной тепловой нагрузки потребителей;
разность температур сетевой воды в подающих и обратных
трубопроводах;
удельный расход электроэнергии.
Корректировка показателей технологических потерь для периода
регулирования осуществляется приведением утвержденных
нормативных энергетических характеристик к прогнозируемым
условиям периода регулирования по показателям:
отношение планового суммарного среднегодового объема тепловых
сетей к соответствующему показателю, принятому при разработке
энергетических характеристик (для корректировки показателя потерь
сетевой воды);
отношения плановой материальной характеристики и принятой при
разработке энергетических характеристик (для корректировки
показателя тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции)
отношения ожидаемых материальной характеристики и принятой при
разработке энергетических характеристик (для корректировки
показателя тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции);
потерь сетевой воды с утечками, с учетом ожидаемой
продолжительности работы тепловой сети в году и ожидаемой
среднегодовой температуры холодной воды (для корректировки
показателя тепловых потерь с потерями сетевой воды);
отношения ожидаемой суммарной электрической мощности к принятой
при разработке энергетических характеристик, используемой при
транспорте и распределении тепловой энергии (для корректировки
показателя удельный расход электроэнергии).
Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии для
водяных тепловых сетей с присоединенной к ним расчетной часовой тепловой
нагрузкой менее 50 Гкал/ч и паровых тепловых сетей, а также для водяных сетей с
��65 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;присоединенной нагрузкой 50 Гкал/ч и более, при временном, не более одного года,
отсутствии нормативных энергетических характеристик, разрабатываются в
соответствии с методикой, изложенной во 2 главе Инструкции, согласно которой
нормируемые часовые среднегодовые тепловые потери через изоляцию трубопроводов
тепловых сетей определяются по всем участкам тепловой сети с учетом результатов
тепловых испытаний с введением поправочных коэффициентов на удельные
проектные тепловые потери в тепловых сетях (при среднегодовых условиях).
Нормируемые месячные часовые потери определяются исходя из ожидаемых
условий работы тепловой сети путем пересчета нормативных среднегодовых тепловых
потерь на их ожидаемые среднемесячные значения отдельно для участков подземной
и надземной прокладки. Нормируемые годовые потери планируются суммированием
тепловых потерь по всем участкам, определенных с учетом нормируемых месячных
часовых потерь тепловых сетей и времени работы сетей.
Утвержденные нормативные потери в тепловых сетях на 2014 год составляют
49144 Гкал.
Оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года
при отсутствии приборов учета тепловой энергии
МП «Жилищное хозяйство» определяет потери тепловой энергии в сетях
расчетным способом. Величина потерь ежегодно утверждается комитетом по тарифам
и ценовой политике ленинградской области (ЛенРТК). Потери находятся на уровне
9,3% от отпуска в сеть. Приборы учета тепловой энергии у большей части
потребителей отсутствует.
Таблица 19 
Баланс тепловой энергии МП «ЖХ»
ГОД
Покупка
Отпуск в
сеть
Потери
Полезный
отпуск
в т.ч.
Пол.Отпуск
на
собственные
объекты
фактических
потерь
нормативных
потерь,
утвержд.
ЛенРТК
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
540196
540196
50570,3
489625,7
9,4
8,3
527014
527014
47611,3
479402,7
5,4
8,3
502 740,00
502 740,00
41 613,80
461 126,20
2 450,70
8,3
8,3
516 120,00
516 120,00
44 989,50
471 130,50
2 764,80
8,7
8,3
550 708,00
550 708,00
51 065,40
499 642,60
3 240,90
9,3
9,3
509 677,00
509 677,00
47 347,90
462 329,10
2 943,40
9,3
9,3
528 014,00
528 014,00
49 144,00
478 870,00
2 670,00
9,3
9,3
473 620,00
44 233,00
429 387,00
9,3
466 306,00
43 230,30
423 075,70
��66 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 19 
Баланс тепловой энергии МП «ЖХ»
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей
эксплуатации участков тепловой сети и результаты их исполнения
Согласно сведениям, предоставленным теплосетевыми организациями,
предписания
по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловой сети
надзорными органами не выдавались.
Описание типов присоединений теплопотребляющих
установок потребителей к тепловым сетям с выделением наиболее
распространенных, определяющих выбор и обоснование графика
регулирования отпуска тепловой энергии потребителям
На территории города Кириши распространены три основные схемы
подключения потребителей: элеваторная, элеваторная с насосом на подающем
трубопроводе, с насосным смешением.
Схемы приведены на рисунках 14, 15, 16.
Таблица 20 
Схемы подключения потребителей
Схема подключения
Количество подключений, шт
Суммарная нагрузка, Гкал/ч
По элеваторной схеме
87,677
По элеваторной схеме с насосами
5,665
По схеме с циркуляционными насосами
62,47
Прочие схемы подключения
37,588
��67 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 20 
Схемы подключения потребителей
Более половины всех потребителей имеет элеваторную схему подключения.
Схема с циркуляционными насосами применяется у трети потребителей. 3%
потребителей имеют насосы на подающем трубопроводе и подключены по
элеваторной схеме. Еще 14% потребителей имеют прочие схемы подключения.
В настоящее время существует тенденция к постепенной замене элеваторов у
потребителей на циркуляционные насосы.
В 2014 году утверждённый график регулирования тепла 114/59
С, график
утвержден ОАО «ОГК
Киришская ГРЕС и согласован с Администрацией МО
Киришский муниципальный район, данный температурный график классифицирует
тепловые сети города как не относящиеся к техническим устройствам, применяемым
на опасном производстве.
Сведения о наличии коммерческого приборного учета
тепловой энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и
анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и
теплоносителя
Руководствуясь пунктом 5 статьи 13 Федерального закона от 23.11.2009г.
ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о
��68 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»
собственники жилых домов, собственники помещений в многоквартирных домах,
введенных в эксплуатацию на день вступления Закона № 261ФЗ в силу, обязаны в срок
до 1 января 2012 года обеспечить оснащение таких домов приборами учета
используемых воды, природного газа, тепловой энергии, электрической энергии, а
также ввод установленных приборов учета в эксплуатацию. При этом
многоквартирные дома в указанный срок должны быть оснащены коллективными
(общедомовыми) приборами учета используемых коммунальных ресурсов, а также
индивидуальными и общими (для коммунальной квартиры) приборами учета.
Рисунок 21 
Соотношение потребителей, оборудованных приборами учета
В настоящее время приборами учета тепловой энергии оборудованы более 50
потребителей. При сохранении существующих темпов установки приборов учета, к
2016 году все потребители будут осуществлять расчет за фактически потребленное
тепло. Стоит также отметить, что установка приборов учета осуществляется с
комплексной реконструкцией теплового пункта, и заменой элеватора циркуляционным
насосом. Тепловые пункты имеют соответствующую автоматику, для поддержания
комфортных параметров микроклимата в помещениях.
��69 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.3.15. Анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих
(теплосетевых) организаций и используемых средств автоматизации,
телемеханизации и связи
Тепломеханическое оборудование на источнике имеет высокую степень
автоматизации. Подавляющее большинство запорной и регулирующей арматуры н
источнике электрифицировано.
Тепловые сети имеют слабую диспетчеризацию. Регулирующие и запорные
задвижки в тепловых камерах не имеют средств телемеханизации. Перекладываемые
участки тепловых сетей с ППУ изоляцией не имеют системы дистанционного
контроля.
Диспетчерская МП «ЖХ» оборудована телефонной связью и доступом в
интернет, принимает сигналы об утечках и авариях на сетях от жильцов и
обслуживающего персонала.
Уровень автоматизации и обслуживания центральных
ловых пунктов, насосных станций
В настоящее время, центральные тепловые пункты на территории города
Кириши не применяются.
На балансе МП «Жилищное хозяйство» находится насосная станция ТП3.
Насосная ТП3 полностью автоматизирована.
��70 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 4.
Зоны действия источников тепловой
энергии
На территории города Кириши расположен единственный источники
централизованного теплоснабжения  Киришской ГРЭС ОАО «ОГК2».
Подробно зоны действия описаны в Части 2.
Границы зон действия теплоснабжающих организаций и индивидуальных
источников тепловой энергии, представлены на рисунке 22.
Рисунок 22 
Зоны действия источника теплоснабжения
��71 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 5.
Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп
потребителей тепловой энергии в зонах действия источников
тепловой энергии
Потребление тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления при расчетных температурах наружного
воздуха
Значения расчетных тепловых нагрузок предоставлены МП «Жилищное
хозяйство». Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления,
вентиляции и ГВС на территории города составляет 
°С.
Общая подключенная нагрузка отопления вентиляции и ГВС в границах жилой
застройки составляет 201,74 Гкал/ч.
узки в границах кварталов представлены в таблице 21 и на рисунке 23.
Таблица 21 
Расчетные тепловые нагрузки в границах кварталов
Наименование района
Всего
Жилые здания
Административные
Прочие
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
Микрорайон "А"
23,046
20,767
1,86
0,423
Микрорайон "Б"
19,867
16,799
3,068
Микрорайон "В"
9,682
6,877
2,566
0,239
Микрорайон "Г1"
20,398
9,355
10,979
0,06
Микрорайон "Г2"
18,685
14,061
4,624
Микрорайон "Д1"
12,8
9,03
3,77
Микрорайон "Д2"
9,508
8,038
1,47
Микрорайон "Е"
10,884
10,162
0,722
Микрорайон "Ж"
8,391
7,682
0,709
Микрорайон "К"
8,157
1,698
6,459
Микрорайон "Восточный
20,622
,046
2,537
0,039
Микрорайон "Восточный
9,08
5,591
2,699
0,79
Микрорайон Березки
10,486
9,294
1,192
Микрорайон Березки
12,111
11,89
0,221
Микрорайон "Северный"
4,397
1,104
3,293
Микрорайон "Южный"
1,945
0,661
1,284
Микрорайон "ЖД"
0,5
0,5
Микрорайон "Западный"
0,606
0,542
0,064
Микрорайон VI
0,079
0,079
Всего
201,744
149,29
45,762
6,696
��72 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 23 
Расчетные тепловые нагрузки в границах кварталов
Случаи (условия) применения отопления жилых помещений в
многоквартирных домах с использованием индивидуальных
квартирных источников тепловой энергии
Применение поквартирного отопления на территории города не
распространено. Два дома с использованием поквартирных газовых котлов
расположены на территории микрорайона «Березки2». Ориентировочная нагрузка
зданий составляет 1,5 Гкал/ч.
Перевод встроенных помещений в домах, отопление которых осуществляется
централизованно, на поквартирные источники тепловой энергии, прямо запрещается
ФЗ №190 «О теплоснабжении». Расширение опыта перевода многоквартирных жилых
домов на использование поквартирных источников не ожидается.
Расположение домов с поквартирными источниками тепловой энергии,
показано на рисунке 24.
��73 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 24 
Дома с поквартирным отоплением
Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления за отопительный период
Как было показано в главе 1.3.14, приборы учета на сегодняшний день
установлены менее чем у половины абонентов. В связи с применением открытой схемы
ГВС, централизованное теплоснабжение используется круглогодично.
Расчетные значения потребления тепловой энергии за год приведен в таблице
22.
Таблица 22 
Расчетные значения потребления тепловой энергии, Гкал
Наименование района
Всего
Жилые здания
Административные
Прочие
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Микрорайон "А" из них:
49644
Микрорайон "Б"
47476
40159
Микрорайон "В"
23145
16440
Микрорайон "Г1"
42614
22363
25196
Микрорайон "Г2"
37290
33613
Микрорайон "Д1"
30169
21587
Микрорайон "Д2"
22729
19215
Наименование района
Всего
Жилые здания
Административные
Прочие
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Микрорайон "Е"
24293
Микрорайон "Ж"
19373
18364
Микрорайон "К"
19500
15440
Микрорайон "Восточный
48805
43140
Микрорайон "Восточный
17123
13365
Микрорайон Березки
25067
22218
Микрорайон Березки
28952
28423
Микрорайон "Северный"
10511
Микрорайон "Южный"
Микрорайон "ЖД"
Микрорайон "Западный"
Микрорайон VI
Всего
478878
356883
105988
16007
Существующие нормативы потребления тепловой энергии для
населения на отопление и горячее водоснабжение
Тарифы та тепловую энергию и динамика их изменения за 2009 – 2012 годы,
приведены в таблице и на рисунке соответственно.
МП «Жилищное хозяйство действует по мимо города Кириши, еще в четырех
муниципальных образованиях. На балансе предприятия находятся 6 котельных.
Высокая себестоимость выработки тепловой энергии на котельных, частично
компенсируется низкой ценой энергии от Киришской ГРЭС. Тариф является единым
для всех потребителей.
Потребители, чьи здания не оборудованы приборами учета, производят оплату
исходя из тарифа за единицу общей отапливаемой площади.
В связи с постоянным ростом стоимости энергоносителей, снижение тарифов в
ближайшей перспективе не ожидается.
Таблица 23 
Тарифы на тепловую энергию
2012 гг.
Наименование услуги
Размер
платы
2012 год
01.01
01.07
01.01
01.07
01.09
Горячее водоснабжение
руб/м
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
39,24
42,38
Отопление (без приборов учета)
руб/м
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
12,87
13,9
Тар
иф продажи МП "ЖХ" (без
НДС)
руб/Гка
519,7
588,7
618,9
689,6
689,66
731,04
754,43
Тариф продажи МП "ЖХ" (с
НДС)
руб/Гка
613,25
694,67
730,3
813,6
813,8
862,63
890,23
Тариф Киришской ГРЭС ОАО
"ОГК
2" (без НДС)
руб/Гал
Н.д.
Н.д.
635,8
685,4
286,22
99,1
В 2013 году на территории г. Кириши тарифы на тепловую энергию и горячую
воду составили:
��75 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Тариф на тепловую энергию (продажа МП «ЖХ»)
Тарифы, действующие с 1 января 2013 года по 30 июня 2013 года:
Одноставочный тариф –
754,43 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2013 года по 31 декабря 2013 года:
Одноставочный тариф –
823,30 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тариф на тепловую энергию (покупной тариф от Киришской ГРЭС ОАО «ОГК
2») –
302,79 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тариф на горячую воду (продажа МП «ЖХ»)
Тарифы, действующие с 1 января 2013 года по 30 июня 2013 года:
Горячая вода –39,00
руб/куб.м
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2013 года по 31 декабря 2013 года:
Горячая вода –
49,39 руб/куб.м
(без учета НДС)
В 2014 году на территории г. Кириши тарифы на тепловую энергию и горячую
воду составили:
Тариф на тепловую энергию (продажа МП «ЖХ»)
Тарифы, действующие с 1 января 2014 года по 30 июня 2014 года:
Одноставочный тариф –
823,30 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2014 года:
Одноставочный тариф –
847,09 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тариф на тепловую энергию (покупной тариф от Киришской ГРЭС ОАО «ОГК
2») –
312,81 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тариф на горячую воду (продажа МП «ЖХ»)
Тарифы, действующие с 1 января 2014 года по 30 июня 2014 года:
Компонент на теплоноситель –
15,52 руб/куб.м
(без учета НДС)
Компонент на тепловую энергию –
564,58 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2014 года:
Компоненты на теплоноситель 
15,97 руб/куб.м
(без учета НДС)
��76 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Компонент на тепловую энергию –
580,87 руб/Гал
(без учета НДС)
Динамика изменения стоимости тепловой энергии в период с 2013 по 2014 гг.
представлена на рисунке 25.
Рисунок 25 
Динамика изменения тарифов на тепловую энергию
��77 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 6.
алансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах
действия источников тепловой энергии
Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и
тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых
сетях и присоединенной тепловой нагрузки по каждому источнику
тепловой энергии
Постановление Правительства РФ №154 от 22.02.2012 г., «О требованиях к
схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» вводит следующие
понятия:
Установленная мощность источника тепловой энергии
 сумма
номинальных тепловых мощностей всего принятого по акту ввода в эксплуатацию
оборудования, предназначенного для отпуска тепловой энергии потребителям на
собственные и хозяйственные нужды;
Располагаемая мощность источника тепловой энергии
 величина, равная
установленной мощности источника тепловой энергии за вычетом объемов мощности,
не реализуемой по техническим причинам, в том числе по причине снижения тепловой
мощности оборудования в результате эксплуатации на продленном техническом
ресурсе (снижение параметров пара перед турбиной, отсутствие рециркуляции в
пиковых водогрейных котлоагрегатах и др.);
Мощность источника тепловой энергии нетто
 величина, равная
располагаемой мощности источника тепловой энергии за вычетом тепловой нагрузки
на собственные и хозяйственные нужды.
Перечисленные параметры для каждого источника указаны в таблице 24.
Таблица 24 
Балансы тепловой мощности на источнике
Источник теплоснабжения
МП "Жилищное хозяйство"
ООО "КИНЕФ"
Установленная
мощность
источника
Располагаемая
мощность
источника
мощность
ист
очника
тепловой
энергии
нетто
Суммарная
нагрузка
Потери в
тепловых
сетях
Подключенная
нагрузка
(горячая вода)
Подключенная
нагрузка
(пароснабжение)
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
18,6
193,4
371,2
Данные о балансах количества тепловой энергии, приведены в таблице 23.
��78 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 25 
Баланс тепловой энергии
Год
Киришская ГРЭС ОАО "ОГК
Покупка тепловой энергии ООО
"КИНЕФ"
Покупка прочими потребителями
МП "Жилищное хозяйство"
Выработка
тепловой
энергии на
Источнике
Собственные
нужды
источника
Отпуск в сеть
Покупка
Потери в
сетях
Собственные
нужды
Полезный
отпуск
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
Гкал
2847996
196349
2651647
2040765
108142
502740
41614
461126
2763010
157284
2605726
2000846
88760
516120
4990
471131
2781196
181261
2599935
1971192
78035
550708
51065
499643
2731346
162390
2568956
2002236
57043
509677
47348
462329
2750353
163520
2586833
2027044
44059
515730
49144
478870
3249402
171546
3077856
252172
82515
473620
44233
429387
3273422
130549
3142873
2586015
90552
466306
43230
421842
Рисунок 26 
Баланс тепловой энергии
Из таблицы 25 и рисунка 26 видно, что основный потребителем тепловой
��79 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;энергии от Киришской ГРЭС является ООО «КИНЕФ». Потребление тепловой энергии
ООО «КИНЕФ» составляет более 78% от выработки на источнике.
Полезный отпуск тепловой энергии жилым и социальноадминистративным
потребителям составляет 14% от выработки.
Резервы
и дефицит
тепловой мощности нетто по каждому источнику
тепловой энергии
В таблице 26 и на рисунке 27 представлены данные о резерве тепловой
мощности нетто на источнике. Резерв тепловой мощности – 278,8 Гкал/ч, что
составляет 43% от мощности нетто источника.
Таблица 26 
Баланс мощности нетто
Источник
теплоснабжения
МП "Жилищное
хозяйство"
"КИНЕФ"
Источник
теплоснабжения
мощность источника
тепловой энергии нетто
Суммарная
нагрузка ТС
Подключенная
нагрузка
(пароснабжение)
Резерв мощности нетто на
источнике
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
Гкал/ч
371,2
278,8
Рисунок 27 
Баланс мощности нетто
��80 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.6.3. Гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от
источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя
Существующие магистральные тепловые сети имеют резерв пропускной
способности, и могут обеспечить тепловой энергией новых потребителей. Величина
резервов тепловой нагрузки и пьезометрические графики подробно рассмотрены в
��81 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 7.
Балансы теплоносителя
Баланс пароснабжения
В таблице 27 представлены существующий и перспективный баланс
водоподготовительных установок Киришской ГРЭС. Графическое представление
данных таблицы 24, показано на рисунке 28.
Основной нагрузкой на систему водоподготовки является Киришский НПЗ
ООО «КИНЕФ» (66 % от производительности ВПУ). Технологический цикл
Предприятия, не позволяет осуществлять возврат конденсата после использования
энергии пара. Конденсат оказывается сильно загрязнен нефтепродуктами и требует
специальной очистки.
Прочие промышленные потребители пара используют менее 2% от
производительности ВПУ.
Собственное потребление пара Источником находится на уровне 100 т/ч (18%).
Таким образом, резерв ВПУ составляет 80 т/ч, или 14 % от установленной
производительности.
Прироста потребления пара на производственные цели не ожидается.
Согласно ФЗ № 261 «О энергосбережении и энергетической эффективности»,
следует ожидать постепенного снижения потребления пара промышленными
потребителями, и, следовательно, увеличения резерва на ВПУ.
Увеличения мощности ВПУ на сегодняшний день и в перспективе не требуется.
Таблица 27 
Баланс водоподготовительных установок (пар)
Наименование
Существующее положение, т/ч
ООО "КИНЕФ"
Прочие потребители
Собственное потреб
ление ГРЭС
Резерв на ВПУ
Всего производительность ВПУ
��82 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 28 
Баланс ВПУ (пар, промышленные потребители)
Баланс горячего водоснабжения
Тепловая энергия в виде горячей воды используется в сетях централизованного
теплоснабжения. Баланс потерь теплоносителя и резерв производительности ВПУ
представлен в таблице 28.
Графическое изображение данных таблицы 28, приведено на рисунке 29.
Таблица 28 
Баланс водоподготовительных установок (горячая вода)
Наименование
Существующее положение, т/ч
Расход на ГВС
617,8
Расхо
д из систем теплопотребления
10,6
Утечки из тепловых сетей
22,5
Всего
650,9
Производительность ВПУ
Резерв ВПУ
349,1
��83 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 29 
Баланс ВПУ, существующее положение (горячая вода)
��84 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 8.
Топливные балансы источников тепловой энергии и система
обеспечения топливом
Основным топливом Киришской ГРЭС является природный газ. Резервное
топливо – мазут марки М 100. Растопочное топливо – газ, мазут.
Газ подведен с севера отводом газопровода ВолховКириши диаметром 720 мм
от магистрального газопровода ГрязовецСанктПетербург. На территорию станции
заходят газопроводы среднего и высокого давления. Газопровод высокого давления
(5,4 МПа) протяженностью 5,25 км и диаметром 530мм, обеспечивает топливом новые
ПГУ блоки. Газ для паровых и водогрейных котлов части КЭС и ТЭЦ, подаетс
среднего давления через газораспределительную станцию (ГРС).
Рисунок 30 
Внешний вид газопроводов
��85 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Основным поставщиком мазута для станции является Киришский НПЗ ООО
«КИНЕФ». На территорию станции заходят несколько нефтепроводов от НПЗ.
Данные о потреблении топлива, затраченного на выработку тепловой энергии
за 2013 – 2014 годы, представлены в таблице 29. Доля основного топлива (природный
газ) составляет более 100% от общего потребления. Мазут используется при растопках.
Таблица 29 
Топливноэнергетические показатели
именование показателя
Ед. измер.
Расход газообразного топлива на производство
тепловой энергии
куб.м
384235176
387947094
Производство тепловой энергии
Гкал
3249402
3273422
Удельный расход топлива на выработку
тепловой энергии
куб.м
/Гкал
118,25
118,51
Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии составляет 118,51
куб.м./Гкал, что является весьма хорошим показателем. Малый удельный расход
топлива объясняется комбинированным циклом выработки тепловой и электрической
энергии. В данном случае наглядно демонстрируется преимущество выработки
тепловой энергии в режиме когенерации, над раздельной выработкой тепловой энергии
на котельных и электрической на КЭС.
��86 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 9.
Надежность теплоснабжения
Описание показателей надежности системы теплоснабжения
Применительно к системам теплоснабжения надёжность можно рассматривать
как свойство системы:
1. Бесперебойно снабжать потребителей в необходимом количестве
тепловой энергией требуемого качества.
2. Не допускать ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.
На выполнение первой из сформулированных в определении надёжности
функций, которая обусловлена назначением системы, влияют единичные свойства
безотказности, ремонтопригодности, долговечности, сохраняемости, режимной
управляемости, устойчивоспособности и живучести. Выполнение второй функции,
связанной с функционированием системы, зависит от свойств безотказности,
ремонтопригодности, долговечности, сохраняемости, безопасности.
Резервирование – один из основных методов повышения надёжности объектов,
предполагающий введение дополнительных элементов и возможностей сверх
минимально необходимых для нормального выполнения объектом заданных функций.
Реализация различных видов резервирования обеспечивает резерв мощности
(производительности, пропускной способности) системы теплоснабжения – разность
ежду располагаемой мощностью (производительностью, пропускной способностью)
объекта и его нагрузкой в данный момент времени при допускаемых значениях
параметров режима и показателях качества продукции.
Надёжность системы теплоснабжения можно оценить исходя из показателей
износа тепломеханического оборудования.
Показатели (критерии) надежности
Способность проектируемых и действующих источников тепловой энергии,
тепловых сетей и в целом СЦТ обеспечивать в течение заданного времени требуемые
режимы, параметры и качество теплоснабжения следует определять по трем
показателям (критериям):
Вероятность безотказной работы системы [Р]
 способность системы не
допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях
��87 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;жилых и общественных зданий ниже +120С, в промышленных зданиях ниже +80С,
более числа раз установленного нормативами.
Коэффициент готовности системы [К
 вероятность работоспособного
состояния системы в произвольный момент времени поддерживать в отапливаемых
помещениях расчетную внутреннюю температуру, кроме периодов, допускаемых
нормативами. Допускаемое снижение температуры составляет 20С.
Живучесть системы [Ж]
 способность системы сохранять свою
работоспособность в аварийных (экстремальных) условиях, а также после длительных
остановов (более 54 часов).
Вероятность безотказной работы [P].
Вероятность безотказной работы [Р]для каждого j го участка трубопровода в
течение одного года вычисляется с помощью плотности потока отказов ωjР
Р =е(ωjР);
Вычисленные на предварительном этапе плотности потока отказов ωjЕ и ωjР,
корректируются по статистическим данным аварий за последние 5 лет в соответствии
с оценками показателей остаточного ресурса участка теплопровода для каждой аварии
на данном участке путем ее умножения на соответствующие коэффициенты.
Вероятность безотказной работы [Р] определяется по формуле:
ω
где ω – плотность потока учитываемых отказов, сопровождающихся
снижением подачи тепловой энергии потребителям, может быть определена по
эмпирической формуле:
ω = а . m . Кс. d
0,208
;
где а – эмпирический коэффициент. При нормативном уровне безотказности, а
= 0,00003;
эмпирический коэффициент потока отказов, полученный на основе
обработки статистических данных по отказам. Допускается принимать равным 0,5 при
расчете показателя безотказности и 1,0 при расчете показателя готовности;
– коэффициент, учитывающий старение (утрату ресурса) конкретного
��88 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;участка теплосети. Для проектируемых новых участков тепловых сетей рекомендуется
принимать К
=1. Во всех других случаях коэффициент старения рассчитывается в
зависимости от времени эксплуатации по формуле:
Кс=3•И2
,6
где И – индекс утраты ресурса;
n – срок службы теплопровода с момента ввода в эксплуатацию (в годах);
no – расчетный срок службы теплопровода (в годах).
Нормативные (минимально допустимые) показатели вероятности безотказной
работы согласно СНиП 41022003 принимаются для:
ка тепловой энергии – Рит = 0,97;
тепловых сетей – Ртс = 0,90;
потребителя теплоты – Рпт = 0,99;
– Рсцт = 0, 9.0, 97.0,99 = 0,86.
азчик вправе устанавливать более высокие показатели вероятности
безотказной работы.
Расчеты показателей (критериев) надежности систем теплоснабжения
выполняются с использованием компьютерных программ.
При проектировании тепловых сетей по критерию – вероятность безотказной
работы [Р] определяются:
по тепловым сетям:
допустимость проектирования радиальных (лучевых) теплотрасс и в случае
необходимости – места размещения резервных трубопроводных связей между
радиальными теплопроводами;
предельно допустимая длина не резервированных участков теплопроводов до
каждого потребителя или теплового пункта;
достаточность диаметров, выбираемых при проектировании новых или
реконструируемых существующих теплопроводов, для обеспечения резервной подачи
��89 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;тепловой энергии потребителям при отказах;
необходимость применения на конкретных участках по условию
безотказности надземной прокладки или прокладки в проходных каналах (тоннелях),
Коэффициент готовности системы [E

вероятность работоспособного
состояния системы
, ее готовности поддерживать в отапливаемых помещениях
расчетную внутреннюю температуру более установленного нормативом числа часов в
год.
Коэффициент готовности для j го участка рассчитывается по формуле:
Ег= (5448  z
 z
где z1  число часов ожидания нерасчетных температур наружного воздуха в
данной местности (для г.Киришиz1= 80 ч, 5448 – продолжительность отопительного
ода);
 число часов ожидания неготовности источника тепла (при отсутствии
данных принимается равным 50 ч);
Оценку готовности энергоисточника рекомендуется производить по
фактическим статистическим данным числа часов в год неготовности следующих
узлов энергоисточника за последние 5 лет эксплуатации:
тсв
пар
топ
хво
;
– основного энергооборудования;
впу
водоподогревательной установки;
тсв
тракта трубопроводов сетевой воды;
пар
тракта паропроводов;
топ
топливообеспечения;
хво
водоподготовительной установки и группы подпитки;
электроснабжения.
 число часов ожидания неготовности участка тепловой сети;
 число часов ожидания неготовности систем теплоиспользования абонента
(при отсутствии данных принимается равным 10 ч).
��90 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Число
часов ожидания неготовности j го участка тепловой сети:
= tвωjЕ.
Здесь t
 среднее время восстановления (в часах) теплопровода диаметра d
(см.
СНиП 41022003, табл.2); ωjЕ  плотность потока отказов, используемая для
вычисления коэффициента готовности.
Минимально допустимый показатель готовности систем центрального
теплоснабжения к исправной работе согласно п. 6.31 СНиП 41022003 равен 0,97.
где z
– число часов ожидания неготовности СЦТ в период стояния
нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности. Определяется по
климатологическим данным с учетом способности системы обеспечивать заданную
температуру в помещениях;
Живучесть [Ж]
 минимально допустимая величина подачи тепловой энергии
потребителям по условию живучести должна быть достаточной для поддержания
температуры теплоносителя в трубах и соответственно температуры в помещениях, в
подъездах, лестничных клетках, на чердаках и т.п. не ниже +3 ºС.
Таблица 30 
Допускаемое снижение подачи тепловой энергии
Диаметр
труб
тепловых
сетей,
Время
вос
становления
лоснабжения,
Расчетная температура наружного воздуха для
проектирования отопления t
,°С
Допускаемое снижение подачи тепловой энергии, %, до
Расчет надежности системы теплоснабжения выполнен для магистральных
участков сети, резервирование которых обязательно в соответствии с требованиями пп.
6.33 – 6.36 СНиП 41022003 «Тепловые сети», п. 1.3 РД – 7 – ВЭП «Расчет систем
централизованного теплоснабжения с учетом требований надежности», п. 5.1 СП 41
1102005 «Проектирование тепловых сетей» и других действующих в настоящее время
нормативных документов.
��91 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.9.2. Анализ
аварийных отключений потребителей
и времени восстановления
теплоснабжения потребителей после аварийных отключений
На предприятии МП «Жилищное хозяйство» добросовестно ведутся журналы
утечек на тепловых сетях, журналы ремонтов и осмотров ТС, и прочие журналы,
предусмотренные действующими нормами.
Таблица 31 количества утечек, составлена на основе анализа журналов утечек
за 2006 – 2012 годы.
Таблица 31 
Утечки на тепловых сетях
Наименование периода
Гидравлические испытания
Летний период
Тепловые испытания
Отопительный период
Общее количество утечек
Общее количество ограничений теплоснабжения
потребителей
Общая расчетная нагрузка о
топления, ограниченных
потребителей, Гкал/ч
18,39
58,08
28,33
20,47
19,48
43,63
Наибольшее количество утечек на тепловых сетях приходилось на 2008 – 2009
годы. Большое количество «свищей» объясняется износом тепловых сетей, и
медленным их обновлением. В 2010 – 2012 году заменено значительное количество
магистральных и внутриквартальных сетей.
Рисунок 31 
Динамика утечек 20072012 годы
Данные о количестве ограничений потребителей, представлены в таблице 29.
Под ограничением в данном случае понимается: временное изменение схемы
подключения потребителя к централизованному теплоснабжению (подключение по
��92 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;резервному вводу, подключение только по подающему/обратному трубопроводу в
тупик, полное отключение потребителя на время аварийного восстановления).
Благодаря кольцевой схеме магистральных трубопроводов, подавляющее большинство
квартальных вводов является резервируемыми. Ограничение теплоснабжения в
большинстве случаев не приводит к отключению горячего водоснабжения и/или
снижению температуры наружного воздуха, ниже нормативного значения согласно
СНиП и СанПиН.
Восстановление теплоснабжения осуществляется в сроки, предусмотренные
СНиП 41.02.2003 «Тепловые сети».
Карта утечек на ТС сетях представлена в Приложении 2.
��93 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 10.
Технико
экономические показатели теплоснабжающих и
теплосетевых организаций
Согласно Постановлению Правительства РФ №1140 от 30.12.2009 г., «Об
утверждении стандартов раскрытия информации организациями коммунального
комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющих деятельность в
сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии», раскрытию подлежит
информация:
а) о ценах (тарифах) на регулируемые товары и услуги и надбавках к этим
ценам (тарифам);
б) об основных показателях финансовохозяйственной деятельности
регулируемых организаций, включая структуру основных производственных затрат (в
части регулируемой деятельности);
в) об основных потребительских характеристиках регулируемых товаров и
услуг регулируемых организаций и их соответствии государственным и иным
утвержденным стандартам качества;
г) об инвестиционных программах и отчетах об их реализации;
д) о наличии (отсутствии) технической возможности доступа к регулируемым
товарам и услугам регулируемых организаций, а также о регистрации и ходе
реализации заявок на подключение к системе теплоснабжения;
е) об условиях, на которых осуществляется поставка регулируемых товаров и
(или) оказание регулируемых услуг;
ж) о порядке выполнения технологических, технических и других
мероприятий, связанных с подключением к системе теплоснабжения.
Сведения, подлежащие раскрытию МП «Жилищное хозяйство» за 2009 – 2012
годы, представлены в таблице 32. За 20132014 гг. сведения, подлежащие раскрытию
МП «Жилищное хозяйство» представлены в таблице 33.
Сведения, подлежащие раскрытию Киришская ГРЭС ОАО «ОГК2»,
приведены в таблице 34.
��94 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 32 
Сведения, подлежащие раскрытию МП «Жилищное хозяйство»
Содержание сведений, подлежащих раскрытию
Информация о ценах (тарифах) на
регулируемые товары и услуги и
надбавках к этим ценам (тарифам)
содержит сведения:
2009 год
2010 год
1 год
2012 год
Приказ Комитета по тарифам и ценовой политике Правительства Ленинградской области
а) об утвержденных тарифах на
тепловую энергию (мощность) по видам
теплоносителя
в руб. за 1 Гкал:
Тариф
действует
01.01.09г.
по
30.06.09г.
Тариф
действу
ет
01.07.09г.
по
31.12.09г.
Тариф
действует
01.01.09г.
по
30.06.09г.
(факт)
Тариф
действует
01.07.09г.
по
31.12.09г.
(факт)
Тариф
действует
с
01.01.10г.
по
31.12.10г.
(план)
Тариф
действует
01.01.10г.
по
31.12.10г.
(факт)
Тариф
действует
с
01.01.11г.
по
31.12.11г.
(план)
Тариф
действует
01.01.11г.
по
31.12.11г.
(факт)
Тариф
действует
01.01.12г.
по
30.06.12г.
Тариф
действует
01.07.12г.
по
31.08.12г.
Тариф
действует
01.09.12г.
по
31.12.12г.
теплоноситель горячая вода
без НДС
,70
588,70
519,70
588,70
618,90
618,90
689,66
689,66
689,66
731,04
754,43
теплоноситель горячая вода
с учетом
НДС
613,25
694,67
613,25
694,67
730,30
730,30
813,80
813,60
813,80
862,63
890,23
Информация об основных показателях
финансово
хозяйственной д
еятельности:
01.01.09
г. по
30.06.09
01.07.09г.
по
31.12.09
01.01.09
г. по
30.06.09
01.07.09г.
по
31.12.09
с 01.01.10
г. по
31.12.10
с 01.01.10
г. по
31.12.10г.
с 01.01.11
г. по
31.12.11
с 01.01.11
г. по
31.12.11г.
с 01.01.12
г. по
.06.12
01.07.12г.
по
31.08.12г.
с 01.09.12
г. по
31.12.12г.
а) о виде регулируемой деятельности
(производство, передача и сбыт
тепловой энергии);
Производство, передача и сбыт тепловой энергии
б) о выручке от регулируемой
деятельности (тыс. рублей);
158666,80
135522,20
153536,90
136084,5
331427,60
347873,80
369320,20
358939,00
203569,08
37693,84
142533,43
в) о себестоимости производимых
товаров (оказываемых услуг) по
регулируемому виду деятельности (тыс.
рублей), включающей:
155637,00
132796,00
78,54
148028,50
324757,00
331984,40
362080,60
330472
192995,60
46314,60
136893,90
расходы на покупаемую тепловую
энергию (мощность);
79503,90
60081,90
76232,40
60209,05
142563,78
148691,16
159671,43
137613,00
78410,08
15111,76
54583,68
расходы на топливо
с указанием по
каждому виду топлива стоимости (за
единицу объема), объема и способа его
приобретения:
16982,70
12671,60
22245,86
28625,12
65820,30
68348,20
72220,56
58720,78
36029,15
4330,18
24380,57
Содержание сведений, подлежащих раскрытию
Информация о ценах (тарифах) на
регулируемые товары и услуги и
надбавках к этим ценам (тарифам)
содержит сведения:
2009 год
2010 год
1 год
2012 год
Приказ Комитета по тарифам и ценовой политике Правительства Ленинградской области
природный газ
Расходы тыс.руб.
1737,70
1366,00
,60
1519,78
4057,80
6679,60
4666,48
17509,00
9200,00
1142,02
6430,28
Стоимость руб. за 1000 куб.м
2,29
2,29
2,23
2,59
3,00
3,11
3446,57
3679,06
3778,00
3947,00
3947,00
Объем тыс.куб.м
758,00
596,00
723,23
587,2
1354,00
2145,30
1353,95
4759,10
2435,16
,34
1629,15
мазут
Расходы тыс.руб.
15245,00
11305,60
20630,26
27105,34
61762,50
61668,60
67554,08
40764,38
26601,70
3160,80
17796,90
Стоимость руб. за 1 тонну
8501,00
10850,00
10850,00
10850,00
Объем в тоннах
3022,90
4217,45
3359,42
7099,10
7253,96
7099,14
4460,70
2451,77
291,32
1640,26
диз. топливо
Расходы тыс.руб.
447,40
227,45
27,36
153,39
Стоимость руб. за 1 тонну
22791,48
22996,60
22996,60
Объем в тоннах
9,98
1,19
6,67
расходы на покупаемую электрическую
энергию (мощность), потребляемую
оборудованием, используемым в
технологическом процессе, с указанием
средневзвешенной стоимости 1 кВт.ч и
объеме приобретения электрической
энергии:
Расходы тыс.руб.
7806,00
7570,00
6784,74
6057,52
14767,30
13777,40
19060,02
13211,95
11249,53
1831,50
7927,26
Стоимость руб. за 1 кВт.ч
2,37
3,17
2,20
2,69
2,60
2,92
3,36
3,46
3,57
3,86
3,86
Объем тыс. кВт.ч
3294,20
2385,80
3086,31
2250,89
5680,00
4724,30
5680,00
3814,2
3149,56
474,85
2054,95
расходы на приобретение холодной
воды тыс.руб.;
1180,70
1180,70
1074,54
1000,49
2910,00
2282,23
3093,38
2736,60
1872,98
234,63
1329,49
расходы на оплату труда и
отчисления на социальные нужды
основного производственного
персонала
, тыс.руб.;
21911,00
21911,00
20800,63
22102,92
48189,52
49652,50
55709,59
53028,05
29703,88
10066,85
20133,77
в т.ч. производство
8404,00
8404,00
7516,74
7919,75
16807,96
16938,75
19411,27
19410,25
9739,83
3412,17
6824,40
передача
13507,00
13507,00
283,89
14183,17
31381,56
32713,75
36298,32
33617,80
19964,05
6654,68
13309,37
Содержание сведений, подлежащих раскрытию
Информация о ценах (тарифах) на
регулируемые товары и услуги и
надбавках к этим ценам (тарифам)
содержит сведения:
2009 год
2010 год
1 год
2012 год
Приказ Комитета по тарифам и ценовой политике Правительства Ленинградской области
расходы на амортизацию основных
производственных средств и аренду
имущества, используемого в
технологическом процессе, тыс.руб.:
3124,45
3124,45
3044,92
3064,73
5455,36
5627,37
5455,33
8976,20
5535,70
4329,38
8659,67
в т.ч. производство
1217,45
1217,45
1216,53
1199,59
2171,36
2235,79
2171,33
2246,30
1093,70
2848,68
5698,37
амортизация ОПФ
63,30
63,30
62,40
45,42
93,86
154,17
93,83
153,03
47,05
15,68
31,37
аренду имущества
4,15
1154,15
1154,13
1154,17
2077,50
2081,62
2077,50
2093,27
1046,65
2833,00
5667,00
передача
1907,00
1907,00
1828,39
1865,14
3284,00
3391,58
3284,00
6729,90
4442,00
1480,70
2961,30
амортизация ОПФ
557,00
557,00
478,39
515,14
854,00
961,58
854,00
5020,3
3227,00
1075,70
2151,30
аренду имущества
1350,00
1350,00
1350,00
2430,00
2430,00
2430,00
1709,60
1215,00
405,00
810,00
общепроизводственные (цеховые)
расходы, в том числе расходы на
оплату труда и отчисления на
социальные нужды;
4275,80
4275,80
83,63
3739,92
8552,10
8754,82
9013,96
10169,85
5760,14
1920,00
3840,14
в т.ч. производство
1701,30
1701,30
1757,97
1694,57
3402,60
3890,59
3586,36
4524,65
2471,85
823,90
1647,95
передача
2574,50
2574,50
2125,66
2045,35
5149,50
4864,23
5427,60
5645,20
88,29
1096,10
2192,19
общехозяйственные (управленческие)
расходы, в том числе расходы на
оплату труда и отчисления на
социальные нужды;
8387,90
8387,90
8483,31
7738,64
15937,00
17760,70
16797,58
18801,43
11787,60
3929,20
7858,40
в т.ч. производство
898,9
898,90
797,68
779,41
1708,00
1911,10
1800,21
2177,53
3832,05
1277,35
2554,70
передача
7489,00
7489,00
7685,63
6959,23
14229,00
15849,60
14997,37
16623,90
7955,55
2651,85
5303,70
расходы на ремонт (капитальный и
текущий) основных
производственных средс
тв, тыс.руб.:
9320,50
10323,50
6354,90
11706,18
13850,86
14599,24
13850,86
22207,02
8722,00
3141,01
5580,98
в т.ч. производство
1444,00
2020,00
1129,69
1171,67
3203,86
2536,71
3203,86
3255,92
1935,00
878,34
1056,65
передача
7876,50
8303,50
5225,21
10534
,51
10647,00
12062,53
10647,00
18951,10
6787,00
2262,67
4524,33
расходы на услуги производственного
характера, выполняемые по
договорам с организациями на
проведение регламентных работ в
3144,05
3269,15
1373,61
783,93
6710,78
2490,78
7207,89
5007,02
3924,54
1420,09
2599,94
Содержание сведений, подлежащих раскрытию
Информация о ценах (тарифах) на
регулируемые товары и услуги и
надбавках к этим ценам (тарифам)
содержит сведения:
2009 год
2010 год
1 год
2012 год
Приказ Комитета по тарифам и ценовой политике Правительства Ленинградской области
рамках технологического процесса,
тыс.руб.
г) о валовой прибыли от продажи
товаров и услуг по регулируемому
виду деятельности (тыс. рублей);
11944
15889
28467
10573,48
8620,76
5639,53
��98 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 33 
Сведения, подлежащие раскрытию МП «Жилищное хозяйство» за
2014 гг.
п/п
Показатель
Ед.изм
2013 год
2014 год
Основные натуральные показатели
Выработка тепловой энергии
Расход тепловой энергии на собственные нужды
Гкал
Получено те
плоэнергии со стороны
Гкал
Подано теплоэнергии в сеть
Гкал
Потери теплоэнергии в сетях
Гкал
Отпущено т/эн потребителям
Гкал
в том числе доля товарной теплоэнергии
исполнители организующие коммунальные услуги
гражданам
Гкал
бюджетным и муниципальным предприятиям
Гкал
прочим потребителям
Гкал
Товарной тепловой энергии, всего
Гкал
Расход мазута
Расход газа
Расход воды
Расход электроэнергии
тыс.КВт.ч
Расходы по распределению т/энергии
Материалы
тыс.руб
Электроэнергия
тыс.руб
Вода
тыс.руб
Амортизация оборудования
тыс.руб
Зарплата производственных рабочих
тыс.руб
Отчисление на соц.страхование и пенсионный фонд
тыс.руб
Прочие прямые расходы
Ремонтные расходы
тыс.руб
Покупка
тыс.руб
Цеховые расходы
тыс.руб
Аренда
тыс.руб
Итого по разделу
тыс.руб
Промывка
тыс.руб
себест.распред.т/энергии
тыс.руб
Затраты на произв.тов.т/энергии
Общехозяйственные расходы
тыс.руб
Затраты на производство тов.т/энергии
тыс.руб
Уд.себестоимость рас
пр.т/энергии
руб./Гкал
Согласованный средний тариф
руб./Гкал
исполнители организующие коммунальные услуги
гражданам
руб./Гкал
рентабельность
бюджетным и муниципальным предприятиям
руб./Гк
рентабельность
прочим потребителям
руб./Гкал
рентабельность
Стоимость отпущенной т/энергии
исполнители организующие коммунальные услуги
гражданам
тыс.руб
бюджетным и муниципальным предприятиям
тыс.руб
прочим потребителям
тыс.руб
п/п
Показатель
Ед.изм
2013 год
2014 год
Всего доходов
Прибыль
тыс.руб
Средняя рентабельность
Покупной тариф
руб./Гкал
Удельная стоимость электроэнергии
руб./кВт.ч
Удельная стоимость воды
руб/м3
Из анализа таблицы
следует, что прибыль предприятия составляет 21 % от
реализации тепловой энергии, что в денежном соотношении – 67745,08 тыс. рублей.
Соотношение затрат и выручки от реализации тепловой энергии, представлено
на рисунке 32.
Ретроспективные соотношения затрат и выручки от реализации тепловой
энергии, представлены на рисунке 33.
Рисунок 32 
Составляющие выручки
��100 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 33 
Составляющие выручки за 2013
201
��101 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Из рисунков 32, 33 видно, что основные затраты приходятся на покупку
тепловой энергии Источника (Киришская ГРЭС, ОАО «ОГК2»). Затраты на покупку
ТЭ в 2014 году составили 162302,6 тыс. руб., что соответствует 46% от реализации
тепловой энергии.
Расходы на ремонт не превышают 1,4 % от выручки (4819,46 тыс. руб.).
Для снижения себестоимости тепловой энергии, предприятию необходимо
снизить объемы покупаемой тепловой энергии и объемы покупаемого топлива.
Снижение объемов покупаемой тепловой энергии без ущерба для
потребителей, может быть достигнуто снижением тепловых потерь в тепловых сетях.
Сэкономленные деньги должны направляться на капитальные ремонты тепловых сетей
и обновление оборудования в целом по предприятию.
Снижение объемов покупаемого топлива может быть достигнуто путем
увеличения КПД системы теплоснабжения от котельных.
Для повышения КПД, рекомендуется проводить энергетические обследования
оборудования не реже чем один раз в пять лет и своевременно проводить ремонты.
Таблица 34 
Сведения, подлежащие раскрытию Киришская ГРЭС ОАО «ОГК2»
Наименование показателя
Единица
измерения
2011 год
2012 год
Значение
Значение
Вид регулируемой деятельности
(производство, передача и сбыт тепловой
энергии)
Прои
зводство,
комбинированная
выработка
Комбинированная
выработка
Выручка от регулируемой деятельности
тыс.руб.
1 760 836,33
1 696 329,96
Себестоимость производимых товаров
(оказываемых услуг) по регулируемому
виду деятельности, в том числе:
тыс.руб.
445 358,22
1 631 597,23
3.1
Расходы на покупаемую тепловую энергию
(мощность)
тыс.руб.
0,00
0,00
3.2
Расходы на топливо
тыс.руб.
1 067 809,11
1 136 630,37
3.2.1
газ природный по
регулируемой цене
Стоимость
тыс.руб.
1 044 136,83
1 071 392,60
с. куб.м
316 491,71
301 660,19
Стоимость 1й
единицы объема с
учетом доставки
(транспортировки)
тыс.руб.
3,30
3,55
Способ
приобретения
прямые договора
без торгов
3.2.2
мазут
Стоимость
тыс.руб.
23 672,28
65 237,77
тонны
2 658,00
7 634,33
Стоимость 1й
единицы объема с
учетом доставки
(транспортировки)
тыс.руб.
8,91
8,55
Способ
приобретения
прямые договора
без торгов
Наименование показателя
Единица
измерения
2011 год
2012 год
Значение
Значение
3.3
Расходы на покупаемую электрическую
энергию (мощность), потребляемую
оборудованием, используемым в
технологичес
ком процессе:
тыс.руб.
13 777,92
0,00
3.3.1
Средневзвешенная стоимость 1 кВт*ч (с
учетом мощности)
руб.
0,00
0,00
3.3.2
Объем приобретенной электрической
энергии
тыс. кВт*ч
0,0000
0,0000
3.4
Расходы на приобретение холодной воды,
используемой в технолог
ическом процессе
тыс.руб.
29 886,03
35 986,87
3.5
Расходы на химреагенты, используемые в
технологическом процессе
тыс.руб.
9 278,60
900,60
3.6
Расходы на оплату труда основного
производственного персонала
тыс.руб.
20 999,00
27 463,62
3.7
Отчислени
я на социальные нужды
основного производственного персонала
тыс.руб.
5 171,00
7 564,95
3.8
Расходы на амортизацию основных
производственных средств, используемых в
технологическом процессе
тыс.руб.
39 828,95
85 191,79
3.9
Расходы на аренду имущества,
исп
ользуемого в технологическом процессе
тыс.руб.
0,00
0,00
3.10
Общепроизводственные (цеховые) расходы,
в том числе:
тыс.руб.
60 126,80
81 270,92
3.10.1
Расходы на оплату труда
тыс.руб.
9 695,65
20 775,67
3.10.2
Отчисления на социальные нужды
тыс.руб.
4 0
36,08
5 722,73
3.11
Общехозяйственные (управленческие)
расходы
тыс.руб.
82 018,59
94 371,08
3.11.1
Расходы на оплату труда
тыс.руб.
26 467,16
18 457,65
3.11.2
Отчисления на социальные нужды
тыс.руб.
4 191,73
5 084,22
3.12
Расходы на ремонт основных
оизводственных средств
тыс.руб.
97 029,27
134 796,93
3.12.1
Расходы на капитальный ремонт основных
производственных средств
тыс.руб.
40 748,41
39 871,29
3.12.2
Расходы на текущий ремонт основных
производственных средств
тыс.руб.
56 280,87
94 925,64
3.13
Расходы на услуги производственного
характера, выполняемые по договорам с
организациями на проведение регламентных
работ в рамках технологического процесса
тыс.руб.
19 432,95
27 420,11
Валовая прибыль от продажи товаров и услуг
по регулируемому виду де
ятельности
(теплоснабжение и передача тепловой
энергии)
тыс.руб.
315 478,10
64 732,72
��103 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 34 
Составляющие выручки Киришской ГРЭС ОАО «ОГК2»
��104 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 35 
Составляющие выручки ГРЭС за 20112012 гг.
��105 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 11.
Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения
Тарифы та тепловую энергию и динамика их изменения за 2009 – 2012 годы,
приведены в таблице 3
МП «Жилищное хозяйство действует помимо города Кириши, еще в четырех
муниципальных образованиях. На балансе предприятия находятся 6 котельных.
Высокая себестоимость выработки тепловой энергии на котельных, частично
компенсируется низкой ценой энергии от Киришской ГРЭС. Тариф является единым
для всех потребителей.
Потребители, чьи здания не оборудованы приборами учета, производят оплату
исходя из тарифа за единицу общей отапливаемой площади.
В связи с постоянным ростом стоимости энергоносителей, снижение тарифов в
ближайшей перспективе не ожидается.
Таблица 35 
Тарифы на тепловую энергию 2009
2012 гг.
Наименование услуги
Размер
платы
2012 год
01.01
01.07
01.01
01.07
01.09
Горяче
е водоснабжение
руб/м3
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
39,24
42,38
Отопление (без приборов учета)
руб/м2
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
Н.д.
12,87
13,9
Тариф продажи МП "ЖХ" (без НДС)
руб/Гкал
519,7
588,7
689,6
731,0
754,4
Тариф продажи МП "ЖХ" (с НДС)
б/Гкал
613,2
694,6
813,8
862,6
890,2
Тариф Киришской ГРЭС ОАО "ОГК
2" (без НДС)
руб/Гал
Н.д.
Н.д.
В 2013 году на территории г. Кириши тарифы на тепловую энергию и горячую
воду составили:
Тариф на тепловую энергию (продажа МП «ЖХ»)
Тарифы, действующие с 1 января 2013 года по 30 июня 2013 года:
Одноставочный тариф –
754,43 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2013 года по 31 декабря 2013 года:
Одноставочный тариф –
823,30 руб/Гкал
(без учета НДС)
риф на тепловую энергию (покупной тариф от Киришской ГРЭС ОАО «ОГК
2») –
302,79 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тариф на горячую воду (продажа МП «ЖХ»)
��106 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Тарифы, действующие с 1 января 2013 года по 30 июня 2013 года:
Горячая вода –39,00
руб/куб.м
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2013 года по 31 декабря 2013 года:
Горячая вода –
49,39 руб/куб.м
(без учета НДС)
В 2014 году на территории г. Кириши тарифы на тепловую энергию и горячую
воду составили:
Тариф на тепловую энергию (продажа МП «ЖХ»)
Тарифы, действующие с 1 января 2014 года по 30 июня 2014 года:
Одноставочный тариф –
823,30 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2014 года:
Одноставочный тариф –
847,09 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тариф на тепловую энергию (покупной тариф от Киришской ГРЭС ОАО «ОГК
2») –
312,81 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тариф на горячую воду (продажа МП «ЖХ»)
Тарифы, действующие с 1 января 2014 года по 30 июня 2014 года:
Компонент на теплоноситель –
15,52 руб/куб.м
(без учета НДС)
Компонент на тепловую энергию –
564,58 руб/Гкал
(без учета НДС)
Тарифы, действующие с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2014 года:
Компоненты на теплоноситель 
15,97 руб/куб.м
(без учета НДС)
Компонент на тепловую энергию –
580,87 руб/Гал
(без учета НДС)
Динамика изменения стоимости тепловой энергии в период с 2013 по 2014 гг.
представлена на рисунке 36.
��107 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 36 
Динамика роста тарифов
Структура тарифов аналогична структуре выручке от действия предприятий.
Структура тарифов для МП «Жилищное хозяйство» приведена на рисунках 37.
Рисунок 37 
Структура тарифа от МП «Жилищное хозяйство»
Основной причиной роста тарифов на тепловую энергию от МП «Жилищное
хозяйство», является рост цены на покупаемую тепловую энергию от Киришской ГРЭС
и постоянное повышение цен на топливо. Тариф является единым для
потребителей тепловой энергии от МП «ЖХ». Высокая стоимость тепловой энергии от
котельных Предприятия, находящихся за границами города Кириши, частично
��108 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;компенсируется относительно низкой ценой ТЭ от ГРЭС.
��109 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Часть 12.
Описание существующих технических и технологи
ческих
проблем в системах теплоснабжения поселения, городского округа
Описание существующих проблем организации качественного
теплоснабжения (перечень причин, приводящих к снижению качества
теплоснабжения, включая проблемы в работе теплопотребляющих
установок потребителей)
Из комплекса существующих проблем организации качественно
теплоснабжения на территории города Кириши, можно выделить следующие
составляющие:
износ сетей;
балансировка потребителей;
неравномерность температуры на вводе к потребителям по территории города;
состояние внутренних систем отопления;
отсутствие приборов учета у 58% потребителей;
отсутствие автоматики тепловых пунктов у 65% потребителей.
Износ сетей
– наиболее существенная проблема организации качественного
теплоснабжения. Согласно п. 1.3.1, доля сетей, введенных в эксплуатацию до 1988
года, составляет 73,7%.
Старение тепловых сетей приводит как к снижению надежности вызванной
коррозией и усталостью металла, так и разрушению, или обвисанию изоляции.
Разрушение изоляции в свою очередь приводит к тепловым потерям и значительному
снижению температуры теплоносителя еще до ввода потребителя. Отложения,
образовавшиеся в тепловых сетях за время эксплуатации в результате коррозии,
отложений солей жесткости и прочих причин, снижают качество сетевой воды, что
особенно важно изза открытой системы горячего водоснабжения.
Повышение качества теплоснабжения может быть достигнуто путем
реконструкции тепловых сетей и организации закрытой схемы ГВС.
Балансировка потребителей
– в настоящее время проведена на высоком
уровне. Однако, кольцевая схема магистральных тепловых сетей не позволяет
достаточно точно подобрать дросселирующие шайбы и диаметры элеваторов.
Создание и использование электронной модели, позволит точно оценивать величины
располагаемых напоров у потребителей, для различных режимов переключения.
��110 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Неравномерность температуры на вводе к потребителям
по территории
города – приводит к «перетопу» (превышению комфортной температуры внутреннего
духа) у потребителей, находящихся наиболее близко от магистральных сетей.
Установка автоматики регулирования температуры внутреннего воздуха в помещении
и установка приборов учета тепловой энергии, позволит снизить перерасход тепловой
энергии и создаст комфортные условия микроклимата.
Состояние внутренних систем отопления
–МП «Жилищное хозяйство» как
правляющая организация, уделяет достаточное внимание состоянию внутренних
инженерных систем многоквартирных домов. Однако существует множество фактов
самовольной замены отопительных приборов и трубопроводов. Такие замены приводят
к разбалансировке внутренних систем отопления дома и неравномерному
температурному полю в зданиях. Для повышения качества теплоснабжения, и
поддержания комфортных условий микроклимата, рекомендуется установить
балансировочные клапаны на стояках в жилых домах.
Отсутствие приборов учета у 58% потребителей
– не позволяет оценить
фактическое потребление тепловой энергии каждым жилым домом. Установка
приборов учета, позволит производить оплату за фактически потребленное тепло и
правильно оценить тепловые характеристики ограждающих конструкций.
Отсутствие автоматики тепловых пунктов у 65% потребителей
– приводит
к перетопам в переходные периоды работы системы теплоснабжения. Установка
автоматики позволит улучшить качество микроклимата и сэкономить затраты
денежных средств на отопление.
Из рассмотренных выше проблем, наиболее существенной является износ
сетей. Решению проблемы следует уделить особое внимание.
Описание существующих проблем организации надежного и безопасного
теплоснабжения поселения (перечень причин, приводящих к снижению
надежного теплоснабжения, включая проблемы в работе
теплопотребляющих установок потребителей)
Организация надежного и безопасного теплоснабжения города Кириши, это
комплекс организационнотехнических мероприятий, их которых можно выделить:
оценку остаточного ресурса тепловых сетей;
план перекладки тепловых сетей на территории города;
��111 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; диспетчеризацию;
методы определения мест утечек.
Остаточный ресурс тепловых сетей
– коэффициент, характеризующий
реальную степень готовности системы и ее элементов к надежной работе в течение
заданного временного периода.
Определение обычно проводят с помощью инженерной диагностики  это
надежный, но трудоемкий и дорогостоящий метод обнаружения потенциальных мест
отказов. Поэтому для определения перечня участков тепловых сетей, которые в первую
очередь нуждаются в комплексной диагностике, следует проводить расчет надежности.
Этот расчет должен базироваться на статистических данных об авариях осмотрах и
технической диагностике на данных участках тепловых сетей за период не менее пяти
лет.
План перекладки тепловых сетей на территории города
– документ, в
котором описан перечень участков тепловых сетей, перекладка которых намечена на
ближайшую перспективу.
На предприятии утвержден план перекладки сетей на 20122013 годы.
Мероприятия по перекладке тепловых сетей на 2013 – 2020 годы, отражены в
инвестиционной программе МП «Жилищное хозяйство».
Диспетчеризация
организации круглосуточного контроля за состоянием
тепловых сетей и работой оборудования систем теплоснабжения (ЦТП, ИТП). На
предприятии создана диспетчерская служба теплосети, однако методы дистанционного
контроля не применяются. При разработке проектов перекладки, тепловых сетей,
рекомендуется применять трубопроводы с системой оперативного дистанционного
контроля (ОДК).
Методы определения мест утечек
– методы применяемы на предприятии и не
нашедшие применения, описаны в п. 1.3.14.
��112 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 2.
ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГ
НА ЦЕЛИ ТЕПЛОСНАБЖЕН
Данные
базового уровн
я потребления тепла на цели теплоснабжения
По данным Управления жилищной политики МУ «Администрации
Киришского городского поселения», жилищный фонд г. Кириши на 01.01.2011
составляет  1250 тыс. м
общей площади, средняя жилищная обеспеченность  23,1 м
а жителя.
Распределение жилищного фонда по этажности отражено в таблице 36.
Таблица 36 
Характеристика жилищного фонда по этажности
Наименование
Общая площадь жилого фонда
тыс. м2
Многоквартирные жилые дома
1246,9
1.1
в том числе:
1.2
4 этажные
6,1
1.3
8 этажные
993,3
1.4
9 этажей и выше
247,5
Индивидуальные жилые дома
3,2
менее 1
Жилищный фонд
всего (округл.)
Особенностью города является преобладание капитальной многоэтажной
застройки и незначительная доля малоэтажных индивидуальных жилых домов – менее
1%, строительство которых в Киришах началось с 1993 года.
Уровень обеспеченности жилищного фонда инженерным оборудованием
высокий: 99% всего жилищного фонда снабжены водопроводом, канализацией,
центральным отоплением, горячим водоснабжением.
Централизованное теплоснабжения города осуществляется от Киришской
ГРЭС ОАО «ОГК2». Теплоснабжающей организацией на территории города является
Муниципальное предприятие (МП) «Жилищное хозяйство». Присоединенная
тепловая нагрузка абонентов Предприятия составляет 211,66 Гкал/ч. На территории
города прияты элеваторная схема отопления и открытая схема горячего
водоснабжения. Данные о потреблении тепловой энергии представлены в таблице 35.
Графическое
представление данных таблицы 37 приведено на рисунке 38.
��113 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 37 
Баланс тепловой энергии МП «Жилищное хозяйство» за 20062014
ГОД
Отпуск в
сеть
Потери в
сети
Полезный
отпуск
в т.ч.
Пол.Отпуск на
собственные
объекты
фактических
потерь
нормативных
потерь,
утвержд.
ЛенРТК
Гкал
Гкал
Гкал
540196
50570,3
489625,7
9,4
8,3
527014
47611,3
479402,7
2555,4
8,3
502 740,00
41 613,80
461 126,20
2 450,70
8,3
8,3
516 120,00
44 989,50
471 130,50
2 764,80
8,7
8,3
550 708,00
51 065,40
499 642,60
3 24
0,90
9,3
9,3
509 677,00
47 347,90
462 329,10
2 943,40
9,3
9,3
(план)
528 014,00
49 144,00
478 870,00
2 670,00
9,3
9,3
473 620,0
233,0
387,0
9,3
9,3
478 870,0
43320,3
435 549,7
9,3
9,3
Рисунок 38 
Баланс тепловой энергии МП «Жилищного хозяйства за 2010
201
гг.»
Потребление тепловой энергии в городе с 2006 года находится примерно на
одном уровне. Исключение составляют 20
и 2012 годы, что связано с более низкой
��114 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;средней температурой наружного воздуха за отопительный период и больше
продолжительностью отопительного периода.
Потери в тепловых сетях находятся на уровне 9,3 %, что свидетельствует о
надлежащей эксплуатации со стороны МП «Жилищное хозяйство» и своевременно
проводимых ремонтах.
Прогнозы
приростов на каждом этапе площади строительных фондов,
сгруппированные по расчетным элементам территориального деления и
по зонам действия источников тепловой энергии с разделением объектов
строительства на многоквартирные дома, жилые дома, общественные
здания и производственные здания промышленных предприятий
Прогнозы приростов площади строительных фондов в г. Кириши выполнены
ЗАО «Институт Ленпромстройпроект» в рамках Проекта генерального плана
муниципального образования Киришское городское поселение в 2011 году.
В основу разработки генерального плана положен проект «Концепция
генерального плана города Кириши Ленинградской области с проектом городской
черты», разработанный ФГУП «РосНИПИУрбанистики» в 2003 году.
Генеральный план разработан на следующие проектные периоды:
I этап (первая очередь строительства) – 2020 год;
II этап (расчетный срок генерального плана) – 2030 год.
Генеральный план является одним из документов территориального
планирования муниципального образования Киришское городское поселение
Киришского муниципального района Ленинградской области (далее – муниципального
образования) и основным документом планирования развития территории поселения,
отражающий градостроительную стратегию и условия формирования среды
жизнедеятельности.
Кроме того, генеральный план является стратегическим документом, который
охватывает многие стороны жизнедеятельности населения, проживающего в
поселении. Поэтому в нем затрагиваются вопросы не только функционального
зонирования, но и другие важные вопросы, определяющие качество городской среды,
транспортную обеспеченность, уровень воздействия вредных выбросов на здоровье
населения, надежность всех социальных и инженерных инфраструктур. Все эти
факторы необходимо рассматривать не как отдельные элементы, а их суммарный
��115 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;эффект, формирующий городскую сред
В генеральном плане определены основные параметры развития поселения:
перспективная численность населения, объемы жилищного строительства,
необходимые для жилищногражданского строительства территории, основные
направления развития транспортного комплекса и инженерной инфраструктуры.
Выполнено функциональное зонирование территорий с выделением жилых,
производственных, общественноделовых, рекреационных и других видов зон.
Планировочные решения генерального плана являются основой для разработки
проектной документации последующих уровней, а также программ, осуществление
которых необходимо для успешного функционирования поселения.
Согласно материалам Генерального плана, в течение расчетного срока
жилищный фонд города планируется увеличить до 1,8 млн. м
, что позволит увеличить
среднюю жилищную обеспеченность с 23,1 м
в настоящее время до 30 м
общей
площади на человека.
Объем нового жилищного строительства с учетом убыли части существующего
фонда в течение расчетного срока генерального плана составит порядка 560 тыс. м
, в
среднем в год  35 тыс. м
общей площади, из них на первом этапе (до 2020 года) – 228
.
В таблице 38 приведены показатели жилой застройки.
Таблица 38 
Структура нового жилищного строительства
Многоэтажные жилые дома (5 эт.и выше)
Многок
вартирные малоэтажные жилые дома (2
3 эт.) (автономные
источники)
Индивидуальные жилые дома с участками (автономные источники)
Итого
Перспективная застройка по годам представлена в Таблице 37.
Таблица 39 
Перспективная застройка
Площадь застройки, тыс. м
Рассматриваемый период
Жилой фонд
Многоэтажные жилые дома (5 эт. и выше)
Микрорайон VI
22,8
25,2
27,4
28,4
25,4
Район между Волховской наб. и
микрорайоном Г
Микрорайон 4
114,75
191,25
Итого
22,8
25,2
27,4
28,4
140,15
191,25
Малоэтажные дома (2
3 эт.)
Площадь застройки, тыс. м
Рассматриваемый период
Район ул. Северной
Индивидуальные жилые дома с участками
Район ул. Северной
3,6
1,4
Всего
28,8
28,8
28,8
28,4
148,15
211,25
Образовательные учреждения
Детские дошколь
ные учреждения
2 детских сада в 6 микрорайоне на 280 мест
1,3
1,3
Детские сады в 4 микрорайоне на 390 мест
1,2
Итого
1,3
2,5
Общеобразовательные школы
Школа в 6 микрорайоне на 1176 учащихся
5,6
Высшие учебные завед
ения
Университет
Учреждения здравоохранения
Больницы в микрорайоне «В» на 50 и 100 мест
Амбулаторно поликлинические учреждения в
микрорайоне «В» на 500 и 300 мест
Профилакторий в 4 микрорайоне
Итого
Прочие объекты
Спортивные залы общего пользования 3600
мест в 4 микрорайоне
10,1
Бассейны 400 м2пов воды в 4 микрорайоне
Конно
спортивный клуб в 4 микрорайоне
Университет в микрорайоне Волховской наб.
Музей
0,5
Клубы и учреждения клубного типа 300 и 590
мест
1,1
2,2
Кинотеатры на 200 мест
1,1
Объекты торговли 2000 мест
Предприятия общественного питания нв 300 и
300 мест
0,5
0,5
Бани 50 м
0,2
Итого
2,7
41,8
3,7
Всего по планируемой застройке
28,8
38,4
38,8
38,4
192,45
249,95
Прогнозы
перспективных удельных расходов тепловой энергии на
отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, согласованных с
требованиями к энергетической эффективности объектов
теплопотребления, устанавливаемых в соответствии с законодательством
Российской Федерации
Требования к энергетической эффективности жилых и общественных зданий
приведены в ФЗ №261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической
эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты
Российской Федерации», ФЗ № 190 «О теплоснабжении».
В соответствии с указанными документами, проектируемые и
реконструируемы жилые, общественные и промышленные здания, должны
проектироваться согласно СНиП 23022003 «Тепловая защита зданий».
��117 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Данные строительные нормы и правила устанавливают требования к тепловой
защите зданий в целях экономии энергии при обеспечении санитарногигиенических и
оптимальных параметров микроклимата помещений и долговечности ограждающих
конструкций зданий и сооружений.
Требования к повышению тепловой защиты зданий и сооружений, основных
потребителей энергии, являются важным объектом государственного регулирования в
большинстве стран мира. Эти требования рассматриваются также с точки зрения
охраны окружающей среды, рационального использования не возобновляемых
природных ресурсов и уменьшения влияния "парникового" эффекта и сокращения
выделений двуокиси углерода и других вредных веществ в атмосферу.
Данные нормы затрагивают часть общей задачи энергосбережения в зданиях.
Одновременно с созданием эффективной тепловой защиты, в соответствии с другими
нормативными документами принимаются меры по повышению эффективности
инженерного оборудования зданий, снижению потерь энергии при ее выработке и
транспортировке, а также по сокращению расхода тепловой и электрической энергии
путем автоматического управления и регулирования оборудования и инженерных
систем в целом.
Нормы по тепловой защите зданий гармонизированы с аналогичными
зарубежными нормами развитых стран. Эти нормы, как и нормы на инженерное
оборудование, содержат минимальные требования, и строительство многих зданий
может быть выполнено на экономической основе с существенно более высокими
показателями тепловой защиты, предусмотренными классификацией зданий по
энергетической эффективности.
Данные нормы и правила распространяются на тепловую защиту жилых,
общественных, производственных, сельскохозяйственных и складских зданий и
сооружений (далее  зданий), в которых необходимо поддерживать определенную
температуру и влажность внутреннего воздуха.
Согласно СНиП 23022003, энергетическую эффективность жилых и
общественных зданий следует устанавливать в соответствии с классификацией по
таблице 5.
Присвоение классов D, Е на стадии проектирования не допускается.
��118 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Классы А, В устанавливают для вновь возводимых и реконструируемых зданий
на стадии разработки проекта и впоследствии их уточняют по результатам
эксплуатации.
Для достижения классов А, В органам администраций субъектов Российской
Федерации рекомендуется применять меры по экономическому стимулированию
участников проектирования и строительства.
Класс С устанавливают при эксплуатации вновь возведенных и
реконструированных зданий согласно разделу 11 СНиП 2302
03.
Классы D, Е устанавливают при эксплуатации возведенных до 2000 г. зданий с
целью разработки органами администраций субъектов Российской Федерации
очередности и мероприятий по реконструкции этих зданий. Классы для
эксплуатируемых зданий следует устанавливать по данным измерения
энергопотребления за отопительный период согласно таблице 40.
Таблица 40 
Классы энергетической эффективности зданий
Обозначение
класса
Наименование
класса
энергетической
эффективности
Величина отклонения расчетного
(фактического) значения
дельного расхода тепловой
энергии на отопление здания от
нормативного, %
Рекомендуемые мероприятия
органами администрации
субъектов РФ
Для новых и реконструированных зданий
Очень высокий
Менее минус 51
Экономическое
стимулирование
Высокий
От минус 1
0 до минус 50
То же
Нормальный
От плюс 5 до минус 9
Для существующих зданий
Низкий
От плюс 6 до плюс 75
Желательна реконструкция
здания
Очень низкий
Более 76
Необходимо утепление здания
в ближайшей перспективе
Нормами установлены три показателя тепловой защиты здания:
1. приведенное сопротивление теплопередаче отдельных элементов
ограждающих конструкций здания;
2. санитарногигиенический, включающий температурный перепад между
температурами внутреннего воздуха и на поверхности ограждающих конструкций и
температуру на внутренней поверхности выше температуры точки росы;
3. удельный расход тепловой энергии на отопление здания, позволяющий
варьировать величинами теплозащитных свойств различных видов ограждающих
конструкций зданий с учетом объемно
анировочных решений здания и выбора
��119 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;систем поддержания микроклимата для достижения нормируемого значения этого
показателя.
Требования тепловой защиты здания будут выполнены, если в жилых и
общественных зданиях будут соблюдены требования показателей "а" и "б" либо "б" и
"в". В зданиях производственного назначения необходимо соблюдать требования
показателей "а" и "б".
Сопротивление теплопередаче элементов ограждающих конструкций
Приведенное сопротивление теплопередаче , м·°С/Вт, ограждающих
конструкций, а также окон и фонарей (с вертикальным остеклением или с углом
наклона более 45°) следует принимать не менее нормируемых значений , м
·°С/Вт, определяемых по таблице 4 СНиП 23022003, в зависимости от градусосуток
района строительства , °С·сут.
Таблица 41 
Нормируемые значения сопротивления теплопередаче
ограждающих конструкций
Здания и помещения
Градусо
сутки
отопительно
го периода,
°С·сут
Нормируемые значения сопротивления
теплопередаче, м
·°С/Вт, ограждающих конструкций
Стен
Покрытий и
перекрытий над
прое
здами
Перекрытий
чердачных, над
неотапливаемыми
подпольями и
подвалами
Окон и балконных
дверей, витрин и
витражей
Фонарей с
вертикальным
остеклением
Жилые, лечебно
профилактические и
детские учреждения,
школы, интернаты,
гостиницы и общежития
2,1
2,8
0,3
0,3
2,8
4,2
3,7
0,45
0,35
3,5
5,2
4,6
0,6
0,4
4,2
6,2
5,5
0,7
0,45
10000
4,9
7,2
6,4
0,75
0,5
12000
5,6
8,2
7,3
0,8
0,55
1.1
0,0003
0,0005
0,00045
0,0000
1.2
1,4
2,2
1,9
0,25
Общественные, кроме
указанных выше,
административные и
бытовые,
производственные и
другие здания и
помещения с влажным
или мокрым режимом
1,8
2,4
0,3
0,3
2,4
3,2
2,7
0,4
0,35
3,4
0,5
0,4
3,6
4,8
4,1
0,6
0,45
10000
4,2
5,6
4,8
0,7
0,5
2000
4,8
6,4
5,5
0,8
0,55
2.1
0,0003
0,0004
0,00035
0,00005
0,0000
2.2
1,2
1,6
1,3
0,2
0,25
1,4
1,4
0,25
0,2
1,8
2,5
1,8
0,3
0,25
��120 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Нормируемый температурный перепад между температурой внутреннего
воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции
Расчетный температурный перепад , °С, между температурой внутреннего
воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции не
должен превышать нормируемых величин , °С, установленных в таблице 40.
Таблица 42 
Нормируемый температурный перепад между температурой
внутреннего воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей
конструкции
Здания и помещения
Нормируемый температурный перепад
, °С, для
наружных
стен
покрытий и
чердачных
перекрытий
перекрытий
над
проездами,
подвал
ами
подпольями
зенитных
фонарей
1. Жилые, лечебно
профилактические и
детские учреждения, школы, интернаты
4,0
3,0
2,0
2. Общественные, кроме указанных в поз.1,
административные и бытовые, за
исключением помещений с влажным или
мокрым режимом
4,5
4,0
2,5
3. Производственные с сухим и нормальным
режимами
но не
более 7
, но не более 6
2,5
4. Производственные и другие помещения с
влажным или мокрым режимом
2,5
Производственные с
сухим и нормальным
режимами
2,2
2,2
0,35
0,3
2,6
3,5
2,6
0,35
10000
0,45
0,4
12000
3,4
4,5
3,4
0,5
0,45
3.1
0,0002
0,00025
0,0002
0,000025
0,0000
3.2
1,5
0,2
0,15
Здания и помещения
Нормируемый температурный перепад
, °С, для
наружных
стен
покрытий и
чердачных
перекрытий
перекрытий
над
проездами,
подвал
ами
подпольями
зенитных
фонарей
5. Производственные здания со
значительными избытками явной теплоты
(более 23
Вт/м
) и расчетной относительной
влажностью внутреннего воздуха более 50%
2,5
Удельный расход тепловой энергии на отопление здания
Удельный (на 1 м
отапливаемой площади пола квартир или полезной площади
помещений [или на 1 м
отапливаемого объема]) расход тепловой энергии на отопление
здания , кДж/(м
•°С•сут) или [кДж/(м
3
сут)], определяемый по приложению Г,
должен быть меньше или равен нормируемому значению , кДж/(м
•°С•сут) или
[кДж/(м
•°С•сут)], и определяется путем выбора теплозащитных свойств ограждающих
конструкций здания, объемнопланировочных решений, ориентации здания и типа,
эффективности и метода регулирования используемой системы отопления. Значения
удельного расхода тепловой энергии на отопление здания должно удовлетворять
значениям, приведенным в таблицах 43, 44.
Таблица 43 
Нормируемый удельный расход тепловой энергии на отопление
жилых домов одноквартирных отдельно стоящих и блокированных, кДж/(м2 0С)
Отапливаемая площадь домов, м
С числом этажей
60 и менее
1000 и более
Примечание
При промежуточных значениях отапливаемой площади дома в интервале 60
1000 м
значения
должны определяться по линейной интерполяции.
Таблица 44 
Нормируемый удельный расход тепловой энергии на отопление
зданий , кДж/(м2 0С) или (кДж/(м3 0С сут)
Типы зданий
Этажность зданий
12 и выше
1 Жилые, гостиницы,
общежития
По таблице 8
85[31]
для 4
этажных
одноквартирных
блокиро
ванных
домов
по
таблице 8
80[29]
76[27,5]
72[26]
70[25]
2 Общественные, кроме
перечисленных в поз.3, 4
и 5 таблицы
[42]; [38]; [36]
соответственно
нарастанию
этажности
[32]
[31]
[29,5]
[28]
3 Поликлиники и
лечебные учреждения,
дома
интернаты
[34]; [3
3]; [32]
соответственно
нарастанию
этажности
[31]
[30]
[29]
[28]
4 Дошкольные
учреждения
[45]
5 Сервисного
обслуживания
[23]; [22]; [21]
соответственно
нарастанию
этажности
[20]
[20]
Типы зданий
Этажность зданий
12 и выше
6 Административного
назначения (офисы)
[36]; [34]; [
33]
соответственно
нарастанию
этажности
[27]
[24]
[22]
[20]
[20]
Примечание
Для регионов, имеющих значение
°С·сут и более, нормируемые
следует
снизить на 5%.
В настоящем проекте расчет тепловых нагрузок производится с условием
строительства жилых зданий с классом энергетической эффективности «С».
Прогнозы
перспективных удельных расходов тепловой энергии для
обеспечения технологических процессов
В результате сбора исходных данных, проектов строительства новых
промышленных предприятий с использованием тепловой энергии в технологических
процессах не выявлено.
Проектом Генерального плана города Кириши не предусмотрено новое
строительство потребителей, использующих тепловую энергию в технологических
процессах.
Прогнозы
приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в каждом
расчетном элементе территориального деления в зоне действия
централизованного теплоснабжения
Перспективные нагрузки централизованного теплоснабжения на цели
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, рассчитаны по укрупненным
показателям потребности в тепловой энергии на основании площадей планируемой
застройки, представленной в таблице 43.
В виду отсутствия карты кадастрового деления на территории города Кириши,
расчетным элементом территориально деления приняты существующие и
планируемые микрорайоны.
Планируемые нагрузки для каждого элемента территориального деления на
��124 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;расчетный период схемы теплоснабжения (до 2028 года) приведены в таблицах 4547
твенно.
Приросты объема потребления тепловой энергии в границах планируемых
кварталов, представлены в таблицах 4854
На головном источнике системы централизованного теплоснабжения (блоках
ТЭЦ Киришской ГРЭС ОАО «ОГК2»), имеется значительный резерв мощности,
покрываемый планируемые нагрузки. Строительства новых источников
теплоснабжения не требуется.
При разработке проектов планировки и проектов застройки микрорайона ул.
Северной, для малоэтажной жилой застройки и застройки индивидуальными жилыми
домами, необходимо предусматривать теплоснабжение от автономных газовых
источников. Централизованное теплоснабжение малоэтажной застройки и
индивидуальной застройки нецелесообразно по причине малых нагрузок и малой
плотности застройки, ввиду чего требуется строительство тепловых сетей малых
диаметров, но большой протяженности.
Таблица 45 
Перспективная нагрузка VI микрорайона
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
микрорайон VI, 1
жилой дом
0,327
0,081
0,408
микрорайон VI, 2
жилой дом
22793
1,258
0,296
1,554
микрорайон VI, 3
жилой дом
12577
0,717
0,164
0,881
микрорайон VI, 4
жилой дом
0,412
0,071
0,483
микрорайон VI, 5
жилой дом
16466
0,913
0,214
1,127
микрорайон VI, 6
жило
й дом
0,236
0,046
0,282
микрорайон VI, 7
жилой дом
0,236
0,046
0,282
микрорайон VI, 8
жилой дом
12577
0,717
0,164
0,881
микрорайон VI, 9
жилой дом
0,327
0,081
0,408
микрорайон VI,
жилой дом
0,236
0,046
0,282
микрорайон VI,
жилой дом
0,327
0,081
0,408
микрорайон VI,
жилой дом
0,236
0,046
0,282
микрорайон VI,
жилой дом
0,559
0,123
0,682
микрорайон VI,
жилой дом
0,412
0,071
0,483
микрорайон VI,
жилой дом
0,236
0,046
0,282
микрор
айон VI,
жилой дом
0,236
0,046
0,282
микрорайон VI,
жилой дом
0,462
0,094
0,556
микрорайон VI,
жилой дом
15697
0,898
0,204
1,102
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
микрорайон VI,
жилой дом
0,327
0,081
0,408
микрорайон VI,
Школа
0,355
0,296
0,027
микрорайон VI,
детский сад
0,093
0,027
0,036
0,156
микрорайон VI,
детский сад
0,093
0,027
0,036
0,156
микрорайон VI,
Офисно
досуговый
центр
0,23
0,046
0,01
0,286
Всего , из них
165266
9,843
0,396
2,11
12,349
Жилье
153713
9,072
2,001
11,073
Административн
11553
0,771
0,396
0,109
1,276
Таблица 46 
Перспективная нагрузка IV микрорайона
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
микрорайон
Жилые дома
114750
6,770
1,492
8,262
микрорайон IV
Жилые дома
191250
11,284
2,486
13,770
микрорайон
детские
сады
0,093
0,027
0,036
0,157
микрорайон
детские
сады
0,286
0,083
0,114
0,483
микрорайон
профилактор
0,306
0,510
1,076
микрорайон
конный клуб
0,074
0,095
0,001
0,170
микрорайон
кинотеатр
0,056
0,067
0,003
0,126
микрорайон
объект
торговли
20000
1,116
0,097
0,039
1,252
микрорайон
предприятие
питания
0,025
0,049
0,031
0,105
микрорайон
предприятие
питания
0,025
0,049
0,031
0,105
микрорайон
Бани
0,009
0,031
0,260
0,300
микрорайон
бассейны
0,306
0,51
0,26
1,076
Всего , из них
340440
20,350
1,518
5,013
26,882
Жилье
306000
18,054
0,000
3,978
22,032
Административны
34440
2,296
1,518
1,035
4,850
Таблица 47 
Перспективная нагрузка микрорайона «Волховская набережна»
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
н Волховской
наб. (2012 г)
илые
здания
28500
1,682
0,371
2,052
н Волховской
наб. (2013 г)
жилые
здания
26500
1,564
0,345
1,908
н Волховской
наб. (2023 г)
Учебное
заведение
0,279
0,059
0,078
0,416
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
н Волховской
наб. (2023 г)
музей
0,031
0,006
0,001
0,038
н Волхо
вской
наб. (2016 г)
клуб
0,057
0,039
0,004
0,100
н Волховской
наб. (2028 г)
клуб
0,114
0,078
0,008
0,200
Всего, из них
62150
3,726
0,182
0,806
4,714
Жилье
55000
3,245
0,000
0,715
3,960
Административн
0,481
0,182
0,091
0,754
Таблица 48 
Прирост нагрузки микрорайона «В»
Назначение
Отапливаема
я площадь
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
ул. Героев уг. ул.
Энергетиков
больница
5000,
0,612
0,510
0,029
1,151
Таблица 49 
Прирост нагрузки микрорайона «А»
Назначение
Отапливаемая
площадь
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
Спорткомплекс
спорткомплекс
10000,
0,608
0,529
0,039
1,176
Таблица 50 
Прирост объемов потребления тепловой энергии в микрорайоне «VI»
Назначение
Отапливаемая
площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всего,
Гкал/год
микрорайон VI, 1
жилой дом
828,9
0,0
758,3
1587,3
микрорайон VI, 2
жилой дом
22793
3189,0
0,0
5960,2
микрорайон VI, 3
жилой дом
12577
1817,6
0,0
1535,4
3353,0
микрорайон VI, 4
жилой дом
1044,4
0,0
664,7
1709,1
микрорайон VI, 5
жилой дом
16466
2314,4
0,0
2003,5
4318,0
микрорайон VI, 6
жилой дом
598,3
0,0
430,7
1028,9
микрорайон VI,
жилой дом
598,3
0,0
430,7
1028,9
микрорайон VI, 8
жилой дом
12577
1817,6
0,0
1535,4
3353,0
микрорайон VI, 9
жилой дом
828,9
0,0
758,3
1587,3
микрорайон VI,
жилой дом
598,3
0,0
430,7
1028,9
микрорайон VI,
жилой дом
828,9
0,0
758,3
1587,3
микрорайон VI,
жилой дом
598,3
0,0
430,7
1028,9
микрорайон VI,
жилой дом
1417,1
0,0
1151,5
2568,6
микрорайон VI,
жилой дом
1044,4
0,0
664,7
1709,1
микрорайон VI,
жилой дом
598,3
0,0
430,7
1028,9
микрорайон
VI,
жилой дом
598,3
0,0
430,7
1028,9
Назначение
Отапливаемая
площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всего,
Гкал/год
микрорайон VI,
жилой дом
1171,2
0,0
880,0
2051,2
микрорайон VI,
жилой дом
15697
2276,4
0,0
1909,9
4186,3
микрорайон VI,
жилой дом
828,9
0,0
758,3
1587,3
микрорайон VI,
Школа
899,9
750,4
252,8
1903,1
микрорайон VI,
детский сад
235,8
68,4
337,0
641,2
микрорайон VI,
детский сад
235,8
68,4
337,0
641,2
микрорайон VI,
23 (2018)
Офисно
досуговый
центр
583,0
116,6
93,6
793,3
Всего , из них
165266
24951,9
1003,9
754,2
45709,9
Жилье
153713
22997,4
0,0
18733,7
41731,1
Таблица 51 
Прирост объемов потребления тепловой энергии в микрорайоне «IV»
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всего,
ал/год
микрорайон IV,
(2019
Жилые дома
114750
17162,5
0,0
13966,0
31128,5
микрорайон IV,
(2024
Жилые дома
191250
28604,2
0,0
23276,7
51880,9
микрорайон VI, 2
(2019
детские сады
235,8
68,4
337,0
641,2
микрорайон VI, 2
(2024
детские сады
6869,2
725,4
210,6
1065,1
2001,1
микрорайон VI, 2
(2024
профилактор
775,7
1292,8
2434,2
4502,7
микрорайон VI, 2
(2024
конный клуб
187,6
240,8
9,4
437,8
микрорайон VI, 2
(2019
кинотеатр
142,0
169,8
28,1
микрорайон VI, 2
(2024
объект
торговли
20000
2829,0
245,9
365,1
3440,1
микрорайон VI, 2
(2016)
предприятие
питания
63,4
124,2
290,2
477,8
микрорайон VI, 2
(2024
предприятие
питания
63,4
124,2
290,2
477,8
микрорайон VI, 2
(2024
Бани
22,8
78,6
2434,2
2535,6
микрорайон VI, 2
(2019
бассейны
775,7
1292,8
2434,2
4502,7
Всего , из них
340440
51587
46930
102366
Жилье
306000
45767
37243
83009
Административн
34440
19357
��128 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 52 
Прирост объемов потребления тепловой энергии в микрорайоне
«Волховская набережная»
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всего,
Гкал/год
н Волховской
наб. (2012 г)
жилые
здания
28500
2,6
0,0
3468,7
7731,3
н Волховской
наб. (2013 г)
жилые
здания
26500
3963,5
0,0
3225,3
7188,7
н Волховской
наб. (2023 г)
Учебное
заведение
707,3
149,6
730,3
1587,1
н Волховской
наб. (2023 г)
музей
78,6
15,2
9,4
103,2
н Волховской
наб. (
2016 г)
клуб
144,5
98,9
37,4
280,8
н Волховской
наб. (2028 г)
клуб
289,0
197,7
74,9
561,6
Всего , из них
62150
17453
Жилье
55000
14920
Административн
Таблица 53 
Прирост объемов потребления тепловой энергии в микрорайоне «В»
Назначение
Отапливаемая
площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всего,
Гкал/год
ул. Геророевуг. Ул.
больница
Всего , из них
Административные
Таблица 54 
Прирост объемов потребления тепловой энергии в микрорайоне «А»
Назначение
Отапливаема
я площадь,
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции
, Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всего,
Гкал/год
Спорткомплекс
спорткомплекс
10000
1541,3
1341,0
365,1
3247,4
Всего, из них
10000
1541,273
1341,009
365,125
3247,406
Жилье
0,000
0,000
0,000
0,000
Административны
10000
Существующие и планируемые нагрузки на период разработки схемы
теплоснабжения (до 2028 года) приведены в таблице 55. Графическое представление
данных таблицы 55, приведено на рисунке 39.
Таблица 55 
Существующие и планируемые нагрузки микрорайонов
Микрорайон
Всего,
Гкал/ч
Жилые здания,
Гкал/ч
Административные,
Гкал/ч
Прочи
е,
Гкал/ч
Микрорайон "А" из них:
12,349
11,073
1,276
Микрорайон "Б"
22,06
18,999
3,061
Микрорайон "В"
9,882
7,077
2,566
0,239
Микрорайон "Г1"
18,116
9,645
8,407
0,064
Микрорайон
Всего,
Гкал/ч
Жилые здания,
Гкал/ч
Административные,
Гкал/ч
Прочи
е,
Гкал/ч
Микрорайон "Г2"
15,599
14,061
1,538
Микрорайон "Д1"
12,62
9,03
3,59
Микрор
айон "Д2"
9,508
8,038
1,47
Микрорайон "Е"
10,884
10,162
0,722
Микрорайон "Ж"
8,104
7,682
0,422
Микрорайон "К"
8,157
1,698
6,459
Микрорайон "Восточный
20,416
18,046
2,331
0,039
Микрорайон "Восточный
7,163
5,591
0,782
0,79
Микрорайон Бере
10,486
9,294
1,192
Микрорайон Березки
12,111
11,89
0,221
Микрорайон "Северный"
4,397
1,104
3,293
Микрорайон "Южный"
1,945
0,661
1,284
Микрорайон "ЖД"
Микрорайон "Западный"
0,606
0,542
0,064
Всего
193,403
142,286
40,344
10,7
Перспектива
Микрорайон "VI"
12,349
11,073
1,276
Микрорайон "iV"
26,882
22,032
4,85
Микрорайон "Волховскойнаб"
4,714
3,96
0,754
Микрорайон "А"
1,176
1,176
Микрорайон "В"
1,151
1,151
Всего
46,272
37,065
9,207
��130 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 39 
Существующие и планируемые
нагрузки микрорайонов
��131 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Ежегодный прирос нагрузки централизованной системы теплоснабжения
представлен в таблице 56. На рисунках 4043 представлены приросты в границах
варталов и в целом по городу.
Таблица 56 
Планируемые ежегодные приросты нагрузок
Показатель
Нагруз
ка теплоснабжения, Гкал/ч
2023
2028
Квартал 6
Жилищный фонд
Отопление
1,258
1,434
1,737
1,975
1,36
ГВС
0,296
0,328
0,356
0,399
0,298
ВСЕГО
1,554
1,762
2,093
2,374
1,658
Административные
Отопление
0,448
0,23
0,093
Вентиляция
0,323
0,046
0,027
ГВС
0,063
0,01
0,036
ВСЕГО
0,834
0,286
0,156
Всего
Отопление
1,258
1,882
1,737
2,205
1,453
Вентиляция
0,323
0,046
0,027
ГВС
0,296
0,391
0,356
0,409
0,334
ВСЕГО
1,554
2,596
2,093
2,66
1,814
Квартал 4
Жилищный фонд
Отопление
6,77
11,284
ГВС
1,492
2,486
ВСЕГО
8,262
13,77
Административные
Отопление
0,081
1,515
0,7
Вентиляция
0,116
0,634
0,768
ГВС
0,034
0,335
0,666
ВСЕГО
0,231
2,48
2,134
Всего
Отопление
0,081
8,285
11,984
Вентиляция
0,116
0,634
0,768
ГВС
0,034
1,827
3,152
ВСЕГО
0,231
10,746
15,904
Квартал Волховской наб.
Жилищный фонд
Отопление
ГВС
ВСЕГО
Админис
тративные
Отопление
0,057
0,31
0,114
Вентиляция
0,039
0,065
0,078
ГВС
0,004
0,079
0,008
ВСЕГО
0,1
0,454
0,2
ВСЕГО
Отопление
0,057
0,31
0,114
Вентиляция
0,039
0,065
0,078
ГВС
0,004
0,079
0,008
ВСЕГО
0,1
0,454
0,2
Квартал "В"
Административные
Отопление
0,612
Вентиляция
0,51
ГВС
0,029
ВСЕГО
1,151
Показатель
Нагруз
ка теплоснабжения, Гкал/ч
2023
2028
Квартал "А"
Административные
Отопление
0,608
Вентиляция
0,529
ГВС
0,039
ВСЕГО
1,176
Всего по перспективной застройке
Отопление
1,258
2,02
2,349
2,205
10,656
12,098
Вентиляция
0,478
0,51
0,046
1,255
0,846
ГВС
0,296
0,429
0,385
0,409
2,279
3,16
ВСЕГО
1,554
2,927
3,244
2,66
14,19
16,104
Рисунок 40 
Планируемый прирост
нагрузок
в микрорайоне
��133 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 41 
Планируемый прирост
нагрузок в микрорайоне
Рисунок 42 
Планируемый прирост
нагрузок в микрорайоне Волховская наб
��134 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 43 
Планируемый прирост
нагрузок в г. Кириши
Прогнозы
приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя с
разделением по видам теплопотребления в расчетных
элементах территориального
деления в
зонах действия индивидуального
теплоснабжения на каждом этапе
Проектом схемы теплоснабжения города Кириши, планируется строительство
новой малоэтажной жилой застройки и индивидуальных жилых домов в районе ул.
Северной.
Тепловая нагрузка планируемой застройки представлена в таблице 57.
Ежегодные приросты нагрузок на отопление и ГВС представлены в таблиц
59.
Таблица 57 
Перспективная нагрузка микрорайона ул. Северной
Назнач
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/ч
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/ч
Нагрузка
ГВС,
Гкал/ч
Всего,
Гкал/ч
Малоэтажные дома
3 эт.)
жилой дом
28000
3,444
1,736
5,180
Индивидуальные
дома
жилой дом
17000
0,272
0,102
0,374
Всего , из них
45000
3,716
1,838
5,554
Жилье
45000
3,716
1,838
5,554
��135 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 58 
Перспективный прирост теплопотребления микрорайона ул.
Северной
Назначение
Отапливаема
я площадь, м
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всег
о,
Гкал/год
Малоэтажные дома
3 эт.)
жилой дом
28000
8730,5
16252,7
24983,2
индивидуальные
дома
жилой дом
17000
689,5
954,9
1644,5
Всего , из них
45000
17208
26628
Жилье
45000
17208
26628
Таблица 59 
Планируемые ежегодные приросты нагрузок
Показатель
2023
2028
Квартал ул. Северной
Малоэтажная застройка
Отопление
0,246
0,492
0,738
0,738
1,23
ГВС
0,124
0,248
0,372
0,372
0,62
ВСЕГО
0,37
0,74
1,11
1,11
1,85
Индивидуальная застройка
Отопление
0,058
0,022
0,032
0,160
ГВС
0,022
0,008
0,012
0,060
ВСЕГО
0,079
0,031
0,044
0,220
Всего
Отопление
0,246
0,492
0,738
0,0576
0,0224
0,77
1,39
ГВС
0,124
0,248
0,372
0,022
0,008
0,384
0,680
ВСЕГО
0,37
0,74
1,11
0,07
0,031
1,154
2,070
Рисунок 44 
Прирост нагрузок индивидуального теплоснабжения в г. Кириши
��136 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;2.1.7. Прогнозы
приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, с
учетом возможных изменений производственных зон и их
перепрофилирования и приростов объемов потребления тепловой энергии
(мощности) производственными объектами с разделением по видам
теплопотребления и по видам теплоносителя (горячая вода и пар) в зоне
действия каждого из существующих или
предлагаемых для строительства
источников тепловой энергии на каждом этапе
В результате сбора исходных данных, проектов строительства новых
промышленных предприятий с использованием тепловой энергии в технологических
процессах в виде горячей воды или пара не выявлено.
Проектом Генерального плана города Кириши не предусмотрено новое
строительство промышленных потребителей, использующих тепловую энергию
горячей воды и пара в технологических процессах и отоплении.
На сегодняшний день в границах г. Кириши осуществляет производственную
деятельность Киришский нефтеперерабатывающий завод. (НПЗ) ООО «КИНЕФ».
ООО «КИНЕФ» является основным потребителем тепловой энергии в виде пара
различных параметров на территории города Кириши. Потребление тепловой энергии
ООО «КИНЕФ» составляет более 78% от общего отпуска тепловой энергии от ГРЭС.
На основании пункта 1.2 Протокола технического совещания № 1 от 6.11.2014
г. в адрес Филиала ОАО «ОГК2» Киришская ГРЭС от ООО «КИНЕФ» направлена
заявка на получение пара высокого давления. Объект теплоснабжения расположен по
адресу: Ленинградская область, г. Кириши, шоссе Энтузиастов 1, территория
комплекса глубокой переработки нефти ООО «КИНЕФ». Требуемая тепловая нагрузка
и параметры пара представлены в таблице 60.
Таблица 60 
Тепловая нагрузка
и параметры
Наименование
Тепловая нагрузка, т/час/ Гкал/час
раб
раб
Максимальная
Средняя
Минимальная
Всего по объекту
100/70
70/49
6,/42
445±5
67±1
Срок ввода объекта в эксплуатацию 2 квартал 2015 года.
Нагрузки промышленного предприятия ООО «КИНЕФ» представлены в
таблице 61.
��137 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 61 
Объем потребления тепловой энергии предприятиями
за 2014 год
Наименование потребителя
Теплоноситель
Максимальная нагрузка
Гкал/час
ООО "КИНЕФ"
371,2
технологич. нужды
пар 7 ата
пар 13 ата
отоп
ление
гор. вода
вентиляция
12,8
технология
5,2
ГВС
3,2
МП "Жилищное хозяйство"
гор. вода
211,66
отопление
126,46
гор. водоснабжение
52,458
вентиляция, кондицион
14,508
нормативные потери
18,234
ЗАО "Молодежный"
гор. вода
29,1
отопление
17,6
гор. водоснабжение
0,2
вентиляция
3,6
Нормативные потери
7,7
ЗАО "Киришский ДСК"
пар 7 ата
12,39
технология
5,6
гор. водоснабжение
0,19
отопление,вентиляция
6,6
ЗАО "КМУ СЗЭМ"
гор. вода
0,3283
отопление
0,0683
гор.в
одоснаб.технолог.
0,26
ООО "Высотник"
гор. вода
0,082
отопление
0,069
вентиляция
0,012
технологические потери
0,001
ГВС и подпитка
0,01
УТ и ПО ООО "Кинеф"
гор. вода
0,1261
отопление
0,0919
вентиляция
0,0332
нормативные потери
0,00
ООО "ТИСМА"
гор. вода
0,1158
отопление
0,079
вентиляция
0,023
ГВС
0,013
нормативные потери
0,0008
ООО "ПЕНОПЛЕКС СПб" (филиал в г. Кириши)
пар 6 ата
7,35
отопление, вентиляция
5,95
технология
1,4
ООО "СТРОЙТЕХ"
гор. вода
0,0594
отоп
ление
0,039
вентиляция
0,011
ГВС
0,009
нормативные потери
0,0004
Итого
632,41
��138 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 45 
Распределение полезного отпуска от Киришской ГРЭС
Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с
которыми заключены или могут быть заключены в перспективе
свободные долгосрочные договоры теплоснабжения
Согласно п. 15, Ст. 10, ФЗ №190 «О теплоснабжении»: «Перечень потребителей
или категорий потребителей тепловой энергии (мощности), теплоносителя, имеющих
право на льготные тарифы на тепловую энергию (мощность), теплоноситель (за
исключением физических лиц), подлежит опубликованию в порядке, установленном
правилами регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения, утвержденными
Правительством Российской Федерации».
Потенциальные социально значимые потребители, для которых могут быть
установлены льготные тарифы на тепловую энергию, приведены в таблице 62
Ориентировочное годовое потребление тепловой энергии такими потребителями
составляют 15 033 Гкал/год.
Таблица 62 
Объем потребления тепловой энергии социально значимыми
предприятиями, Гкал
Назначение
Отапливаема
я площадь
Нагрузка
отопления,
Гкал/год
Нагрузка
Вентиляции,
Гкал/год
Нагрузка
ГВС,
Гкал/год
Всего,
Гкал/год
ул. Героев уг. Ул.
Энергетиков
больница
н Волховской
наб.
(2023 г)
Учебное
заведение
707,3
149,6
730,3
1587,1
микрорайон VI, 20
Школа
899,9
750,4
252,8
1903,1
микрорайон VI, 21
детский сад
235,8
68,4
337,0
641,2
микрорайон VI, 22
детский сад
235,8
68,4
337,0
641,2
микрорайон
V, 2
(2019
детские сады
235,8
68,4
337,0
641,2
микрорайон
V, 2
(2024
детские сады
6869,2
725,4
210,6
1065,1
2001,1
микрорайон
V, 2
(2024
профилактор
775,7
1292,8
2434,2
4502,7
Всего, из них
28883
15033
Административн
28883
15033
Прогноз
перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с
которыми заключены или могут быть заключены долгосрочные договоры
теплоснабжения
В соответствии с действующим законодательством деятельность по
производству, передаче и распределению тепловой энергии регулируется
государством, тарифы на теплоэнергию ежегодно устанавливаются тарифными
комитетами. Одновременно Федеральным законом от 27.07.2010 г. № 190ФЗ «О
теплоснабжении» определено, что поставки тепловой энергии (мощности),
теплоносителя объектами, введенными в эксплуатацию после 1 января 2010 г., могут
осуществляться на основе долгосрочных договоров теплоснабжения (на срок более чем
1 год), заключенных между потребителями тепловой энергии и теплоснабжающей
организацией по ценам, определенным соглашением сторон. У организаций
коммунального комплекса (ОКК) в сфере теплоснабжения появляется возможность
осуществления производственной и инвестиционной деятельности в условиях
нерегулируемого государством (свободного) ценообразования. При этом возможна
реализация инвестиционных проектов по строительству объектов теплоснабжения,
обоснование долгосрочной цены поставки теплоэнергии и включение в нее
инвестиционной составляющей на цели возврата и обслуживания привлеченных
инвестиций.
Основные параметры формирования долгосрочной цены:
обеспечение экономической доступности услуг теплоснабжения потребителям;
в необходимой валовой выручке (НВВ) для расчета цены поставки тепловой
энергии включаются экономически обоснованные эксплуатационные
издержки;
в НВВ для расчета цены поставки тепловой энергии включается амортизация
по объектам инвестирования и расходы на финансирование капитальных
вложений (возврат инвестиций инвестору или финансирующей организации)
из прибыли; суммарная инвестиционная составляющая в цене складывается из
��140 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;амортизационных отчислений и расходов на финансирование инвестиционной
деятельности из прибыли с учетом возникающих налогов;
необходимость выработки мер по сглаживанию ценовых последствий
инвестирования (оптимальное «нагружение» цены инвестиционной
составляющей);
обеспечение компромисса интересов сторон (инвесторов, потребителей,
эксплуатирующей организации) достигается разработкой долгосрочного
ценового сценария, обеспечивающего приемлемую коммерческую
эффективность инвестиционных проектов и посильные для потребителей
расходы за услуги теплоснабжения;
Если перечисленные выше условия не будут выполнены  достичь
договоренности сторон по условиям и цене поставки тепловой энергии, будет
затруднительно.
В границах города Кириши не предполагается строительство новых источников
теплоснабжения. Свободные долгосрочные договоры могут заключаться в расчете на
разработку и реализацию инвестиционной программы по реконструкции тепловых
сетей.
Перспективное потребление по свободным долгосрочным договорам може
составлять 165 529 Гкал/год.
Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с
которыми заключены или могут быть заключены договоры
теплоснабжения по регулируемой цене
В настоящее время данная модель применима только для теплосетевых
организаций, поскольку Методические указания, утвержденные Приказом ФСТ от
01.09.2010 г. № 221э/8 и утвержденные параметры RABрегулирования действуют
только для организаций, оказывающих услуги по передаче тепловой энергии. Для
перехода на этот метод регулирования тарифов необходимо согласование ФСТ России.
Тарифы по методу доходности инвестированного капитала устанавливаются на
долгосрочный период регулирования (долгосрочные тарифы): не менее 5 лет (при
переходе на данный метод первый период долгосрочного регулирования не менее 3х
лет), отдельно на каждый финансовый год.
При установлении долгосрочных тарифов фиксируются две группы
��141 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;параметров:
пересматриваемые ежегодно (объем оказываемых услуг, индексы роста цен,
личина корректировки тарифной выручки в зависимости от факта
выполнения инвестиционной программы (ИП));
не пересматриваемые в течение периода регулирования (базовый уровень
операционных расходов (OPEX) и индекс их изменения, нормативная величина
оборотного капитала, норма доходности инвестированного капитала, срок
возврата инвестированного капитала, уровень надежности и качества услуг).
Определен порядок формирования НВВ организации, принимаемой к расчету
при установлении тарифов, правила расчета нормы доходности инвестированного
капитала, правила определения стоимости активов и размера инвестированного
капитала, правила определения долгосрочных параметров регулирования с
применением метода сравнения аналогов.
Основные параметры формирования долгосрочных тарифов методом RAB:
тарифы устанавливаются на долгосрочный период регулирования, отдельно на
каждый финансовый год; ежегодно тарифы, установленные на очередной
финансовый год, корректируются; в тарифы включается инвестиционная
составляющая, исходя из расходов на возврат первоначального и нового
капитала при реализации ИП организации;
для первого долгосрочного периода регулирования установлены ограничения
по структуре активов: доля заемного капитала  0,3, доля собственного капитала
0,7.
срок возврата инвестированного капитала (20 лет); в НВВ для расчета тарифа
не учитывается амортизация основных средств в соответствии с принятым
организацией способом начисления амортизации, в тарифе учитывается
амортизация капитала, рассчитанная из срока возврата капитала 20 лет;
рыночная оценка первоначально инвестированного капитала и возврат
первоначального и нового капитала при одновременном исключении
амортизации из операционных расходов ведет к снижению инвестиционного
ресурса, возникает противоречие с Положением по бухгалтерскому учету, при
необходимости осуществления значительных капитальных вложений  ведет к
��142 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;значительному увеличению расходов на финансирование ИП из прибыли и
возникновению дополнительных налогов;
устанавливается норма доходности инвестированного капитала, созданного до
и после перехода на RABрегулирование (на каждый год первого
долгосрочного периода регулирования, на последующие долгосрочные
периоды норма доходности инвестированного капитала, созданного до и после
перехода на RABрегулирование, устанавливается одной ставкой);
осуществляется перераспределение расчетных объемов НВВ периодов
регулирования в целях сглаживания роста тарифов (не более 12% НВВ
регулируемого периода).
Доступна данная финансовая модель
для Предприятий, у которых есть
достаточные «собственные средства» для реализации инвестиционных программ,
возможность растягивать возврат инвестиций на 20 лет, возможность привлечь займы
на условиях установленной доходности на инвестируемый капитал. Для большинства
ОКК установленная параметрами R
регулирования норма доходности
инвестированного капитала не позволяет привлечь займы на финансовых рынках в
современных условиях, т.к. стоимость заемного капитала по условиям банков выше.
Привлечение займов на срок 20 лет тоже проблематично и влечет за собой схемы
неоднократногоперекредитования, что значительно увеличивает расходы ОКК на
обслуживание займов, финансовые потребности ИП и риски при их реализации. Таким
образом, для большинства ОКК применение RAB
регулирования не ведет к
возникновению достаточных источников финансирования ИП (инвестиционных
ресурсов), позволяющих осуществить реконструкцию и модернизацию теплосетевого
комплекса при существующем уровне его износа.
В 2011 г. использование данного метода разрешено только для теплосетевых
организаций из списка пилотных проектов, согласованного ФСТ России. В
дальнейшем широкое распространение данного метода для теплосетевых и других
теплоснабжающих организаций коммунального комплекса вызывает сомнение.
Перспективное потребление по долгосрочным договорам по регулируемой
цене может составлять
16 553 Гкал/год (не более 10% от планируемого прироста).
��143 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 3.
ЭЛЕКТРОННАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИ
ПОСЕЛЕНИЯ, ГОРОДСКОГО ОКРУГА
Электронная модель системы теплоснабжения выполнена в ГИС Zulu 7.0.
Все расчеты, приведенные в данной работе, сделаны на электронной модели.
Для дальнейшего использования электронной модели, теплоснабжающие
организации должны быть обеспечены данной программой.
Пакет ZuluThermo позволяет создать расчетную математическую модель сети,
выполнить паспортизацию сети, и на основе созданной модели решать
информационные задачи, задачи топологического анализа, и выполнять различные
теплогидравлические расчеты.
Рисунок 46 
Внешний вид электронной модели
Расчету подлежат тупиковые и кольцевые тепловые сети, в том числе с
повысительными насосными станциями и дросселирующими устройствами,
работающие от одного или нескольких источников.
Программа предусматривает теплогидравлический расчет с присоединением к
сети индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) и центральных тепловых пунктов
��144 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;(ЦТП) по нескольким десяткам схемных решений, применяемых на территории
России.
Расчет систем теплоснабжения может производиться с учетом утечек из
тепловой сети и систем теплопотребления, а также тепловых потерь в трубопроводах
тепловой сети.
Расчет тепловых потерь ведется либо по нормативным потерям, либо по
фактическому состоянию изоляции.
Расчеты ZuluThermo могут работать как в тесной интеграции с
геоинформационной системой (в виде модуля расширения ГИС), так и в виде
отдельной библиотеки компонентов, которые позволяют выполнять расчеты из
приложений пользователей.
В настоящий момент продукт существует в следующих вариантах:
ZuluThermo
 расчеты тепловых сетей для ГИС Zulu
ZuluArcThermo
 расчеты тепловых сетей для ESRI ArcGIS
ZuluNetTools
 ActiveXкомпоненты для расчетов инженерных сетей
Состав задач
Построение расчетной модели тепловой сети
Паспортизация объектов сети
Наладочный расчет тепловой сети
Поверочный расчет тепловой сети
Конструкторский расчет тепловой сети
Расчет требуемой температуры на источнике
Коммутационные задачи
Построение пьезометрического графика
Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию
Построение расчетной модели тепловой сети
При работе в геоинформационной стистеме сеть достаточно просто и быстро
заноситься с помощью мышки или по координатам. При этом сразу формируется
��145 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;расчетная модель. Остается лишь задать расчетные параметры объектов и нажать
кнопку выполнения расчета.
Подробнее о том, как моделируется тепловая сеть в ГИС читайте в статье
«Элементы, из которых строится сеть»
Наладочный расчет тепловой сети
Целью наладочного расчета является обеспечение потребителей расчетным
количеством воды и тепловой энергии. В результате расчета осуществляется подбор
элеваторов и их сопел, производится расчет смесительных и дросселирующих
устройств, определяется количество и место установки дроссельных шайб. Расчет
может производиться при известном располагаемом напоре на источнике и его
автоматическом подборе в случае, если заданного напора не достаточно.
зультате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах,
напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура
теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), величина избыточного напора
у потребителей, температура внутреннего воздуха.
Дросселирование избыточных напоров на абонентских вводах производят с
помощью сопел элеваторов и дроссельных шайб. Дроссельные шайбы перед
абонентскими вводами устанавливаются автоматически на подающем, обратном или
обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического
режима. При работе нескольких источников на одну сеть определяется распределение
воды и тепловой энергии между источниками. Подводится баланс по воде и
отпущенной тепловой энергией между источником и потребителями. Определяются
потребители и соответствующий им источник, от которого данные потребители
получают воду и тепловую энергию.
Поверочный расчет тепловой сети
Целью поверочного расчета является определение фактических расходов
теплоносителя на участках тепловой сети и у потребителей, а также количестве
тепловой энергии получаемой потребителем при заданной температуре воды в
подающем трубопроводе и располагаемом напоре на источнике.
Созданная математическая имитационная модель системы теплоснабжения,
служащая для решения поверочной задачи, позволяет анализировать гидравлический и
��146 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;тепловой режим работы системы, а также прогнозировать изменение температуры
внутреннего воздуха у потребителей. Расчеты могут проводиться при различных
исходных данных, в том числе аварийных ситуациях, например, отключении
отдельных участков тепловой сети, передачи воды и тепловой энергии от одного
источника к другому по одному из трубопроводов и т.д.
В результате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах,
напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура
теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), температуры внутреннего
воздуха у потребителей, расходы и температуры воды на входе и выходе в каждую
систему теплопотребления. При работе нескольких источников на одну сеть
определяется распределение воды и тепловой энергии между источниками.
Подводится баланс по воде и отпущенной тепловой энергией между источником и
потребителями. Определяются потребители и соответствующий им источник, от
которого данные потребители получают воду и тепловую энергию.
Конструкторский расчет тепловой сети
Целью конструкторского расчета является определение диаметров
трубопроводов тупиковой и кольцевой тепловой сети при пропуске по ним расчетных
расходов при заданном (или неизвестном) располагаемом напоре на источнике
Данная задача может быть использована при выдаче разрешения на
подключение потребителей к тепловой сети, так как в качестве источника может
выступать любой узел системы теплоснабжения, например тепловая камера. Для более
гибкого решения данной задачи предусмотрена возможность изменения скорости
движения воды по участкам тепловой сети, что приводит к изменению диаметров
трубопровода, а значит и располагаемого напора в точке подключения.
В результате расчета определяются диаметры трубопроводов тепловой сети,
располагаемый напор в точке подключения, расходы, потери напора и скорости
движения воды на участках сети, располагаемые напоры на потребителях.
Расчет требуемой т
емпературы на источнике
Целью задачи является определение минимально необходимой температуры
теплоносителя на выходе из источника для обеспечения у заданного потребителя
температуры внутреннего воздуха не ниже расчетной.
��147 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Коммутационные задачи
Анализ отключений, переключений, поиск ближайшей запорной арматуры,
отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок и т.д.
Подробно с описанием задач можно ознакомиться здесь...
Пьезометрический график
Целью построения пьезометрического графика является наглядная
иллюстрация результатов гидравлического расчета (наладочного, поверочного,
конструкторского). При этом на экран выводятся:
линия давления в подающем трубопроводе
линия давления в обратном трубопроводе
линия поверхности земли
линия потерь напора на шайбе
высота здания
линия вскипания
линия статического напора
Цвет и стиль линий задается пользователем.
Рисунок 47 
Пьезометрический график
��148 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;В таблице под графиком выводятся для каждого узла сети наименование,
геодезическая отметка, высота потребителя, напоры в подающем и обратном
трубопроводах, величина дросселируемого напора на шайбах у потребителей, потери
напора по участкам тепловой сети, скорости движения воды на участках тепловой сети
и т.д. Количество выводимой под графиком информации настраивается пользователем.
Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию
.
Целью данного расчета является определение нормативных тепловых потерь
через изоляцию трубопроводов. Тепловые потери определяются суммарно за год с
разбивкой по месяцам. Просмотреть результаты расчета можно как суммарно по всей
тепловой сети, так и по каждому отдельно взятому источнику тепловой энергии и
каждому центральному тепловому пункту (ЦТП). Расчет может быть выполнен с
учетом поправочных коэффициентов на нормы тепловых потерь.
Рисунок 48 
Расчет нормативных тепловых потерь
Результаты выполненных расчетов можно экспортировать в MS Excel.
��149 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 4.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ
ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВОЙ
НАГРУЗКИ
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
Резервы тепловой мощности в границах кварталов рассчитаны с помощью
электронной модели схемы теплоснабжения города Кириши в РПК Zulu 7.0. Данные
расчетов резервов приведены в таблице
Резервы выявлены во всех микрорайонах. Величина резерва для каждого
микрорайона различна, и зависит от удаленности насосной и от диаметра
магистральной тепловой сети, а также от плотности существующей застройки.
Наибольшие резервы выявлены в микрорайонах: А, Б, Восточный1, Северный. В
близи данных микрорайонов расположены магистрали тепловых сетей больших
диаметров.
Наименьшее значение резерва выявлено в границах микрорайона Южный.
Микрорайон значительно удален от насосных станций и имеет сети малого диаметра.
Наличие резервов тепловой энергии в границах кварталов существующей
застройки, дает возможность проводить точечную застройку, а также реконструкцию
существующих зданий.
Таблица 63 
Существующие резервы тепловой мощности в кварталах
Район
Тепловая мощность, Гкал/ч
Нагрузка
отопления
Нагрузка
Вентиляции
Нагрузка ГВС
Всего
Резерв
Гкал/ч
Резерв,
Микрорайон "А"
9,943
0,396
2,11
12,45
2,56
20,5
Микрорайон "Б"
17,838
0,679
3,55
22,07
4,49
20,4
Микрорайон "В"
7,014
0,333
2,535
9,88
1,32
13,3
Микрорайон "Г1"
15,382
2,901
3,248
21,53
1,61
7,5
Микрорайон "Г2"
13,863
4,822
18,69
0,68
3,6
Микрорайон "Д1"
8,468
0,55
3,782
12,80
1,51
11,8
Микрорайон "Д2"
7,48
0,215
1,8
9,51
1,18
12,4
Микрорайон "Е"
8,555
2,329
10,88
1,75
16,1
Микрорайон "Ж"
6,554
0,171
1,666
8,39
0,83
9,9
Микрорайон "К"
3,154
2,806
2,197
8,16
1,42
17,3
Микрорайон
"Восточный
16,827
0,122
3,673
20,62
2,92
14,2
Микрорайон
"Восточный
5,629
1,179
9,08
0,85
9,4
Микрорайон Березки
8,244
0,535
1,849
10,63
1,27
11,9
Микрорайон Березки
8,47
0,095
3,546
12,11
1,53
12,6
Район
Тепловая мощность, Гкал/ч
Нагрузка
отопления
Нагрузка
Вентиляции
Нагрузка ГВС
Всего
Резерв
Гкал/ч
Резерв,
Микрорайон
"Северный"
4,224
0,173
4,40
2,17
49,4
Микрорайон "Южный"
1,297
0,648
1,95
0,05
2,6
Микрорайон "ЖД"
9,00
0,75
8,3
Микрорайон
"Западный"
0,459
0,034
0,113
0,61
0,10
16,5
Всего
148,401
14,109
40,233
202,74
20,69
10,2
Гидравлический расчет показал возможность обеспечения планируемой
застройки централизованным теплоснабжением. Общая тепловая нагрузка
централизованного теплоснабжения на планируемый период составит 
Гкал/ч.
Данные о приросте нагрузки в границах существующих и планируемых
кварталов, представлены в таблице 64.
Таблица 64 
Планируемые тепловые нагрузки в кварталах
Район
Отапливаемая
площадь
Тепл
овая мощность, Гкал/ч
Нагрузка
отопления
Нагрузка
Вентиляции
Нагрузка
ГВС
Всего
Существующее
положение
1586425,5
148,401
14,109
40,233
202,743
Перспектива
Микрорайон "VI"
165266
9,804
0,357
2,109
12,27
Микрорайон "IV"
340440,2
20,35
1,518
5,013
26,8
Микрорайон "Волховской
наб."
62150
3,726
0,182
0,806
4,714
Микрорайон "А"
10000
0,598
0,529
0,039
1,166
Микрорайон "В"
0,612
0,51
0,029
1,151
Всего перспектива
582856
35,09
3,096
7,996
46,183
Итого на
рассматриваемый период
2169282
183,491
205
48,229
248,926
Гидравлический расчет
передачи теплоносителя для каждого
магистрального вывода с целью определения возможности
(невозможности) обеспечения тепловой энергией существующих и
перспективных потребителей, присоединенных к тепловой
сети
Гидравлический расчет выполнен на электронной модели схемы
теплоснабжения в РПК Zulu 7.0. Результаты расчета представлены в приложении 3.
По результатам гидравлического расчета сделаны выводы:
Существующие тепловые сети обеспечивают передачу тепловой энергии в
полном объеме, необходимой при расчетных параметрах наружного воздуха.
��151 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; Для обеспечения тепловой энергией планируемых потребителей на расчетный
период, необходимо строительство магистральных тепловых сетей и новой
насосной.
Планируемые мероприятия по обеспечению перспективных потребителей
тепловой энергией, описаны подробно в главе 7.
Выводы
о резервах (дефицитах) существующей системы теплоснабжения
при обеспечении перспективной тепловой нагрузки потребителей
Магистральные тепловые сети в границах централизованного теплоснабжения
имеют достаточный резерв пропускной способности для обеспечения перспективных
потребителей, при условии строительства новых магистралей в границах планируемой
застройки. Для компенсации гидравлических потерь по длине тепловых магистралей,
необходимо строительство насосной в районе планируемой застройки.
Строительство новых котельных, установок комбинированной выработки
тепловой и электрической энергии или крышных котельных в границах планируемой
застройки не требуется.
��152 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 5.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК И
МАКСИМАЛЬНОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
ТЕПЛОПОТРЕБЛЯЮЩИМИ УСТАНОВКАМИ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, В ТОМ ЧИСЛЕ В АВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ
На источнике тепловой энергии установлены две очереди водоподготовки
(химводоочистки).
Обессоленная вода, вырабатываемая КВП филиала ОАО «ОГК2»  Киришской
ГРЭС предназначена для восполнения потерь пара и конденсата в схеме станции, для
подпитки теплосети, приготовления химически очищенной воды для котлов
утилизаторов НПЗ. В качестве источника водоснабжения используется вода реки
Волхов.
Описание схемы ХВО1. Производительность химводоочистки по 2х
ступенчатому обессоливанию 580 т/час, из них 200 т/час проходит 3х ступенчатую
обработку. Сырая вода по трем трубопроводам подается на ВПУ Iой очереди: по двум
трубопроводам подогретая до 25С° подается на осветлители водоочистки, а оттуда в
схему обессоливания. Третий трубопровод сырой, не подогретой воды используется
для собственных нужд ВПУ. Схема обессоливания включает в себя: предочистку,
механические фильтры, Нкатионитовые фильтры 1 ступени (11 фильтров), ОН
фильтры 1 ступени (10 фильтров), декарбонизаторы, Н (4 фильтра)  и ОНфильтры (7
фильтров) 2 ступени и фильтры смешанного действия (2 фильтра) 3 ступени.
Описание схемы ХВО2. Сырая вода подается в установку с помощью
также производится на существующем оборудовании. Подогретая сырая вода
подается сначала под напором через новый двуступеньчатый трубчатый смеситель к
шести параллельным блокам флокуляциифлотациифильтрации (= Flotapur S).
Осветленная вода фильтруется с помощью слоя песка на днище флотационного
осветлителя. Далее осветленная вода направляется на обессоливающую установку.
Установка имеет 6 параллельных ионообменних линий, каждая из которых оснащена
слабокислотным и сильнокислотным катионообменниками, слабоосновным
анионообменником и сильноосновным анионообменником. Кроме этого, между
катионообменниками и анионообменниками предусматривается декарбонизация.
��153 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;После линий обессоливания вода протекает еще сквозь пять параллельных смешанных
ионообменников. Полная произ¬водительность 1000 м
/ч достигается, когда работают
четыре линии и четыре смешанных ионообменников, а две линии и один смешанный
ионообменник проходят стадию регенерации или ремонта.
Описание схемы подпитки тепловой сети. Для восстановления потерь горячего
водоснабжения вода для подпитки, соответствующая ГОСТ 2874 – 82, подогревается
до 30оС на ПГВ ТЭЦ, после чего поступает на установку умягчения. После обработки
на Naкатионитных фильтрах умягченная вода поступает на подогреватели ПГВ I и II
очереди. Нагретая до температуры 60 – 70°С, вода поступает по трем ниткам на
деаэраторы ДСВ800 и ДСВ1200, где происходит удаление кислорода и диоксида
углерода. Затем деаэрированнаяподпиточная вода поступает в баки ГВС, в которых
находится под паровой подушкой с целью исключения присоса воздуха. В трубопровод
подачи воды на баки ГВС дозируется силикат натрия для уменьшения скорости
коррозии теплосети.
Баланс пароснабжения
В таблице 65
представлены существующих и перспективный баланс
водоподготовительных установок Киришской ГРЭС. Графическое представление
данных таблицы 60, показано на рисунке 52.
Основной нагрузкой на систему водоподготовки является Киришский НПЗ
ООО «КИНЕФ» (66 % от производительности ВПУ). Технологический цикл
Предприятия, не позволяет осуществлять возврат конденсата после использования
энергии пара. Конденсат оказывается сильно загрязнен нефтепродуктами и требует
специальной очистки.
Прочие промышленные потребители пара используют менее 2% от
производительности ВПУ.
Собственное потребление пара Источником находится на уровне 100 т/ч (18%).
Таким образом, резерв ВПУ составляет 80 т/ч, или 14 % от установленной
производительности.
Прироста потребления пара на производственные цели не ожидается.
Согласно ФЗ № 261 «О энергосбережении и энергетической эффективности»,
��154 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;следует ожидать постепенного снижения потребления пара промышленными
потребителями, и, следовательно, увеличения резерва на ВПУ.
Увеличения мощности ВПУ на сегодняшний день и в перспективе не требуется.
Таблица 65 
Баланс водоподготовительных установок (пар)
Наименование
Существующее положение, т/ч
Перспектива, т/ч
ООО "КИНЕФ"
Прочие потребители
Собствен
ное потребление ГРЭС
Резерв на ВПУ
Всего производительность ВПУ
Рисунок 49 
Баланс ВПУ (пар, промышленные потребители)
Баланс горячего водоснабжения
Тепловая энергия в виде горячей воды используется в сетях централизованного
теплоснабжения. Баланс потерь теплоносителя и резерв производительности ВПУ
представлен в таблице 66
.
Графическое изображение данных таблицы 66, приведено на рисунках 5
0, 51.
��155 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 66 
Баланс водоподготовительных установок (горячая вода)
Наименование
Существующее положение, т/ч
Пер
спективное положение, т/ч
Расход на ГВС
617,8
Расход из систем теплопотребления
10,6
10,6
Утечки из тепловых сетей
22,5
24,4
Всего
650,9
35,0
Производительность ВПУ
Резерв ВПУ
349,1
965,0
Рисунок 50 
Баланс ВПУ, существующее положение (горячая вода)
��156 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 51 
Баланс ВПУ, перспектива (горячая вода)
Основной нагрузкой водоподготовительных установок, является
необходимость восполнения теплоносителя расходуемого открытой системой горячего
водоснабжения. Средний расход горячей воды в системе централизованного
составляет 617,8 т/ч, или 62% от производительности ВПУ. Для компенсации утренних
и вечерних максимумов водоразбора, на Источнике установлены баки аккумуляторы
горячей воды. Рассчитанные в РПК Zulu 7.0, расходы сетевой воды с утечками из
тепловых сетей и расход утечек у потребителей, составляют 22,5 и 10,6 т/ч
соответственно.
Резерв на водоподготовительных установках составляет 349,1 т/ч, т.е. 35% от
установленной производительности, что достаточно для безаварийной и надежной
работы системы централизованного теплоснабжения.
��157 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;В соответствии с п. 10. ФЗ №417 от 07.12.2011 г. «О внесении изменений в
отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием
Федерального закона "О водоснабжении и водоотведении»:
с 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства
потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения
(горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения,
осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего
водоснабжения, не допускается;
с 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем
теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения,
осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего
водоснабжения, не допускается.
Проектом схемы теплоснабжения города Кириши предусмотрен перевод
потребителей на систему закрытого горячего водоснабжения. Перспективные балансы
производительности ВПУ представлены на рисунке 15.
Резерв производительности ВПУ на рассматриваемый период составит 97%,
что приведет к необходимости консервации существующих мощностей.
Ввод новых мощностей водоподготовительных установок в перспективе не
требуется.
��158 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 6.
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ
И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Определение
условий организации централизованного теплоснабжения
Согласно статье 14, ФЗ №190 «О теплоснабжении» от 27.07.2010 года,
подключение теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей тепловой
энергии, в том числе застройщиков, к системе теплоснабжения осуществляется в
порядке, установленном законодательством о градостроительной деятельности для
подключения объектов капитального строительства к сетям инженерно
технического
обеспечения, с учетом особенностей, предусмотренных ФЗ №190 «О теплоснабжении»
и правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными
Правительством Российской Федерации.
Подключение осуществляется на основании договора на подключение к
системе теплоснабжения, который является публичным для теплоснабжающей
организации, теплосетевой организации. Правила выбора теплоснабжающей
организации или теплосетевой организации, к которой следует обращаться
заинтересованным в подключении к системе теплоснабжения лицам и которая не
вправе отказать им в услуге по такому подключению и в заключениисоответствующего
договора, устанавливаются правилами подключения к системам теплоснабжения,
утвержденными Правительством Российской Федерации.
При наличии технической возможности подключения к системе
теплоснабжения и при наличии свободной мощности в соответствующей точке
подключения отказ потребителю, в том числе застройщику, в заключении договора на
подключение объекта капитального строительства, находящегося в границах
определенного схемой теплоснабжения радиуса эффективного теплоснабжения, не
допускается. Нормативные сроки подключения к системе теплоснабжения этого
объекта капитального строительства устанавливаются правилами подключения к
системам теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.
В случае технической невозможности подключения к
системе теплоснабжения
объекта капитального строительства вследствие отсутствия свободной мощности в
соответствующей точке подключения на момент обращения соответствующего
потребителя, в том числе застройщика, но при наличии в утвержденной в
��159 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;установленном
порядке инвестиционной программе теплоснабжающей организации
или теплосетевой организации мероприятий по развитию системы теплоснабжения и
снятию технических ограничений, позволяющих обеспечить техническую
возможность подключения к системе теплоснабжения объекта капитального
строительства, отказ в заключении договора на его подключение не допускается.
Нормативные сроки его подключения к системе теплоснабжения устанавливаются в
соответствии с инвестиционной программой теплоснабжающей организации или
теплосетевой организации в пределах нормативных сроков подключения к системе
теплоснабжения, установленных правилами подключения к системам теплоснабжения,
утвержденными Правительством Российской Федерации.
В случае технической невозможности подключения к системе
теплоснабжения
объекта капитального строительства вследствие отсутствия свободной мощности в
соответствующей точке подключения на момент обращения соответствующего
потребителя, в том числе застройщика, и при отсутствии в утвержденной в
установленном порядке инвестиционной программе теплоснабжающей организации
или теплосетевой организации мероприятий по развитию системы теплоснабжения и
снятию технических ограничений, позволяющих обеспечить техническую
возможность подключения к системе теплоснабженияэтого объекта капитального
строительства, теплоснабжающая организация или теплосетевая организация в сроки
и в порядке, которые установлены правилами подключения к системам
теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации, обязана
обратиться в федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на
реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения, или орган местного
самоуправления, утвердивший схему теплоснабжения, с предложением о включении в
нее мероприятий по обеспечению технической возможности подключения к системе
теплоснабжения этого объекта капитального строительства. Федеральный орган
исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в
сфере теплоснабжения, или орган местного самоуправления, утвердивший схему
теплоснабжения, в сроки, в порядке и на основании критериев, которые установлены
порядком разработки и утверждения схем теплоснабжения, утвержденным
Правительством Российской Федерации, принимает решение о внесении изменений в
схему теплоснабжения
или об отказе во внесении в нее таких изменений. В случае, если
��160 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;теплоснабжающая или теплосетевая организация не направит в установленный срок и
(или) представит с нарушением установленного порядка в федеральный орган
исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в
сфере теплоснабжения, или орган местного самоуправления, утвердивший схему
теплоснабжения, предложения о включении в нее соответствующих мероприятий,
потребитель, в том числе застройщик, вправе потребовать возмещения убытков,
причиненных данным нарушением, и (или) обратиться в федеральный
антимонопольный орган с требованием о выдаче в отношении указанной организации
предписания о прекращении нарушения правил недискриминационного доступа к
товарам.
В случае внесения изменений в схему теплоснабжения теплоснабжающая
организация или теплосетевая организация обращается в орган регулирования для
внесения изменений в инвестиционную программу. После принятия органом
регулирования решения об изменении инвестиционной программы он обязан учесть
внесенное в указанную инвестиционную программу изменение при установлении
тарифов в сфере теплоснабжения в сроки и в порядке, которые определяются основами
ценообразования в сфере теплоснабжения и правилами регулирования цен (тарифов) в
ере теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации.
Нормативные сроки подключения объекта капитального строительства
устанавливаются в соответствии с инвестиционной программой теплоснабжающей
организации или теплосетевой организации, в которую внесены изменения, с учетом
нормативных сроков подключения объектов капитального строительства,
установленных правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными
Правительством Российской Федерации.
Таким образом, вновь вводимые потребители, обратившиеся
соответствующим образом в теплоснабжающую организацию, должны быть
подключены к централизованному теплоснабжению, если такое подсоединение
возможно в перспективе.
С потребителями, находящимися за границей радиуса эффективного
теплоснабжения, могут быть заключены договора долгосрочного теплоснабжения по
свободной (обоюдно приемлемой) цене, в целях компенсации затрат на строительство
новых и реконструкцию существующих тепловых сетей, и увеличению радиуса
��161 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;эффективного теплоснабжения.
Определение условий организации индивидуального теплоснабжения, а
также поквартирного отопления
Существующие и планируемые к застройке потребители вправе использовать
для отопления индивидуальные источники теплоснабжения. Использование
автономных источников теплоснабжения целесообразно в случаях:
значительной удаленности от существующих и перспективных тепловых сетей;
малой плотностью тепловой нагрузки (менее 0,01 Гкал/
отсутствия резервов тепловой мощности в границах застройки на данный
момент и в рассматриваемой перспективе;
использования тепловой энергии в технологических целях.
Потребители, отопление которых осуществляется от индивидуальных
источников, могут быть подключены к централизованному теплоснабжению на
условиях организации централизованного теплоснабжения.
Согласно п.15, с. 14, ФЗ №190 от 27.07.2010 г., запрещается переход на
отопление жилых помещений в многоквартирных домах с использованием
индивидуальных квартирных источников тепловой энергии, перечень которых
определяется правилами подключения к системам теплоснабжения, утвержденными
Правительством Российской Федерации, при наличии осуществленного в надлежащем
порядке подключения к системам теплоснабжения многоквартирных домов.
Планируемые к строительству жилые дома, могут проектироваться с
использованием поквартирного индивидуального отопления, при условии получения
технических условий от газоснабжающей организации.
Обоснование предложений по расширению зон действия действующих
источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и
ектрической энергии
Необходимость расширения зоны действия действующих источников тепловой
энергии, обусловлена планами строительства новых жилых и социально
административных зданий в границах г. Кириши, согласно материалам Генерального
плана города. Согласно ФЗ №190, планируемые к строительству здания должны иметь
возможность централизованного теплоснабжения. Условия организации
централизованно теплоснабжения, подробно описаны в соответствующем разделе
��162 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;обосновывающих материалов.
Расширение зоны теплоснабжения, с включением планируемых микрорайонов,
позволит повысить надежность системы теплоснабжения в целом, а также снизить
удельные потери тепловой энергии в системе.
Настоящим проектом предусмотрено расширение зоны централизованного
теплоснабжения, включающее планируемые районы IV и VI.
Обоснование организации индивидуального теплоснабжения в зонах
застройки поселения малоэтажными жилыми зданиями
Территория строительства малоэтажных и индивидуальных жилых домов
согласно Генеральному плану города Кириши, не
входит в границы радиуса
эффективного теплоснабжения.
Индивидуальное теплоснабжение малоэтажных и индивидуальных жилых
домов может быть организовано в зонах с тепловой нагрузкой менее 0,01 Гкал/ч на
Подключение таких потребителей к централизованному теплоснабжению
неоправданно в виду значительных капитальных затрат на строительство тепловых
Плотность индивидуальной и малоэтажной застройки мала, что приводит к
необходимости строительства тепловых сетей малых диаметров, но большой
протяженности.
В настоящее время на рынке представлено значительное количество
источников индивидуального теплоснабжения, работающих на различных видах
топлива.
Настоящим проектом предусмотрена организация индивидуального
теплоснабжения в границах планируемого микрорайона по ул. Северной.
Расчет радиуса эффективного теплоснабжения
Согласно п. 30, г. 2, ФЗ №190 от 27.07.2010 г.: «радиус эффективного
теплоснабжения
максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до
ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении
которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе
��163 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в
системе теплоснабжения».
В настоящее время, методика определения радиуса эффективного
теплоснабжения не утверждена федеральными органами исполнительной власти в
сфере теплоснабжения.
Основными критериями оценки целесообразности подключения новых
потребителей в зоне действия системы централизованного теплоснабжения являются:
затраты на строительство новых участков тепловой сети и реконструкция
существующих;
пропускная способность существующих магистральных тепловых сетей;
затраты на перекачку теплоносителя в тепловых сетях;
потери тепловой энергии в тепловых сетях при ее передаче;
надежность системы теплоснабжения.
Комплексная оценка вышеперечисленных факторов, определяет величину
оптимального радиуса теплоснабжения.
В системе централизованного теплоснабжения города Кириши, используется
два вида теплоносителя: перегретый пар и горячая вода.
В связи с этим необходимо рассматривать:
Радиус эффективногопароснабжения (теплоноситель – перегретый пар);
Радиус эффективного теплоснабжения (теплоноситель – горячая вода).
Обеспечение потребителей перегретым паром осуществляет непосредственно
Источник тепловой энергии –
«Киришская ГРЭС» ОАО «ОГК
2».
Обеспечение тепловой энергией жилую застройку осуществляет
теплоснабжающая организация МП «Жилищное хозяйство», закупающая тепловую
энергию у ОАО «ОГК
2». Основные потребители тепла в виде горячей воды
расположены на значительном удалении от Источника (более 4 км). В границах жилой
застройки расположена насосная станция ТП
3, которая компенсирует гидравлические
потери по магистральным сетям от источника (2 Ду 350, Ду 800 –
4 км).
В качестве центра построения радиуса эффективного теплоснабжения,
необходимо рассматривать насосную станцию ТП
3 как «местный источник».
��164 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Перечень исходных данных для расчета радиуса эффективного
теплоснабжения (пароснабжения) по каждой системе теплоснабжения г. Кириши
приведен в таблице 6
Таблица 67 
Исходные данные для расчета радиуса эффективного
теплоснабжения
Система теплоснабжения
Площадь зоны действия
источника теплоты по
площадям застройки, км
Тепловая нагрузка
источника теплоты,
Гкал/ч
Среднее число абонентов
Стоимость тепло
вых
сетей, млн. руб.
Материальная
характеристика систем
теплоснабжения, м
Число часов
использования максимума
тепловой нагрузки, ч
Стоимость электроэнергии
для перекачки
теплоносителя, руб/кВтч
Расчетный перепад
температур,
Себестоимость выработки
теп
ла (без НДС) ,руб/Гкал
Киришская
ГРЭС ОАО
«ОГК

(пароснабжение)
10,2
231,0
3,86
695,3
Насосная ТП
МП «Жилищное
хозяйство»
(существующее
положение)
5,0
193,4
163,48
14183,7
3,86
754,43
Насосная
Проект
МП «Жилищное
озяйство»
(перспектива)
2,155
46,3
3,86
754,43

ориентировочные значения
Стоимость выработки тепловой энергии на автономных источниках принята –
1100
руб/Гкал.
Таблица 68 
Радиус эффективного теплоснабжения
Система теплоснабжения
Среднее чис
абонентов на 1 км
Теплоплотность
района, Гкал/ч на 1 км
Радиус эффективного
теплоснабжения
Киришская ГРЭС ОАО
«ОГК
2» (пароснабжение)
0,1
22,55
3,0
Насосная ТП
МП «Жилищное хозяйство»
(существующее положение)
38,68
2,48
Насосная Про
МП «Жилищное хозяйство»
(перспектива)
21,49
2,0
Схема административного деления с указанием радиусов эффективного
теплоснабжения представлена на рисунке 52.
Существующие промышленные потребители находятся в пределах радиуса
эффективного пароснабжения. Для покрытия новых, неучтенных в настоящем проекте
потребителей пара, планируемых за зоной эффективного теплоснабжения, необходимо
провести дополнительные расчеты.
��165 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Существующая жилая и социальноадминистративная застройка находится в
пределах радиуса эффективного теплоснабжения от «местного источника».
Подключение новых потребителей в границах сложившейся застройки экономически
оправдано. В границах кварталов выявлены резервы тепловой мощности.
Планируемые к застройке микрорайоны IV и VI находятся за пределами
существующего радиуса эффективного теплоснабжения. В такой ситуации,
подключение планируемых потребителей к системе централизованного
теплоснабжения привет к:
увеличению гидравлических потерь в тепловых сетях в связи с возросшими
расходами теплоносителя;
повышению давления в существующих тепловых сетях;
разбалансировки системы теплоснабжения города в целом;
снижению надежности системы централизованного теплоснабжения;
перерасходу электрической энергии на насосных.
В целях расширения радиуса эффективного теплоснабжения, рекомендуется:
строительство новой насосной станции на магистральных тепловых сетях в
районе пересечения Волховской набережной и улицы Нефтехимиков;
строительство магистральной тепловой сети от ТК1 по ул. Нефтехимиков,
через планируемый микрорайон IV,с закольцовкой на ТК 13КМН по ул.
Нефтехимиков.
Перечисленные мероприятия позволят расширить радиус эффективного
теплоснабжения и повысить надежность.
Пер
спективный радиус представлен на рисунке 52.
��166 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 52 
Радиусы теплоснабжения
��167 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 7.
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И
РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ И СООРУЖЕНИЙ
НА НИХ
Расчет, проведенный на электронной модели системы теплоснабжения города,
показал, что на территории года Кириши нет зон с дефицитом тепловой мощности. Все
существующие расчетные элементы, имеют запасы тепловой мощности более 1 Гкал/ч.
Строительство новых источников на территории города является нерациональным, т.к.
существующий единственный источник имеет существенные резервы мощности и
работает в комбинированном цикле. Принятая в городе кольцевая схема тепловых
сетей обеспечивает нормативную надежность системы теплоснабжения. Надежность
системы теплоснабжения подробно расписана в соответствующих разделах.
Гидравлический расчет выявил избыточные запасы пропускной способности по
некоторым магистральным и внутриквартальным сетям. Перекладка трубопроводов с
увеличением диаметров требуется только для обратного трубопровода от Источника
3 (насосной станции).
Таким образом, строительство новых участков необходимо для обеспечения
тепловой энергией планируемых к строительству потребителей. Замена
существующих трубопроводов производится в связи с исчерпанием ресурса.
Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов
тепловой нагрузки под жилищную комплексную застройку во вновь
осваиваемых районах города
Для обеспечения тепловой энергией потребителей, планируемых к
строительству на территории микрорайонов IV, VI, планируется строительство
тепловой магистрали Ду 400 от магистральной тепловой камеры 4КМВ по набережной
реки Волхов, до тепловой камеры ТК1МЭ по улице Нефтехимиков. Магистраль
пройдет по границе перспективных участков застройки. Ориентировочная
протяженность магистрали составляет 2800 м. Затраты на строительство магистрали
оцениваются в 140 млн. рублей при условии бесканальной прокладки. В настоящее
время ведется подготовка соответствующей проектной и разрешительной
документации для строительства. Ориентировочные сроки строительства
2016 год.
Трассировка магистрали представлена на рисунке 5
.
��168 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 53 
Трассировка перспективной тепловой магистрали
Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием
эксплуатационного ресурса
Основной проблемой организации качественного и надежного теплоснабжения
города является износ тепловых сетей. Как было показано в главе 1.3.1, 73,7%
магистральных и внутриквартальных сетей проложено до 1988 года. В настоящее
время, сети, проложенные до 1988 года, исчерпали эксплуатационный ресурс в 25 лет.
Сети работают на конструктивном запасе прочности.
В такой ситуации, замене сетей должно отводится первостепенное значение.
В разработанной МП Жилищное хозяйство» инвестиционной программе,
предполагается замена 14 281 п.м. тепловых сетей. Ориентировочная стоимость
мероприятий 534,9 млн. рублей. Программ рассчитана на 2013 –
2020 годы
.
Соотношение сетей по годам ввода в эксплуатацию после реализации
инвестиционной программы, представлено в таблице 6
и на рисунке 5
.
Таблица 69 
Соотношение ТС по году ввода в эксплуатацию
Условный диаметр,
Протяженность сетей, п.м.
в процентном соотношении, %
до 1988
до 1997
после 2003
Итого
до 1988
до 1997
после
50 и менее
5242,4
1080,4
6322,8
82,91
17,09
3469,3
929,1
4398,4
78,88
21,12
13144,1
1234,9
14379
91,41
8,59
8765,6
1115,8
9881,4
88,71
11,29
417,6
1045,6
60,06
39,94
Условный диаметр,
Протяженность сетей, п.м.
в процентном соотношении, %
до 1988
до 1997
после 2003
Итого
до 1988
до 1997
после
10442,8
12376,
84,37
15,63
4320,4
3154,8
7475,2
57,8
37,65
2265,9
2597,2
5349,1
42,36
9,09
48,55
более 500
19,83
72,3
Всего
49789,5
18570,8
68846,
72,32
0,71
25,61
Рисунок 54 
Распределение длин трубопроводов
Из таблицы 6
и рисунка 5
4
видно, что перекладка по программе
предполагается для 20,7% существующих тепловых сетей. Причем перекладка в
основном касается трубопроводов больших диаметров.
После реализации программы, доля магистральных сетей большого диаметра,
введенных в эксплуатацию до 1988 года составит 27,8, 20,1 %%, для сетей Ду350
50 и
более Ду500 соответственно. Реализация мероприятий инвестиционной программы,
безусловно, существенно снизит аварийность на магистральных сетях.
Однако, как было показано в анализе утечек, разрывы происходят в основном
на внутриквартальных сетях средних и малых диаметров. Необходимо до 2020 года
провести замену еще около 36,5 км тепловых сетей, проложенных до 1988 года. После
2020 года до 2028 года, необходимо провести замену трубопроводов, проложенных до
��170 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1997 года, в связи с истечением к тому времени их сроков эксплуатации.
Протяженность таких трубопроводов составляет –
0.5 км.
Затраты на реализацию реконструкции, рассмотрены в главе 9.
Организация закрытой схемы горячего водоснабжения
В соответствии с п. 10. ФЗ №417 от 07.12.2011 г. «О внесении изменений в
отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием
Федерального закона "О водоснабжении и водоотведении»:
с 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства
потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения
(горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения,
осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего
водоснабжения, не допускается;
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.
Проектом схемы теплоснабжения города Кириши предусмотрен перевод
потребителей на систему закрытого горячего водоснабжения.
Закрытую систему горячего водоснабжения предполагается организовать
устройством квартальных центральных тепловых пунктов (ЦТП). ЦТП необходимо
предусматривать непосредственно на вводе в квартал от магистральных сетей. Сеть
горячего водоснабжения предлагается выполнять двухтрубной –
с линией циркуляции.
Для горячего водоснабжения рационально использовать неметаллические
трубопроводы, аналогичные трубопроводам «Изопрофлекс».
ЦТП предлагается оборудовать двухступенчатыми пластинчатыми
теплообменниками. В электронной модели представлен вариант строительства
закрытой системы ГВС в городе на базе 32 ЦТП. Графически проект представлен в
Приложении.
ЦТП должны быть подключены к сетям городского водопровода, а сети
должны иметь резервы по обеспечению приростов потребления. Более точно места
устройства тепловых пунктов, а также их зона действия должны быть определены
��171 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;после создания электронной модели системы
водоснабжения и водоотведения.
Только комплексное рассмотрение системы теплоснабжения и водоснабжения,
может являться основаниям для последующих проектных работ.
Диаметры проектных сетей горячего водоснабжения определены
конструкторским расчетом на электронной модели системы теплоснабжения.
Результаты расчета приведены в таблице
и на рисунке
55.
Для вновь вводимых зданий, предполагается закрытая система ГВС с
установкой теплообменников в индивидуальных тепловых пунктах.
Таблица 70 
Протяженность сетей ГВС
Услов
ный диаметр сетей ГВС.
Протяженность
сетей, проложенных
бесканальн
ым
способом,
п.м.
Рисунок 55 
Распределение длин трубопроводов ГВС
В связи с малой нагрузкой ГВС потребителей, основным диаметром проектных
��172 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;сетей является Ду 50. Затраты на организацию закрытой системы ГВС рассмотрены
Строительство и реконструкция насосных станций
Гидравлический расчет перспективной схемы теплоснабжения показал, что в
некоторых режимах работы тепловых сетей, существующая насосная ТП
3 не
обеспечивает планируемую нагрузку тепловой энергией.
Существующий радиус эффективного теплоснабжения не покрывает зону
перспективной застройки.
Для увеличения радиуса эффективного теплоснабжения, а также для
повышения надежности и качества работы системы теплоснабжения на
рассматриваемый период, предлагается строительство сетевой насосной станции.
Местом устройства новой насосной является тепловая камера 4КМВ расположенная на
набережной реки Волхов.
Насосная станция позволит поднять располагаемый напор в существующей
магистральной тепловой сети по улице Нефтехимиков, и в планируемой к постройке
магистрали через IV и VI микрорайоны.
Устройство насосной станции является залогом надежного и экономичного
теплоснабжения существующей и планируемой застройки.
��173 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 8.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ
Тепловая энергия на территории города вырабатывается в комбинированном
цикле. Удельный расход топлива на отопление, определяется соотношением
вырабатываемой тепловой и электрической энергии.

Данные о среднемесячных удельных расходах топлива на выработку тепловой
энергии за 2007
2011 годы, представлены в таблице
и на рисунке 5
Данные о
среднемесячных удельных расходах топлива на выработку тепловой энергии за 2013
2014 годы, представлены в таблице
и на рисунке 5
.
В связи с невозможностью оценки величины электрической нагрузки на
рассматриваемую перспективу, в расчетах приняты существующие удельные расходы
топлива на выработку тепловой энергии.
Таблица 71 
Удельные расходы топлива
месяц
2011 год
010 год
2009 год
2008 год
2007 год
среднее
значение
норма
факт
норма
факт
норма
факт
норма
факт
норма
факт
Январь
136,9
136,9
139,0
139,0
136,5
136,5
139,9
142,0
145,5
146,5
140,15
Февраль
136,9
136,9
139,0
138,9
136,8
136,8
139,2
139,2
144,7
144,7
9,30
Март
135,1
135,1
140,5
140,5
138,7
138,7
138,6
138,6
139,7
139,7
138,51
I квартал
136,3
136,3
139,5
139,4
137,3
137,3
139,3
140,0
143,5
143,9
139,37
Апрель
138,2
138,1
140,9
140,9
138,4
138,3
138,3
138,2
139,6
139,6
139,03
Май
144,9
144,9
145,4
5,4
142,2
142,2
142,6
141,6
141,2
141,1
143,03
Июнь
146,3
146,2
150,5
150,5
150,2
150,2
144,0
143,9
145,7
145,7
147,30
I I квартал
142,5
142,4
144,8
144,8
142,4
142,4
141,3
140,9
141,8
141,7
142,45
Июль
149,0
148,9
156,1
156,0
151,7
151,7
148,5
148,3
0,3
150,3
151,04
Август
145,0
144,9
156,4
156,3
150,1
150,1
145,7
145,7
148,0
148,0
148,98
Сентябрь
146,6
146,5
142,0
142,0
144,2
144,2
145,2
145,0
143,7
143,7
144,28
I II
квартал
146,8
146,7
150,8
150,7
148,5
148,5
146,4
146,3
147,1
147,1
147,86
Октяб
143,3
143,3
140,8
140,8
140,6
140,6
144,7
144,7
140,2
140,1
141,88
Ноябрь
142,2
142,2
138,3
138,3
139,3
139,3
140,1
140,1
136,3
136,1
139,20
Декабрь
141,1
141,1
138,5
138,5
138,9
138,9
137,6
137,6
136,8
135,9
138,39
IV
квартал
142,1
142,1
139,1
139,1
139,5
139,5
140,4
140,4
137,6
137,1
139,63
Год
140,9
140,9
142,2
142,1
140,9
140,9
141,3
141,3
142,0
142,0
141,43

��174 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 56 
Удельные расходы топлива
��175 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 72 
Удельные расходы топлива
Удельный
расход
топлива на
тепло, кг/Гкал
2013 год
Январь
2014г.
Февраль
2014г.
Март
2014г.
Апрель
2014г.
Май
2014г.
Июнь
2014г.
Июль
2014г.
Август
2014г.
Сентябрь
2014г.
Октябрь
2014г.
Ноябрь
2014г.
Декабрь
2014г.
год
нормативный
143,86
140,45
135,75
141,73
139,49
140,79
141,71
156,68
146,03
143,67
145,04
145,16
140,97
142,6
факти
ческий
143,82
140,4
135,63
141,68
139,31
140,7
141,33
156,55
145,88
143,65
144,95
144,98
140,72
142,47

��176 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 57 
Удельные расходы топлива
��177 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ; &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;Рисунок 58 
Расходы условного топлива
На рассматриваемую перспективу, расход топлива условного топлива составит
75,8 тут/ч, что на 10% выше сегодняшнего потребления. Увеличение потребления в
летний период составит 3% или 49,4 тут/ч. Малое изменение расхода топлива
объясняется значительным расходом тепловой энергии на технологические нужды
НПЗ ООО «КИНЕФ».
��178 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 9.
ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Применительно к системам теплоснабжения надёжность можно рассматривать
как свойство системы:
Бесперебойно снабжать потребителей в необходимом количестве
тепловой энергией требуемого качества.
Не допускать ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.
На выполнение первой из сформулированных в определении надёжности
функций, которая обусловлена назначением системы, влияют единичные свойства
безотказности, ремонтопригодности, долговечности, сохраняемости, режимной
управляемости, устойчиво способности и живучести. Выполнение второй функции,
связанной с функционированием системы, зависит от свойств безотказности,
ремонтопригодности, долговечности, сохраняемости, безопасности.
Резервирование –
один из основных методов повышения надёжности объектов,
предполагающий введение дополнительных элементов и возможностей сверх
минимально необходимых для нормального выполнения объектом заданных функций.
Реализация различных видов резервирования обеспечивает резерв мощности
(производительности, пропускной способности) системы теплоснабжения –
ность
между располагаемой мощностью (производительностью, пропускной способностью)
объекта и его нагрузкой в данный момент времени при допускаемых значениях
параметров режима и показателях качества продукции.
Надёжность
системы теплоснабжения можно оценить исходя из показателей
износа тепломеханического оборудования котельных главы 1 обосновывающих
материалов: «Существующее положение в сфере производства, передачи и
потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения».
Показатели (критерии) надежности
Способность проектируемых и действующих источников тепловой энергии,
тепловых сетей и в целом СЦТ обеспечивать в течение заданного времени требуемые
режимы, параметры и качество теплоснабжения следует определять по трем
показателям (критериям):
Вероятность безотказной работы системы [Р]
-
способность системы не
��179 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;допускать отказов, приводящих к падению температуры в отапливаемых помещениях
жилых и общественных зданий ниже +120С, в промышленных зданиях ниже +80С,
более числа раз установленного нормативами.
Коэффициент готовности системы [К
-
вероятность работоспособного
состояния системы в произвольный момент времени поддерживать в отапливаемых
помещениях расчетную внутреннюю температуру, кроме периодов, допускаемых
рмативами. Допускаемое снижение температуры составляет 20С.
Живучесть системы [Ж]
-
способность системы сохранять свою
работоспособность в аварийных (экстремальных) условиях, а также после длительных
остановов (более 54 часов).
Вероятность безотказной работы [P].
Вероятность безотказной работы [Р]для каждого j
го участка трубопровода в
течение одного года вычисляется с помощью плотности потока отказов ω
(-
ωjР)
;
Вычисленные на предварительном этапе плотности потока отказов ω
и ω
корректируются по статистическим данным аварий за последние 5 лет в соответствии
с оценками показателей остаточного ресурса участка теплопровода для каждой аварии
на данном участке путем ее умножения на соответствующие коэффициенты.
Вероятность безотказной работы [Р] определяется по формуле:
где ω –
плотность потока учитываемых отказов, сопровождающихся
снижением подачи тепловой энергии потребителям, может быть определена по
эмпирической формуле:
ω = а . m . К
0,208
;
где а –
эмпирический коэффициент. При
нормативном уровне безотказности а
= 0,00003;
эмпирический коэффициент потока отказов, полученный на основе
обработки статистических данных по отказам. Допускается принимать равным 0,5 при
расчете показателя безотказности и 1,0 при расчете показателя
готовности;
��180 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Кс –
коэффициент, учитывающий старение (утрату ресурса) конкретного
участка теплосети. Для проектируемых новых участков тепловых сетей рекомендуется
принимать Кс=1. Во всех других случаях коэффициент старения рассчитывается в
зависимости от времени эксплуатации по формуле:
Кс=3•И
2,6
где И –
индекс утраты ресурса;
срок службы теплопровода с момента ввода в эксплуатацию (в годах);
расчетный срок службы теплопровода (в годах).
Нормативные (минимально допустимые) показатели вероятности безотказной
работы согласно СНиП 41
2003 принимаются для:
источника тепловой энергии –
Рит = 0,97;
тепловых сетей –
Ртс = 0,90;
потребителя теплоты –
Рпт = 0,99;
Рсцт = 0,9.0,97.0,99 = 0,86.
Заказчик вправе устанавливать более высокие показатели вероятности
безотказной работы.
Расчеты показателей (критериев) надежности систем теплоснабжения
выполняются с использованием компьютерных программ.
При проектировании тепловых сетей по критерию –
вероятность безотказной
работы [Р] определяются:
по тепловым сетям:
допустимость проектирования радиальных (лучевых) теплотрасс и в случае
необходимости –
места размещения резервных трубопроводных связей между
радиальными тепло
проводами;
предельно допустимая длина не резервированных участков теплопроводов до
каждого потребителя или теплового пункта;
достаточность диаметров, выбираемых при проектировании новых или
��181 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;реконструируемых существующих теплопроводов, для обеспечения резервной подачи
тепловой энергии потребителям при отказах;
необходимость применения на конкретных участках по условию
безотказности надземной прокладки или прокладки в проходных каналах (тоннелях),
Коэффициент готовности системы [E
вероятность работоспособного
состояния системы, ее готовности поддерживать в отапливаемых помещениях
расчетную внутреннюю температуру более установленного нормативом числа часов в
Коэффициент готовности для j
го участка рассчитывается по формуле:
= (5448 - z
где z
-
число часов ожидания нерасчетных температур наружного воздуха в
данной местности (для г. Кириши z
= 80 ч, 5448 –
продолжительность отопительного
периода);
-
число часов ожидания неготовности источника тепла (при отсутствии
данных принимается равным 50 ч);
Оценку готовности энергоисточника
рекомендуется производить по
фактическим статистическим данным числа часов в год неготовности следующих
узлов энергоисточника за последние 5 лет эксплуатации:
впу
тсв
пар
топ
хво
;
основного энергооборудования;
водоподогревательной установки;
тсв
тракта трубопроводов сетевой воды;
пар
тракта паропроводов;
топ
топливообеспечения;
хво
водоподготовительной установки и группы подпитки;
электроснабжения.
число часов ожидания неготовности участка тепловой сети;
-
число часов ожидания неготовности систем теплоиспользования абонента
��182 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;(при отсутствии данных принимается равным 10 ч).
Число часов ожидания неготовности j
го участка тепловой сети:
Здесь t
-
среднее время восстановления (в часах) теплопровода диаметра dj(см.
СНиП 41
-02-
2003, табл.2); ωjЕ
плотность потока отказов, используемая для
вычисления коэффициента готовности.
Минимально допустимый показатель готовности систем центрального
теплоснабжения к исправной работе согласно п. 6.31 СНиП 41
-02-
2003 равен 0,97.
где z1 –
число часов ожидания неготовности СЦТ в период стояния
нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности. Определяется по
климатологическим данным с учетом способности системы обеспечивать заданную
температуру в помещениях;
Живучесть [Ж]
-
минимально допустимая величина подачи тепловой энергии
потребителям по условию живучести должна быть достаточной для поддержания
температуры теплоносителя в трубах и соответственно температуры в помещениях, в
подъездах, лестничных клетках, на чердаках и т.п. не ниже +3 ºС.
Таблица 73 
Допускаемое снижение подачи тепловой энергии
Диаметр
труб тепло
вых сетей,
Время
восста
новления
теп
лоснабжения,
Расчетная температура наружного
воздуха для проектирования
отопления t
Допускаемое снижение подачи
тепловой энергии, %, до
Расчет надежности системы теплоснабжения выполнен для магистральных
участков сети, резервирование которых обязательно в соответствии с требованиями пп.
6.36 СНиП 41
-02-
2003 «Тепловые сети», п. 1.3 РД –
7
ВЭП «Расчет систем
централизованного теплоснабжения с учетом требований надежности», п. 5.1 СП 41
2005 «Проектирование тепловых сетей» и других действующих в настоящее время
��183 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;нормативных документов. Схематичное изображение данных участков приведено на
рисунке
. Результаты расчетов приведены в таблице
.
Рисунок 59 
Магистральные тепловые сети
Таблица 74 
Расчет надежности системы теплоснабжения
Источник
Наименование показателя
Наименование участка
Киришская
ГРЭС
УТ_ТП
УТ_ТП
8КМН
УТ_ТП
11КМГ
УТ_ТП
5КГМ
5КМГ
11КМГ
5КМГ
8КМН
8КМН
11КМГ
Киришс
кая
Вероятность безотказной
работы [P] (тепловых сетей)
0,989
0,921
0,971
0,977
0,983
0,986
0,954
Коэффициент готовности
системы [E
0,963
0,895
0,945
0,951
0,957
0,960
0,929

��184 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;По результатам расчета надежности системы теплоснабжения, сделаны
следующие выводы:
вероятность безотказной работы тепловых сетей Киришской ГРЭС
соответствует допустимой согласно СНиП 41
2003 «Тепловые сети». Достаточно
высокие показатели надежности связанны с наличием резервирования магистральных
тепловых сетей;
Для более точного определения и дальнейшего поддержания показателей
надежности в пределах допустимого, рекомендуется:
Правильное и своевременное заполнение журналов, предписанных ПТЭ,
а именно:
А. оперативного журнала;
Б. журнала обходов тепловых сетей;
В. журнала учета работ по нарядам и распоряжениям;
Г. Заявок потребителей.
Для повышения надежности системы теплоснабжения, необходимо
своевременно проводить ремонты (плановые, по заявкам и пр.) основного и
вспомогательного оборудования, а также тепловых сетей и оборудования на тепловых
Своевременная замена изношенных участков тепловых сетей и
оборудования.
Проведения мероприятий по устранению затопления каналов, тепловых
камер и подвалов домов.
��185 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 10.
ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО,
РЕКОНСТРУКЦИЮ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ
Оценка
финансовых потребностей для осуществления строительства,
реконструкции и технического перевооружения источников тепловой
энергии и тепловых сетей
В Главе 6 показано, что строительство новых источников теплоснабжения на
территории города Кириши, является нерациональным. Существующий источник
имеет значительные резервы тепловой мощности и работает в комбинированном
режиме выработки тепловой и электрической энергии. Теплофикационное
оборудование Киришской ГРЭС ОАО «ОГК2» своевременно и в полном объеме
проходит капитальные ремонты и замену. Надежность теплоснабжения от источника
на рассматриваемую перспективу, не ставится под сомнение.
В Главе 7 описаны основные предложения по строительству новых и замене
существующих трубопроводов тепловых сетей. Рассмотрены результаты реализации
инвестиционной программы МП «Жилищное хозяйство», и показан эффект от таких
мероприятий.
Также показана необходимость проведения замены большего количества
трубопроводов, и показан проект организации закрытой системы горячего
водоснабжения.
Проведение вышеописанных мероприятий, требует значительных капитальных
вложений.
Затраты на реконструкцию тепловых сетей различных диаметров приведены в
таблице 75.
Таблица 75 
Затраты на реконструкцию
Условный д
иаметр Ду, мм
Стоимость перекладки тепловых сетей, тыс. руб./п.м.
Надземная
Канальная без замены лотков
Условный д
иаметр Ду, мм
Стоимость перекладки тепловых сетей, тыс. руб./п.м.
Надземная
Канальная без замены лотков
Рисунок 60 
Затраты на реконструкцию
Гидравлический расчет тепловых сетей, проведенный на электронной модели
системы теплоснабжения, показал, что часть тепловых сетей имеет избыточны
диаметры и может быть заменена трубопроводами меньших диаметров.
Результаты расчета оптимальных диаметров и общей протяженности сетей,
представлены в таблице 76 и на рисунке 61.
аблица 76 
Протяженности тепловых сетей
Существующее положение, п.м.
Перспектива
асчет на электронной модели, п.м.
Канальная
Надземная
Подвальная
Канальная
Надземная
Подвальная
548,9
1790,1
540,3
268,1
1456,9
2827,37
657,5
5063,8
1209,5
7453,8
223,5
303,5
1695,5
1032,5
4273,8
4249,8
1867,3
6545,1
1250,87
Существующее положение, п.м.
Перспектива
асчет на электронной модели, п.м.
Канальная
Надземная
Подвальная
Канальная
Надземная
Подвальная
1136,85
2142,42
6396,4
6316,66
32,5
1815,35
4826,45
94,5
3211,71
Рисунок 61 
отяженности тепловых сетей
Из рисунка 61
видно, что существует тенденция к увеличению протяженности
трубопроводов меньшего диаметра, нежели существующие. Предлагаемый диаметр к
реконструкции для каждого конкретного участка, содержится в электронной модели.
В таблице 77 показана ориентировочная стоимость перекладки тепловых сетей
после насосной станции ТП3, и введенных в эксплуатацию до 1988 года.
Стоимость приведена для перекладки с сохранением существующих диаметров
и диаметров, рассчитанных на электронной модели. Стоимость перекладки одного
погонного метра взята из таблицы 75.
Таблица 77 
Стоимость перекладки тепловых сетей
Перекладка с сохранением диаметров, тыс.
руб.
Перекладка с использованием данных
электронной модели, тыс. руб.
Канальная
Надземная
Подваль
ная
Канальная
Надземная
Подвальная
61093,6
57876,0
19692,6
38264,1
12089,6
41144,0
10483,2
11468,9
25172,6
19307,1
36172,5
5323,5
33887,4
72910,8
0,0
11800,2
Перекладка с сохранением диаметров, тыс.
руб.
Перекладка с использованием данных
электронной модели, тыс. руб.
Канальная
Надземная
Подваль
ная
Канальная
Надземная
Подвальная
10394,2
568,2
56484,0
0,0
8138,5
83972,9
9520,6
150394,9
0,0
17513,6
207588,3
28764,6
63999,3
0,0
10485,8
6224,5
3462,9
47219,7
342,3
11780,8
90519,1
262,2
37143,3
39549,4
17095,4
123734,3
214,2
46732,0
25130,0
17628,7
21099,9
11697,6
118717,2
34489,0
25913,2
142,0
7933,1
79057,3
413,0
14035,2
Всего
769008,1
68977,6
145822,3
703931,0
49017,4
148290,6
Итого
983808,1
901239,0
Как следует из таблицы 77, стоимость перекладки с использованием данных
электронной модели, на 11,9 % дешевле, что в денежном выражении – 82,57 млн.
ублей.
Закрытая система горячего водоснабжения
. В связи с существенным
износом, сети должны быть заменены в ближайшее время, однако принимая во
внимание протяженность тепловых сетей и стоимость их замены, Реалистичный срок
замены
до 2020 года.
Таким образом, ежегодные капитальные вложения в замену тепловых сетей,
начиная с 2013 года, должны составлять:
102,0 – 111,8 млн. рублей.
Организация закрытой системы горячего водоснабжения потребует
строительство 30 ЦТП мощностью 12 Гкал/ч. В ЦТП планируется установить
двухступенчатые пластинчатые теплообменники. Автоматизированное ЦТП на базе
двух пластинчатых теплообменников первой ступени, двух пластинчатых
теплообменников второй ступени и двух циркуляционных насосов, способно
обеспечить качественное и надежное горячее водоснабжение.
При строительстве сетей ГВС предлагается использовать трубопроводы из
неметаллических материалов такие как «ИзопрофлексА». Такие трубопроводы не
подвержены коррозии и зарастанию органическими отложениями.
«ИзопрофлексА» – запатентованное название системы гибких
теплоизолированных труб повышенной надежности, предназначенных прежде всего
для подземной бесканальной прокладки сетей горячего водо и теплоснабжения.
��189 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 62 
Труба «Изопрофлекс –
Трубы «ИзопрофлексА» представляют собой многослойную конструкцию,
состоящую из напорной трубы «ДЖИПЕКСАМТ» с внутренним слоем из сшитого
полиэтилена (РЕХА), армированной высокопрочной нитью; теплоизоляционного слоя
из вспененного полиуретана и защитной гофрированной полиэтиленовой оболочки.
Все компоненты соответствуют государственным санитарноэпидемиологическим
правилам и нормативам (СЭЗ № 50.РА.01.224.П.001305.04.04 от 12.04.2004).
Гибкость труб «ИзопрофлексА» позволяет использовать их практически при
любых вариантах прокладки трубопроводов и дает возможность выбрать оптимальный
маршрут.
На строительную площадку трубы поставляются длинномерными отрезками,
смотанными в бухты, что позволяет обойтись минимальным количеством соединений
при прокладке. Как следствие, существенно снижаются производственные затраты и
сроки проведения монтажных работ.
Главное достижение разработки в том, что труба «ИзопрофлексА» рассчитана
на одновременную эксплуатацию с рабочей нагрузкой в 1,0 МПа и 95°С
(кратковременно110°С).
ИЗОПРОФЛЕКС
трубы повышенной надежности. Предназначены для
подземной бесканальной прокладки сетей горячего водоснабжения и
��190 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;низкотемпературного теплоснабжения.
Статистика аварийных случаев при использовании систем гибких
трубопроводов ИЗОПРОФЛЕКС®А с 2002 г. показывает, что на 95 километров
трубопровода в год приходится в среднем одно повреждение.
Скорость монтажа
Опыт прокладки систем гибких трубопроводов ИЗОПРОФЛЕКС
показывает, что скорость монтажа в 510 раз выше по сравнению с традиционными
металлическими трубами.
Система позволяет производить замену трубопроводов с отключением
потребителя всего на 23 часа, что дает возможность производить замену сетей в любое
время года.
Стоимость монтажа, ремонтноэксплуатационные расходы
При монтаже трубопроводов ИЗОПРОФЛЕКСА объем земляных работ в 310
раз меньше по сравнению с традиционными металлическими трубами. Стоимость
монтажа в 510 раз ниже. Ремонтноэксплуатационные расходы сокращаются в 2
раза. Затраты на благоустройство – в 34 раза.
Ориентировочные затраты на строительство сетей горячего водоснабжения,
приведены в таблице 78.
Таблица 78 
Затраты на строительство трубопроводов ГВС
Условный диаметр Ду,
Протяженность
сетей проложенных
бесканальн
ым способом
Стоимость, тыс. руб.
18003,1816
5174,59925
12287,8174
50493,0863
182742,378
Всего
Таким образом, затраты на строительство сетей горячего водоснабжения
составляют 269,2 млн. рублей. В связи с необходимостью организации закрытой
системы ГВС до 2022 года, сети и ЦТП должны быть построены за 10 лет. При
указанных темпах строительства, ежегодные затраты составляют – 26,9 млн. рублей.
Стоимость строительства одного ЦТП мощностью 1.5 Гкал/ч, оценивается в 2
млн. рублей. Ориентировочные затраты на строительство 30 ЦТП составят – 60 млн.
��191 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;рублей. Годовые затраты – 6 млн. рублей.
Итого, для организации закрытой схемы горячего водоснабжения, требуются
ежегодные инвестиции в размере – 32,9 млн. рублей.
Затраты не включают в себя плату за подключение к коммунальным сетям
холодного водоснабжения и затраты на получение технических условий.
Строительство насосной станции. Гидравлический расчет выявил
необходимость строительства насосной станции для обеспечения тепловой энергией
перспективной застройки. Насосная станция должна быть построена на месте тепловой
камеры 4КМВ по набережной реки Волхов. Ориентировочные затраты на насосную
станцию составят 10,5 млн. рублей. Насосная станция должна быть построена до
строительства тепловой магистрали к IV микрорайону.
Предложения
по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые
потребности
Планируемые к строительству потребители, могут быть подключены к
централизованному теплоснабжению, за счет платы за подключение. По взаимной
договоренности между теплоснабжаюшей организацией и застройщиком, застройщик
может самостоятельно понести расходы на строительство тепловых сетей от
магистрали до своего объекта. В таком случае перспективный потребитель может
получать тепловую энергию по долгосрочному договору поставки по нерегулируемым
ценам. Механизм подключения новых потребителей должен соответствовать ФЗ № 190
«О теплоснабжении».
Суммарные финансовые потребности для проведения замены тепловых сетей,
исчерпавших нормативный срок службы, и закрытой системы водоснабжения
составляет – 144,72 млн. рублей в год.
прибыль МП «Жилищное хозяйство» за 2014 год составила – 67,7 млн.
рублей. При существующих тарифах на тепловую энергию, предприятие не в
состоянии выполнить замену изношенных сетей за свой счет. Для компенсации затрат
на замену тепловых сетей за счет средств МП «Жилищное хозяйство», плата за
тепловую энергию должна быть увеличена на 308 рублей за Гкал, и должна составить
1000 руб./Гкал.
Единовременное повышение тарифов на тепловую энергию на 43%, скажется
��192 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;на благосостоянии жителей города Кириши.
Замена тепловых сетей должна производится с привлечением денег из
Федерального и местного бюджета, а также с привлечением долгосрочных кредитов.
Расчеты
ценовых последствий для потребителей при
реализации
программ строительства, реконструкции и технического перевооружения
систем теплоснабжения
Расчеты ценовых последствий для потребителей при реализации программ
строительства, реконструкции и технического перевооружения систем
теплоснабжения выполнены с учетом:
прогнозов индексов предельного роста цен и тарифов на топливо и энергию
Минэкономразвития РФ до 2030 г.;
коэффициента распределения финансовых затрат по годам;
Прогнозная динамика тарифа на тепловую энергию на период с 2014 по 20
гг.,
с учетом всех вышеперечисленных факторов, приведена в таблице 79.
��193 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 79 
Динамика изменения тарифа на тепловую энергию за период 2014
2030 гг.
Наименование
Допол
ед.
измер.
Год
Индекс
предельного
роста цен и
тарифов на
топливо и
энергию (по
данным
Минэкономразви
тия РФ до 2030
112,0
110,5
111,0
111,2
111,4
111,1
111,3
110,9
111,3
109,2
108,4
108,1
107,4
107,0
105,5
104,6
Коэффиент
влияния на тариф
апитальных
затрат в тарифе
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
1,961
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
2,602
Тариф с учетом
Индексов роста
цен и тарифов на
топливо и
энергию
руб./Гка
835,2
922,9
Тариф с учетом
Индексов роста
цен и тарифов на
топливо и
энергию, %
капитальных
затрат в тарифе
руб./Гка
835,2
руб./Гка
835,2
руб./Гка
835,2
��194 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Величина тарифа к 2030 году с учетом индексов роста цен и тарифов на
топливо, энергию и прочих составляющих будет равен 3142,4 руб./Гкал. Тариф к 2030
году, учитывая индексы роста цен и тарифов на топливо и энергию и инвестиционную
надбавку в размере 20 % капитальных затрат, заложенную в тариф, будет составлять
4148,0 руб./Гкал. Тариф к 2030 году, учитывая индексы роста цен и тарифов на топливо
и энергию и инвестиционную надбавку в размере 60 % капитальных затрат,
заложенную в тариф, будет составлять 6162,3 руб./Гкал. Тариф к 20 году, учитывая
индексы роста цен и тарифов на топливо и энергию и с учетом, что 80% капитальных
затрат закладывается в инвестнадбавку, будет составлять 8176,6 руб./Гкал.
На рисунке 46 проиллюстрирована динамика изменения величины тарифа на
тепловую энергию по годам за период 2014 – 2030 гг. с учетом величины
инвестиционной набавки на модернизацию системы теплоснабжения в тарифе.
Рисунок 63 
Изменение тарифа на тепловую энергию с учетом величины
капитальных затрат на модернизацию системы теплоснабжения, частично
включенных в тариф в качестве инвестнадбавки
��195 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;ГЛАВА 11.
ОБОСНОВАНИЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ЕДИНОЙ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ
Решение по установлению единой теплоснабжающей организации
осуществляется на основании критериев определения единой теплоснабжающей
организации, установленных в правилах организации теплоснабжения, утверждаемых
Правительством Российской Федерации.
В соответствии со статьей 2 пунктом 28 Федерального закона 190 «О
теплоснабжении»: «Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения
 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».
В соответствии со статьей 6 пунктом 6 Федерального закона 190 «О
теплоснабжении»: «К полномочиям органов местного самоуправления поселений,
городских округов по организации теплоснабжения на соответствующих территориях
относится утверждение схем теплоснабжения поселений, городских округов с
численностью населения менее пятисот тысяч человек, в том числе
определение единой теплоснабжающей организации».
Предложения по установлению единой теплоснабжающей организации
осуществляются на основании критериев определения единой теплоснабжающей
организации, установленных в правилах организации теплоснабжения, утверждаемых
Правительством Российской Федерации. Предлагается использовать для этого
нижеследующий раздел проекта.
Постановления Правительства Российской Федерации «Об утверждении
правил организации теплоснабжения», предложенный к утверждению Правительством
Российской Федерации в соответствии со статьей 4 пунктом 1 ФЗ190 «О
теплоснабжении»: Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей
организации
��196 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1. Статус единой теплоснабжающей организации присваивается органом
местного самоуправления или федеральным органом исполнительной власти (далее –
уполномоченные органы) при утверждении схемы теплоснабжения поселения,
городского округа, а в случае смены единой теплоснабжающей организации – при
актуализации схемы теплоснабжения.
2. В проекте схемы теплоснабжения должны быть определены границы зон
деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций). Границы зоны
(зон) деятельности единой теплоснабжающей организации (организаций)
определяются границами системы теплоснабжения, в отношении которой
присваивается соответствующий статус.
В случае, если на территории поселения, городского округа существуют
несколько систем теплоснабжения, уполномоченные органы вправе:
определить единую теплоснабжающую организацию (организации) в каждой
из систем теплоснабжения, расположенных в границах поселения, городского округа;
определить на несколько систем теплоснабжения единую теплоснабжающую
организацию, если такая организация владеет на праве собственности или ином
законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в
каждой из систем теплоснабжения, входящей в зону её деятельности.
3. Для присвоения статуса единой теплоснабжающей организации впервые на
территории поселения, городского округа, лица, владеющие на праве собственности
или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми
тями на территории поселения, городского округа вправе подать в течение одного
месяца с даты размещения на сайте поселения, городского округа, города федерального
значения проекта схемы теплоснабжения в орган местного самоуправления заявки на
присвоение статуса единой теплоснабжающей организации с указанием зоны
деятельности, в которой указанные лица планируют исполнять функции единой
теплоснабжающей организации. Орган местного самоуправления обязан разместить
сведения о принятых заявках на сайте поселения, городского округа.
4. В случае, если в отношении одной зоны деятельности единой
теплоснабжающей организации подана одна заявка от лица, владеющего на праве
собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или)
тепловыми сетями в соответствующей системе теплоснабжения, то статус единой
��197 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;теплоснабжающей организации присваивается указанному лицу. В случае, если в
отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подано
несколько заявок от лиц, владеющих на праве собственности или ином законном
основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в
соответствующей системе теплоснабжения, орган местного самоуправления
присваивает статус единой теплоснабжающей организации в соответствии с
критериями настоящих Правил.
5. Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:
1) владение на праве собственности или ином законном основании
источниками тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой
мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации или
тепловыми сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой
энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах
зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
2) размер уставного (складочного) капитала хозяйственного товарищества или
общества, уставного фонда унитарного предприятия должен быть не менее остаточной
балансовой стоимости источников тепловой энергии и тепловых сетей, которыми
указанная организация владеет на праве собственности или ином законном основании
в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации. Размер
уставного капитала и остаточная балансовая стоимость имущества определяются по
данным бухгалтерской отчетности на последнюю отчетную дату перед подачей заявки
на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.
6. В случае если в отношении одной зоны деятельности единой
теплоснабжающей организации подано более одной заявки на присвоение
соответствующего статуса от лиц, соответствующих критериям, установленным
настоящими Правилами, статус единой теплоснабжающей организации присваивается
организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в
соответствующей системе теплоснабжения.
Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием
у организации технических возможностей и квалифицированного персонала по
наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению
гидравлическими режимами, и обосновывается в схеме теплоснабжения.
��198 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;7. В случае если в отношении зоны деятельности единой теплоснабжающей
организации не подано ни одной заявки на присвоение соответствующего статуса,
статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, владеющей
в соответствующей зоне деятельности источниками тепловой энергии и (или)
тепловыми сетями, и соответствующей критериям настоящих Правил.
8. Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей
деятельности обязана:
а) заключать и надлежаще исполнять договоры теплоснабжения со всеми
обратившимися к ней потребителями тепловой энергии в своей зоне деятельности;
б) осуществлять мониторинг реализации схемы теплоснабжения и подавать в
орган, утвердивший схему теплоснабжения, отчеты о реализации, включая
предложения по актуализации схемы теплоснабжения;
в) надлежащим образом исполнять обязательства перед иными
теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;
г) осуществлять контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей
деятельности.
В настоящее время предприятие МП «Жилищное хозяйство» отвечает всем
требованиям критериев по определению единой теплоснабжающей организации, а
именно:
1) Владение на праве собственности или ином законном основании, тепловыми
сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой энергии с
наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны
деятельности единой теплоснабжающей организации.
На балансе предприятие МП «Жилищное хозяйство» находятся все
магистральные тепловые сети в городе Кириши.
2) Статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации,
способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей
системе теплоснабжения.
Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием
у предприятия МП «Жилищное хозяйство» технических возможностей и
квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации,
��199 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами.
3) Предприятие МП «Жилищное хозяйство» согласно требованиям критериев
по определению единой теплоснабжающей организации при осуществлении своей
деятельности фактически уже исполняет обязанности единой теплоснабжающей
организации, а именно:
а) заключает и надлежаще исполняет договоры теплоснабжения со всеми
обратившимися к ней потребителями тепловой энергии в своей зоне деятельности;
б) надлежащим образом исполняет обязательства перед иными
теплоснабжающими и теплосетевыми организациями в зоне своей деятельности;
в) осуществляет контроль режимов потребления тепловой энергии в зоне своей
деятельности;
г) будет осуществлять мониторинг реализации схемы теплоснабжения и
подавать в орган, утвердивший схему теплоснабжения, отчеты о реализации, включая
предложения по актуализации схемы теплоснабжения;
Таким образом, на основании критериев определения единой
теплоснабжающей организации, установленных в проекте правил организации
теплоснабжения, утверждаемых Правительством Российской Федерации, предлагается
определить единой теплоснабжающей организацией города Кириши предприятие МП
«Жилищное хозяйство».
��200 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Федеральный Закон №190 «О теплоснабжении» от 27.07.2010 г.
Постановление Правительства РФ № 154 «О требованиях к схемам
теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» от 22.02.2012 г.
Методические рекомендации по разработке схем теплоснабжения в соответствии с
п.3 ПП РФ от 22.02.2012г. №154.
Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при
производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах
ммунального теплоснабжения МДК 405.2004.
Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию
нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии,
утвержденной приказом Минэнерго России 30.12.2008 г. № 235
Нормы проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования
электростанций и тепловых сетей. – М.: Государственное энергетическое
издательство, 1959.
СНиП 2.04.1488.Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. – М.: ЦИТП
Госстроя СССР, 1989.
СНиП 2.04.14
88*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов/Госстрой
России. – М.: ГУП ЦПП, 1998.
СНиП 23.02.2003. Тепловая защита зданий
СНиП 41.02.2003. Тепловые сети.
СНиП 23.01.99 Строительная климатология.
СНиП 41.01.2003 Отопление, вентиляция, кондиционирование.
Федеральный закон от 23.11.2009 № 261ФЗ «Об энергосбережении и о повышении
энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные
законодательные акты Российской Федерации»;
10195 «Проектирование тепловых пунктов»
Постановление Правительства Российской Федерации от 08.08.2012г. №808 «Об
организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в
некоторые акты Правительства Российской Федерации»;
��201 x-none&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;&#x/Lan;&#xg x-;&#xnone;&#x/MCI; 0 ;16.Федеральный закон от 07.12.2011 № 416ФЗ «О водоснабжении и водоотведении»
в части требований к эксплуатации открытых систем теплоснабжения
17.Федеральный закон от 07.12.2011 № 417ФЗ «О внесении изменений в
законодательные акты РФ…» в части изменений в закон «О теплоснабжении»
18.РД 5034.69890 «Комплекс стандартов и руководящих документов на
атизированные системы»;
19.Градостроительный кодекс Российской Федерации.

Приложенные файлы

  • pdf 13487361
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий