Региональное
Законодательство
Тюменская область

Постановление Администрации Уватского муниципального района от 08.06.2015 N 88 "Об утверждении схемы теплоснабжения Туртасского сельского поселения Уватского муниципального района Тюменской области на период 2015 - 2030 гг."

АДМИНИСТРАЦИЯ УВАТСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 8 июня 2015 г. № 88

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРТАССКОГО СЕЛЬСКОГО
ПОСЕЛЕНИЯ УВАТСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2015 - 2030 ГГ.

В соответствии с Федеральным законом от 06.10.2003 № 131-ФЗ "Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации", Федеральным законом от 27.07.2010 № 190 "О теплоснабжении", Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", Уставом Уватского муниципального района Тюменской области:
1. Утвердить Схему теплоснабжения Туртасского сельского поселения Уватского муниципального района Тюменской области на период 2015 - 2030 гг. (утверждаемая часть) согласно приложению № 1 к настоящему постановлению.
2. Утвердить Обосновывающие материалы к схеме теплоснабжения Туртасского сельского поселения Уватского муниципального района Тюменской области на период 2015 - 2030 гг. (обосновываемая часть) согласно приложению № 2 к настоящему постановлению.
3. Утвердить Электронную модель системы теплоснабжения Туртасского сельского поселения Уватского муниципального района Тюменской области на период 2015 - 2030 гг. согласно приложению № 3 (не приводится) к настоящему постановлению.
4. Организационному отделу администрации Уватского муниципального района (Герасимова Е.Ю.) настоящее постановление:
а) обнародовать путем размещения на информационных стендах в местах, установленных администрацией Уватского муниципального района;
б) разместить на официальном сайте Уватского муниципального района.
5. Настоящее постановление вступает в силу со дня его обнародования.
6. Контроль над исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя Главы администрации Уватского муниципального района.

Глава
А.М.ТУЛУПОВ





Приложение № 1
к постановлению
администрации Уватского
муниципального района
от 08.06.2015 № 88

СХЕМА
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРТАССКОГО СЕЛЬСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ
УВАТСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2015 - 2030 ГГ.
УТВЕРЖДАЕМАЯ ЧАСТЬ

(ООО "ЭНЕРГОСИЛА": 644099, г. Омск, ул. Ленина, д. 14/1,
оф. 303 Тел. (3812) 399-855, сот. 8-913-628-3349,
E-mail: energosila55@mail.ru ИНН 5507243779 КПП 550701001)

1. Показатели перспективного спроса на тепловую энергию
(мощность) и теплоноситель в установленных границах
территории поселения

1.1. Площадь строительных фондов и приросты площади
строительных фондов по расчетным элементам территориального
деления с разделением объектов строительства
на многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания
и производственные здания промышленных предприятий по этапам

Жилой фонд

Жилой фонд на расчетный срок строительства составит 143,0 тыс. кв. м общей площади, в том числе:
- новое жилищное строительство - 32,3 тыс. кв. м - 23%;
- существующий сохраняемый жилой фонд - 110,7 тыс. кв. м - 77%.
Структура этажности в новом строительстве следующая:
- двухэтажная многоквартирная застройка - 4,8 тыс. кв. м - 15%;
- индивидуальная усадебная застройка - 27,5 тыс. кв. м - 85%.
Из общего объема нового жилого фонда 19,1 тыс. кв. м общей площади планируется на свободных территориях (около 30 га), 12,2 тыс. кв. м - на уплотнении (или реконструкции) существующей застройки.
Строительство жилья на первую очередь строительства будет вестись в Восточном районе, на свободных территориях (там планируется разместить около 50% всего объема жилого фонда), в Центральном районе планируется к строительству несколько двухэтажных многоквартирных домов, на уплотнении жилых кварталов и на свободной территории, общей площадью 4,8 тыс. кв. м. Остальной объем жилого фонда будет размещен на реконструкции жилых кварталов и существующих отводов под застройку, а также в центральной части поселка, в западном направлении от существующих жилых кварталов до линии газопровода. Вынос газопровода с территории поселка планируется на расчетный срок, поэтому строительство в этой части поселка возможно отдельными участками.
Объем нового жилищного строительства по жилым районам составит:
- Центральный - 12,3 тыс. кв. м - 38%;
- Северный - 3,7 тыс. кв. м - 11,5%;
- Восточный - 16,3 тыс. кв. м - 50,5%.
Для строительства потребуется около 45 га территорий, из них ориентировочно около 30 га - заболоченные, занятые кустарником и лесом. Более точный анализ характеристики территорий невозможен из-за отсутствия съемки отдельных площадей в границах проекта.
Убыль ветхого жилого фонда, а также из прибрежной полосы на первую очередь проектом не предусмотрена. Также не планируется к выносу жилой фонд, расположенный в пределах следующих улиц: Чебунтанская, Приозерская, Туртасская (2,4 тыс. кв. м), находящийся на затопляемой территории.
Стоимость жилищного строительства на первую очередь ориентировочно составит 520 - 750 млн. руб. при сложившихся ценах на строительство 1 кв. м жилого фонда.
На первую очередь численность населения составит 5,9 тыс. человек. Средняя обеспеченность жилым фондом - 24,2 кв. м/чел., в том числе в двухэтажных многоквартирных домах - 22,2 кв. м/чел.; в индивидуальной усадебной застройке - 37 - 38 кв. м/чел.
Следует отметить, что в настоящее время темпы жилищного строительства (за последние 16 лет среднегодовой ввод жилья составил 0,6 - 0,7 тыс. кв. м) недостаточны для освоения заданных проектом объемов жилого фонда, поэтому необходимы дополнительные инвестиции и финансирование.

Таблица 1. Жилой фонд (первая очередь)

Показатели
Всего
2 - 3-этажный
одноэтажный
1
2
3
4
Всего



1. Жилой фонд, тыс. кв. м общей площади
143,0
51,2
91,8
2. Население, тыс. чел.
5,9
2,33
3,57
- в том числе в новом жилом фонде
0,9
0,2
0,7
3. Средняя обеспеченность жилым фондом, кв. м/чел.
24,2


4. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
32,3/44,6
4,8/3,3
27,5/41,3
В том числе:



- на свободных территориях
19,1/29,5
17/0,9
18,4/28,6
- на уплотнении существующих жилых кварталов
12,2/15,1
3,1/2,3
9,1/12,8
5. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
110,7
46,4
64,3
Распределение жилого фонда по районам:
Центральный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
55,6
39,4
16,2
2. Население, тыс. чел.
2,35
1,8
0,55
- в том числе в новом жилом фонде

0,2
0,15
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
12,3/16,8
4,8/3,2
7,5/13,6
в том числе:



- на свободных территориях
6,2/9,6
1,7/0,9
4,5/8,7
- на уплотнении существующих жилых кварталов
6,1/7,2
3,1/2,3
3,0/4,9
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
43,3/2,0
34,6/1,6
8,7/0,4
Восточный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
33,8
-
33,8
2. Население, тыс. чел.
1,22
-
1,22
- в том числе в новом жилом фонде
0,43
-
0,43
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
16,3/22,6
-
16,3/22,6
В том числе:



- на свободных территориях
12,7/17,9
-
12,7/17,9
- на уплотнении существующих жилых кварталов
3,6/4,7
-
3,6/4,7
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
17,5/0,8
-
17,5/0,8
Северный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
38,2
-
38,2
2. Население, тыс. чел.
1,64
-
1,64
- в том числе в новом жилом фонде
0,1
-
0,1
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
3,7/5,2
-
3,7/5,2
- в том числе на уплотнении существующих жилых кварталов
3,7/5,2
-
3,7/5,2
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
34,5/1,51
-
34,5/1,51
район, расположенный около железнодорожной станции Юность Комсомольская (далее по тексту - ст. Юность Комсомольская)
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
13,0
11,8
1,2
2. Население, тыс. чел.
0,58
0,53
0,05
3. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади
13,0
11,8
1,2
Район в границах улиц Чебунтанская, Приозерная, Туртасская
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
2,4

2,4
2. Население, тыс. чел.
0,11
-
0,11
3. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади
2,4
-
2,4

На расчетный срок население поселка определено в количестве 6,5 тыс. человек. Жилой фонд в границах проектируемой территории составит 186,5 тыс. м2 общей площади, в том числе:
- новое жилищное строительство - 94,0 тыс. кв. м;
- существующий сохраняемый жилой фонд - 92,5 тыс. кв. м.
Структура этажности в новом строительстве определена в следующем соотношении:
- двухэтажная многоквартирная застройка - 23,6 тыс. кв. м - 25%;
- индивидуальная усадебная застройка - 70,4 тыс. кв. м - 75%;
с участками 0,12 - 0,15 га.
Селитебную территорию поселка можно условно разделить на жилые районы: Северный, Центральный, Восточный и ст. Юность Комсомольская. Объем нового жилищного строительства по районам составит:
- Северный - 3,7 тыс. кв. м общей площади - 4%;
- Центральный - 67,1 тыс. кв. м - 71%;
- Восточный - 18,6 тыс. кв. м - 20%;
- ст. Юность Комсомольская - 4,6 тыс. кв. м - 5%.
Наибольшие объемы строительства на расчетный срок планируется разместить в жилом районе "Центральный". Там предполагается к строительству 67,1 тыс. кв. м общей площади (71% от всего объема), в том числе:
- двухэтажные многоквартирные жилые дома - 23,6 тыс. кв. м;
- одноэтажная индивидуальная застройка - 43,5 тыс. кв. м.
Основная часть двухэтажного жилого фонда (17,6 тыс. кв. м общей площади) планируется к размещению на сносе ветхого жилья, в центральной части поселка, в районе улиц Ленина - Октябрьская - Победы. Несколько двухэтажных домов общей площадью около 4,3 тыс. кв. м будет построено на уплотнении существующих кварталов, что позволит сделать акцент на формировании культурно-общественного центра поселка. В западной части поселка, на свободных территориях, прилегающих к центру (ул. Ленина, Газовиков), проектом размещено 20,2 тыс. кв. м общей площади одноэтажной усадебной застройки. Территория жилых кварталов составит 28 - 30 га. Количество приусадебных участков - около 170, при площади одного участка 0,12 - 0,15 га. Численность населения ориентировочно составит 0,54 тыс. человек.
Убыль существующего жилого фонда в течение расчетного срока определена в количестве 18,2 тыс. кв. м общей площади, в том числе двухэтажный - 12,3 тыс. кв. м, одноэтажный - 5,9 тыс. кв. м.
По назначению убыль жилого фонда распределится следующим образом:
- ветхий (двухэтажные многоквартирные дома, общежитие) - 12,3 тыс. кв. м;
- находящийся в прибрежной полосе - 3,5 тыс. кв. м;
- на затопляемой территории (жилой фонд, расположенный в границах улиц Приозерская, Чебунтанская, Туртасская) - 2,4 тыс. кв. м.
Отношение общей убыли к существующему жилому фонду составит - 16,4%, к новому строительству - 19,4%. Жилой фонд, попадающий в санитарно-защитную зону от нефтепровода (5,7 тыс. кв. м), к убыли не планируется, т.к. предусмотрены соответствующие инженерные мероприятия.
Структура жилого фонда к концу расчетного срока характеризуется данными, представленными в Таблице 2.

Таблица 2. Жилой фонд (расчетный срок 2021 - 2030 гг.)

Показатели
Всего
2 - 3-этажная
одноэтажная
1
2
3
4
Всего в поселке:
1. Жилой фонд, тыс. кв. м общей
186,5
70,4
116,1
2. Население, тыс. чел.
6,5
2,35
4,15
В том числе в новом жилом фонде
2,77
0,96
1,81
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
94,0/107,0
23,6/11,5
70,4/95,5
В том числе:
- на сносе ветхого жилья
17,6/8,0
17,6/8,0
-
- на свободных территориях
60,3/81,0
1,7/1,0
58,6/80,0
- на уплотнении жилых кварталов и существующих отводах под застройку
16,1/18,0
4,3/2,5
11,8/15,5
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
92,5
34,1
58,4
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
18,2
12,3
5,9
В том числе:



- ветхий
12,3
12,3
-
- в прибрежной полосе
3,5
-
3,5
- на затопляемой территории
2,4
-
2,4
Распределение жилого фонда по районам:
Центральный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
98,1
45,9
52,2
2. Население, тыс. чел.
3,35
1,86
1,49
В том числе в новом жилом фонде
2,1
0,96
1,14
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
67,1/68,0
23,6/10,5
43,5/57,5
в том числе:
- на сносе ветхого жилого фонда
17,6/8,0
17,6/8,0
-
- на свободных территориях и существующих отводах под строительство
49,5/60,0
6,0/2,5
43,5/57,5
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
31,0/1,25
22,3/0,9
8,7/0,35
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
12,3
12,3
-
Восточный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
35,6
-
35,6
2. Население, тыс. чел.
1,15


В том числе в новом жилом фонде
0,49


3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
18,6/27
-
18,6/27
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
17,0/0,66
-
17,0/0,66
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
1,0
-
1,0
Северный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
35,2
-
35,2
2. Население, тыс. чел.
1,37


В том числе в новом жилом фонде
0,1


3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га (на отводах и уплотнении существующей)
3,7/5,3
-
3,7/5,3
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
31,5/1,27
-
31,5/1,27
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
2,5
-
2,5
ст. Юность Комсомольская
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
17,5
11,8
5,7
2. Население, тыс. чел.
0,63
0,48
0,15
В том числе в новом жилом фонде
0,11


3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
4,6/6,5

4,6/6,5
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
13,0/0,52
11,8/0,48
1,2/0,04

Как видно из вышеприведенной таблицы, основной объем нового жилого фонда размещается на свободных от застройки территориях - 60,3 тыс. кв. м общей площади, что составляет 64% от всего объема. Площадь свободных территорий составляет 81,0 га, часть из них заболочена, занята лугом и кустарником, частично лесом.
Потребность в жилье к концу расчетного срока определена емкостью предлагаемых к застройке территорий и размещенных проектом. Средняя обеспеченность жилым фондом, таким образом, определена в количестве 28,7 кв. м/чел.
Нормативная плотность населения на 1 га селитебной территории индивидуальной застройки, при средней площади участка 0,12 - 0,15 га, в проекте принята - 19 чел./га; коэффициент семейности - 3,2; средняя площадь индивидуального дома - 120 кв. м общей площади; обеспеченность в 2 - 3-этажном жилом фонде - 24,7 кв. м/чел.
В новом жилом фонде разместится около 2,8 тыс. человек, в том числе в индивидуальном жилом фонде - 1,8 тыс. человек.

Культурно-бытовое обслуживание

На первую очередь строительства размещение объектов соцкультбыта предусмотрено по социально гарантированному минимуму, с учетом имеющихся возможностей строительной базы, финансирования.
В связи с учетом норм проектирования, исходя из радиуса обслуживания, проектом предлагается размещение детского дошкольного учреждения в пристроенном помещении на 30 мест, возможно оздоровительного профиля, или детский сад кратковременного пребывания детей, в зависимости от потребности. Также планируется к строительству молочная кухня на 300 порций в сутки с раздаточным пунктом.
Из учреждений здравоохранения предлагается разместить медпункт или амбулаторию на ст. Юность Комсомольская на 15 посещений в смену.
Проектом предлагаются к размещению предприятия бытового обслуживания микрорайонного значения (парикмахерская, ремонт обуви и т.п.) общей вместимостью 20 рабочих мест, которые могут быть расположены во встроенно-пристроенных помещениях или на первом этаже в двухэтажных домах.
Потребность населения в учреждениях культуры, торговли будет обеспечиваться в имеющихся объектах соцкультбыта.

Таблица 3. Культурно-бытовое обслуживание
(первая очередь 2015 - 2020 гг.)

Наименование объекта
Норма
Требуется
Размещено в проекте
Площадь
Всего
в том числе
существующая застройка
новое строительство
Учреждения народного образования
1. Детские дошкольные учреждения, место
50
295
225
195
-
0,1 встроен. помещ.
2. общеобразовательные школы, учащиеся
145
855
1116
1116


3. Межшкольный учебно-производственный комбинат, учащиеся
8% от общего числа школьников
70
70

-
При существ. школе
4. Внешкольные учреждения, место
10% от общего числа школьников
85

Дом детск. творчества

По заданию
- дом детского творчества
3,3%
30

30
-
-
- детско-юношеская спортивная школа
2,3%
20
-
-
-
По заданию
- музыкальная, художественная школа, школа искусств
2,7%
25
25
при клубе в Доме Творчества
-

- станция юных натуралистов, техников
1,7%
17
-
-
-
По заданию
Учреждения здравоохранения
5. Стационары всех типов для взрослых и детей с вспомогательными зданиями и сооружениями
14
80
50
50
-
-
6. Поликлиники, амбулатории, диспансеры без стационара,
35
206
206
126
80
Амбулатория встроен.
посещение в смену

15
15

15
7. Станции (подстанции) скорой медицинской помощи, автомобиль
1 на 10 тыс. человек в пределах доступности 15 мин.
1
1
3
_

8. Аптека, отдельно стоящая или встроенная, объект
1 на 10 тыс. человек
1
1
1
-
0,2 га или встроенные
L
9. Молочная кухня, порция в сутки на одного ребенка (до 1 года)
4
300
300
-
300
0,15
10. Раздаточный пункт молочной кухни (встроенный), кв. м общей площади на одного ребенка (до 1 года)
0,3
30
30
-
30
встроенные
10
10
10
11. Профилакторий, место
70 - 100 кв. м на 1 место
-
-
-
-
По заданию на
12. Детский лагерь отдыха, место
150 - 200 кв. м на 1 место
-
-
1 объект на 30 мест
-
По заданию на
13. Кемпинги, место
135 - 150 кв. м на 1 место
-
-
-
-
По заданию на
Физкультурно-спортивные сооружения
14. Территория физкультурно-спортивных сооружений, га, всего
0,7 - 0,9 на 1 тыс. человек
4,1
3,0
-
3,0
Спорт, ядро центр, р-н
15. Помещения для физкультурно-оздоровительных занятий в микрорайоне, кв. м общей площади на 1 тыс. человек
70
410
400

400

7
35
40
16. Спортивные залы общего пользования, кв. м площади пола
60
354
244
244
-
При ДК При школе
17. Бассейны крытые и пользования, кв. м зеркала воды
20 - 25

-
-
-
По заданию на проектирование
Учреждения культуры и искусства
18. Помещения для досуговой деятельности, кв. м площади пола
50
295
-
-
-
По заданию на проектирование
19. Клубы, посетитель на место
80
470
550
550
При сущ. Доме Культуры

20. Танцевальные залы, место
6
35
35
35
При ДК, клубе

21. Кинотеатры, место
25
147,0
-

При ДК
По заданию на проектирование
22. Городские массовые библиотеки, тыс. ед. хранения/читательское место
4/2
23/11
11
11
15/15
Дополнительно при школах, при ДК
Предприятия торговли, общественного питания и бытового обслуживания
23. Магазины, кв. м торговой площади
300
1950
2120
2120
-
Торговый центр
- продовольственных товаров
100
590
900
900
-

- непродовольственных товаров
200
1180
1220
1220
-

24. Рыночный комплекс, кв. м торговой площади
24
140
50
50
-

25. Предприятия общественного питания, место
40
236
100
100
-
-
26. Магазины кулинарии, кв. м торговой площади
6
35
-
-
-
-
27. Предприятия бытового обслуживания, раб. место
9
53
20
-
20

- непосредственного обслуживания
5
20
20
-
20
встроен.-пристр.
3
3
3
- производственные Предприятия централизованного выполнения заказов, объект
4
23
-
-
-
-
Предприятия коммунального обслуживания
28. Прачечные, кг белья в смену
120
700
10
20
-

- прачечные самообслуживания, объект
10
60
60
-
60
в коммун.
- фабрики-прачечные, объект
ПО
650
650
-
650

29. Химчистки, кг вещей в смену
11,4
67
-
-
-

- химчистки самообслуживания
4,0
24
24

24

- фабрики-химчистки, объект
7,4
44
-
-
-
в коммун. зоне
30. Баня, место
7
40
25
25
-

Организации и учреждения управления, кредитно-финансовые учреждения и предприятия связи
31. Отделения связи, объект
1 район до 6 - 6,5 тыс. человек
1
2
2
-

32. Отделения и филиалы Сбербанка РФ, операц. касса
1 окно на 2 - 3 тыс. человек
2
2
2
-

33. Организации и учреждения управления


-


По заданию на проектирование
34. Отделения банков, операц. касса
1 на 10 - 30 тыс. человек
-


-
По заданию на проектирование
35. Милиция

1
1
-
1

36. Юридическая консультация
1 на 10 тыс. человек
1
-
-
-

Учреждения жилищно-коммунального хозяйства
37. Жилищно-эксплуатационные организации, объект






- микрорайона
1 на микрорайон до 20 тыс.
1
1
-
1
0,3
- жилого района
1 на район до 60 тыс. человек





38. Пункт приема вторсырья, объект
1 на микрорайон до 20 тыс. человек
1
1
-
1
0,01
39. Гостиницы, место
6
35
-
-
-
-
40. Пожарное депо, автомобиль
1 на 10 тыс. человек
1
2
2
-

41. Общественные уборные, прибор
1
6
6
-
6


Расчет потребности в учреждениях обслуживания выполнен с учетом СНиП 2.07.01-89*, а также с учетом социально-экономических условий. Для определения потребности обслуживания населения приняты дифференцированные расчетные нормы. Потребность в детских дошкольных учреждениях и школах определена на основе демографической структуры населения на расчетный срок, с учетом анализа существующей возрастной структуры п. Туртас. Охват детскими дошкольными учреждениями детей в возрасте 1 - 5 лет принят 85%, в том числе общего типа - 70%, специализированного - 3%, оздоровительного - 12%. В проекте детские сады размещаются с учетом радиуса обслуживания - 500 м.
На расчетный срок проектом предлагаются к строительству детские учреждения в западной части поселка, в новом микрорайоне одноэтажной застройки.
На ст. Юность Комсомольская предлагается разместить детское дошкольное учреждение во встроенно-пристроенном помещении емкостью до 30 мест. Дополнительно в поселке возможно развитие новых форм дошкольного образования: частный сад воскресный, детские сады кратковременного пребывания детей и т.п., если будет в этом потребность.
Норматив по школам рассчитан с учетом 100% охвата детей (6 - 15 лет) с неполным средним образованием и до 75% детей (16 - 17 лет) со средним образованием. Потребность в школах удовлетворяется вместимостью имеющихся в поселке школ. При необходимости также возможна организация воскресной школы, например, при культовом учреждении.
При существующем здании школы имеется возможность использовать свободные площади для межшкольного учебно-производственного комбината.
Потребность во внешкольных учреждениях будет удовлетворена при имеющемся здании дома детского творчества, где есть возможность для занятий в музыкальной школе, художественном и других различных кружках.
Для расчета потребности в учреждениях здравоохранения принята норма в больницах - 15,5 коек на 1000 жителей и 35 посещений в смену на 1000 жителей для поликлиник всех типов. Проектом предусмотрено расширение территории больницы и поликлиники (1 га дополнительно) еще на 50 коек и 104 посещения в смену, которые будут обеспечивать потребность населения не только поселка, но и близлежащих сельских поселений. На ст. Юность Комсомольская предлагается разместить медпункт или амбулаторию во встроенно-пристроенном помещении.
В проекте предусмотрена молочная кухня на 360 порций в сутки на 1 ребенка (до 1 года) и два раздаточных пункта молочной кухни, один из которых планируется на ст. Юность Комсомольская.
Проектом предусмотрены помещения для физкультурно-оздоровительных занятий общей площадью 500 кв. м, спортивные площадки, залы. Рядом с культурно-общественным центром будет расположено спортивное ядро (на ранее запроектированной территории), со стадионом, площадью около 3 га.
В южной части поселка, в районе улицы Газовиков будут размещены здание автовокзала, милиция, гостиница на 40 мест, торговый центр торговой площадью 500 кв. м, в соответствии с заданием на проектирование. На расчетный срок предполагается сокращение торговых площадей имеющихся магазинов, например, расположенных в приспособленных помещениях.
Потребность в учреждениях бытового обслуживания будет обеспечена в новом здании дома быта, который предусмотрен в культурно-общественном центре, там же будут размещены новое здание администрации, другие офисные учреждения.
Предприятия коммунального обслуживания и жилищно-коммунального хозяйства предусмотрены в коммунальной зоне, примыкающей к территории новой одноэтажной застройки (ул. Солнечная, Ленина). Там же запланирован новый рынок, на 260 кв. м торг. площади.

Таблица 4. Культурно-бытовое обслуживание (расчетный срок)

Наименование учреждения, ед. измерения
Норма согласно СНиП 2.07.01-89* на 1000 человек
Требуется по расчету
Размещено в проекте
Площадь участка, га
Всего
в том числе
существ. сохран.
новое стр-во
Учреждения народного образования
1. Детские дошкольные учреждения, место
60
390
390
195
95
1,0
0,1 или встроен.
2. Общеобразовательные школы, учащиеся
145
943
1116
1116
-

65
3. Межшкольный учебно-производственный комбинат, учащиеся
8% от общего числа школьников
75
75
-
75
2,0
4. Внешкольные учреждения, место
10% общего числа
95

Дом творчества при клубе

По заданию
- дом детского творчества
3,3%
31



- детско-юношеская спортивная школа
2,3%
22



- музыкальная, художественная школа, школа
2,7%
25



- станция юных натуралистов, техников
1,7%
17



Учреждения здравоохранения
5. Стационары всех типов для взрослых и детей с вспомогательными зданиями и сооружениями
15,5
100
100
50
50
1,0
6. Поликлиники, амбулатории, диспансеры без стационара, посещение в смену
35
230
230
126
104
0,3 га или встроен.
7. Станции (подстанции) скорой медицинской помощи, автомобиль
1 на 10 тыс. человек в пределах доступности 15 мин.
1
1
3
-

8. Аптека, отдельно стоящая или встроенная, объект
1 на 10 тыс. человек
1
1
1
-
0,2 га или встроенные
9. Молочная кухня, порция в сутки на одного ребенка (до 1 года)
4
360
360
-
360
0,15
10. Раздаточный пункт молочной кухни (встроенный), кв. м общей площади на одного ребенка (до 1 года)
0,3
30
30
-
30
встроенные
11. Профилакторий, место
70 - 100 кв. м на 1 место




По заданию на проектирование
12. Детский лагерь отдыха, место
150 - 200 кв. м на 1 место


1 объект на 30 мест

По заданию на проектирование
13. Кемпинги, место
135 - 150 кв. м на 1 место




По заданию на проектирование
Физкультурно-спортивные сооружения
14. Территория физкультурно-спортивных сооружений, га, всего
0,7 - 0,9 на 1 тыс. человек
4,5 - 5,9
5,0

5,0
4,5
0,4
15. Помещения для физкультурно- оздоровительных занятий в микрорайоне, кв. м общей площади на 1 тыс. человек
70 - 80
455 - 520
500
-
500

16. Спортивные залы общего пользования, кв. м площади пола
60 - 80
390 - 520
520
244
276

27 - 36
40
40
17. Бассейны крытые и открытые общего пользования, кв. м
20 - 25
130 - 160



По заданию
Учреждения культуры и искусства
18. Помещения для досуговой деятельности, кв. м площади пола
50 - 60
325 - 390

При ДК

По заданию на проектирование
19. Клубы, посетительское место
80
520
550
550
-
ДК
20. Танцевальные залы, место
6
40
40
40
-
При ДК
21. Кинотеатры, место
25 - 35
160 - 230
-

При ДК при клубе
По заданию на проектирование
22. Городские массовые библиотеки, тыс. ед. хранения
4/2
26/15
26/15
11
15/15

Предприятия торговли, общественного питания и бытового обслуживания
23. Магазины, кв. м торговой площади
300
1950
2300
1700
600
Торговый центр
- продовольственных товаров
100
650
900
700
200

- непродовольст.
200
1300
1400
1000
400
Торг. центр
объект
6 - 6,5 тыс. человек






32. Отделения и филиалы Сбербанка РФ, операц. касса
1 окно на 2 - 3 тыс. человек
2
2
2
-

33. Организации и учреждения управления





По заданию на проектирование
34. Отделения банков, операц. касса
1 на 10 - 30 тыс. человек




По заданию на проектирование
35. Милиция, объект

1
1

1

36. Юридическая консультация, юрист, адвокат
1 на 10 тыс. человек
1
1
1
-

Учреждения жилищно-коммунального хозяйства
37. Жилищно-эксплуатационные организации, объект






- микрорайона
1 на микрорайон до 20 тыс. человек
1
1
-
1
0,3
- жилого района
1 на район до 60 тыс. человек





38. Пункт приема вторсырья, объект
1 на микрорайон до 20 тыс. человек
2
2
-
2
0,01
1
1
1
39. Гостиницы, место
6
40
40
-
40
0,2 га
40. Пожарное депо, автомобиль
1 на 10 тыс.
1
2
2
-

41. Общественные
1
6
6
-
6


1.2. Объемы потребления тепловой энергии (мощности),
теплоносителя и приросты потребления тепловой энергии
(мощности), теплоносителя с разделением по видам
теплопотребления в каждом расчетном элементе
территориального деления на каждом этапе

Теплопотребление населенного пункта на расчетный срок составит 66,4 МВт (57,14 Гкал/час), в том числе на I очередь строительства - 54,23 МВт (46,68 Гкал/час).

Таблица 5. Прогнозы приростов объемов потребления
тепловой энергии

№ п/п
Наименование потребителей
Суммарное теплопотребление (Первая очередь), МВт
Суммарное теплопотребление (Первая очередь), Гкал/ч
Суммарное теплопотребление (Расчетный срок), МВт
Суммарное теплопотребление (Расчетный срок), Гкал/ч
1.
Центральный район
18,11
15,59
28,94
24,91
2.
Северный район
13,45
11,58
12,27
10,56
3.
Восточный район
10,23
8,80
10,64
9,15
4.
район в границах улиц Чебунтанская, Приозерная, Туртасская
0,73
0,63
-
-
5.
ст. Юность Комсомольская
4,64
3,99
5,89
5,07
Итого по жилой застройке:
47,16
40,59
57,74
49,69

Неучтенные расходы 15%:
7,07
6,09
8,66
7,45

Всего по населенному пункту:
54,23
46,68
66,40
57,14


Примечание:
1. Расчет выполнен в соответствии со СНиП 2.04.07-86 Тепловые сети.
2. Суммарное теплопотребление состоит из тепловой нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилой застройки и общественных зданий и из тепловой нагрузки на отопление зданий.
3. Расчетная температура принята -40 °C.
Основными источниками теплоснабжения поселка приняты:
- центральная котельная, расположенная в квартале ул. Октябрьская;
- котельная ул. Газовиков;
- котельная по ул. Молодежная;
- котельная ст. Юность Комсомольская.
На первую очередь строительства теплоснабжение существующей застройки Центрального района сохраняется по существующей схеме от центральной котельной. В связи со строительством нового жилья в квартале ул. Ленина, Школьная, Победы и гостиничного комплекса по ул. Победы сеть теплопроводов расширится.
На расчетный срок существующей производительности котельной будет недостаточно, так как нагрузка на котельную возрастет до 10,0 Гкал/час.
Теплоснабжение существующей и проектируемой жилой застройки п. Газовиков предусмотрено от собственной газовой котельной, производительности которой достаточно на расчетный срок.
Теплоснабжение существующей жилой застройки от котельной ст. Юность Комсомольская сохраняется по существующей схеме.
Для новой и существующей одно-, двухквартирной застройки предлагается установка поквартирных газовых водонагревателей и отопительных установок для горячего водоснабжения и отопления.

1.3. Потребление тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом
возможных изменений производственных зон и их
перепрофилирования и приросты потребления тепловой энергии
(мощности), теплоносителя производственными объектами
с разделением по видам теплопотребления и по видам
теплоносителя (горячая вода и пар) на каждом этапе

Изменений потребления тепловой энергии (мощности), теплоносителя производственными объектами с разделением по видам теплопотребления и по видам теплоносителя (горячая вода и пар) генеральным планом не предусмотрено.

2. Перспективные балансы тепловой мощности источников
тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей

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

Согласно п. 30 ст. 2 Федерального закона № 190-ФЗ от 27.07.2010 "О теплоснабжении": "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".
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.
Для выполнения расчета воспользуемся статьей Ю.В. Кожарина и Д.А. Волкова "К вопросу определения эффективного радиуса теплоснабжения", опубликованной в журнале "Новости теплоснабжения", № 8, 2012 г. По изложенной в статье методике для определения максимального радиуса подключения новых потребителей к существующей тепловой сети вначале для подключаемой нагрузки при задаваемой величине удельного падения давления 5 кгс/(м2*м) определяется необходимый диаметр трубопровода. Далее для этого трубопровода определяются годовые тепловые потери. Принимается, что эффективность теплопровода с точки зрения тепловых потерь, равной величине 5% от годового отпуска тепла к подключаемому потребителю. Выполняется расчет нормативных тепловых потерь трубопровода длиной 100 м. По формуле (1) определяется радиус теплоснабжения.



где: - тепловые потери подключаемого трубопровода (5% от годового отпуска тепла), Гкал/год;
- нормативные тепловые потери трубопровода длиной 100 м.
В таблице приведены расчеты по определению эффективного радиуса теплоснабжения для вновь присоединяемых потребителей.

Таблица 6. Расчет эффективного радиуса теплоснабжения

D, мм
G, т/ч
Гкал/час
Гкал/год
Гкал/год
Допустимая длина
Канальная прокладка
Бесканальная прокладка
Надземная прокладка
57 x 3,0
2,642
0,066
196,826
9,841
33,86
26,17
21,57
76 x 3,0
6,142
0,154
457,582
22,879
66,47
49,55
42,10
89 x 4,0
9,052
0,226
674,459
33,723
92,77
68,46
58,90
108 x 4,0
15,835
0,396
1179,809
58,990
149,61
108,56
95,45
133 x 4,0
28,596
0,715
2130,611
106,531
226,47
169,53
150,74
159 x 4,5
46,312
1,158
3450,579
172,529
349,89
242,66
227,46
219 x 6,0
108,365
2,709
8073,875
403,694
634,54
442,36
429,92
273 x 7,0
195,558
4,889
14570,358
728,518
942,33
662,29
651,04
325 x 8,0
311,131
7,778
23181,273
1159,063
1285,56
897,66
843,69
377 x 9,0
461,444
11,536
34380,589
1719,029
1635,15
1155,96
1068,58
426 x 9,0
645,685
16,142
48107,699
2405,385
2020,48
1426,34
1341,84
480 x 7,0
915,117
22,878
68182,112
3409,106
2499,71
1786,18
1685,01
530 x 8,0
1183,348
29,584
88167,109
4408,355
2876,20
2062,39
1961,97
630 x 9,0
1869,289
46,732

6963,705
3680,41
2674,44
2555,30
720 x 10,0
2657,148
66,429

9898,738
4400,03
3241,13
3109,10
820 x 10,0
3768,085
94,202

14037,337
5228,25
3901,10
3807,35
920 x 11,0
5097,105
127,428

18988,365
6034,18
4554,55
4475,33
1020 x 12,0
6681,279
167,032

24889,926
10956,04
10281,27
9973,52

Исходя из полученных данных о характеристиках трубопроводов, присоединенной нагрузке и установленной мощности котельных получаем радиусы эффективного теплоснабжения котельных п. Туртас, которые приведены в Таблице 7.

Таблица 7. Радиус эффективного теплоснабжения котельных
п. Туртас

Источник
Радиус эффективного теплоснабжения, м
Котельная № 1
750
Котельная № 2
85
Котельная № 4
36
Котельная № 5
550
Котельная № 6
320
Котельная № 7
90
Котельная ООО "Газпром энерго"
410

Рисунок 1. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 4

Рисунок не приводится.

Рисунок 2. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 2

Рисунок не приводится.

Рисунок 3. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 7

Рисунок не приводится.

Рисунок 4. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 5

Рисунок не приводится.

Рисунок 5. Радиус эффективного теплоснабжения
котельной ООО "Газпром энерго"

Рисунок не приводится.

Рисунок 6. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 1

Рисунок не приводится.

Рисунок 7. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 6

Рисунок не приводится.

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

Существующие зоны действия источников тепловой энергии приведены на Рисунке 8 - Рисунке 12 (не приводятся).
Изменение зон действия источников тепловой энергии не запланировано.

Рисунок 8. Зона действия котельной № 1 (Центральная)

Рисунок не приводится.

Рисунок 9. Зона действия котельной № 2

Рисунок не приводится.

Рисунок 10. Зона действия котельной № 5

Рисунок не приводится.

Рисунок 11. Зона действия котельной № 7

Рисунок не приводится.

Рисунок 12. Зона действия котельной ООО "Газпром энерго"

Рисунок не приводится.

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

Существующие зоны действия индивидуальных источников тепловой энергии представлены на Рисунке 13 (не приводится).

Рисунок 13. Существующие зоны действия индивидуальных
источников тепловой энергии (выделены зеленым цветом)

Рисунок не приводится.

Перспективные зоны действия индивидуальных источников тепловой энергии представлены на Рисунке 14 (не приводится).

Рисунок 14. Перспективные зоны действия
индивидуальных источников тепловой энергии

Рисунок не приводится.

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

Исходя из данных генерального плана развития п. Туртас увеличение тепловой нагрузки предполагается только на центральную котельную № 1 (ул. Октябрьская), до 10 Гкал/ч на расчетный срок.
Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки приведены в Таблице 8.

Таблица 8. Перспективные балансы тепловой мощности
источников тепловой энергии и тепловой нагрузки

Источник
первая очередь (существующие)
расчетный срок
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Выработано, Гкал
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, МВт
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Выработано, Гкал
Котельная № 1, ул. Октябрьская
7,38
5,45
0,40
1,93
16283,9
12,0
10,00
11,16
0,40
2,0
29878,8
Котельная № 2, ул. Молодежная
0,20
0,06
0,40
0,14
171,0
0,20
0,06
0,07
0,40
0,14
171,0
Котельная № 4, ул. Солнечная
0,13
0,10
0,40
0,03
103,5
0,13
0,10
0,12
0,40
0,03
103,5
Котельная № 5, ст. Юность Комсомольская
5,01
1,59
0,50
3,42
475,5
5,01
1,59
1,85
0,50
3,42
475,5
Котельная № 6, Промбаза
1,46
0,45
0,70
1,01
7107,1
1,46
0,45
0,52
0,70
1,01
7107,1
Котельная № 7, КОС
0,73
0,04
0,4
0,69
74,2
0,73
0,04
0,05
0,4
0,69
74,2
Котельная ООО "Газпром энерго", ул, Газовиков
6,02
0,36
5,42
4,69
2766
6,02
0,36
5,42
4,69
2766
2766

Как мы видим из таблицы, все источники тепловой энергии обладают резервом мощности, необходимым для компенсации затрат на собственные нужды котельной и потерь в тепловых сетях.

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

Существующих и перспективных технических ограничений на использование установленной тепловой мощности и значения располагаемой мощности основного оборудования источников тепловой энергии нет.

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

Существующие (соответствуют значениям первой очереди (2015 - 2020 гг.)) и перспективные затраты тепловой мощности на собственные и хозяйственные нужды источников тепловой энергии приведены в Таблице 8.

2.7. Значения существующей и перспективной тепловой мощности
источников тепловой энергии нетто

Значения существующей (соответствуют значениям первой очереди (2015 - 2020 гг.)) и перспективной тепловой мощности источников тепловой энергии нетто приведены в Таблице 9.

Таблица 9. Значения существующей и перспективной тепловой
мощности источников тепловой энергии нетто

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 гг.)
Расчетный срок (2021 - 2030 гг.)
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Установленная мощность котельной нетто, Гкал/ч
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Установленная мощность котельной нетто, Гкал/ч
Котельная № 1
7,38
0,40
7,350
12,00
0,40
11,952
Котельная № 2
0,20
0,40
0,199
0,20
0,40
0,199
Котельная № 4
0,13
0,40
0,129
0,13
0,40
0,129
Котельная № 5
5,01
0,50
4,985
5,01
0,50
4,985
Котельная № 6
1,46
0,70
1,450
1,46
0,70
1,450
Котельная № 7
0,73
0,40
0,727
0,73
0,40
0,727
Котельная ООО "Газпром энерго"
6,02
5,42
5,694
6,02
5,42
5,694

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

Данные приведены в Таблице 10.

Таблица 10. Значения существующих (соответствуют значениям
первой очереди (2015 - 2020 гг.)) и перспективных потерь
тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям, включая
потери тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей
через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и потери
теплоносителя, с указанием затрат теплоносителя
на компенсацию этих потерь

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 гг.)
Расчетный срок (2021 - 2030 гг.)
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях, %
Затраты теплоносителя на компенсацию потерь, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях, %
Затраты теплоносителя на компенсацию потерь, Гкал/ч
Котельная № 1
5,45
10,00
0,545
10,00
5,00
0,500
Котельная № 2
0,06
10,00
0,006
0,06
5,00
0,003
Котельная № 4
0,10
10,00
0,010
0,10
5,00
0,005
Котельная № 5
1,59
10,00
0,159
1,59
5,00
0,080
Котельная № 6
0,45
10,00
0,045
0,45
5,00
0,023
Котельная № 7
0,04
10,00
0,004
0,04
5,00
0,002
Котельная ООО "Газпром энерго"
0,36
-
-
0,36
-
-

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

Данные по затратам существующей и перспективной тепловой мощности на хозяйственные нужды тепловых сетей отсутствуют (не предоставлены).

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

Таблица 11. Значения существующей (соответствуют значениям
первой очереди (2015 - 2020 гг.)) и перспективной резервной
тепловой мощности источников теплоснабжения

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 гг.)
Расчетный срок (2021 - 2030 гг.)
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Котельная № 1
7,38
5,45
0,40
1,93
12,0
10,00
0,40
1,35
Котельная № 2
0,20
0,06
0,40
0,14
0,20
0,06
0,40
0,14
Котельная № 4
0,13
0,10
0,40
0,03
0,13
0,10
0,40
0,03
Котельная № 5
5,01
1,59
0,50
3,42
5,01
1,59
0,50
3,42
Котельная № 6
1,46
0,45
0,70
1,01
1,46
0,45
0,70
1,01
Котельная № 7
0,73
0,04
0,4
0,69
0,73
0,04
0,4
0,69
Котельная ООО "Газпром энерго"
6,02
0,36
5,42
4,69
6,02
0,36
5,42
4,69

Данных о выделении аварийного резерва и резерва по договорам на поддержание резервной тепловой мощности нет.

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

Таблица 12. Значения существующей (соответствуют значениям
первой очереди (2015 - 2020 гг.))
и перспективной тепловой нагрузки потребителей

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 гг.)
Расчетный срок (2021 - 2030 гг.)
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Котельная № 1
5,45
10,00
Котельная № 2
0,06
0,06
Котельная № 4
0,10
0,10
Котельная № 5
1,59
1,59
Котельная № 6
0,45
0,45
Котельная № 7
0,04
0,04
Котельная ООО "Газпром энерго"
0,36
0,36


4. Перспективные балансы теплоносителя

4.1. Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок и максимального потребления
теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей

Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том числе в аварийных режимах с учетом увеличения тепловых нагрузок приведены в Таблице 13.

4.2. Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок источников тепловой энергии
для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах
работы систем теплоснабжения

Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок источников тепловой энергии для компенсации потерь теплоносителя в аварийных режимах работы систем теплоснабжения приведены в Таблице 13.

Таблица 13. Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок (согласно СНиП 41-02-2003.
Тепловые сети)

Источник
первая очередь (2015 - 2020 гг.)
расчетный срок (2021 - 2030 гг.)
Объем теплоносителя в системе, м3 <*>
Расчетный расход воды на подпитку тепловой, т/ч <*>
Аварийная подпитка, т/ч <*>
Производительность ВПУ (номинальная), м3/час <*>
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Объем теплоносителя в системе, м3 <*>
Расчетный расход воды на подпитку тепловой, т/ч <*>
Аварийная подпитка, т/ч <*>
Производительность ВПУ (номинальная), м3/час <*>
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Котельная № 1
411,99
3,09
8,24
>= 3,9
5,45
725,40
5,44
14,51
>= 5,44
10,0
Котельная № 2
4,54
0,03
0,09
>= 0,03
0,06
4,54
0,03
0,09
>= 0,03
0,06
Котельная № 4
7,56
0,06
0,15
>= 0,06
0,10
7,56
0,06
0,15
>= 0,06
0,10
Котельная № 5
120,20
0,90
2,40
>= 0,9
1,59
120,20
0,90
2,40
>= 0,9
1,59
Котельная № 6
34,02
0,26
0,68
>= 0,26
0,45
34,02
0,26
0,68
>= 0,26
0,45
Котельная № 7
3,02
0,02
0,06
>= 0,02
0,04
3,02
0,02
0,06
>= 0,02
0,04
Котельная ООО "Газпром энерго"
23,4
0,18
0,47
>= 0,18
0,36
23,4
0,18
0,47
>= 0,18
0,36

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

5.1. Предложения по строительству источников тепловой
энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку
на осваиваемых территориях поселения, городского округа,
для которых отсутствует возможность или целесообразность
передачи тепловой энергии от существующих
или реконструируемых источников тепловой энергии.
Обоснование отсутствия возможности передачи тепловой энергии
от существующих или реконструируемых источников тепловой
энергии основывается на расчетах радиуса эффективного
теплоснабжения

Строительство источников тепловой энергии, обеспечивающих перспективную тепловую нагрузку на осваиваемых территориях поселения, городского округа, для которых отсутствует возможность или целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии, генеральным планом развития п. Туртас не предусмотрено.

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

Исходя из данных генерального плана развития п. Туртас увеличение присоединенной нагрузки планируется на центральную котельную № 1 (до 10 Гкал/ч на расчетный срок), что предполагает увеличение установленной мощности котельной с 7,38 Гкал/ч до 12 Гкал/ч. В связи с этим предполагается установка блочно-модульной котельной 12 Гкал/ч на базе старой котельной (до 2030 г.).
Стоимость работ по проектированию, монтажу и наладке (согласно http://www.teploelectromontag.ru/itp/index.html) приведена в Таблице 14.

Таблица 14. Укрупненная стоимость работ по проектированию,
монтажу и наладке объектов теплоснабжения

1. Проектирование котельной
440 рублей/кВт
2. Проектирование Индивидуального теплового пункта (ИТП)
220 рублей/кВт
Проектирование центрального теплового пункта (ЦТП)
220 рублей/кВт
Монтаж котельной
2500 рублей/кВт
Монтаж индивидуального теплового пункта (ИТП)
1600 рублей/кВт
Монтаж центрального теплового пункта (ЦТП)
1600 рублей/кВт
Наладочные работы и режимная наладка котельной
150 рублей/кВт
Наладочные работы для центрального теплового пункта (цТП)
140 рублей/кВт
Наладочные работы для индивидуального теплового пункта (ИТП)
140 рублей/кВт

Таблица 15. Расчетная стоимость внедрения БМК
на базе котельной № 1

Котельная
Проект, тыс. р.
Оборудование, тыс. р.
Монтаж, тыс. р.
Наладка, тыс. р.
Итого, тыс. р.
БМК № 1
6140,640
35000,0
34890,0
2093,4
78124,04

5.3. Предложения по техническому перевооружению источников
тепловой энергии с целью повышения эффективности работы
систем теплоснабжения

На первую очередь (до 2020 г.) планируется реконструкция котельных № 6 и № 7 в связи с моральным и физическим износом основного оборудования котельных (срок ввода в эксплуатацию 1978 г. и 1986 г. соответственно). Реконструкция предполагает замену устаревших котлоагрегатов на новые с аналогичной мощностью.

Таблица 16. Стоимость замены котлоагрегатов
котельных № 6 и № 7

Котельная
Проект, тыс. р.
Оборудование, тыс. р.
Монтаж, тыс. р.
Наладка, тыс. р.
Итого, тыс. р.
Котельная № 6
747,111
4500
4244,95
254,697
9746,758
Котельная № 7
373,556
2200
2122,48
127,348
4823,38

5.4. Графики совместной работы источников тепловой энергии,
функционирующих в режиме комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии, и котельных, меры по
выводу из эксплуатации, консервации и демонтажу избыточных
источников тепловой энергии, а также источников тепловой
энергии, выработавших нормативный срок службы, в случае,
если продление срока службы технически невозможно
или экономически нецелесообразно

В п. Туртас отсутствуют источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии. Вывод из эксплуатации, консервация и демонтаж избыточных источников тепловой энергии, а также источников тепловой энергии, выработавших нормативный срок службы, согласно генеральному плану, проводиться не будет.

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

Переоборудование котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии не планируется.

5.6. Меры по переводу котельных, размещенных в существующих
и расширяемых зонах действия источников комбинированной
выработки тепловой и электрической энергии, в пиковый режим
работы для каждого этапа, в том числе график перевода

В п. Туртас отсутствуют источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.

5.7. Решения о загрузке источников тепловой энергии,
распределении (перераспределении) тепловой нагрузки
потребителей тепловой энергии в каждой зоне действия системы
теплоснабжения между источниками тепловой энергии,
поставляющими тепловую энергию в данной системе
теплоснабжения, на каждом этапе

Решения о загрузке источников тепловой энергии, распределении (перераспределении) тепловой нагрузки потребителей тепловой энергии в каждой зоне действия системы теплоснабжения между источниками тепловой энергии, поставляющими тепловую энергию в данной системе теплоснабжения, генеральным планом не предусмотрено.

5.8. Оптимальный температурный график отпуска тепловой
энергии для каждого источника тепловой энергии или группы
источников в системе теплоснабжения, работающей на общую
тепловую сеть, устанавливаемый для каждого этапа, и оценка
затрат при необходимости его изменения

Источник
Оптимальный температурный график, °C
Котельная № 1
82/70
Котельная № 2
86/62
Котельная № 4
90/70
Котельная № 5
76/59
Котельная № 6
90/70
Котельная № 7
90/70
Котельная ООО "Газпром энерго"
95/70

Изменений температурных графиков источников тепловой энергии не предполагается.

5.9. Предложения по перспективной установленной тепловой
мощности каждого источника тепловой энергии с учетом
аварийного и перспективного резерва тепловой мощности
с предложениями по утверждению срока ввода в эксплуатацию
новых источников

Перспективная установленная тепловая мощность каждого источника тепловой энергии с учетом аварийного и перспективного резерва тепловой мощности приведена в Таблице 17.

Таблица 17. Перспективная установленная тепловая мощность
каждого источника

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 гг.)
Расчетный срок (2021 - 2030 гг.)
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Котельная № 1
7,38
5,45
1,93
12,0
10,00
1,35
Котельная № 2
0,20
0,06
0,14
0,20
0,06
0,14
Котельная № 4
0,13
0,10
0,03
0,13
0,10
0,03
Котельная № 5
5,01
1,59
3,42
5,01
1,59
3,42
Котельная № 6
1,46
0,45
1,01
1,46
0,45
1,01
Котельная № 7
0,73
0,04
0,69
0,73
0,04
0,69
Котельная ООО "Газпром энерго"
6,02
0,36
4,69
6,02
0,36
4,69

6. Предложения по строительству и реконструкции
тепловых сетей

6.1. Предложения по реконструкции и строительству тепловых
сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки
из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком
тепловой мощности (использование существующих резервов)

Реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности не планируется, дефицита тепловой мощности источников теплоснабжения п. Туртас нет.

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

Предложение по строительству и реконструкции тепловых сетей предполагает планомерную замену ветхих и аварийных тепловых сетей на новые в ППУ изоляции, а также строительство новых сетей для подключения новых абонентов к центральной котельной № 1.
Данные по диаметрам и протяженностям реконструируемых трубопроводов и ориентировочная стоимость материалов и работ приведены в Таблице 18.

Таблица 18. Данные по диаметрам и протяженностям
реконструируемых трубопроводов и ориентировочная стоимость
материалов и работ


Котельная № 1
Котельная № 2
Котельная № 4
Котельная № 5
Котельная № 6
Котельная № 7

Стоимость трубопровода, р./п. м
Наружный диаметр, мм
Диаметр, м
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.

7083
426
0,4

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0


377
0,35

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

5880
325
0,3
191
1123080
1123080

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

4427
273
0,25

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

3250
219
0,2
846
2749500
2749500

0
0

0
0
141
458250
458250

0
0

0
0


194
0,175

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

2296
159
0,15
1289
2959544
2959544

0
0

0
0
276,5
634844
634844

0
0

0
0

1526
133
0,125
408
622608
622608

0
0

0
0
54,5
83167
83167

0
0

0
0

1486
108
0,1
1004
1491944
1491944

0
0

0
0
513
762318
762318
1071
1591506
1591506

0
0

1213
89
0,08
173
209849
209849
6
7278
7278

0
0
72
87336
87336

0
0
128
155264
155264

893
76
0,07
699
624207
624207
24
21432
21432

0
0
246
219678
219678
290
258970
258970

0
0

737
57
0,05
1166
859342
859342
82
60434
60434
102
75174
75174
425,5
313593,5
313593,5
90
66330
66330

0
0

549
32
0,032

0
0

0
0

0
0

0
0
21,5
11803,5
11803,5

0
0
Итого:




21280148
21280148

178288
178288

150348
150348

5118373
5118373

3857219
3857219

310528
310528
61789808

С учетом стоимости фасонных изделий общая стоимость работ увеличится на 25% и составит, ориентировочно, 77237260 рублей.

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

Строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения не предусмотрено.

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

Перевод котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных не предусмотрен.

6.5. Предложения по строительству и реконструкции тепловых
сетей для обеспечения нормативной надежности и безопасности
теплоснабжения, определяемых в соответствии с методическими
указаниями по расчету уровня надежности и качества
поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций,
осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче
тепловой энергии

Проектом предусмотрена планомерная замена ветхих и аварийных тепловых сетей на новые.

7. Перспективные топливные балансы

Топливный баланс является комплексным материальным балансом, охватывающим совокупность взаимозаменяемых топливных ресурсов. Данный баланс увязывает в единое целое частные балансы различных видов топлива, дает характеристику общего объема, распределения и использования.
В перспективном балансе учтено увеличение тепловой нагрузки за счет подключения объектов перспективного строительства. Изменение тепловой нагрузки, связанное с отключением потребителей или повышением энергоэффективности зданий, не отражено.
Перспективные топливные балансы с учетом увеличения тепловой нагрузки приведены в Таблице 19.

Таблица 19. Перспективные топливные балансы

Источник
первая очередь
расчетный срок
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Общий годовой расход топлива, тн. (тыс. м3)
Удельная норма расхода топлива (условное), кг/Гкал
Удельная норма расхода топлива (натуральное), м3/Гкал
Топливо
Выработано, Гкал
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Общий годовой расход топлива, тн. (тыс. м3)
Удельная норма расхода топлива (условное), кг/Гкал
Удельная норма расхода топлива (натуральное), м3/Гкал
Топливо
Выработано, Гкал
Котельная № 1
5,45
2190,84
154,72
134,54
Газ
16283,9
10,0
4019,89
154,72
134,54
Газ
29878,8
1796,11
110,3
Нефть
3295,63
110,3
Нефть
Котельная № 2
0,06
22,93
154,20
134,09
Газ
171,0
0,06
22,93
154,20
134,09
Газ
171,0
Котельная № 4
0,10
14,87
165,30
143,74
Газ
103,5
0,10
14,87
165,30
143,74
Газ
103,5
Котельная № 5
1,59
64,06
154,93
134,72
Газ
475,5
1,59
64,06
154,93
134,72
Газ
475,5
Котельная № 6
0,45
783,98
157,74
110,31
Нефть
7107,1
0,45
783,98
157,74
110,31
Нефть
7107,1
Котельная № 7
0,04
57,39
205,80
773,68
Дрова
74,2
0,04
57,39
205,80
773,68
Дрова
74,2
Котельная ООО "Газпром энерго"
0,36
388,91
160,6
140,6
Газ
2766
0,36
388,91
160,6
140,6
Газ
2766

8. Инвестиции в строительство, реконструкцию
и техническое перевооружение

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

Исходя из данных генерального плана развития п. Туртас увеличение присоединенной нагрузки планируется на центральную котельную № 1 (до 10 Гкал/ч на расчетный срок), что предполагает увеличение установленной мощности котельной с 7,38 Гкал/ч до 12 Гкал/ч. В связи с этим предполагается установка блочно-модульной котельной 12 Гкал/ч на базе старой котельной (до 2030 г.).
Также на первую очередь (до 2020 г.) планируется реконструкция котельных № 6 и № 7 в связи с моральным и физическим износом основного оборудования котельных (срок ввода в эксплуатацию 1978 г. и 1986 г. соответственно). Реконструкция предполагает замену устаревших котлоагрегатов на новые с аналогичной мощностью.
Стоимость работ по проектированию, монтажу и наладке (согласно http://www.teploelectromontag.ru/itp/index.html) приведена в Таблице 20.

Таблица 20. Укрупненная стоимость работ по проектированию,
монтажу и наладке объектов теплоснабжения

1. Проектирование котельной
440 рублей/кВт
2. Проектирование Индивидуального теплового пункта (ИТП)
220 рублей/кВт
Проектирование центрального теплового пункта (ЦТП)
220 рублей/кВт
Монтаж котельной
2500 рублей/кВт
Монтаж индивидуального теплового пункта (ИТП)
1600 рублей/кВт
Монтаж центрального теплового пункта (ЦТП)
1600 рублей/кВт
Наладочные работы и режимная наладка котельной
150 рублей/кВт
Наладочные работы для центрального теплового пункта (цТП)
140 рублей/кВт
Наладочные работы для индивидуального теплового пункта (ИТП)
140 рублей/кВт

Таблица 21. Расчетная стоимость внедрения БМК на базе
котельной № 1

Котельная
Проект, тыс. р.
Оборудование, тыс. р.
Монтаж, тыс. р.
Наладка, тыс. р.
Итого, тыс. р.
БМК № 1
6140,640
35000,0
34890,0
2093,4
78124,04

Таблица 22. Стоимость замены котлоагрегатов
котельных № 6 и № 7

Котельная
Проект, тыс. р.
Оборудование, тыс. р.
Монтаж, тыс. р.
Наладка, тыс. р.
Итого, тыс. р.
Котельная № 6
747,111
4500
4244,95
254,697
9746,758
Котельная № 7
373,556
2200
2122,48
127,348
4823,38

8.2. Предложения по величине необходимых инвестиций
в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов
на каждом этапе

Предложение по строительству и реконструкции тепловых сетей предполагает планомерную замену ветхих и аварийных тепловых сетей на новые в ППУ изоляции, а также строительстве новых сетей для подключения новых абонентов к центральной котельной № 1.
Данные по диаметрам и протяженностям реконструируемых трубопроводов и ориентировочная стоимость материалов и работ приведены в Таблице 18.

8.3. Предложения по величине инвестиций в строительство,
реконструкцию и техническое перевооружение в связи
с изменениями температурного графика и гидравлического
режима работы системы теплоснабжения

Изменений температурных графиков и гидравлических режимов источников теплоснабжения не предполагается.
Оценка стоимости нового строительства источников и теплосетевых объектов Туртасского сельского поселения выполнена на основании проектов-аналогов, данных фирм-поставщиков и фирм-изготовителей оборудования и предварительных укрупненных сметных расчетов.
Расчет выполнен в текущих ценах 2015 г. Результаты приведены в Таблице 23.
Необходимый объем финансирования в ценах 2015 г. по вариантам развития на весь период составляет:
2015 - 2020 гг. - 45,465 млн. р.;
2021 - 2030 гг. - 124,466 млн. р.
169,931 млн. р.
Источники финансирования мероприятий по повышению качества и надежности теплоснабжения и подключения строящихся объектов:
- инвестиционная надбавка к тарифу;
- региональный и муниципальный бюджет;
- кредиты;
- собственные средства.

Таблица 23. Оценка капиталовложений на развитие системы
теплоснабжения Туртасского сельского поселения

Объекты
Виды работ
Итого, тыс. р.
Проектно-изыскательские работы, тыс. р.
Технические условия и согласования, тыс. р.
Закупка оборудования, тыс. р.
Строительно-монтажные работы, тыс. р.
Пусконаладочные работы, тыс. р.
Этап I
2015 - 2020 гг.
Источник теплоснабжения






Котельные
Строительство






Модернизация
1120,667

6700
6367,43
382,045
14570,142
Тепловые сети






Монтаж


15447,452
15447,452

30894,904
Итого





45465,046
Этап II
2021 - 2030 гг.
Источник теплоснабжения






Котельные
Строительство
6140,64

35000
34890
2093,4
78124,04
Модернизация






Тепловые сети






Монтаж


23171,178
23171,178

46342,356
Итого





124466,396
Итого





169931,442

--------------------------------
<*> http://www.teploelectromontag.ru/itp/index.html

9. Обоснование предложений по определению
единой теплоснабжающей организации

Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения определяется на основании Федерального закона от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении".
Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее - единая теплоснабжающая организация) - теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (далее - федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения), или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации. Единая теплоснабжающая организация (ЕТО) будет ключевым игроком на тепловом рынке города или его части, если в городе есть несколько схем теплоснабжения. Она должна стать единым закупщиком у производителей тепла, диспетчерским центром и гарантирующим поставщиком (он обязан подключать к теплосетям любого обратившегося потребителя). Кроме того, ЕТО становится держателем "котлового тарифа", получающим платежи конечных потребителей и распределяющим средства между различными поставщиками тепла. Правила организации теплоснабжения в Российской Федерации (Утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (далее по тексту - Правила):
Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации:
1. Статус единой теплоснабжающей организации присваивается теплоснабжающей и (или) теплосетевой организации решением федерального органа исполнительной власти (в отношении городов с населением 500 тысяч человек и более) или органа местного самоуправления (далее - уполномоченные органы) при утверждении схемы теплоснабжения поселения, городского округа.
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 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.
3. Для присвоения организации статуса единой теплоснабжающей организации на территории поселения, городского округа лица, владеющие на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями, подают в уполномоченный орган в течение 1 месяца с даты опубликования (размещения) в установленном порядке проекта схемы теплоснабжения, а также с даты опубликования (размещения) сообщения, указанного в пункте 17 Правил, заявку на присвоение организации статуса единой теплоснабжающей организации с указанием зоны ее деятельности. К заявке прилагается бухгалтерская отчетность, составленная на последнюю отчетную дату перед подачей заявки, с отметкой налогового органа о ее принятии. Уполномоченные органы обязаны в течение 3 рабочих дней с даты окончания срока для подачи заявок разместить сведения о принятых заявках на сайте поселения, городского округа, на сайте соответствующего субъекта Российской Федерации в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" (далее - официальный сайт). В случае если органы местного самоуправления не имеют возможности размещать соответствующую информацию на своих официальных сайтах, необходимая информация может размещаться на официальном сайте субъекта Российской Федерации, в границах которого находится соответствующее муниципальное образование. Поселения, входящие в муниципальный район, могут размещать необходимую информацию на официальном сайте этого муниципального района.
4. В случае если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подана 1 заявка от лица, владеющего на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей зоне деятельности единой теплоснабжающей организации, то статус единой 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 зоне деятельности единой теплоснабжающей организации, уполномоченный орган присваивает статус единой теплоснабжающей организации в соответствии с пунктами 7 - 10 Правил.
5. Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются: владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации; размер собственного капитала; способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения. Для определения указанных критериев уполномоченный орган при разработке схемы теплоснабжения вправе запрашивать у теплоснабжающих и теплосетевых организаций соответствующие сведения.
6. В случае если заявка на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации подана организацией, которая владеет на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, статус единой теплоснабжающей организации присваивается данной организации. Показатели рабочей мощности источников тепловой энергии и емкости тепловых сетей определяются на основании данных схемы (проекта схемы) теплоснабжения поселения, городского округа.
7. В случае если заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации поданы от организации, которая владеет на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью, и от организации, которая владеет на праве собственности или ином законном основании тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, статус единой теплоснабжающей организации присваивается той организации из указанных, которая имеет наибольший размер собственного капитала. В случае если размеры собственных капиталов этих организаций различаются не более чем на 5 процентов, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения. Размер собственного капитала определяется по данным бухгалтерской отчетности, составленной на последнюю отчетную дату перед подачей заявки на присвоение организации статуса единой теплоснабжающей организации с отметкой налогового органа о ее принятии.
8. Способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения определяется наличием у организации технических возможностей и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими и температурными режимами системы теплоснабжения и обосновывается в схеме теплоснабжения.
9. В случае если организациями не подано ни одной заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, владеющей в соответствующей зоне деятельности источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей тепловой емкостью.
10. Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности обязана:
- заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;
- заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения; заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.
11. Организация может утратить статус единой теплоснабжающей организации в следующих случаях:
- систематическое (3 и более раза в течение 12 месяцев) неисполнение или ненадлежащее исполнение обязательств, предусмотренных условиями договоров, указанных в пункте 12 Правил. Факт неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательств должен быть подтвержден вступившими в законную силу решениями федерального антимонопольного органа, и (или) его территориальных органов, и (или) судов;
- принятие в установленном порядке решения о реорганизации (за исключением реорганизации в форме присоединения, когда к организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, присоединяются другие реорганизованные организации, а также реорганизации в форме преобразования) или ликвидации организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации;
- принятие арбитражным судом решения о признании организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, банкротом; прекращение права собственности или владения имуществом, указанным в абзаце втором пункта 7 Правил, по основаниям, предусмотренным законодательством Российской Федерации;
- несоответствие организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, критериям, связанным с размером собственного капитала, а также способностью в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения;
- подача организацией заявления о прекращении осуществления функций единой теплоснабжающей организации.
12. Лица, права и законные интересы которых нарушены по основаниям, предусмотренным абзацем вторым пункта 13 Правил, незамедлительно информируют об этом уполномоченные органы для принятия ими решения об утрате организацией статуса единой теплоснабжающей организации. К указанной информации должны быть приложены вступившие в законную силу решения федерального антимонопольного органа, и (или) его территориальных органов, и (или) судов.
Уполномоченное должностное лицо организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, обязано уведомить уполномоченный орган о возникновении указанных в абзацах третьем - пятом пункта 13 Правил фактов, являющихся основанием для утраты организацией статуса единой теплоснабжающей организации, в течение 3 рабочих дней со дня принятия уполномоченным органом решения о реорганизации, ликвидации, признания организации банкротом, прекращения права собственности или владения имуществом организации.
13. Организация, имеющая статус единой теплоснабжающей организации, вправе подать в уполномоченный орган заявление о прекращении осуществления функций единой теплоснабжающей организации, за исключением случаев, если статус единой теплоснабжающей организации присвоен в соответствии с пунктом 11 Правил. Заявление о прекращении функций единой теплоснабжающей организации может быть подано до 1 августа текущего года.
14. Уполномоченный орган обязан принять решение об утрате организацией статуса единой теплоснабжающей организации в течение 5 рабочих дней со дня получения от лиц, права и законные интересы которых нарушены по основаниям, предусмотренным абзацем вторым пункта 13 Правил, вступивших в законную силу решений федерального антимонопольного органа, и (или) его территориальных органов, и (или) судов, а также получения уведомления (заявления) от организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, в случаях, предусмотренных абзацами третьим - седьмым пункта 13 Правил.
15. Уполномоченный орган обязан в течение 3 рабочих дней со дня принятия решения об утрате организацией статуса единой теплоснабжающей организации разместить на официальном сайте сообщение об этом, а также предложить теплоснабжающим и (или) теплосетевым организациям подать заявку о присвоении им статуса единой теплоснабжающей организации.
Подача заявления заинтересованными организациями и определение единой теплоснабжающей организации осуществляется в порядке, установленном в пунктах 5 - 11 Правил.
16. Организация, утратившая статус единой теплоснабжающей организации по основаниям, предусмотренным пунктом 13 Правил, обязана исполнять функции единой теплоснабжающей организации до присвоения другой организации статуса единой теплоснабжающей организации в порядке, предусмотренном пунктами 5 - 11 Правил, а также передать организации, которой присвоен статус единой теплоснабжающей организации, информацию о потребителях тепловой энергии, в том числе имя (наименование) потребителя, место жительства (место нахождения), банковские реквизиты, а также информацию о состоянии расчетов с потребителем.
17. Границы зоны деятельности единой теплоснабжающей организации могут быть изменены в следующих случаях:
- подключение к системе теплоснабжения новых теплопотребляющих установок, источников тепловой энергии или тепловых сетей, или их отключение от системы теплоснабжения;
- технологическое объединение или разделение систем теплоснабжения.
Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.
Исходя из указанных выше статей Федерального закона от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" органам местного самоуправления Уватского муниципального необходимо принять решение о присвоении статуса единых теплоснабжающих организаций в границах Туртасского сельского поселения:
- ООО "Сибиряк" в границах действия следующих котельных:
котельная № 1 ул. Октябрьская;
котельная № 2 ул. Молодежная;
котельная № 4 ул. Солнечная;
котельная № 5 ст. Юность Комсомольская;
котельная № 6 Промбаза;
котельная № 7 КОС.
- ООО "Газпром Энерго" в границах действия следующей котельной:
котельная ООО "Газпром Энерго".

10. Решение о распределении тепловой нагрузки
между источниками тепловой энергии

Распределение тепловой нагрузки между источниками в Туртасском с.п. приведено в Таблице 24.

Таблица 24. Распределение тепловой нагрузки
между источниками (ООО "Сибиряк")

№ п/п
Название котельной
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
1
Котельная № 1, ул. Октябрьская
7,38
5,51
5,45
2
Котельная № 2, ул. Молодежная
0,20
0,06
0,06
3
Котельная № 4, ул. Солнечная
0,13
0,10
0,10
4
Котельная № 5, ст. Юность Комсомольская
5,01
1,59
1,59
5
Котельная № 6, Промбаза
1,46
0,45
0,45
6
Котельная № 7, КОС
0,73
0,04
0,04
7
Котельная ООО "Газпром Энерго"
6,02
6,02
0,38

Рисунок 15. Диаграмма распределения тепловой нагрузки
между источниками (ООО "Сибиряк")

Рисунок не приводится.

11. Решение по бесхозяйным сетям

Бесхозные сети не выявлены.





Приложение № 2
к постановлению
администрации Уватского
муниципального района
от 08.06.2015 № 88

ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ
К СХЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРТАССКОГО СЕЛЬСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ
УВАТСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2015 - 2030 ГГ.
ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ

(ООО "ЭНЕРГОСИЛА": 644099, г. Омск, ул. Ленина, д. 14/1,
оф. 303. Тел. (3812) 399-855, сот. 8-913-628-3349,
Е-mail: energosila55@mail.ru ИНН 5507243779 КПП 550701001)

Общие сведения

Схема теплоснабжения Туртасского сельского поселения Уватского муниципального района Тюменской области на период 2015 - 2030 гг. (далее - Схема теплоснабжения) выполнена во исполнение требований Федерального закона от 09.06.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении", устанавливающего статус схемы теплоснабжения как документа, содержащего предпроектные материалы по обоснованию эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения, ее развития с учетом правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.
Схема теплоснабжения Туртасского сельского поселения Уватского муниципального района разработана ООО "Энергосила" в соответствии с техническим заданием (далее по тексту - ТЗ) к договору № 9 от 28.04.2014 на период 15 лет, в том числе на начальный период в 5 лет и на последующие пятилетние периоды с расчетным сроком до 2030 года.
Цель разработки Схемы теплоснабжения - формирование основных направлений и мероприятий по развитию систем теплоснабжения сельского поселения, обеспечивающих надежное удовлетворение спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель наиболее экономичным способом при минимальном воздействии на окружающую среду.
Работа выполнена с учетом требований:
- Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении";
- Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";
- Постановления Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" и на основе:
- Исходных данных и материалов, полученных от администрации Уватского муниципального района, основных теплоснабжающих организаций.

Введение

Туртасское сельское поселение - муниципальное образование в Уватском районе Тюменской области. Административный центр - поселок Туртас.
Поселок Туртас расположен в юго-западной части Уватского муниципального района Тюменской области, на левом берегу р. Туртас. На 365-м км Федеральной автодороги "Тюмень - Ханты-Мансийск". Расстояние до райцентра, с. Уват - 36 км. Внешняя связь с поселком Туртас осуществляется железнодорожным и автодорожным транспортом. В поселке находится ж/д станция "Юность Комсомольская".
Границы поселковой черты:
с севера - земли Уватского лесхоза, река Туртас;
с юга и востока - земли Уватского лесхоза;
с запада - придорожная полоса Федеральной автодороги "Тюмень - Ханты-Мансийск".

Рисунок 16. Местоположение п. Туртас

Рисунок не приводится.

Железнодорожная станция "Юность Комсомольская" (район, расположенной около железнодорожной станции, далее по тексту ст. Юность Комсомольская) является узловой точкой на железнодорожной магистрали Тюмень - Сургут.
Численность населения п. Туртас на 01.01.2015 - 5436 человек. Площадь поселка составляет - 620 га.
Основой экономического потенциала п. Туртас является промышленность: лесная промышленность, нефтегазодобывающая промышленность. В п. Туртас функционируют предприятия малого бизнеса (общепита, грузоперевозки), бюджетная сфера и т.д.
Существующий жилой фонд п. Туртас на 01.01.2012 по данным статистики составил 113,52 тыс. м общей площади, в том числе в 2 - 3-этажных жилых домах - 46,4 тыс. кв. м (42% от всего объема); в одноэтажной индивидуальной застройке - 64,3 тыс. кв. м (58%). Обеспеченность жилым фондом в настоящее время составляет 20,5 кв. м общей площади на человека.
Из общего объема 2 - 3-этажного жилого фонда 12,3 тыс. кв. м общей площади находится в ветхом состоянии. Ветхая застройка образует квартал в центральной части поселка в границах улиц Ленина, Октябрьская, Школьная, Победы.
2 - 3-этажные жилые дома в микрорайоне по ул. Газовиков (жилой фонд) составляют около 8,0 тыс. кв. м общей площади и находятся в хорошем состоянии. Там же расположен единственный в поселке трехэтажный жилой фонд, а также двухэтажная коттеджная застройка.
В настоящее время, кроме жилья, находящегося в ветхом состоянии, в неблагоприятных условиях находится 11,6 тыс. кв. м общей площади жилого фонда, а именно:
- в 1000-метровой санитарно-защитной зоне от нефтепровода - 5,7 тыс. кв. м;
- на затопляемой территории (район в границах улиц Чебунтанская, Приозерская, Туртасская) - 2,4 тыс. кв. м;
- в прибрежной полосе - 3,5 тыс. кв. м.
Согласно СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" климатические характеристики Туртасского сельского поселения Уватского муниципального района Тюменской области:
- средняя температура наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 (расчетная для проектирования отопления) - -40 °C;
- средняя температура за отопительный период - -7,9 °C;
- продолжительность отопительного периода - 242 дня.

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

- Функциональная структура теплоснабжения

Теплоснабжение на территории Туртасского сельского поселения осуществляется различными способами: централизованными источниками тепла, индивидуальными источниками (древесное топливо) и автономными источниками (природный газ).
Услуги централизованного теплоснабжения на территории Туртасского сельского поселения предоставляют ООО "Сибиряк" и ООО "Газпром Энерго".
Теплоснабжение объектов социальной сферы и жилищно-коммунального сектора Туртасского сельского поселения осуществляется 6-ю муниципальными котельными и одной котельной ООО "Газпром Энерго".
Перечень котельных ООО "Сибиряк представлен в Таблице 25.

Таблица 25. Перечень котельных ООО "Сибиряк"

Перечень источников
Центральная котельная № 1, ул. Октябрьская
Котельная № 2, ул. Молодежная
Котельная № 4, ул. Солнечная (ВОС)
Котельная № 5, ст. Юность Комсомольская
Котельная № 6, Промбаза
Котельная № 7, КОС

- Источники тепловой энергии

Теплоснабжение объектов социальной сферы и жилищно-коммунального сектора Туртасского сельского поселения осуществляется 6-ю муниципальными котельными, эксплуатируемые ООО "Сибиряк", и одной котельной, принадлежащей и эксплуатируемой ООО "Газпром Энерго".

Котельная № 1

Котельная расположена по адресу: ул. Октябрьская и предназначена для качественного отпуска тепловой энергии потребителям.
По надежности отпуска тепла котельная относится ко 1-й категории (По СНиП II-35-76 "Котельные установки").
Основное топливо - газ.
Регулирование отпуска теплоты - качественное по нагрузке отопления. Температурный график отпуска теплоты с котельной 82/70 °C.
Данные по котельной № 1 приведены в Таблице 26 - Таблице 29.

Таблица 26. Общие сведения о котельной

№ п/п
Название котельной
Фактический адрес
Период работы
Автоматизированная
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
Центральная котельная № 1
п. Туртас, ул. Октябрьская
сезонная
Нет
7.38
5.51
1977

Таблица 27. Перечень основного оборудования

№ котла
Тип котла
Марка котла
Производительность (паспорт)
Завод-изготовитель
Средний КПД (паспорт), %
Гкал/ч
т/ч
1
водогрейный
КВСА-3
2.58
-
ЗАО "ОКТАН" г. Омск
92.43
2
водогрейный
КВСА-3
2.42
-
ЗАО "ОКТАН" г. Омск
91.70
3
водогрейный
КСВ-2
1.27
-
ЗАО "Сибмет" г. Тюмень
91.33
4
водогрейный
КСВ-2
1.11
-
ЗАО "Сибмет" г. Тюмень
88.05

Таблица 28. Перечень вспомогательного оборудования

№ п/п
Наименование
Тип насосного агрегата
Год установки
Количество, шт.
Подача насоса, м3/ч
1
насос К-290/30
сетевой
2003
2
290.00
2
насос К-160/30
сетевой
2003
2
160.00
3
насос К 80-50-200
подпиточный
2003
1
50.00
4
насос К-8/18
подпиточный
2003
1
8.00

Таблица 29. Оборудование топливоподачи

№ п/п
Наименование
Тип топливоподачи
Год установки
Количество, шт.
Расход учета топлива, кг (м3)
часовой
среднесуточный
годовой
1
Горелка Р91 А
газовая
2009
1
133.00
3192.00
772464.00
2
Горелка Р91 А
газовая
2009
1
133.00
3192.00
772464.00
3
Горелка ГГС-БТ-3,5
газовая
2002
1
154.00
3696.00
894432.00
4
Горелка ГГС-БТ-3,5
газовая
2002
1
154.00
3696.00
894432.00

Котельная № 2

Котельная расположена по адресу ул. Молодежная и предназначена для качественного отпуска тепловой энергии потребителям.
По надежности отпуска тепла котельная относится ко 2-й категории (По СНиП II-35-76 "Котельные установки").
Основное топливо - газ.
Регулирование отпуска теплоты - качественное по нагрузке отопления. Температурный график отпуска теплоты с котельной 86/62 °C.
Данные по котельной № 2 приведены в Таблице 30 - Таблице 32.

Таблица 30. Общие сведения о котельной

№ п/п
Название котельной
Фактический адрес
Период работы
Автоматизированная
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
2
Котельная № 2
п. Туртас, ул. Молодежная № 52а
сезонная
Да
0.20
0.06
2007
0.06

Таблица 31. Перечень основного оборудования

Котельная
№ котла
Тип котла
Марка котла
Производительность (паспорт)
Завод-изготовитель
Средний КПД (паспорт), %
Гкал/ч
т/ч
Котельная № 2
1
водогрейный
Ква-115-Гс
0.10

ООО "МАКСТЕРМ Инжиниринг" г. Ишим
93.00
2
водогрейный
Ква-115-Гс
0.10

ООО "МАКСТЕРМ Инжиниринг" г. Ишим
93.00

Таблица 32. Перечень вспомогательного оборудования

№ п/п
Наименование
Тип насосного агрегата
Год установки
Количество, шт.
Подача насоса, м3/ч
Напор насоса, м вод. ст.
1
насос ТОР-S 40/10 DM
сетевой
2007
1
4.00
15.00
2
насос ТОР-S 40/10 DM
сетевой
2007
1
4.00
15.00

Котельная № 4

Котельная расположена по адресу ул. Солнечная (ВОС) и предназначена для качественного отпуска тепловой энергии потребителям.
По надежности отпуска тепла котельная относится ко 2-й категории (По СНиП II-35-76 "Котельные установки").
Основное топливо - газ.
Регулирование отпуска теплоты - качественное по нагрузке отопления. Температурный график отпуска теплоты с котельной 90/70 °C.
Данные по котельной № 4 приведены в Таблице 33 - Таблице 36.

Таблица 33. Общие сведения о котельной

№ п/п
Название котельной
Фактический адрес
Период работы
Автоматизированная
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
3
Котельная № 4
п. Туртас, ул. Солнечная ВОС
сезонная
Нет
0.13
0.10
2007
0.10

Таблица 34. Перечень основного оборудования

Котельная
№ котла
Тип котла
Марка котла
Производительность (паспорт)
Завод-изготовитель
Гкал/ч
т/ч
котельная № 4
1
водогрейный
КЧМ-5-К
0.07

ОАО "Кировский завод" г. Киров
2
водогрейный
КЧМ-5-К
0.07

ОАО "Кировский завод" г. Киров

Таблица 35. Перечень вспомогательного оборудования

№ п/п
Наименование
Тип насосного агрегата
Год установки
Количество, шт.
Подача насоса, м3/ч
Напор насоса, м вод. ст.
1
насос ЦВЦ 2,5-2
сетевой
2007
2
2.50
2.00

Таблица 36. Оборудование топливоподачи

№ п/п
Наименование
Тип топливоподачи
Год установки
Количество, шт.
Расход учета топлива, кг (м3)
часовой
среднесуточный
годовой
1
Горелка ГГС-БК-1.040-01
газовая
2007
2
6.35
152.40
36880.00

Котельная № 5

Котельная расположена по адресу ст. Юность Комсомольская и предназначена для качественного отпуска тепловой энергии потребителям.
По надежности отпуска тепла котельная относится ко 2-й категории (По СНиП II-35-76 "Котельные установки").
Основное топливо - газ.
Регулирование отпуска теплоты - качественное по нагрузке отопления. Температурный график отпуска теплоты с котельной 76/59 °C.
Данные по котельной № 5 приведены в Таблице 37 - Таблице 41.

Таблица 37. Общие сведения о котельной

Название котельной
Фактический адрес
Период работы
Автоматизированная
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
Котельная № 5
ст. Юность Комсомольская
круглогодичная
Нет
5.01
1.59
2007
1.59

Таблица 38. Перечень основного оборудования

Котельная
№ котла
Тип котла
Марка котла
Производительность (паспорт)
Завод-изготовитель
Средний КПД (паспорт), %
Гкал/ч
т/ч
Котельная № 5
1
водогрейный
КСВ-2
1.70

ОАО "НЕФТЕМАШ" г. Екатеринбург
92.64
2
водогрейный
КСВ-2
1.59

ОАО "НЕФТЕМАШ" г. Екатеринбург
92.09
3
водогрейный
КСВ-2
1.72

ОАО "НЕФТЕМАШ" г. Екатеринбург
92.00

Таблица 39. Перечень вспомогательного оборудования

№ п/п
Наименование
Тип насосного агрегата
Год установки
Количество, шт.
Подача насоса, м3/ч
Напор насоса, м вод. ст.
1
насос ТР 40-180/2
рециркуляционный
2007
3
12.00
10.00
2
насос NB 50-160/2
сетевой
2008
3
76.80
24.70
3
насос CR 1-5А
подпиточный
2007
2
12.00
22.00
4
насос ТР 32-320/2
циркуляционный
2007
2
14.00
22.00
5
насос ТР 40-180/2
рециркуляционный
2007
2
10.00
10.00

Таблица 40. Оборудование топливоподачи

№ п/п
Наименование
Тип топливоподачи
Год установки
Количество, шт.
Расход учета топлива, кг (м3)
часовой
среднесуточный
годовой
1
Горелка КР91 А
нефтяная
2007
1
112.00
2688.00
943488.00
2
Горелка Р91 А
газовая
2007
1
133.00
3192.00
1120392.00
3
Горелка Р91 А
газовая
2007
1
133.00
3192.00
1120392.00

Таблица 41. Перечень вспомогательного оборудования

№ п/п
Наименование
Тип (марка)
Год установки
Количество, шт.
Производительность, м3 (т)/ч
1
Теплообменник
273 ПВВВ-6-М 12/16-1,7-6
2007
1
14.00
2
Теплообменник
273 ПВВВ-6-М 12/16-1,7-6
2007
1
14.00
3
Химводоподготовка
TS90-12М
2007
1
2.40

Котельная № 6

Котельная расположена по адресу п. Туртас Промбаза и предназначена для качественного отпуска тепловой энергии потребителям.
По надежности отпуска тепла котельная относится ко 2-й категории (По СНиП II-35-76 "Котельные установки").
Основное топливо - газ.
Регулирование отпуска теплоты - качественное по нагрузке отопления. Температурный график отпуска теплоты с котельной 90/70 °C.
Данные по котельной № 6 приведены в Таблице 42 - Таблице 44.

Таблица 42. Общие сведения о котельной

Название котельной
Фактический адрес
Период работы
Автоматизированная
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
Котельная № 6
п. Туртас, Промбаза
сезонная
Нет
1.46
0.45
1978
0.45

Таблица 43. Перечень основного оборудования

Котельная
№ котла
Тип котла
Марка котла
Производительность (паспорт)
Завод-изготовитель
Средний КПД (паспорт), %
Гкал/ч
т/ч
Котельная № 6
1
водогрейный
Энергия-3
0.07

ООО "Алапаевский котельный завод" г. Алапаевск
92.00
2
водогрейный
Энергия-3
0.07

ООО "Алапаевский котельный завод"
92.00

Таблица 44. Перечень вспомогательного оборудования

№ п/п
Наименование
Тип насосного агрегата
Год установки
Количество, шт.
Подача насоса, м3/ч
Напор насоса, м вод. ст.
1
насос К-80-200
сетевой
1997
2
200.00
80.00

Котельная № 7

Котельная расположена по адресу п. Туртас КОС и предназначена для качественного отпуска тепловой энергии потребителям.
По надежности отпуска тепла котельная относится ко 2-й категории (По СНиП II-35-76 "Котельные установки").
Основное топливо - газ.
Регулирование отпуска теплоты - качественное по нагрузке отопления. Температурный график отпуска теплоты с котельной 90/70 °C.

Данные по котельной № 7 приведены в Таблице 45 - Таблице 23.

Таблица 45. Общие сведения о котельной

Название котельной
Фактический адрес
Период работы
Автоматизированная
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
Котельная № 7
п. Туртас, КОС
сезонная
Нет
0.73
0.04
1986
0.04

Таблица 46. Перечень основного оборудования

Котельная
№ котла
Тип котла
Марка котла
Производительность (паспорт)
Завод-изготовитель
Средний КПД (паспорт), %
Гкал/ч
т/ч
Котельная № 7
1
водогрейный
КЕВ (Бийского котлозавода для работы на дровах)
0.73

Бийский котлозавод г. Бийск
90.00

Таблица 47. Перечень вспомогательного оборудования

№ п/п
Наименование
Тип насосного агрегата
Год установки
Количество, шт.
Подача насоса, м3/ч
Напор насоса, м вод. ст.
1
насос К-80-200
сетевой
1982
2
200.00
80.00

Котельная ООО "Газпром энерго"

Котельная расположена по адресу п. Туртас ул. Газовиков и предназначена для качественного отпуска тепловой энергии потребителям.
По надежности отпуска тепла котельная относится ко 2-й категории (По СНиП II-35-76 "Котельные установки").
Основное топливо - газ.
Регулирование отпуска теплоты - качественное по нагрузке отопления. Температурный график отпуска теплоты с котельной 95/70 °C.
Установленная мощность котельной 7 МВт (6,02 Гкал/ч).
Данные по котельной ООО "Газпром энерго" приведены в Таблице 48.

Таблица 48. Перечень основного и вспомогательного
оборудования котельной

Наименование оборудования (агрегата) в обороте
Количество
Год ввода в эксплуатацию
Котел водогрейный № 1, № 2
CIMAC-3 Гкл/ч
2
1999
Горелка комбинированная газ/мазут № 1, № 2
WKGMS 50/2 A
2
1999
Дутьевой вентилятор центробежный, радиальный горелок № 1, № 2
V483/2/04IE
2
1999
Сетевой насос № 1
КМ-100-65-200, Q-100 м3/час; Н-50 м
1
2004
Сетевой насос № 2, 4
Lotru 125-100, Q-125 м3/час; Н-45 м
2
1999
Сетевой насос № 3
К-100-65-200, Q-100 м3/час; Н-50 м
1
2004
Насос подпиточный № 1, 2
A№ 32-200, Q-12 м3/час; Н-40 м
2
1999
Натрий катионитовый фильтр № 1, № 2, № 3, № 4
Q-5 м3/час; V-1,2 м3
4
1999
Бак-деаэратор ВПУ-10 № 1, № 2
Q-10 м3/час; V-6,0 м3
1
1999
Клапан обратный Ду50
DENDOR 010 C
2
2011
Подогреватель жидкого топлива № 1, № 2
WEV 3/01, Q-500 кг/час; Н-32 м
2
1999
Топливный насос горелки № 1, № 2
SPF 10 R 56 G8.3-F, Q-1630 л/час; Н-30 м
2
1999
Подающий насос № 1, № 2, № 3, № 4
ДЛ-3, Q-1630 л/час; Н-60 м
4
1999
Предохранительно-сбросной клапан № 1, 2, 3, 4
Рычажно-грузовой, GH 40/400-40/40
4
1999

- Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты

Котельная № 1 (ул. Октябрьская)

Схема тепловых сетей котельной № 1 представлена на Рисунке 17 (не приводится).

Рисунок 17. Схема тепловых сетей котельной № 1

Рисунок не приводится.

Характеристика трубопроводов котельной № 1 представлена в Таблице 49.

Таблица 49. Характеристика трубопроводов котельной № 1

Характеристика теплотрассы (в двухтрубном исполнении)
Длина, м
Диаметр трубы, мм
Объем системы теплоснабжения, м3
191
325
31.70
846
219
63.70
1289
159
51.20
408
133
11.30
1004
108
18.40
173
89
2.20
699
76
6.30
1166
57
6.00
198
45
0.60
5974

191.40

Котельная № 2 (ул. Молодежная)

Схема тепловых сетей котельной № 2 представлена на Рисунке 18 (не приводится).

Рисунок 18. Схема тепловых сетей котельной № 2

Рисунок не приводится.

Характеристика трубопроводов котельной № 2 представлена в Таблице 50.

Таблица 50. Характеристика трубопроводов котельной № 2

Характеристика теплотрассы (в двухтрубном исполнении)
Длина, м
Диаметр трубы, мм
Объем системы теплоснабжения, м3
6
89
0.07
24
76
0.22
82
57
0.42

Котельная № 4 (ул. Солнечная ВОС)

Схема тепловых сетей котельной № 4 представлена на Рисунке 19 (не приводится).

Рисунок 19. Схема тепловых сетей котельной № 4

Рисунок не приводится.

Характеристика трубопроводов котельной № 4 представлена в Таблице 51.

Таблица 51. Характеристика трубопроводов котельной № 4

Характеристика теплотрассы (в двухтрубном исполнении)
Длина, м
Диаметр трубы, мм
Объем системы теплоснабжения, м3
102
76
0.50

Котельная № 5 (ст. Юность Комсомольская)

Схема тепловых сетей котельной № 5 представлена на Рисунке 20 (не приводится).

Рисунок 20. Схема тепловых сетей котельной № 5

Рисунок не приводится.

Характеристика трубопроводов котельной № 5 представлена в Таблице 52.

Таблица 52. Характеристика трубопроводов котельной № 5

Характеристика теплотрассы (в двухтрубном исполнении)
Длина, м
Диаметр трубы, мм
Объем системы теплоснабжения, м3
141
219
10.60
276.5
159
9.00
54.5
133
1.50
513
108
9.40
72
89
0.90
246
76
2.20
425.5
57
1.20

Котельная № 6 (Промбаза)

Схема тепловых сетей котельной № 6 представлена на Рисунке 21 (не приводится).

Рисунок 21. Схема тепловых сетей котельной № 6

Рисунок не приводится.

Характеристика трубопроводов котельной № 6 представлена в Таблице 53.

Таблица 53. Характеристика трубопроводов котельной № 6

Характеристика теплотрассы (в двухтрубном исполнении)
Длина, м
Диаметр трубы, мм
Объем системы теплоснабжения, м3
1071
100
16.81
290
76
1.40
90
57
0.80
21.5
32
0.04

Котельная № 7 (КОС)

Схема тепловых сетей котельной № 7 представлена на Рисунке 22 (не приводится).

Рисунок 22. Схема тепловых сетей котельной № 7

Рисунок не приводится.

Характеристика трубопроводов котельной № 7 представлена в Таблице 54.

Таблица 54. Характеристика трубопроводов котельной № 7

Характеристика теплотрассы владельца (в двухтрубном исполнении)
Длина, м
Диаметр трубы, мм
Объем системы теплоснабжения, м3
128
76
1.52

Котельная ООО "Газпром энерго"

Схема тепловых сетей котельной ООО "Газпром энерго" представлена на Рисунке 23 (не приводится).

Рисунок 23. Схема тепловых сетей котельной
ООО "Газпром энерго"

Рисунок не приводится.

Характеристика трубопроводов котельной ООО "Газпром энерго" представлена в Таблице 55.

Таблица 55. Характеристика трубопроводов котельной
ООО "Газпром энерго"

Трубопроводы
Диаметр, мм
Ед. изм.
Длина, м
Трубопровод
Ду-159
пог. м
198
Трубопровод
Ду-108
пог. м
407
Трубопровод
Ду-89
пог. м
180
Трубопровод
Ду-76
пог. м
432
Трубопровод
Ду-57
пог. м
733

- Зоны действия источников тепловой энергии

Зона действия котельной № 1 (ул. Октябрьская)

Зона действия котельной № 1 приведена на Рисунке 8 (не приводится).

Рисунок 24. Зона действия котельной № 1 (Центральная)

Рисунок не приводится.

Зона действия котельной № 2 (ул. Молодежная)

Зона действия котельной № 2 приведена на Рисунке 9 (не приводится).

Рисунок 25. Зона действия котельной № 2

Рисунок не приводится.

Зона действия котельной № 4 (ВОС)

Зона действия котельной № 4 приведена на Рисунке 26 (не приводится).

Рисунок 26. Зона действия котельной № 4

Рисунок не приводится.

Зона действия котельной № 5 (ст. Юность Комсомольская)

Зона действия котельной № 5 приведена на Рисунке 10 (не приводится).

Рисунок 27. Зона действия котельной № 5

Рисунок не приводится.

Зона действия котельной № 6 (Промбаза)

Зона действия котельной № 6 приведена на Рисунке 28 (не приводится).

Рисунок 28. Зона действия котельной № 6

Рисунок не приводится.

Зона действия котельной № 7 (КОС)

Зона действия котельной № 7 приведена на Рисунке 11 (не приводится).

Рисунок 29. Зона действия котельной № 7

Рисунок не приводится.

Зона действия котельной ООО "Газпром энерго"

Зона действия котельной ООО "Газпром энерго" приведена на Рисунке 30 (не приводится).

Рисунок 30. Зона действия котельной ООО "Газпром энерго"

Рисунок не приводится.

- Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп
потребителей тепловой энергии в зонах действия источников
тепловой энергии

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной № 1

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии котельной № 1 приведены в Таблице 56.

Таблица 56. Тепловые нагрузки потребителей тепловой
энергии котельной № 1

№ п/п
Наименование объекта
Вводимые данные
Расчетные данные
Поправочный коэффициент
Объем дома по наружному обмеру, м3
Удельная отопительная характеристика здания
расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления
Кол-во часов в сутках
Потери в сетях
Температура внутри помещения, C
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период, C
Продолжительность отопительного сезона, дней
часовой расход тепла на отопление, Гкал/час
Количество тепловой энергии, необходимое для отопления помещения, Гкал в год
1
2
3 <*>
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
Административное здание
0.9
2300
0.58
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.072
219.3732
2
гараж
0.9
184
0.7
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.006
13.7750
3
Дом культуры
0.9
13081
0.68
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.448
1258.1916
4
Библиотека
0.9
379
0.62
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.012
33.2375
5
Школа средняя
0.9
25983
0.4
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.524
1470.0977
6
Гараж, школа
0.9
626
0.7
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.020
46.8648
7
Больница
0.9
10815
0.64
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.374
1138.2413
8
Детский сад
0.9
12388
0.44
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.294
896.3584
9
Детская школа искусств
0.9
361
0.39
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.007
19.9145
10
ООО Бонус
0.9
880
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.017
45.3774

15
ЧП Гарипова
0.9











- магазин Ландыш
0.9
1721
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.032

16
- магазин Лотос
0.9
1292
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.024
66.6223
17
- магазин Ландыш
0.9
1289
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.024
66.4676
18
- гараж
0.9
952
0.7
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.033
90.4292
21
ОАО Сибнефтебанк
0.9
132
0.43
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.003
9.3341
23
ОАО Уралсвязьинформ
0.9
571
0.43
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.013
40.3768
24
Аптека
0.9
320
0.43
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.007
22.6280
25
Пождепо
0.9
907
0.48
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.022
59.0775
26
ОАО Тюменьэнергосбыт
0.9
56
0.43
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.001
3.9599
27
ОАО ЛП Туртас
0.9










28
гостиница
0.9
2241
0.53
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.064
195.3195
29
- гостиница Люкс
0.9
229
0.82
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.010
30.8800
30
- общежитие
0.9
2320
0.52
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.065
198.3897
31
контора
0.9
2753
0.43
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.064
194.6716
36
ООО Дивак магазин Колос
0.9
813
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.015
41.9226
37
ПБЮЛ Дивак магазин
0.9
1872
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.035
96.5302

Котельная
0.9
972
0.7
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.031
72.7678

Здание администрации ЖКХ
0.9
1482
0.43
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.034
104.7959

ИТОГО









2.25
6435.60

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной № 2

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии котельной № 2 приведены в Таблице 57.

Таблица 57. Тепловые нагрузки потребителей тепловой
энергии котельной № 2

№ п/п
Наименование объекта
Вводимые данные
Расчетные данные
Поправочный коэффициент
Объем дома по наружному обмеру, м3
Удельная отопительная характеристика здания
расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления
Кол-во часов в сутках
Потери в сетях
Температура внутри помещения, C
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период, C
Продолжительность отопительного сезона, дней
часовой расход тепла на отопление, Гкал/час
Количество тепловой энергии, необходимое для отопления помещения, Гкал в год
1
2
3 <*>
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
8-квартирный ж. дом
0.9
1068
0.53
-40
24
1.1
20
-8.6
243
0.031
93.4686

3
Жилой дом
0.9
687
0.68
-40
24
1.1
20
-8.6
243
0.025
77.1408

ИТОГО









0.06
170.61

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной № 4

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии котельной № 4 приведены в Таблице 58.

Таблица 58. Тепловые нагрузки потребителей тепловой
энергии котельной № 4

№ п/п
Наименование объекта
Вводимые данные
Расчетные данные
Поправочный коэффициент
Объем дома по наружному обмеру, м3
Удельная отопительная характеристика здания
расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления
Кол-во часов в сутках
Коэффициент инфильтрации
Температура внутри помещения, C
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период, C
Продолжительность отопительного сезона, дней
часовой расход тепла на отопление, Гкал/час
Количество тепловой энергии, необходимое для отопления помещения, Гкал в год
1
2
3 <*>
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
Станция водоочистки
0.9
1296
0.37
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.024
65.0700
2

0.9
292
0.37
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.006
16.5245

ИТОГО









0.029
81.59

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной № 5

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии котельной № 5 приведены в Таблице 59.

Таблица 59. Тепловые нагрузки потребителей тепловой
энергии котельной № 5

№ п/п
Наименование объекта
Вводимые данные
Расчетные данные
Поправочный коэффициент
Объем дома по наружному обмеру, м3
Удельная отопительная характеристика здания
расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления
Кол-во часов в сутках
Коэффициент инфильтрации
Температура внутри помещения, C
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период, C
Продолжительность отопительного сезона, дней
часовой расход тепла на отопление, Гкал/час
Количество тепловой энергии, необходимое для отопления помещения, Гкал в год
1
2
3 <*>
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
Школа
0.9
5722
0.35
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.101
283.2780
2
Детский сад
0.9
1828
0.38
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.038
114.2320

Свердловская ж.д.











3
столовая
0.9
2287
0.35
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.040
113.2221
4
экспл. База
0.9
2940
0.43
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.057
135.2043
5
служебно-бытовой корпус
0.9
3940
0.43
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.084
229.8997
6
административно-бытовое помещение
0.9
1617
0.43
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.036
106.3462
7
зал ожидания
0.9
1037
0.37
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.019
54.2722
8
станция очистки воды
0.9
910
0.37
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.017
45.6896
9
водонапорная башня
0.9
640
0.37
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.012
32.1333
10
насосная станция
0.9
56
0.37
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.001
2.8117
11
гараж
0.9
563
0.7
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.018
42.1484
12
мастерский пункт
0.9
245
0.43
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.005
14.9016
13
здания клуба
0.9
3337
0.37
-40
24
1.1
16
-8.6
242
0.062
174.6445
14
ооо факт магазин
0.9
362
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.007
18.6666
15
Сургутский ОРС
0.9
1794
0.38
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.034
92.5081
16
линейная поликлиника
0.9
830
0.4
-40
24
1.1
20
-8.6
242
0.018
54.5966
17













Ст. Юность Комсомольская











18
дом 1
0.9
3014
0.48
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.076
221.2727
19
дом 2
0.9
2971
0.5
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.078
227.2041
20
дом 3
0.9
3001
0.5
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.078
229.4983
21
дом 4
0.9
2980
0.5
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.078
227.8923
22
дом 5
0.9
3037
0.5
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.079
232.2513
23
дом 6
0.9
2962
0.5
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.077
226.5158
24
дом 7
0.9
2962
0.5
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.077
226.5158
25
дом 8
0.9
2998
0.5
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.078
229.2689
26
дом 9
0.9
2113
0.52
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.057
168.0530
27
дом 10
0.9
3192
0.48
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.080
234.3406
28
дом 11
0.9
3618
0.47
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.089
260.0817
29
дом 12
0.9
3145
0.48
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.079
230.8901
30
дом 13
0.9
3145
0.48
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.079
230.8901
31
дом 14
0.9
3618
0.47
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.089
260.0817
32
2 кв. дом 1 зд.
0.9
351
0.74
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.014
39.7267
33
горячая вода










507.0000

ИТОГО









1.66
5266.04

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной № 6

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии котельной № 6 приведены в Таблице 60.

Таблица 60. Тепловые нагрузки потребителей тепловой
энергии котельной № 6

№ п/п
Наименование объекта
Вводимые данные
Расчетные данные
Поправочный коэффициент
Объем дома по наружному обмеру, м3
Удельная отопительная характеристика здания
расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления
Кол-во часов в сутках
Потери в сетях
Температура внутри помещения, C
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период, C
Продолжительность отопительного сезона, дней
часовой расход тепла на отопление, Гкал/час
Количество тепловой энергии, необходимое для отопления помещения, Гкал в год
1
2
3 <*>
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
ДСП
0.9
4985
0.7
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.157
373.1968


0.9
3683
0.43
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.083
242.2220
2
Гараж
0.9
3832
0.7
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.121
286.8787
3
Диспетчерская
0.9
296
0.43
-40
24
1.1
18
-8.6
242
0.007
19.4672
4
Бокс
0.9
4380
0.37
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.073
173.3208
5
Токарка
0.9
384
0.37
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.006
15.1952

ИТОГО









0.45
1110.28

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной № 7

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии котельной № 7 приведены в Таблице 61.

Таблица 61. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной № 7

№ п/п
Наименование объекта
Вводимые данные
Расчетные данные
Поправочный коэффициент
Объем дома по наружному обмеру, м3
Удельная отопительная характеристика здания
расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления
Кол-во часов в сутках
Потери в сетях
Температура внутри помещения, C
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период, C
Продолжительность отопительного сезона, дней
часовой расход тепла на отопление, Гкал/час
Количество тепловой энергии, необходимое для отопления помещения, Гкал в год
1
2
3 <*>
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
Производственное здание
0.9
907
0.37
-40
24
1.1
15
-8.6
242
0.017
45.5389
2
Компактные установки
0.9
1393
0.37
-40
24
1.1
10
-8.6
242
0.023
55.1223

ИТОГО









0.04
100.66

Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии
котельной ООО "Газпром энерго"

№ п/п
Адрес
Отапливаемая площадь дома, м2
Год постройки
Этажность
Отопление
Норматив потребления в жилых помещениях, Гкал/м2
Объем теплопотребления, Гкал/год
предоставление услуг
наличие приборов учета
тип счетчика
серийный номер

1
п. Туртас ул. Газовиков д. 2
94,6
1995
2
+
-
-
-
0,0291
24,78
2
п. Туртас ул. Газовиков д. 4
117,9
1995
2
+
-
-
-
0,0291
30,88
3
п. Туртас ул. Газовиков д. 5
94,1
1995
2
+
-
-
-
0,0291
24,64
4
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 1
64,3
2003
3
+
+
Сенсоник
932103121
0,0183
10,59
5
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 2
85,3
2003
3
+
+
Сенсоник
932107136
0,0183
14,05
6
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 3
41,1
2003
3
+
-
-
-
0,0183
6,77
7
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 4
84,4
2003
3
+
+
Мультидата
23188163
0,0183
13,90
8
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 5
107,4
2003
3
+
+
Сенсоник
932101202
0,0183
17,69
9
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 6
84,4
2003
3
+
-
-
-
0,0183
13,90
10
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 7
107,4
2003
3
+
+
Сенсоник
929500032
0,0183
17,69
11
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 8
62,7
2003
3
+
+
Мультидата
23239064
0,0183
10,33
12
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 9
88,4
2003
3
+
+
Карат
30458052
0,0183
14,56
13
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 10
41,1
2003
3
+
+
Мультидата
23239063
0,0183
6,77
14
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 11
62,7
2003
3
+
+
Мультидата
23188162
0,0183
10,33
15
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 12
66
2003
3
+
+
Карат
30458048
0,0183
10,87
16
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 13
62
2003
3
+
+
Мультидата
23239041
0,0183
10,21
17
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 14
62,7
2003
3
+
+
Карат
31401707
0,0183
10,33
18
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 15
66
2003
3
+
+
Карат
30458053
0,0183
10,87
19
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 16
62
2003
3
+
+
Карат
30458051
0,0183
10,21
20
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 17
41,1
2003
3
+
+
Карат
30458043
0,0183
6,77
21
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 18
85,1
2003
3
+
+
Карат
31472254
0,0183
14,02
22
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 19
62,7
2003
3
+
+
Карат
30458045
0,0183
10,33
23
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 20
107,4
2003
3
+
+
Карат
31431879
0,0183
17,69
24
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 21
84,4
2003
3
+
+
Карат
32453636
0,0183
13,90
25
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 22
107,4
2003
3
+
+
Карат
30458038
0,0183
17,69
26
п. Туртас ул. Газовиков д. 11 кв. 23
84,4
2003
3
+
+
Мультидата
23239028
0,0183
13,90
27
п. Туртас ул. Газовиков д. 13
69,1
1993
1
+
-
-
-
0,0291
18,10
28
п. Туртас ул. Газовиков д. 14
70
1993
1
+
-
-
-
0,0291
18,33
29
п. Туртас ул. Газовиков д. 15
163,7
1997
2
+
-
-
-
0,0291
42,87
30
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 1
48,5
2000
2
+
-
-
-
0,0184
8,03
31
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 2
56,7
2000
2
+
-
-
-
0,0184
9,39
32
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 3
48,5
2000
2
+
-
-
-
0,0184
8,03
33
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 3
48,5
2000
2
+
-
-
-
0,0184
8,03
34
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 4
56,7
2000
2
+
-
-
-
0,0184
9,39
35
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 5
50,4
2000
2
+
-
-
-
0,0184
8,35
36
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 6
58,3
2000
2
+
-
-
-
0,0184
9,65
37
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 7
50,2
2000
2
+
-
-
-
0,0184
8,31
38
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 8
58,2
2000
2
+
-
-
-
0,0184
9,64
39
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 9
50,8
2000
2
+
-
-
-
0,0184
8,41
40
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 10
55,7
2000
2
+
-
-
-
0,0184
9,22
41
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 11
50,8
2000
2
+
-
-
-
0,0184
8,41
42
п. Туртас ул. Газовиков д. 16 кв. 12
55,7
1997
2
+
-
-
-
0,0291
14,59
43
п. Туртас ул. Газовиков д. 17
111,8
1999
2
+
-
-
-
0,0291
29,28
44
п. Туртас ул. Газовиков д. 21 кв. 2
84,4
1999
2
+
-
-
-
0,0291
22,10
45
п. Туртас ул. Газовиков д. 21 кв. 3
74,9
1999
2
+
-
-
-
0,0291
19,62
46
п. Туртас ул. Газовиков д. 21 кв. 4
80,1
1999





0,0291
20,98
47
п. Туртас ул. Газовиков д. 22 кв. 1
77,1
1999
2
+
-
-
-
0,0291
20,19
48
п. Туртас ул. Газовиков д. 22 кв. 2
84,4
1999
2
+
-
-
-
0,0291
22,10
49
п. Туртас ул. Газовиков д. 22 кв. 3
72,4
1999
2
+
-
-
-
0,0291
18,96
50
п. Туртас ул. Газовиков д. 22 кв. 4
77,2
2002
2
+
-
-
-
0,0184
12,78
51
п. Туртас ул. Газовиков д. 24 кв. 1
78,9
2002
2
+
-
-
-
0,0184
13,07
52
п. Туртас ул. Газовиков д. 24 кв. 2
66,4
2002
2
+
-
-
-
0,0184
11,00
53
п. Туртас ул. Газовиков д. 24 кв. 3
66,8
2002
2
+
-
-
-
0,0184
11,06
54
п. Туртас ул. Газовиков д. 24 кв. 4
80,2
2008
2
+
-
-
-
0,0184
13,28
55
п. Туртас ул. Газовиков д. 26
101,2
2008
3
+
-
-
-
0,0183
16,67
56
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 1
65,2
2008
3
+
-
-
-
0,0183
10,74
57
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 2
45,1
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31424471
0,0183
7,43
58
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 3
80,1
2008
3
+
+
Карат-Компакт
30458063
0,0183
13,19
59
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 4
85,3
2008
3
+
+
ELF-1,5-ON15-П
0645078
0,0183
14,05
60
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 5
108,4
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31450572
0,0183
17,85
61
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 6
85,7
2008





0,0183
14,11
62
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 7
108,7
2009





0,0183
17,90
63
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 8
48,1
2008
3
+
-
-
-
0,0183
7,92
64
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 9
64,1
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31413807
0,0183
10,56
65
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 10
62,6
2008
3
+
-
-
-
0,0183
10,31
66
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 11
62,9
2008
3
+
+
Карат-Компакт
83982043
0,0183
10,36
67
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 12
64,1
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31413820
0,0183
10,56
68
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 13
62,3
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31413865
0,0183
10,26
69
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 14
63,5
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31447176
0,0183
10,46
70
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 15
64,5
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31442002
0,0183
10,62
71
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 16
61,9
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31448089
0,0183
10,19
72
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 17
62,2
2008
3
+
-
-
-
0,0183
10,24
73
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 18
64,1
2008
3
+
+
Карат-Компакт
83980633
0,0183
10,56
74
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 20
81,3
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31450593
0,0183
13,39
75
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 21
44,4
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31413800
0,0183
7,31
76
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 22
64,4
2008
3
+
-
-
-
0,0183
10,61
77
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 23
108,5
2008
3
+
-
-
-
0,0183
17,87
78
п. Туртас ул. Ленина д. 22 г кв. 24
84,4
2008
3
+
+
Карат-Компакт
31441974
0,0183
13,90
79
п. Туртас ул. Тихая д. 2
69,9
1995
1
+
-
-
-
0,0291
18,31
80
п. Туртас ул. Тихая д. 6
70,1
1995
1
+
-
-
-
0,0291
18,36
81
п. Туртас ул. Тихая д. 7
86,9
1995
1
+
+
Сенсоник
46408471
0,0291
22,76
82
п. Туртас ул. Тихая д. 8
108,1
1995
1
+
-
-
-
0,0291
28,31

ИТОГО по жил. фонду п. Туртас:
6051







1151,65

- Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки
в зонах действия источников тепловой энергии

Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии ООО "Сибиряк" и ООО "Газпром энерго" приведены в Таблице 62.

Таблица 62. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки
в зонах действия источников тепловой энергии ООО "Сибиряк"
и ООО "Газпром энерго"

№ п/п
Название котельной
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
1
Центральная котельная № 1
7,38
5,51
5,45
2
Котельная № 2
0,20
0,06
0,06
3
Котельная № 4
0,13
0,10
0,10
4
Котельная № 5
5,01
1,59
1,59
5
Котельная № 6
1,46
0,45
0,45
6
Котельная № 7
0,73
0,04
0,04
7
Котельная ООО Газпром энерго
6,02
5,33
0,36

Из данной таблицы видно, что дефицита мощности источников нет.

- Балансы теплоносителя

В настоящее время основным источником хозяйственно-питьевого водоснабжения поселка являются подземные воды Куртамышского водоносного горизонта, залегающего в интервале 166 - 245 м. Подземные воды напорные, статический уровень установлен на глубине 6 - 15 м.
Балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том числе в аварийных режимах с учетом увеличения тепловых нагрузок приведены в Таблице 63.

Таблица 63. Балансы теплоносителя
(согласно СНиП 41-02-2003. Тепловые сети)

Источник
Объем теплоносителя в системе, м3 <*>
Расчетный расход воды на подпитку тепловой, м3/ч <*>
Аварийная подпитка, м3/ч <*>
Производительность ВПУ (номинальная), м3/час <*>
Котельная № 1
411.99
3,09
8,24
>= 3,09
Котельная № 2
4,54
0,034
0,09
>= 0,034
Котельная № 4
7,56
0,057
0,15
>= 0,057
Котельная № 5
120,20
0,9
2,40
>= 0,9
Котельная № 6
34,02
0,26
0,68
>= 0,26
Котельная № 7
3,02
0,023
0,06
>= 0,023
Котельная ООО Газпром энерго
27,21
0,2
0,54
>= 0,2

- Топливные балансы источников тепловой энергии
и система обеспечения топливом

Топливный баланс является комплексным материальным балансом, охватывающим совокупность взаимозаменяемых топливных ресурсов. Данный баланс увязывает в единое целое частные балансы различных видов топлива, дает характеристику общего объема, распределения и использования.
Топливные балансы источников тепловой энергии ООО "Сибиряк" и ООО "Газпром энерго" приведены в Таблице 64.

Таблица 64. Топливные балансы источников тепловой энергии
ООО "Сибиряк" и ООО "Газпром энерго"

Источник
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Общий годовой расход топлива, тн. (тыс. м3)
Удельная норма расхода топлива (в числит.-условная, в знаменат.-натуральная), кг/Гкал
Топливо
Котельная № 1
5,45
0,40
2190,84
154,72/134,54
Газ
Котельная № 2
0,06
0,40
22,93
154,2/134,09
Газ
Котельная № 4
0,10
0,40
14,87
165,3/143,74
Газ
Котельная № 5
1,59
0,50
64,06
154,93/134,72
Газ
Котельная № 6
0,45
0,70
783,98
192,29/135,31
Нефть
Котельная № 7
0,04
0,40
57,39
205,8/773,68
Дрова
Котельная ООО Газпром энерго
0,36
5,4
388,91
160,68/140,6
Газ

- Надежность теплоснабжения

Оценка надежности теплоснабжения разрабатывается в соответствии с подпунктом "и" пункта 19 и пункта 46 Постановления Правительства от 22 февраля 2012 г. № 154 "Требования к схемам теплоснабжения". Нормативные требования к надежности теплоснабжения установлены в СНиП 41.02.2003 "Тепловые сети" в части пунктов 6.27 - 6.31 раздела "Надежность". В СНиП 41.02.2003 надежность теплоснабжения определяется по способности проектируемых и действующих источников теплоты, тепловых сетей и в целом систем централизованного теплоснабжения обеспечивать в течение заданного времени требуемые режимы, параметры и качество теплоснабжения (отопления, вентиляции, горячего водоснабжения), а также технологических потребностей предприятий в паре и горячей воде, обеспечивать нормативные показатели вероятности безотказной работы, коэффициент готовности и живучести.
По СНиП 41.02.2003 "Тепловые сети" минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать для:
источника теплоты - 0,97;
тепловых сетей - 0,9;
потребителя теплоты - 0,99.
Минимально допустимый показатель вероятности безотказной работы системы централизованного теплоснабжения в целом - 0,86.
Готовность системы теплоснабжения к исправной работе в течение отопительного периода определяется по числу часов ожидания готовности источника теплоты, тепловых сетей, потребителей теплоты, а также числу часов нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности.
Минимально допустимый показатель готовности системы централизованного теплоснабжения к исправной работе принимается равным 0,97 (СНиП 41.02.2003 "Тепловые сети").
Нормативные показатели готовности систем теплоснабжения обеспечиваются следующими мероприятиями:
- готовностью систем централизованного теплоснабжения к отопительному сезону;
- достаточностью установленной (располагаемой) тепловой мощности источника тепловой энергии для обеспечения исправного функционирования системы централизованного теплоснабжения при нерасчетных похолоданиях;
- способностью тепловых сетей обеспечить исправное функционирование системы централизованного теплоснабжения при нерасчетных похолоданиях.
Следует предусматривать следующие способы резервирования:
- применение на источниках теплоты рациональных тепловых схем, обеспечивающих заданный уровень готовности энергетического оборудования;
- установку на источнике теплоты необходимого резервного оборудования;
- организацию совместной работы нескольких источников теплоты на единую систему транспортирования теплоты;
- резервирование тепловых сетей смежных районов;
- устройство резервных насосных и трубопроводных связей;
- установку баков-аккумуляторов.
При подземной прокладке тепловых сетей в непроходных каналах и бесканальной прокладке величина подачи теплоты (%) для обеспечения внутренней температуры воздуха в отапливаемых помещениях не ниже 12 °C в течение ремонтно-восстановительного периода после отказа должна приниматься по Таблице 65.

Таблица 65. Надежность

Диаметр труб тепловых сетей, мм
Время восстановления теплоснабжения, ч
Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления °C
минус 10
минус 20
минус 30
минус 40
минус 50
Допускаемое снижение подачи теплоты, %, до
300
15
32
50
60
59
64
400
18
41
56
65
63
68
500
22
49
63
70
69
73
600
26
52
68
75
73
77
700
29
59
70
76
75
78
800 - 1000
40
66
75
80
79
82
1200 - 1400
До 54
71
79
83
82
85

Участки надземной прокладки протяженностью до 5 км допускается не резервировать, кроме трубопроводов диаметром более 1200 мм в районах с расчетными температурами воздуха для проектирования отопления ниже минус 40 °C.
Резервирование подачи теплоты по тепловым сетям, прокладываемым в тоннелях и проходных каналах, допускается не предусматривать.
Потребители теплоты по надежности теплоснабжения делятся на три категории:
Первая категория - потребители, не допускающие перерывов в подаче расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях ниже предусмотренных ГОСТ 30494.
Вторая категория - потребители, допускающие снижение температуры в жилых и общественных зданиях до 12 °C, в промышленных зданиях до 8 °C.
Для потребителей первой категории следует предусматривать установку местных резервных источников теплоты (стационарных или передвижных). Допускается предусматривать резервирование, обеспечивающее при отказах 100-процентную подачу теплоты от других тепловых сетей.
Потребители тепловой энергии по надежности теплоснабжения делятся на три категории (п. 4.2 СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети").
До 95% потребителей тепловой энергии - жилые и общественные здания, которые относятся ко 2-й категории. По второй категории допускается снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 часов, до 12 °C.
Для повышения надежности системы в случае возникновения аварийных ситуаций также необходимо предусмотреть следующие мероприятия:
- организация локальной циркуляции сетевой воды в тепловых сетях;
- спуск сетевой воды из систем теплоиспользования у потребителей, распределительных тепловых сетей, транзитных и магистральных теплопроводов (до начала ремонтных работ);
- прогрев и заполнение тепловых сетей и систем теплоиспользования потребителей во время и после окончания ремонтно-восстановительных работ;
- проверка прочности элементов тепловых сетей на достаточность запаса прочности оборудования и компенсирующих устройств;
- обеспечение необходимого пригруза бесканально проложенных теплопроводов при возможных затоплениях;
- наличие передвижных автономных источников теплоты.

- Технико-экономические показатели
теплоснабжающих и теплосетевых организаций

Основными технико-экономическими показателями теплоснабжающих и теплосетевых организаций является удельный расход топлива на выработку и отпуск тепловой энергии, удельный расход электроэнергии на перекачку теплоносителя.
Технико-экономические показатели работы источников тепловой энергии ООО "Сибиряк" и ООО "Газпром энерго" приведены в Таблице 66.

Таблица 66. Технико-экономические показатели
и ООО "Газпром энерго"

Источник
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Общий годовой расход топлива, тн. (тыс. м3)
Удельная норма расхода топлива (условное), кг/Гкал
Удельная норма расхода топлива (натуральное), м3/Гкал
Топливо
Выработано, Гкал
Котельная № 1
5,45
2190,84
154,72
134,54
Газ
16283,9
Котельная № 2
0,06
22,93
154,20
134,09
Газ
171,0
Котельная № 4
0,10
14,87
165,30
143,74
Газ
103,5
Котельная № 5
1,59
64,06
154,93
134,72
Газ
475,5
Котельная № 6
0,45
783,98
157,74
135,31
Нефть
7107,1
Котельная № 7
0,04
57,39
205,80
773,68
Дрова
74,2
Котельная ООО Газпромэнерго
0,36
388,91
160,68
140,6
Газ
2766

Резервное топливное хозяйство предусмотрено только на котельной № 1 по ул. Октябрьской.

- Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

Таблица 67. Утвержденные тарифы ООО "Сибиряк"

Показатели
Ед. изм.
2011
с 01.07.2012 по 31.08.2012
с 01.09.2012 по 31.12.2012
с 01.01.2013 по 30.06.2013
с 01.07.2013 по 31.12.2013
с 01.01.2015 по 30.06.2015
с 01.07.2015
Тариф на тепловую энергию
руб./Гкал
1407,6
1492,06
1575,62
1575,61
1779,61
1779,61
2060,02

Рисунок 31. Прирост тарифа на тепловую энергию
за 2011 - 2015 гг.

Рисунок не приводится.

Таблица 68. Рост тарифа на тепловую энергию


2012
2013
2015
Рост тарифа на тепловую энергию, %
11,9
12,9
15,75
Уровень инфляции, %
6,58
6,45
4,18

Исходя из полученных данных видно, что рост тарифа на тепловую энергию превышает уровень инфляции практически в 2 раза.

Таблица 69. Калькуляция себестоимости производства
и передачи тепловой энергии за 2010 - 2012 г.

Таблица не приводится.

Таблица 70. Тариф на тепловую энергию ООО "Газпром энерго"

№ п/п
Наименование
Теплоснабжение, руб./Гкал
население, с НДС
бюджетные и прочие потребители, без НДС
с 01.01.2015
с 01.07.2015
с 01.01.2015
с 01.07.2015
п. Туртас
1311,03
1746,29
4334,63
9367,14

Таблица 71. Калькуляция себестоимости производства
и передачи тепловой энергии ООО "Газпром энерго"

№ п/п
Статьи затрат
Факт за 5 мес. 2011 года сумма
Факт за 2012 год сумма
Факт за 2013 год сумма
1
2
3
4
5
1.
Материалы на производственные нужды
210,37
221,64
129,23
2.
Работы и услуги производственного характера
415,78
114,00
2201,61
3.
Топливо и энергоресурсы на производственные нужды
488,49
1661,08
2184,82
4.
Водоснабжение на технологические цели
0,00
842,14
1132,40
5.
Водоотведение промстоков
52,67
66,96
67,04
6.
Аренда основных средств производственного назначения
592,83
1422,79
1003,24
7.
Амортизация основных средств



8.
Транспортные расходы
23,38
11,86
22,60
9.
Затраты на оплату труда персонала основного производства
1096,25
3406,66
4725,72
10.
ЕСН по ФЗП персонала основного производства
325,41
1107,49
1342,16
11.
Затраты по договорам страхования
3,85
125,01
116,58
12.
Налоги и иные обязательные платежи, связанные с производством
0,00
1,34
0,52
13.
Прочие расходы
51,57
299,38
105,19
14.
Цеховые расходы
1145,93
3243,70
2853,04
15.
Общепроизводственные расходы



16.
Общехозяйственные расходы
16,54
79,47
95,64
17.
Накладные расходы



18.
ИТОГО полная себестоимость
4423,07
12603,51
15979,78

Полезный отпуск
0,62
1,59
1,38

20.
Себестоимость единицы продукции (услуг)
7166,22
7934,89
11540,92
25.
Прибыль
15,10
249,75
91,86
26.
НВВ
4438,17
12853,25
16071,64

Выручка
433,34
1729,76
1734,44

Прибыль + (убыток -)
-4004,83
-11123,50
-14050,85

- Описание существующих технических и технологических
проблем в системах теплоснабжения поселения

Основные технические и технологические проблемы в системе теплоснабжения Туртасского сельского поселения:
1. Необходима регулировка гидравлических режимов тепловых сетей.
Несоблюдение гидравлических режимов приводит к некачественному теплоснабжению потребителей (недотоп и перетоп) и перерасходу топлива на выработку тепловой энергии.
2. Нелегальный водоразбор теплоносителя потребителями из системы отопления и утечки.
Это приводит к перерасходу топлива на производство тепловой энергии.
3. Подпитка тепловой сети котельных № 4, 6, 7 ведется сырой, не подготовленной водой.
Это приводит к интенсивному коррозионному износу трубопроводов тепловой сети.
4. Отсутствие резервного топливного хозяйства.
На всех котельных (кроме котельной № 1 по ул. Октябрьской) резервное топливное хозяйство отсутствует, что отрицательно сказывается на надежности теплоснабжения потребителей в случае перебоев с поставкой основного топлива.
5. Разрегулировка внутридомовых систем отопления.
Необходимо проведение наладки внутридомовых систем отопления.

Перспективное потребление тепловой энергии на цели
теплоснабжения

- Данные базового уровня потребления тепла на цели теплоснабжения

Таблица 72. Данные базового уровня потребления тепла на цели
теплоснабжения ООО "Сибиряк"

№ п/п
Название котельной
Фактический адрес
Проектная (установленная) мощность котельной, Гкал/ч
Располагаемая мощность котельной, Гкал/ч
Тепловая нагрузка потребителей, Гкал/ч
Полезный отпуск тепловой энергии, Гкал/год
1
Центральная котельная № 1
п. Туртас, ул. Октябрьская
7,38
5,51
5,45
15843,89
2
Котельная № 2
п. Туртас, ул. Молодежная № 52а
0,20
0,06
0,06
170,61
3
Котельная № 4
п. Туртас, ул. Солнечная ВОС
0,13
0,10
0,10
81,59
4
Котельная № 5
ст. Юность Комсомольская
5,01
1,59
1,59
5091,39
5
Котельная № 6
п. Туртас, Промбаза
1,46
0,45
0,45
1110,28
6
Котельная № 7
п. Туртас, КОС
0,73
0,04
0,04
100,66
7
Котельная ООО "Газпром энерго"
п. Туртас, ул. Газовиков
6,02
5,33
0,36
1087

- 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

Жилой фонд
Жилой фонд на первую очередь строительства составит 143,0 тыс. кв. м общей площади, в том числе:
- новое жилищное строительство - 32,3 тыс. кв. м - 23%;
- существующий сохраняемый жилой фонд - 110,7 тыс. кв. м - 77%.
Структура этажности в новом строительстве следующая:
- двухэтажная многоквартирная застройка - 4,8 тыс. кв. м - 15%;
- индивидуальная усадебная застройка - 27,5 тыс. кв. м - 85%.
Из общего объема нового жилого фонда 19,1 тыс. кв. м общей площади планируется на свободных территориях (около 30 га), 12,2 тыс. кв. м - на уплотнении (или реконструкции) существующей застройки.
Строительство жилья на первую очередь строительства будет вестись в Восточном районе, на свободных территориях (там планируется разместить около 50% всего объема жилого фонда), в Центральном районе планируется к строительству несколько двухэтажных многоквартирных домов, на уплотнении жилых кварталов и на свободной территории, общей площадью 4,8 тыс. кв. м. Остальной объем жилого фонда будет размещен на реконструкции жилых кварталов и существующих отводов под застройку, а также в центральной части поселка, в западном направлении от существующих жилых кварталов, до линии газопровода. Вынос газопровода с территории поселка планируется на расчетный срок, поэтому строительство в этой части поселка возможно отдельными участками.
Объем нового жилищного строительства по жилым районам составит:
- Центральный - 12,3 тыс. кв. м - 38%;
- Северный - 3,7 тыс. кв. м - 11,5%;
- Восточный - 16,3 тыс. кв. м - 50,5%.
Для строительства потребуется около 45 га территорий, из них ориентировочно около 30 га - заболоченные, занятые кустарником и лесом. Более точный анализ характеристики территорий невозможен из-за отсутствия съемки отдельных площадей в границах проекта.
Убыль ветхого жилого фонда, а также из прибрежной полосы на первую очередь проектом не предусмотрена. Также не планируется к выносу жилой фонд в границах улиц Чебунтанская, Приозерная, Туртасская (2,4 тыс. кв. м), находящийся на затопляемой территории.
Стоимость жилищного строительства на первую очередь ориентировочно составит 520 - 750 млн. руб. при сложившихся ценах на строительство 1 кв. м жилого фонда.
На первую очередь численность населения составит 5,9 тыс. человек. Средняя обеспеченности жилым фондом - 24,2 кв. м/чел., в том числе в двухэтажных многоквартирных домах - 22,2 кв. м/чел.; в индивидуальной усадебной застройке - 37 - 38 кв. м/чел.
Следует отметить, что в настоящее время темпы жилищного строительства (за последние 16 лет среднегодовой ввод жилья составил 0,6 - 0,7 тыс. кв. м) недостаточны для освоения заданных проектом объемов жилого фонда, поэтому необходимы дополнительные инвестиции и финансирование.

Таблица 73. Жилой фонд (первая очередь)

Показатели
Всего
2 - 3-этажный
одноэтажный
1
2
3
4
Всего



1. Жилой фонд, тыс. кв. м общей площади
143,0
51,2
91,8
2. Население, тыс. чел.
5,9
2,33
3,57
- в том числе в новом жилом фонде
0,9
0,2
0,7
3. Средняя обеспеченность жилым фондом кв. м/чел.
24,2


4. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
32,3/44,6
4,8/3,3
27,5/41,3
В том числе:



- на свободных территориях
19,1/29,5
17/0,9
18,4/28,6
- на уплотнении существующих жилых кварталов
12,2/15,1
3,1/2,3
9,1/12,8
5. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
110,7
46,4
64,3
Распределение жилого фонда по районам:
Центральный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
55,6
39,4
16,2
2. Население, тыс. чел.
2,35
1,8
0,55
- в том числе в новом жилом фонде

0,2
0,15
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
12,3/16,8
4,8/3,2
7,5/13,6
в том числе:



- на свободных территориях
6,2/9,6
1,7/0,9
4,5/8,7
- на уплотнении существующих жилых кварталов
6,1/7,2
3,1/2,3
3,0/4,9
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
43,3/2,0
34,6/1,6
8,7/0,4
Восточный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
33,8
-
33,8
2. Население, тыс. чел.
1,22
-
1,22
- в том числе в новом жилом фонде
0,43
-
0,43
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
16,3/22,6
-
16,3/22,6
В том числе:



- на свободных территориях
12,7/17,9
-
12,7/17,9
- на уплотнении существующих жилых кварталов
3,6/4,7
-
3,6/4,7
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
17,5/0,8
-
17,5/0,8
Северный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
38,2
-
38,2
2. Население, тыс. чел.
1,64
-
1,64
- в том числе в новом жилом фонде
0,1
-
0,1
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
3,7/5,2
-
3,7/5,2
- в том числе на уплотнении существующих жилых кварталов
3,7/5,2
-
3,7/5,2
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади/тыс. чел.
34,5/1,51
-
34,5/1,51
ст. Юность Комсомольская
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
13,0
11,8
1,2
2. Население, тыс. чел.
0,58
0,53
0,05
3. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади
13,0
11,8
1,2
Район в границах улиц Чебунтанская, Приозерная, Туртасская
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
2,4

2,4
2. Население, тыс. чел.
0,11
-
0,11
3. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей площади
2,4
-
2,4

На расчетный срок население поселка определено в количестве 6,5 тыс. человек. Жилой фонд в границах проектируемой территории составит 186,5 тыс. м2 общей площади, в том числе:
- новое жилищное строительство - 94,0 тыс. кв. м;
- существующий сохраняемый жилой фонд - 92,5 тыс. кв. м.
Структура этажности в новом строительстве определена в следующем соотношении:
- двухэтажная многоквартирная застройка - 23,6 тыс. кв. м - 25%;
- индивидуальная усадебная застройка - 70,4 тыс. кв. м - 75%;
с участками 0,12 - 0,15 га.
Селитебную территорию поселка можно условно разделить на жилые районы: Северный, Центральный, Восточный и ст. Юность Комсомольская. Объем нового жилищного строительства по районам составит:
- Северный - 3,7 тыс. кв. м общей площади - 4%;
- Центральный - 67,1 тыс. кв. м - 71%;
- Восточный - 18,6 тыс. кв. м - 20%;
- ст. Юность Комсомольская - 4,6 тыс. кв. м - 5%.
Наибольшие объемы строительства на расчетный срок планируется разместить в жилом районе "Центральный". Там предполагается к строительству 67,1 тыс. кв. м общей площади (71% от всего объема), в том числе:
- двухэтажные многоквартирные жилые дома - 23,6 тыс. кв. м;
- одноэтажная индивидуальная застройка - 43,5 тыс. кв. м.
Основная часть двухэтажного жилого фонда (17,6 тыс. кв. м общей площади) планируется к размещению на сносе ветхого жилья, в центральной части поселка, в районе улиц Ленина - Октябрьская - Победы. Несколько двухэтажных домов общей площадью около 4,3 тыс. кв. м будет построено на уплотнении существующих кварталов, что позволит сделать акцент на формировании культурно-общественного центра поселка. В западной части поселка, на свободных территориях, прилегающих к центру (ул. Ленина, Газовиков), проектом размещено 20,2 тыс. кв. м общей площади одноэтажной усадебной застройки. Территория жилых кварталов составит 28 - 30 га. Количество приусадебных участков - около 170, при площади одного участка 0,12 - 0,15 га. Численность населения ориентировочно составит 0,54 тыс. человек.
Убыль существующего жилого фонда в течение расчетного срока определена в количестве 18,2 тыс. кв. м общей площади, в том числе двухэтажный - 12,3 тыс. кв. м, одноэтажный - 5,9 тыс. кв. м.
По назначению убыль жилого фонда распределится следующим образом:
- ветхий (двухэтажные многоквартирные дома, общежитие) - 12,3 тыс. кв. м;
- находящийся в прибрежной полосе - 3,5 тыс. кв. м;
- на затопляемой территории (жилой фонд в границах улиц Чебунтанская, Приозерная, Туртасская) - 2,4 тыс. кв. м.
Отношение общей убыли к существующему жилому фонду составит - 16,4%, к новому строительству - 19,4%. Жилой фонд, попадающий в санитарно-защитную зону от нефтепровода (5,7 тыс. кв. м), к убыли не планируется, т.к. предусмотрены соответствующие инженерные мероприятия.

Структура жилого фонда к концу расчетного срока характеризуется следующими данными (Таблица 2).

Таблица 74. Жилой фонд (расчетный срок)

Показатели
Всего
2 - 3-этажная
одноэтажная
1
2
3
4
Всего в поселке



1. Жилой фонд, тыс. кв. м общей
186,5
70,4
116,1
2. Население, тыс. чел.
6,5
2,35
4,15
В том числе в новом жилом фонде
2,77
0,96
1,81
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
94,0/107,0
23,6/11,5
70,4/95,5
В том числе:



- на сносе ветхого жилья
17,6/8,0
17,6/8,0
-
- на свободных территориях
60,3/81,0
1,7/1,0
58,6/80,0
- на уплотнении жилых кварталов и существующих отводах под застройку
16,1/18,0
4,3/2,5
11,8/15,5
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
92,5
34,1
58,4
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
18,2
12,3
5,9
В том числе:



- ветхий
12,3
12,3
-
- в прибрежной полосе
3,5
-
3,5
- на затопляемой территории
2,4
-
2,4
Распределение жилого фонда по районам:
Центральный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
98,1
45,9
52,2
2. Население, тыс. чел.
3,35
1,86
1,49
В том числе в новом жилом фонде
2,1
0,96
1,14
3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
67,1/68,0
23,6/10,5
43,5/57,5
в том числе:



- на сносе ветхого жилого фонда
17,6/8,0
17,6/8,0
-
- на свободных территориях и существующих отводах под строительство
49,5/60,0
6,0/2,5
43,5/57,5
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
31,0/1,25
22,3/0,9
8,7/0,35
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
12,3
12,3
-
Восточный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
35,6
-
35,6
2. Население, тыс. чел.
1,15


В том числе в новом жилом фонде
0,49


3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
18,6/27
-
18,6/27
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
17,0/0,66
-
17,0/0,66
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
1,0
-
1,0
Северный жилой район
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
35,2
-
35,2
2. Население, тыс. чел.
1,37


В том числе в новом жилом фонде
0,1


3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га (на отводах и уплотнении существующей
3,7/5,3
-
3,7/5,3
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
31,5/1,27
-
31,5/1,27
5. Убыль жилого фонда, тыс. кв. м общей площади
2,5
-
2,5
ст. Юность Комсомольская
1. Жилой фонд - всего тыс. кв. м общей площади
17,5
11,8
5,7
2. Население, тыс. чел.
0,63
0,48
0,15
В том числе в новом жилом фонде
0,11


3. Новое жилищное строительство, тыс. кв. м общей площади/га
4,6/6,5

4,6/6,5
4. Существующий сохраняемый жилой фонд, тыс. кв. м общей
13,0/0,52
11,8/0,48
1,2/0,04

Как видно из вышеприведенной таблицы, основной объем нового жилого фонда размещается на свободных от застройки территориях - 60,3 тыс. кв. м общей площади, что составляет 64% от всего объема. Площадь свободных территорий составляет 81,0 га, часть из них заболочена, занята лугом и кустарником, частично лесом.
Потребность в жилье к концу расчетного срока определена емкостью предлагаемых к застройке территорий и размещенных проектом. Средняя обеспеченность жилым фондом, таким образом, определена в количестве 28,7 кв. м/чел.
Нормативная плотность населения на 1 га селитебной территории индивидуальной застройки, при средней площади участка 0,12 - 0,15 га, в проекте принята - 19 чел./га; коэффициент семейности - 3,2; средняя площадь индивидуального дома - 120 кв. м общей площади; обеспеченность в 2 - 3-этажном жилом фонде - 24,7 кв. м/чел.
В новом жилом фонде разместится около 2,8 тыс. человек, в том числе в индивидуальном жилом фонде - 1,8 тыс. человек.

Культурно-бытовое обслуживание
На первую очередь строительства размещение объектов соцкультбыта предусмотрено по социально гарантированному минимуму, с учетом имеющихся возможностей строительной базы, финансирования.
В связи с учетом норм проектирования, исходя из радиуса обслуживания, проектом предлагается размещение детского дошкольного учреждения в пристроенном помещении на 30 мест, возможно оздоровительного профиля, или детский сад кратковременного пребывания детей, в зависимости от потребности. Также планируется к строительству молочная кухня на 300 порций в сутки с раздаточным пунктом.
Из учреждений здравоохранения предлагается разместить медпункт или амбулаторию на ст. Юность Комсомольская на 15 посещений в смену.
Проектом предлагаются к размещению предприятия бытового обслуживания микрорайонного значения (парикмахерская, ремонт обуви и т.п.) общей вместимостью 20 рабочих мест, которые могут быть расположены во встроенно-пристроенных помещениях или на первом этаже в двухэтажных домах.
Потребность населения в учреждениях культуры, торговли будет обеспечиваться в имеющихся объектах соцкультбыта.

Таблица 75. Культурно-бытовое обслуживание (первая очередь)

Наименование
Норма
Требуется
Размещено в проекте
Площадь
Всего
в том числе
существ.
новое стр-во
Учреждения народного образования
1. Детские дошкольные учреждения, место
50
295
225
195
-
0,1 встроен. помещ.
30
30
2. общеобразовательные школы, учащиеся
145
855
1116
1116


3. Межшкольный учебно-производственный комбинат, учащиеся
8% от общего числа школьников
70
70

-
При существ. школе
4. Внешкольные учреждения, место
10% общего числа школьников
85

Дом детск. творчества

По заданию
- дом детского творчества
3,3%
30

30
-
-
- детско-юношеская спортивная школа
2,3%
20
-
-
-
По заданию
- музыкальная, художественная школа, школа искусств
2,7%
25
25
при клубе в Доме Творчества
-

- станция юных натуралистов, техников
1,7%
17
-
-
-
По заданию
Учреждения здравоохранения
5. Стационары всех типов для взрослых и детей с вспомогательными зданиями и сооружениями
14
80
50
50
-
-
6. Поликлиники, амбулатории, диспансеры без стационара, посещение в смену
35
206
206
126
80
Амбулатория встроен.
15
15
15
7. Станции (подстанции) скорой медицинской помощи, автомобиль
1 на 10 тыс. человек в пределах доступности 15 мин.
1
1
3
_

8. Аптека, отдельно стоящая или встроенная, объект
1 на 10 тыс. человек
1
1
1
-
0,2 га или встроенные
L
9. Молочная кухня, порция в сутки на одного ребенка (до 1 года)
4
300
300
-
300
0,15
10. Раздаточный пункт молочной кухни (встроенный), кв. м общей площади на одного ребенка (до 1 года)
0,3
30
30
-
30
встроенные
10
10
10
11. Профилакторий, место
70 - 100 кв. м на 1 место
-
-
-
-
По заданию на
12. Детский лагерь отдыха, место
150 - 200 кв. м на 1 место
-
-
1 объект на 30 мест
-
По заданию на
13. Кемпинги, место
135 - 150 кв. м на 1 место
-
-
-
-
По заданию на
Физкультурно-спортивные сооружения
14. Территория физкультурно-спортивных сооружений, га, всего
0,7 - 0,9 на 1 тыс. человек
4,1
3,0
-
3,0
Спорт, ядро центр, р-н
15. Помещения для физкультурно-оздоровительных занятий в микрорайоне, кв. м общей площади на 1 тыс. человек
70
410
400

400

7
35
40



16. Спортивные залы общего пользования, кв. м площади пола
60
354
244
244
-
При ДК При школе
17. Бассейны крытые и пользования, кв. м зеркала воды
20 - 25

-
-

По заданию на проектирование
Учреждения культуры и искусства
18. Помещения для досуговой деятельности, кв. м площади пола
50
295
-
-
-
По заданию на проек тирование
19. Клубы, посетитель на место
80
470
550
550
При сущ. Доме Культуры

40
150
150,0
20. Танцевальные залы, место
6
35
35
35
При ДК, клубе

21. Кинотеатры, место
25
147,0
-

При ДК при клубе
По заданию на проек тирование
22. Городские массовые библиотеки, тыс. ед. хранения/ читательское место
4/2
23/11
11
11
15/15
Дополнительно при школах при ДК
Предприятия торговли, общественного питания и бытового обслуживания
23. Магазины, кв. м торговой площади
300
1950
2120
2120
-
Торговый центр
- продовольственных товаров
100
590
900
900
-

- непродовольственных товаров
200
1180
1220
1220
-

24. Рыночный комплекс, кв. м торговой площади
24
140
50
50
-

25. Предприятия общественного питания, место
40
236
100
100
-
-
26. Магазины кулинарии, кв. м торговой площади
6
35
-
-
-
-
27. Предприятия бытового обслуживания, раб. место
9
53
20
-
20

- непосредственного обслуживания
5
20
20
-
20
встроен.-пристр.
3
3
3
- производственные предприятия централизованного выполнения заказов, объект
4
23
-
-
-
-
Предприятия коммунального обслуживания
28. Прачечные, кг белья в смену
120
700
10
20
-

- прачечные самообслуживания, объект
10
60
60
-
60
в коммун.
- фабрики-прачечные, объект
ПО
650
650
-
650

29. Химчистки, кг вещей в смену
11,4
67
-
-
-

- химчистки самообслуживания
4,0
24
24

24

- фабрики-химчистки, объект
7,4
44
-
-
-
в коммун. зоне
30. Баня, место
7
40
25
25
-

Организации и учреждения управления, кредитно-финансовые учреждения и предприятия связи
31. Отделения связи, объект
1 район до 6 - 6,5 тыс. человек
1
2
2
-

32. Отделения и филиалы Сбербанка РФ, операц. касса
1 окно на 2 - 3 тыс. человек
2
2
2
-

33. Организации и учреждения управления


-


По заданию на проек тирование
34. Отделения банков, операц. касса
1 на 10 - 30 тыс. человек
-


-
По заданию на проек тирование
35. Милиция

1
1
-
1

36. Юридическая консультация
1 на 10 тыс. человек
1
-
-
-

Учреждения жилищно-коммунального хозяйства
37. Жилищно-эксплуатационные организации, объект






- микрорайона
1 на микрорайон до 20 тыс.
1
1
-
1
0,3
- жилого района
1 на район до 60 тыс. человек





38. Пункт приема вторсырья, объект
1 на микрорайон до 20 тыс. человек
1
1
-
1
0,01
39. Гостиницы, место
6
35
-
-
-
-
40. Пожарное депо, автомобиль
1 на 10 тыс. человек
1
2
2
-

41. Общественные уборные, прибор
1
6
6
-
6


Расчет потребности в учреждениях обслуживания выполнен с учетом СНиП 2.07.01-89*, а также с учетом социально-экономических условий. Для определения потребности обслуживания населения приняты дифференцированные расчетные нормы. Потребность в детских дошкольных учреждениях и школах определена на основе демографической структуры населения на расчетный срок, с учетом анализа существующей возрастной структуры п. Туртас. Охват детскими дошкольными учреждениями детей в возрасте 1 - 5 лет принят 85%, в том числе общего типа - 70%, специализированного - 3%, оздоровительного - 12%. В проекте детские сады размещаются с учетом радиуса обслуживания - 500 м.
На расчетный срок проектом предлагаются к строительству детские учреждения в западной части поселка, в новом микрорайоне одноэтажной застройки.
На ст. Юность Комсомольская предлагается разместить детское дошкольное учреждение во встроенно-пристроенном помещении емкостью до 30 мест. Дополнительно в поселке возможно развитие новых форм дошкольного образования: частный сад воскресный, детские сады кратковременного пребывания детей и т.п., если будет в этом потребность.
Норматив по школам рассчитан с учетом 100% охвата детей (6 - 15 лет) с неполным средним образованием и до 75% детей (16 - 17 лет) со средним образованием. Потребность в школах удовлетворяется вместимостью имеющихся в поселке школ. При необходимости также возможна организация воскресной школы, например, при культовом учреждении.
При существующем здании школы имеется возможность использовать свободные площади для межшкольного учебно-производственного комбината.
Потребность во внешкольных учреждениях будет удовлетворена при имеющемся здании дома детского творчества, где есть возможность для занятий в музыкальной школе, художественном и других различных кружках.
Для расчета потребности в учреждениях здравоохранения принята норма в больницах - 15,5 коек на 1000 жителей и 35 посещений в смену на 1000 жителей для поликлиник всех типов. Проектом предусмотрено расширение территории больницы и поликлиники (1 га дополнительно) еще на 50 коек и 104 посещения в смену, которые будут обеспечивать потребность населения не только поселка, но и близлежащих сельских поселений. На ст. Юность Комсомольская предлагается разместить медпункт или амбулаторию во встроенно-пристроенном помещении.
В проекте предусмотрена молочная кухня на 360 порций в сутки на 1 ребенка (до 1 года) и два раздаточных пункта молочной кухни, один из которых планируется на ст. Юность Комсомольская.
Проектом предусмотрены помещения для физкультурно-оздоровительных занятий общей площадью 500 кв. м, спортивные площадки, залы. Рядом с культурно-общественным центром будет расположено спортивное ядро (на ранее запроектированной территории), со стадионом, площадью около 3 га.
В южной части поселка, в районе улицы Газовиков будут размещены здание автовокзала, милиция, гостиница на 40 мест, торговый центр торговой площадью 500 кв. м, в соответствии с заданием на проектирование. На расчетный срок предполагается сокращение торговых площадей имеющихся магазинов, например, расположенных в приспособленных помещениях.
Потребность в учреждениях бытового обслуживания будет обеспечена в новом здании дома быта, который предусмотрен в культурно-общественном центре, там же будут размещены новое здание администрации, другие офисные учреждения.
Предприятия коммунального обслуживания и жилищно-коммунального хозяйства предусмотрены в коммунальной зоне, примыкающей к территории новой одноэтажной застройки (ул. Солнечная, Ленина). Там же запланирован новый рынок на 260 кв. м торг. площади.

Таблица 76. Культурно-бытовое обслуживание (расчетный срок)

Наименование учреждения, ед. измерения
Норма согласно СНиП 2.07.01-89* на 1000 человек
Требуется по расчету
Размещено в проекте
Площадь участка, га
Всего
в том числе
существ. сохран.
новое стр-во
Учреждения народного образования
1. Детские дошкольные учреждения, место
60
390
390
195
95
1,0
0,1 или встроен.
2. Общеобразовательные школы, учащиеся
145
943
1116
1116
-

3. Межшкольный учебно- производственный комбинат, учащиеся
8% от общего числа школьников
75
75
-
75
2,0
4. Внешкольные учреждения, место
10% общего числа
95

Дом творчества, при клубе

По заданию
- дом детского творчества
3,3%
31



- детско-юношеская спортивная школа
2,3%
22



- музыкальная, художественная школа, школа
2,7%
25



- станция юных натуралистов, техников
1,7%
17



Учреждения здравоохранения
5. Стационары всех типов для взрослых и детей с вспомогательными зданиями и сооружениями
15,5
100
100
50
50
1,0
6. Поликлиники, амбулатории, диспансеры без стационара, посещение в смену
35
230
230
126
104
0,3 га или встроен.
7. Станции (подстанции) скорой медицинской помощи, автомобиль
1 на 10 тыс. человек в пределах доступности 15 мин.
1
1
3
-

8. Аптека, отдельно стоящая или встроенная, объект
1 на 10 тыс. человек
1
1
1
-
0,2 га или встроенные
9. Молочная кухня, порция в сутки на одного ребенка (до 1 года)
4
360
360
-
360
0,15
10. Раздаточный пункт молочной кухни (встроенный), кв. м общей площади на одного ребенка (до 1 года)
0,3
30
30
-
30
встроенные
11. Профилакторий, место
70 - 100 кв. м на 1 место




По заданию на проектирование
12. Детский лагерь отдыха, место
150 - 200 кв. м на 1 место


1 объект на 30 мест

По заданию на проектирование
13. Кемпинги, место
135 - 150 кв. м на 1 место




По заданию на проектирование
Физкультурно-спортивные сооружения
14. Территория физкультурно-спортивных сооружений, га, всего
0,7 - 0,9 на 1 тыс. человек
4,5 - 5,9
5,0

5,0
4,5
15. Помещения для физкультурно-оздоровительных занятий в микрорайоне, кв. м общей площади на 1 тыс. человек
70 - 80
455 - 520
500
-
500

16. Спортивные залы общего пользования, кв. м площади пола
60 - 80
390 - 520
520
244
276

17. Бассейны крытые и открытые общего пользования, кв. м
20 - 25
130 - 160



По заданию
Учреждения культуры и искусства
18. Помещения для досуговой деятельности, кв. м площади пола
50 - 60
325 - 390

При ДК

По заданию на проектирование
19. Клубы, посетительское место
80
520
550
550
-
ДК
20. Танцевальные залы, место
6
40
40
40
-
При ДК
21. Кинотеатры, место
25 - 35
160 - 230
-

При ДК при клубе
По заданию на проектирование
22. Городские массовые библиотеки, тыс. ед. хранения
4/2
26/15
26/15
11
15/15

Предприятия торговли, общественного питания и бытового обслуживания
23. Магазины, кв. м торговой площади
300
1950
2300
1700
600
Торговый центр
- продовольственных товаров
100
650
900
700
200

- непродовольст.
200
1300
1400
1000
400
Торг. центр
объект
6 - 6,5 тыс. человек






32. Отделения и филиалы Сбербанка РФ, операц. касса
1 окно на 2 - 3 тыс. человек
2
2
2
-

33. Организации и учреждения управления





По заданию на проектирование
34. Отделения банков, операц. касса
1 на 10 - 30 тыс. человек




По заданию на проектирование
35. Милиция, объект

1
1

1

36. Юридическая консультация, юрист, адвокат
1 на 10 тыс. человек
1
1
1
-

Учреждения жилищно-коммунального хозяйства
37. Жилищно- эксплуатационные организации, объект






- микрорайона
1 на микрорайон до 20 тыс. человек
1
1
-
1
0,3
- жилого района
1 на район до 60 тыс. человек





38. Пункт приема вторсырья, объект
1 на микрорайон до 20 тыс. человек
2
2
-
2
0,01
1
1

1

39. Гостиницы, место
6
40
40
-
40
0,2 га
40. Пожарное депо, автомобиль
1 на 10 тыс.
1
2
2
-

41. Общественные
1
6
6
-
6


- Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии

Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии приведены в Таблице 77.

Таблица 77. Удельные показатели расчетного расхода тепла
на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади квартир,
Вт/м2

Этажность жилых зданий
Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, , °C
-5
-10
-15
-20
-25
-30
-35
-40
-45
-50
-55
Для зданий строительства до 1995 года
1 - 3 эт. индивид.
146
155
165
175
185
197
209
219
228
238
248
1 - 3 эт. сблокир.
108
115
122
129
135
144
153
159
166
172
180
4 - 6 эт. кирпичн.
59
64
69
74
80
86
92
98
103
108
113
4 - 6 эт. панельн.
51
56
61
65
70
75
81
85
90
95
99
7 - 10 эт. кирпичн.
55
60
65
70
75
81
87
92
97
102
107
7 - 10 эт. панельн.
47
52
56
60
65
70
75
80
84
88
93
>10 эт.
61
67
73
79
85
92
99
105
111
117
123
Для зданий строительства после 2000 года
1 - 3 эт. индив.
76
76
77
81
85
90
96
102
105
107
109
1 - 3 эт. сблокир.
57
57
57
60
65
70
75
80
85
88
90
4 - 6 эт.
45
45
46
50
55
61
67
72
76
80
84
7 - 10 эт.
41
41
42
46
50
55
60
65
69
73
76
11 - 14 эт.
37
37
38
41
45
50
54
58
62
65
68
>15 эт.
33
33
34
37
40
44
48
52
55
58
61

--------------------------------
<*> http://www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=2782

- 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 сельского поселения 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 расчетных элементах территориального деления и в зонах действия каждого из существующих или предлагаемых для строительства источников тепловой энергии на каждом этапе

Теплопотребление населенного пункта на расчетный срок составит 66,4 МВт (57,14 Гкал/час), в том числе на I очередь строительства - 54,23 МВт (46,68 Гкал/час).
I очередь строительства - до 2020 г.
Расчетный срок - до 2030 г.
Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах территориального деления и в зонах действия на каждом этапе приведены в Таблице 78.

Таблица 78. Прогнозы приростов объемов потребления
тепловой энергии

№ п/п
Наименование потребителей
Суммарное теплопотребление (Первая очередь), МВт
Суммарное теплопотребление (Первая очередь), Гкал/ч
Суммарное теплопотребление (Расчетный срок), МВт
Суммарное теплопотребление (Расчетный срок), Гкал/ч
1.
Центральный район
18,11
15,59
28,94
24,91
2.
Северный район
13,45
11,58
12,27
10,56
3.
Восточный район
10,23
8,80
10,64
9,15
4.
Район в границах улиц Чебунтанская, Приозерная, Туртасская
0,73
0,63
-
-
5.
ст. Юность Комсомольская
4,64
3,99
5,89
5,07
Итого по жилой застройке:
47,16
40,59
57,74
49,69

Неучтенные расходы 15%:
7,07
6,09
8,66
7,45

Всего по населенному пункту:
54,23
46,68
66,40
57,14


Примечание:
1. Расчет выполнен в соответствии со СНиП 2.04.07-86 Тепловые сети.
2. Суммарное теплопотребление состоит из тепловой нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилой застройки и общественных зданий и из тепловой нагрузки на отопление зданий.
3. Расчетная температура принята -40 °C.
Основными источниками теплоснабжения поселка приняты:
- центральная котельная, расположенная в квартале ул. Октябрьская;
- котельная ул. Газовщиков;
- котельная по ул. Молодежная;
- котельная ст. Юность Комсомольская.
На первую очередь строительства теплоснабжение существующей застройки Центрального района сохраняется по существующей схеме от центральной котельной. В связи со строительством нового жилья в квартале ул. Ленина, Школьная, Победы и гостиничного комплекса по ул. Победы сеть теплопроводов расширится.
На расчетный срок существующей производительности котельной будет недостаточно, так как нагрузка на котельную возрастет до 10,0 Гкал/час.
Прирост тепловой энергии (существующих и предлагаемых для строительства источников тепловой энергии), согласно генеральному плану, предполагается только на центральной котельной, нагрузки остальных источников останутся неизменны.
Теплоснабжение существующей и проектируемой жилой застройки ул. Газовиков предусмотрено от собственной газовой котельной, производительности которой достаточно на расчетный срок.
Теплоснабжение существующей жилой застройки от котельной № 5 (ст. Юность Комсомольская) сохраняется по существующей схеме.
Для новой и существующей одно-, двухквартирной застройки предлагается установка поквартирных газовых водонагревателей и отопительных установок для горячего водоснабжения и отопления.

- Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах территориального деления и в зонах действия индивидуального теплоснабжения на каждом этапе

Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах территориального деления и в зонах действия индивидуального теплоснабжения на каждом этапе приведены в Таблице 78.

- 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

Согласно генеральному плану развития п. Туртас строительство новых промышленных предприятий либо их перепрофилирование не предусмотрено и приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) производственными объектами не предполагается.

- Прогноз перспективного потребления тепловой энергии отдельными категориями потребителей, в том числе социально значимых, для которых устанавливаются льготные тарифы на тепловую энергию (мощность), теплоноситель

Данные о изменении потребления тепловой энергии данными категориями потребителей в генеральном плане отсутствуют.

- Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены или могут быть заключены в перспективе свободные долгосрочные договоры теплоснабжения

Данные о изменении потребления тепловой энергии данными категориями потребителей в генеральном плане отсутствуют.

- Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены или могут быть заключены долгосрочные договоры теплоснабжения по регулируемой цене.

Данные о изменении потребления тепловой энергии данными категориями потребителей в генеральном плане отсутствуют.

Рисунок 32. Зона перспективной застройки

Рисунок не приводится.

Электронная модель системы теплоснабжения

Электронная модель системы теплоснабжения разработана в программном комплексе Zulu.
Программный комплекс ZULU позволяет проводить выполнение инженерных расчетов и рассчитать тепловую сеть, состоящую из тысяч объектов, и произвести перерасчет при изменении состояния сети. Возможность проведения инженерных расчетов позволяет существенно снизить трудозатраты на наладку, мониторинг текущего состояния и проектирования новых участков сети при значительном сокращении временных ресурсов, в том числе:
- Возможность изобразить тепловую сеть на плане города (создать математическую модель тепловой сети)
- Выполнить паспортизацию объектов сети и создать информационно-справочную систему
- Решать коммутационные и инженерные задачи;
- Оптимизировать режим работы системы централизованного теплоснабжения
- Достигнуть существенного сокращения топливно-энергетических ресурсов
- Улучшить качество подготовки эксплуатационного персонала;
- Повысить производительность труда сотрудников предприятия;
- Выполнить интеграцию с АСУ ТП
- Выполнить интеграцию с программным обеспечением по расчету отдельных элементов системы теплоснабжения (котельных) и программным обеспечением по расчету с потребителями тепловой энергии.

Решение коммутационных задач
В процессе моделирования или создания аварийной ситуации система позволяет:
- определить местонахождение и тип запорной арматуры, которую необходимо перекрыть для локализации;
- определить, какие потребители при этом будут отключены, количество попавших под аварийное отключение социально значимых объектов, жилых домов и т.д.;
- определить расчетное время для устранения аварии.

Рисунок 33. Коммутационные задачи. Поиск объектов,
попадающих под отключение

Рисунок не приводится.

Проведение инженерных расчетов
ZULU Server 7.0 позволяет проводить инженерные расчеты и моделировать физические процессы в сети, правильно рассчитать давление, температуру и ряд других физических параметров инженерных сетей.
Для различных тепловых сетей инженерные расчеты могут быть следующими:
- наладочный расчет, позволяющий рассчитать диаметры дросселирующих устройств,
- поверочный расчет, позволяющий вычислять расходы, напоры и температуры на участках и в узлах сети,
- конструкторский расчет, который позволяет рассчитывать оптимальный диаметр труб при подключении новых участков,
- построение температурных графиков,
- теплотехнические расчеты котельных: ведение суточных ведомостей, планирование работы котельной на определенный период и т.д.

Проектирование развития сетей
Проектирование развития сетей позволяет автоматизировать выдачу технических условий на подключение новых абонентов.
Система позволяет рассчитать реакцию всей системы на ввод в эксплуатацию новых объектов, заранее спланировать увеличение диаметров, установку дополнительных котлов и насосного оборудования.

Автоматизация работы диспетчерской службы
Автоматизация работы диспетчерской службы позволяет оператору в едином информационном пространстве:
- осуществлять в электронном виде ведение журналов по аварийным, ремонтным, профилактическим работам;
- автоматически готовить отчеты об изменении состояния сети
- оптимизировать планирование и организацию проведения ремонтных и профилактических работ для увеличения срока службы технологического оборудования предприятия.

Рисунок не приводится.

(например, где и какие были аварии за определенный период времени, какие устройства были перекрыты, какие и когда абоненты были отключены)

Рисунок не приводится.

Информационный слой "Подготовка к зиме"
Информационный слой "Подготовка к зиме" предназначен для контроля выполнения мероприятий по подготовке к отопительному сезону путем формирования электронных паспортов готовности объектов к отопительному сезону и накопления данных за предыдущие отопительные сезоны.

Рисунок 34. Паспорт готовности объекта
к отопительному сезону

Рисунок не приводится.

Модуль "Подготовка к зиме" позволяет вести в электронном виде базу данных по Актам готовности к отопительному сезону для каждого объекта, готовить отчетную и статистическую информацию, контролировать ход процесса подготовки к зиме.

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

Исходя из данных генерального плана развития п. Туртас увеличение тепловой нагрузки предполагается только на центральную котельную № 1 (ул. Октябрьская), до 10 Гкал/ч на расчетный срок.
На расчетный срок предполагается реконструкция котельной № 1 с увеличением мощности до 12 Гкал/ч для покрытия увеличения присоединенной нагрузки, потерь в тепловых сетях и собственных нужд котельной.

Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки приведены в Таблице 8.

- Балансы тепловой мощности источника тепловой энергии и присоединенной тепловой нагрузки в каждой зоне действия источника тепловой энергии по каждому из магистральных выводов (если таких выводов несколько) тепловой мощности источника тепловой энергии

Все котельные Туртасского сельского поселения имеют по одному магистральному выводу, в связи с этим данный баланс будет полностью совпадать с балансом, приведенным в Таблице 8.

Таблица 79. Перспективные балансы тепловой мощности
источников тепловой энергии и тепловой нагрузки

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 г)
Расчетный срок (2021 - 2030 г)
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Выработано, Гкал
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Выработано, Гкал
Котельная № 1
7,38
5,45
0,40
1,93
16283,9
12,0
10,00
0,40
1,35
30419,1
Котельная № 2
0,20
0,06
0,40
0,14
171,0
0,20
0,06
0,40
0,14
171,0
Котельная № 4
0,13
0,10
0,40
0,03
103,5
0,13
0,10
0,40
0,03
103,5
Котельная № 5
5,01
1,59
0,50
3,42
475,5
5,01
1,59
0,50
3,42
475,5
Котельная № 6
1,46
0,45
0,70
1,01
7107,1
1,46
0,45
0,70
1,01
7107,1
Котельная № 7
0,73
0,04
0,4
0,69
74,2
0,73
0,04
0,4
0,69
74,2
Котельная ООО "Газпром энерго"
6,02
0,36
5,42
4,69
2766
6,02
0,36
5,42
4,69
2766

Как мы видим из таблицы, все источники тепловой энергии обладают резервом мощности, необходимым для компенсации затрат на собственные нужды котельной и потерь в тепловых сетях.
В течение расчетного срока потребуется реконструкция котельной № 1 с увеличением мощности для покрытия увеличившейся присоединенной нагрузки.

- Гидравлический расчет передачи теплоносителя для каждого магистрального вывода с целью определения возможности (невозможности) обеспечения тепловой энергией существующих и перспективных потребителей, присоединенных к тепловой сети от каждого магистрального вывода

Гидравлический расчет представлен в Приложении 1.

- Выводы о резервах (дефицитах) существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки потребителей

Выводы о резервах (дефицитах) существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки потребителей приведены в Таблице 80.

Таблица 80. Резерв (дефицит) существующей системы
теплоснабжения при обеспечении
перспективной тепловой нагрузки потребителей

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 г)
Расчетный срок (2021 - 2030 г)
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Выработано, Гкал
Установленная мощность котельной, Гкал/ч
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды, %
Резерв (+)/дефицит (-) тепловой мощности нетто, Гкал
Выработано, Гкал
Котельная № 1
7,38
5,45
0,40
1,93
16283,9
7,38
10,00
0,40
-3,27
30419,1
Котельная № 2
0,20
0,06
0,40
0,14
171,0
0,20
0,06
0,40
0,14
171,0
Котельная № 4
0,13
0,10
0,40
0,03
103,5
0,13
0,10
0,40
0,03
103,5
Котельная № 5
5,01
1,59
0,50
3,42
475,5
5,01
1,59
0,50
3,42
475,5
Котельная № 6
1,46
0,45
0,70
1,01
7107,1
1,46
0,45
0,70
1,01
7107,1
Котельная № 7
0,73
0,04
0,4
0,69
74,2
0,73
0,04
0,4
0,69
74,2
Котельная ООО "Газпром энерго"
6,02
0,36
5,42
4,69
2766
6,02
0,36
5,42
4,69
2766

Из данной таблицы видно, что для обеспечении перспективной тепловой нагрузки потребителей котельной № 1 необходима ее реконструкция с увеличением мощности (существующий дефицит составляет 3.27 Гкал/ч).

Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок и максимального потребления
теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей,
в том числе в аварийных режимах


Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том числе в аварийных режимах с учетом увеличения тепловых нагрузок (согласно СНиП 41-02-2003. Тепловые сети) приведены в Таблице 13.

Таблица 81. Перспективные балансы производительности
водоподготовительных установок
(согласно СНиП 41-02-2003. Тепловые сети)

Источник
первая очередь (2015 - 2020 г)
расчетный срок (2021 - 2030 г)
Объем теплоносителя в системе, м3 <*>
Расчетный расход воды на подпитку тепловой, т/ч <*>
Аварийная подпитка, т/ч <*>
Производительность ВПУ (номинальная), м3/час <*>
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Объем теплоносителя в системе, м3 <*>
Расчетный расход воды на подпитку тепловой, т/ч <*>
Аварийная подпитка, т/ч <*>
Производительность ВПУ (номинальная), м3/час <*>
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Котельная № 1
411,99
3,09
8,24
>= 3,9
5,45
725,40
5,44
14,51
>= 5,44
10,0
Котельная № 2
4,54
0,03
0,09
>= 0,03
0,06
4,54
0,03
0,09
>= 0,03
0,06
Котельная № 4
7,56
0,06
0,15
>= 0,06
0,10
7,56
0,06
0,15
>= 0,06
0,10
Котельная № 5
120,20
0,90
2,40
>= 0,9
1,59
120,20
0,90
2,40
>= 0,9
1,59
Котельная № 6
34,02
0,26
0,68
>= 0,26
0,45
34,02
0,26
0,68
>= 0,26
0,45
Котельная № 7
3,02
0,02
0,06
>= 0,02
0,04
3,02
0,02
0,06
>= 0,02
0,04
Котельная ООО "Газпром энерго"
23,4
0,18
0,47
>= 0,18
0,36
23,4
0,18
0,47
>= 0,18
0,36

Предложения по строительству, реконструкции
и техническому перевооружению источников тепловой энергии

- Определение условий организации централизованного теплоснабжения, индивидуального теплоснабжения, а также поквартирного отопления

Централизация выработки тепловой энергии позволяет достичь:
- максимальной эффективности выработки тепловой энергии мощными источниками теплоты, эксплуатируемыми специализированным профессиональным персоналом;
- максимального социального эффекта с полным освобождением населения от трудозатрат на обслуживание системы теплоснабжения (отопление, ГВС, вентиляция);
- высокоэффективного, экологически удовлетворительного сжигания низкосортных топлив, отходов бытового и производственного происхождения, вторичных энергетических ресурсов промышленных предприятий;
- наиболее эффективной системы очистки и рассеивания продуктов сгорания, подавления эмиссии или нейтрализации вредных выбросов и стоков, сооружение которых технически возможно и экономически целесообразно только на мощных централизованных источниках.
К минусам централизованного теплоснабжения можно отнести значительную величину составляют потери теплоты у потребителей из-за несовершенства местных систем распределения и управления, наличия технологически обусловленных режимов "перетопа". Большая протяженность тепловых сетей, значительный износ оборудования и низкий уровень эксплуатации в совокупности с ранее отмеченными факторами приводят к снижению надежности функционирования как центральных источников теплоты, так и распределительных сетей, что обуславливает высокий уровень аварийности в централизованных системах и чрезвычайно низкие эксплуатационные показатели.
Эксплуатация тепловых сетей сопровождается неизбежными тепловыми потерями от внешнего охлаждения в размере 12 - 20% тепловой мощности (нормируемое значение 5%) и с утечками теплоносителя от 5 до 20% расхода в сети (при нормируемом значении потерь с утечками до 0,5% от объема теплоносителя в системе теплоснабжения с учетом объема местных систем или 2% от расхода сетевой воды). Эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6 - 10%, а затраты на химводоподготовку 15 - 25% стоимости отпускаемой тепловой энергии.
При децентрализации возможно достичь не только снижения капитальных вложений за счет отсутствия тепловых сетей, но и переложить расходы на стоимость жилья (т.е. на потребителя). Именно этот фактор в последнее время и определил повышенный интерес к децентрализованным системам теплоснабжения для объектов нового строительства жилья. Организация автономного теплоснабжения позволяет осуществить реконструкцию объектов в городских районах старой и плотной застройки при отсутствии свободных мощностей в централизованных системах. Децентрализация на современном уровне, базирующаяся на высокоэффективных теплогенераторах последних поколений (включая конденсационные котлы), с использованием энергосберегающих систем автоматического управления позволяет в полной мере удовлетворить запросы самого требовательного потребителя. Перечисленные факторы в пользу децентрализации теплоснабжения привели к тому, что часто оно уже стало рассматриваться как безальтернативное техническое решение, лишенное недостатков. Поэтому считаю необходимым подробно рассмотреть те проблемы, которые проявляются при более внимательном подходе, проанализировать отдельные случаи применения децентрализованных систем, что позволит выбрать рациональное решение в комплексе.
1. Важным преимуществом децентрализованных систем является возможность местного регулирования в системах квартирного отопления и горячего водоснабжения. Однако эксплуатация источника теплоты и всего комплекса вспомогательного оборудования квартирной системы теплоснабжения непрофессиональным персоналом (жителями) не всегда дает возможность в полной мере использовать это преимущество. Также необходимо учитывать, что в любом случае требуется создание или привлечение ремонтно-эксплуатационной организации для обслуживания источников теплоснабжения.
2. Рациональной можно признать децентрализацию только на основе газообразного (природный газ) или легкого дистиллятного жидкого топлива (дизтопливо, топливо печное бытовое). Другие энергоносители:
- твердое топливо в многоэтажной застройке. По ряду очевидных причин нереализуемая задача. В малоэтажной застройке, как показывают многие исследования, на низкосортном рядовом твердом топливе (а сейчас другого в стране практически нет) экономически целесообразно строить групповую котельную;
- сжиженный газ (пропан-бутановые смеси) для северных районов с большим потреблением теплоты на цели отопления, даже в комплексе с энергосберегающими мероприятиями, потребует строительства газохранилищ большой емкости (с обязательной установкой не менее двух подземных емкостей), что в комплексе вопросов с централизованной поставкой сжиженного газа существенно усложняет проблему;
- электроэнергия не может и не должна использоваться на цели отопления (независимо от себестоимости и тарифов) в силу эффективности ее выработки по первичной энергии для конечного потребителя Исключением являются системы временного, аварийного, локального отопления (местного) и в районах ее избытков (вблизи ГЭС), в ряде случаев использования альтернативных источников энергии (тепловые насосы). В этой же связи необходимо отмежеваться от безответственных заявлений в печати ряда разработчиков и производителей так называемых вихревых теплогенераторов, декларирующих тепловую эффективность устройств, работающих на вязкостной диссипации механической энергии (от электродвигателя), в 1,25 раза превосходящую установленную мощность электрооборудования.
3. Система поквартирного теплоснабжения не должна применяться в здании, разработанном для централизованного теплоснабжения (типовом). Основной и самой главной причиной является необходимость устройства системы дымоудаления, так как для многоэтажного здания, в соответствии с требованиями нормативной документации, на одном этаже (уровне) к стволу дымохода может подключаться только один газоход от одного теплогенератора. Поэтому, например, в секционных зданиях на каждую секцию здания нужно установить четыре дымовые трубы (или пакет из четырех труб), а это требует конкретных инженерных решений при проектировании здания (как для лифтовых шахт, мусоропроводов, систем вентиляции и др.), с отчуждением части строительных площадей. При сооружении крышных котельных вопросы дымоудаления в большинстве случаев решаются значительно проще.
4. Проблема дымоудаления в поквартирных системах теплоснабжения для застройки в северных регионах стоит наиболее остро, так как устройство наружных газоходов (приставных) практически возможно только в случае их изготовления из коррозионностойкого металла с теплоизоляцией, имеющей сопротивление теплопередаче более 1,4 м2*°C/Вт, исключающее конденсацию при периодической работе теплогенераторов в холодный период отопительного сезона.
5. Практически во всех случаях эксплуатации поквартирного теплогенератора в многоэтажном здании его работа будет периодической. Это обусловлено тем, что расчетная нагрузка отопления для квартиры средней площади (2-комнатная в многоэтажном здании) составляет менее 5 кВт, в то время как нагрузка горячего водоснабжения (для обеспечения самой теплоемкой процедуры - наполнения ванны) должна быть около 24 кВт (в том числе и для квартир меньшей площади). Таким образом, специфика работы в поквартирной системе отопления (в большинстве случаев это двухконтурные термоблоки с закрытой топкой) требует подбор его мощности по пиковой нагрузке. Глубина регулирования мощности теплогенераторов большинства производителей составляет от 40 до 100%, что обуславливает работу термоблока в режиме "включено-выключено" даже на минимальной мощности (около 10 кВт). Поэтому избежать образования конденсата в газоходах, не имеющих эффективной теплоизоляции, при низкой температуре наружного воздуха в начале газохода (на нижних этажах) практически невозможно. Дымоход во всех случаях должен быть газоплотным, его необходимо теплоизолировать и оснащать устройствами сбора и отвода конденсата и системой его нейтрализации перед сливом.
6. Установочная мощность источников теплоты при поквартирном теплоснабжении в многоэтажном здании (как отмечалось в п. 5) рассчитывается по максимуму (пику) теплопотребления, т.е. по нагрузке горячего водоснабжения. Нетрудно видеть, что в этом случае для двухсотквартирного жилого здания установленная мощность теплогенераторов составит 4,8 МВт, что более чем в два раза превышает необходимую суммарную мощность теплоснабжения при подключении к центральным тепловым сетям или к автономной, например, крышной котельной. Установка емкостных водонагревателей в системе горячего водоснабжения квартиры (емкость 100 - 150 л) позволяет снизить установленную мощность поквартирных теплогенераторов, однако существенно усложняет квартирную систему теплоснабжения, значительно увеличивает ее стоимость и практически не применяется в многоэтажных зданиях.
7. Автономные источники теплоснабжения (в том числе и поквартирные) имеют рассредоточенный в жилом районе выброс продуктов сгорания при относительно низкой высоте дымовых труб, что оказывает существенное влияние на экологическую обстановку, загрязняя воздух непосредственно в селитебной зоне.
8. При поквартирном теплоснабжении в многоэтажном здании необходимо организационно-техническое решение вопроса отопления лестничных клеток и других мест общественного пользования.

- Обоснование предлагаемых для строительства источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

Строительство источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения перспективных тепловых нагрузок п. Туртас генеральным планом не предусмотрено.

- Обоснование предлагаемых для реконструкции действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии для обеспечения перспективных приростов тепловых нагрузок

Действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии в п. Туртас нет.

- Обоснование предлагаемых для реконструкции котельных для выработки электроэнергии в комбинированном цикле на базе существующих и перспективных тепловых нагрузок

Реконструкции котельных для выработки электроэнергии в комбинированном цикле на базе существующих генеральным планом не предусмотрено.

- Обоснование предлагаемых для реконструкции котельных с увеличением зоны их действия путем включения в нее зон действия существующих источников тепловой энергии

Реконструкция котельной № 1 не предполагает включение в зону ее действия зон действия существующих источников тепловой энергии.

- Обоснование предлагаемых для перевода в пиковый режим работы котельных по отношению к источникам тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии

Перевод в пиковый режим работы котельных по отношению к источникам тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии не предусмотрен в связи с отсутствием в п. Туртас источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.

- Обоснование предложений по расширению зон действия действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии

Действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии в п. Туртас нет.

- Обоснование предлагаемых для вывода в резерв и (или) вывода из эксплуатации котельных при передаче тепловых нагрузок на другие источники тепловой энергии

Вывод в резерв и вывод из эксплуатации котельных при передаче тепловых нагрузок на другие источники тепловой энергии не предусмотрен.

- Обоснование организации индивидуального теплоснабжения в зонах застройки поселения малоэтажными жилыми зданиями

Обоснованием организации индивидуального теплоснабжения в зонах застройки поселения малоэтажными жилыми зданиями является генеральный план развития п. Туртас, где предложена для новой и существующей одно-, двухквартирной застройки установка поквартирных газовых водонагревателей и отопительных установок для горячего водоснабжения и отопления.

- Обоснование организации теплоснабжения в производственных зонах на территории поселения

Теплоснабжение в производственных зонах на территории поселения предполагается осуществлять от собственных источников.

- Обоснование перспективных балансов тепловой мощности источников тепловой энергии и теплоносителя и присоединенной тепловой нагрузки в каждой из систем теплоснабжения поселения и ежегодное распределение объемов тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии


Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и теплоносителя и присоединенной тепловой нагрузки в каждой из систем теплоснабжения поселения приведены в Таблице 8. Распределение объемов тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии не предусмотрено.

- Расчет радиусов эффективного теплоснабжения (зоны действия источников тепловой энергии)

Согласно п. 30 ст. 2 Федерального закона от 27.07.2010 № 190-ФЗ: "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".
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.
Для выполнения расчета воспользуемся статьей Ю.В. Кожарина и Д.А. Волкова "К вопросу определения эффективного радиуса теплоснабжения", опубликованной в журнале "Новости теплоснабжения", № 8, 2012 г. По изложенной в статье методике для определения максимального радиуса подключения новых потребителей к существующей тепловой сети вначале для подключаемой нагрузки при задаваемой величине удельного падения давления 5 кгс/(м2*м) определяется необходимый диаметр трубопровода. Далее для этого трубопровода определяются годовые тепловые потери. Принимается, что эффективность теплопровода с точки зрения тепловых потерь, равной величине 5% от годового отпуска тепла к подключаемому потребителю. Выполняется расчет нормативных тепловых потерь трубопровода длиной 100 м. По формуле (1) определяется радиус теплоснабжения.



где: - тепловые потери подключаемого трубопровода (5% от годового отпуска тепла), Гкал/год;
- нормативные тепловые потери трубопровода длиной 100 м.
В таблице приведены расчеты по определению эффективного радиуса теплоснабжения для вновь присоединяемых потребителей.

Таблица 82. Расчет эффективного радиуса теплоснабжения

D, мм
G, т/ч
Гкал/час
Гкал/год
Гкал/год
Допустимая длина
Канальная прокладка
Бесканальная прокладка
Надземная прокладка
57 x 3,0
2,642
0,066
196,826
9,841
33,86
26,17
21,57
76 x 3,0
6,142
0,154
457,582
22,879
66,47
49,55
42,10
89 x 4,0
9,052
0,226
674,459
33,723
92,77
68,46
58,90
108 x 4,0
15,835
0,396
1179,809
58,990
149,61
108,56
95,45
133 x 4,0
28,596
0,715
2130,611
106,531
226,47
169,53
150,74
159 x 4,5
46,312
1,158
3450,579
172,529
349,89
242,66
227,46
219 x 6,0
108,365
2,709
8073,875
403,694
634,54
442,36
429,92
273 x 7,0
195,558
4,889
14570,358
728,518
942,33
662,29
651,04
325 x 8,0
311,131
7,778
23181,273
1159,063
1285,56
897,66
843,69
377 x 9,0
461,444
11,536
34380,589
1719,029
1635,15
1155,96
1068,58
426 x 9,0
645,685
16,142
48107,699
2405,385
2020,48
1426,34
1341,84
480 x 7,0
915,117
22,878
68182,112
3409,106
2499,71
1786,18
1685,01
530 x 8,0
1183,348
29,584
88167,109
4408,355
2876,20
2062,39
1961,97
630 x 9,0
1869,289
46,732

6963,705
3680,41
2674,44
2555,30
720 x 10,0
2657,148
66,429

9898,738
4400,03
3241,13
3109,10
820 x 10,0
3768,085
94,202

14037,337
5228,25
3901,10
3807,35
920 x 11,0
5097,105
127,428

18988,365
6034,18
4554,55
4475,33
1020 x 12,0
6681,279
167,032

24889,926
10956,04
10281,27
9973,52


Исходя из полученных данных о характеристиках трубопроводов, присоединенной нагрузке и установленной мощности котельных получаем радиусы эффективного теплоснабжения котельных п. Туртас, которые приведены в Таблице 7.

Таблица 83. Радиус эффективного теплоснабжения котельных
п. Туртас

Источник
Радиус эффективного теплоснабжения, м
Котельная № 1
750
Котельная № 2
85
Котельная № 4
36
Котельная № 5
550
Котельная № 6
320
Котельная № 7
90
Котельная ООО "Газпром энерго"
410

Рисунок 35. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 4

Рисунок не приводится.

Рисунок 36. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 2

Рисунок не приводится.

Рисунок 37. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 7

Рисунок не приводится.

Рисунок 38. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 5

Рисунок не приводится.

Рисунок 39. Радиус эффективного теплоснабжения котельной
ООО "Газпром энерго"

Рисунок не приводится.

Рисунок 40. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 1

Рисунок не приводится.

Рисунок 41. Радиус эффективного теплоснабжения котельной № 6

Рисунок не приводится.

Исходя из данных генерального плана развития п. Туртас увеличение присоединенной нагрузки планируется на центральную котельную № 1 (до 10 Гкал/ч на расчетный срок), что предполагает увеличение установленной мощности котельной с 7,38 Гкал/ч до 12 Гкал/ч. В связи с этим предполагается установка блочно-модульной котельной 12 Гкал/ч на базе старой котельной (до 2030 г.).
Также на первую очередь (до 2020 г.) планируется реконструкция котельных № 6 и № 7 в связи с моральным и физическим износом основного оборудования котельных (срок ввода в эксплуатацию 1978 г. и 1986 г. соответственно). Реконструкция предполагает замену устаревших котлоагрегатов на новые с аналогичной мощностью.

Стоимость работ по проектированию, монтажу и наладке (согласно http://www.teploelectromontag.ru/itp/index.html) приведена в Таблице 20.

Таблица 84. Укрупненная стоимость работ по проектированию,
монтажу и наладке объектов теплоснабжения

1. Проектирование котельной
440 рублей/кВт
2. Проектирование Индивидуального теплового пункта (ИТП)
220 рублей/кВт
Проектирование центрального теплового пункта (ЦТП)
220 рублей/кВт
Монтаж котельной
2500 рублей/кВт
Монтаж индивидуального теплового пункта (ИТП)
1600 рублей/кВт
Монтаж центрального теплового пункта (ЦТП)
1600 рублей/кВт
Наладочные работы и режимная наладка котельной
150 рублей/кВт
Наладочные работы для центрального теплового пункта (цТП)
140 рублей/кВт
Наладочные работы для индивидуального теплового пункта (ИТП)
140 рублей/кВт

Таблица 85. Расчетная стоимость внедрения БМК
на базе котельной № 1

Котельная
Проект, тыс. р.
Оборудование, тыс. р.
Монтаж, тыс. р.
Наладка, тыс. р.
Итого, тыс. р.
БМК № 1
6140,640
35000,0
34890,0
2093,4
78124,04

Таблица 86. Стоимость замены котлоагрегатов
котельных № 6 и № 7

Котельная
Проект, тыс. р.
Оборудование, тыс. р.
Монтаж, тыс. р.
Наладка, тыс. р.
Итого, тыс. р.
Котельная № 6
747,111
4500
4244,95
254,697
9746,758
Котельная № 7
373,556
2200
2122,48
127,348
4823,38

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей
и сооружений на них

- Реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности (использование существующих резервов)

Реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности не планируется, дефицита тепловой мощности источников теплоснабжения п. Туртас нет.

- Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку во вновь осваиваемых районах поселения

Предложение по строительству и реконструкции тепловых сетей предполагает планомерную замену ветхих и аварийных тепловых сетей на новые в ППУ изоляции, а также строительстве новых сетей для подключения новых абонентов к центральной котельной № 1.

Данные по диаметрам и протяженностям реконструируемых трубопроводов и ориентировочная стоимость материалов и работ приведены в Таблице 18.

Таблица 87. Данные по диаметрам и протяженностям
реконструируемых трубопроводов и ориентировочная стоимость
материалов и работ


Котельная № 1
Котельная № 2
Котельная № 4
Котельная № 5
Котельная № 6
Котельная № 7

Стоимость трубопровода, р./п. м
Наружный диаметр, мм
Диаметр, м
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.
Протяженность в двухтрубном исполнении, м
Стоимость материалов, тыс. р.
Стоимость работ, тыс. р.

7083
426
0,4

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0


377
0,35

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

5880
325
0,3
191
1123080
1123080

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

4427
273
0,25

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

3250
219
0,2
846
2749500
2749500

0
0

0
0
141
458250
458250

0
0

0
0


194
0,175

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

0
0

2296
159
0,15
1289
2959544
2959544

0
0

0
0
276.5
634844
634844

0
0

0
0

1526
133
0,125
408
622608
622608

0
0

0
0
54.5
83167
83167

0
0

0
0

1486
108
0,1
1004
1491944
1491944

0
0

0
0
513
762318
762318
1071
1591506
1591506

0
0

1213
89
0,08
173
209849
209849
6
7278
7278

0
0
72
87336
87336

0
0
128
155264
155264

893
76
0,07
699
624207
624207
24
21432
21432

0
0
246
219678
219678
290
258970
258970

0
0

737
57
0,05
1166
859342
859342
82
60434
60434
102
75174
75174
425.5
313593.5
313593.5
90
66330
66330

0
0

549
32
0,032

0
0

0
0

0
0

0
0
21.5
11803.5
11803.5

0
0
Итого:




21280148
21280148

178288
178288

150348
150348

5118373
5118373

3857219
3857219

310528
310528
61789808

С учетом стоимости фасонных изделий общая стоимость работ увеличится на 25% и составит, ориентировочно, 77237260 рублей.

- Строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения

Строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения не планируется.

- Строительство или реконструкция тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных

Перевод котельных в пиковый режим работы или ликвидация котельных не планируется.

- Строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения

Проектом предусмотрена планомерная замена ветхих и аварийных тепловых сетей на новые.

- Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки

Увеличение диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки котельной № 1 не требуется.

- Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

Проектом предусмотрена планомерная замена сетей, исчерпавших свой ресурс.

- Строительство и реконструкция насосных станций

Строительство и реконструкция насосных станций не планируется.

Перспективные топливные балансы

- Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива для зимнего, летнего и переходного периодов, необходимого для обеспечения нормативного функционирования источников тепловой энергии на территории поселения

Топливный баланс является комплексным материальным балансом, охватывающим совокупность взаимозаменяемых топливных ресурсов. Данный баланс увязывает в единое целое частные балансы различных видов топлива, дает характеристику общего объема, распределения и использования.
В перспективном балансе учтено увеличение тепловой нагрузки за счет подключения объектов перспективного строительства. Изменение тепловой нагрузки, связанное с отключением потребителей или повышением энергоэффективности зданий, не отражено.

Перспективные годовые расходы топлива с учетом увеличения тепловой нагрузки приведены в Таблице 19.
Перспективные максимальные часовые и годовые расходы основного вида топлива для зимнего, летнего и переходного периодов приведены в Таблице 89.

Таблица 88. Перспективные годовые расходы топлива

Источник
Первая очередь (2015 - 2020 г)
Расчетный срок (2021 - 2030)
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Общий годовой расход топлива, тн. (тыс. м3)
Удельная норма расхода топлива (условное), кг/Гкал
Удельная норма расхода топлива (натуральное), м3/Гкал
Топливо
Выработано, Гкал
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Общий годовой расход топлива, тн. (тыс. м3)
Удельная норма расхода топлива (условное), кг/Гкал
Удельная норма расхода топлива (натуральное), м3/Гкал
Топливо
Выработано, Гкал
Котельная № 1
5,45
2190,84
154,72
134,54
Газ
16283,9
10,0
4019,89
151,97
132,15
Газ
30419,1
Котельная № 2
0,06
22,93
154,20
134,09
Газ
171,0
0,06
22,93
154,20
134,09
Газ
171,0
Котельная № 4
0,10
14,87
165,30
143,74
Газ
103,5
0,10
14,87
165,30
143,74
Газ
103,5
Котельная № 5
1,59
64,06
154,93
134,72
Газ
475,5
1,59
64,06
154,93
134,72
Газ
475,5
Котельная № 6
0,45
783,98
192,29
135,31
Нефть
7107,1
0,45
783,98
157,74
110,31
Нефть
7107,1
Котельная № 7
0,04
57,39
205,80
773,68
Дрова
74,2
0,04
57,39
168,01
631,8
Дрова
74,2
Котельная ООО "Газпром энерго"
0,36
388,91
160,6
140,6
Газ
2766
0,36
388,91
160,6
140,6
Газ
2766

Таблица 89. Перспективные максимальные часовые расходы
основного вида топлива для зимнего,
летнего и переходного периодов

Наименование котельной
Вид топлива
Первая очередь (2015 - 2020 г.)
Расчетный срок (2021 - 2030)
Перспективный максимальный часовой расход натурального топлива, тыс. м3/ч, тн/ч
Перспективный максимальный часовой расход натурального топлива, тыс. м3/ч, тн
Режим - зимний (-40 °C)
Режим - средний наиболее холодного месяца (-12,3 °C)
Режим - средний за отопительный период (-8 °C)
Режим - летний
Режим - зимний (-40 °C)
Режим - средний наиболее холодного месяца (-10,2 °C)
Режим - средний за отопительный период (-3,1 °C)
Режим - летний
Котельная № 1
Газ
0,73
0,39
0,34
-
1,35
0,72
0,63
-
Котельная № 2
Газ
0,01
0,004
0,004
-
0,01
0,004
0,004
-
Котельная № 4
Газ
0,01
0,01
0,01
-
0,01
0,01
0,01
-
Котельная № 5
Газ
0,21
0,12
0,10
-
0,21
0,12
0,10
-
Котельная № 6
Нефть
0,05
0,03
0,02
-
0,05
0,03
0,02
-
Котельная № 7
Дрова
0,03
0,02
0,01
-
0,03
0,02
0,01
-
Котельная ООО "Газпром энерго"
Газ
0,05
0,03
0,02
-
0,05
0,03
0,02
-

Таблица 90. Перспективные максимальные годовые расходы
основного вида топлива для зимнего и переходного периодов

Наименование котельной
Вид топлива
Первая очередь (2015 - 2020 г)
Расчетный срок (2021 - 2030)
Перспективный максимальный часовой расход натурального топлива, тыс. м3/год, тн/год
Перспективный максимальный часовой расход натурального топлива, тыс. м3/год, тн/год
Режим - средний наиболее холодного месяца (-12,1 °C)
Режим - средний за отопительный период (-8 °C)
Режим - средний наиболее холодного месяца (-12,1 °C)
Режим - средний за отопительный период (-8 °C)
Котельная № 1
Газ
1675,44
505,92
3093,12
937,44
Котельная № 2
Газ
17,1840
5,9520
17,1840
5,9520
Котельная № 4
Газ
42,96
14,88
42,96
14,88
Котельная № 5
Газ
515,52
148,8
515,52
148,8
Котельная № 6
Нефть
128,88
29,76
128,88
29,76
Котельная № 7
Дрова
85,92
14,88
85,92
14,88
Котельная ООО "Газпром энерго"
Газ
128,88
29,76
128,88
29,76

- Расчеты по каждому источнику тепловой энергии нормативных запасов аварийных видов топлива

Согласно приказу Министерства промышленности и энергетики РФ от 4 октября 2005 г. № 269 "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных" следует:

II. Особенности порядка расчета нормативов
для теплоисточников муниципальных образований

20. Годовая потребность НЭЗТ для каждого теплоисточника определяется по видам топлива в соответствии с существующими нормативными характеристиками оборудования.
21. Аварийный запас топлива (далее - АЗТ) теплоисточников муниципальных образований определяется в объеме топлива, необходимом для обеспечения бесперебойной работы теплоисточников при максимальной нагрузке.
22. НЭЗТ и АЗТ определяются по суммам значений всех отопительных (производственно-отопительных) котельных, входящих в муниципальное образование.
23. ОНЗТ и его составляющие (без учета госрезерва) для каждого теплоисточника или групп теплоисточников муниципальных образований определяются по таблице 1 (для расхода топлива до 150 т/ч) и таблице 2 (для расхода топлива свыше 150 т/ч). Суточный расход топлива определяется для режима самого холодного месяца.
24. Нормативы для групп теплоисточников муниципальных образований определяются с учетом наличия базовых складов хранения запасов топлива.
25. Минимальные запасы топлива на складах теплоснабжающих организаций ЖКХ составляют: уголь - 45, мазут 30-суточная потребность.
26. Разработка нормативов производится с учетом графиков, маршрутов, способов доставки топлива и его закладки на склады теплоисточников или базовые склады в объеме нормативного запаса топлива до начала отопительного сезона.

Таблица 91. Объем ОНЗТ для расхода топлива до 150 т/ч

Вид топлива
Объем запаса топлива
Твердое топливо:

при доставке автотранспортом
На 7-суточный расход
при доставке по железной дороге
На 14-суточный расход
Жидкое топливо основное и резервное:

при доставке автотранспортом
На 5-суточный расход
при доставке по железной дороге
На 10-суточный расход
Жидкое топливо аварийное для котельных, работающих на газе, доставляемое наземным транспортом
На 3-суточный расход
Жидкое топливо, доставляемое по трубопроводам
На 2-суточный расход
Жидкое топливо растопочное для котельных производительностью:

до 100 Гкал/ч включительно
два резервуара по 100 т
более 100 Гкал/ч
два резервуара по 200 т

Таблица 92. Объем ОНЗТ для расхода топлива свыше 150 т/ч

Вид топлива
Объем запаса топлива
Твердое топливо электростанции от района добычи топлива на расстоянии:

до 40 км
На 7-суточный расход
от 41 до 100 км
На 15-суточный расход
свыше 100 км
На 30-суточный расход
Жидкое топливо основное для электростанций, работающих на мазуте:

при доставке по железной дороге
На 15-суточный расход
при подаче по трубопроводам
На 3-суточный расход
Жидкое топливо резервное для электростанций, работающих на газе
На 10-суточный расход
Жидкое топливо аварийное для электростанций, работающих на газе
На 5-суточный расход
Жидкое топливо для пиковых водогрейных котлов
На 10-суточный расход

--------------------------------
<*> Для электростанций, не имеющих второго независимого источника подачи газа.

Таблица 93. Расчеты по каждому источнику тепловой энергии
нормативных запасов аварийных видов топлива
с учетом перспективных нагрузок

Наименование котельной
Вид топлива
Нормативный запас топлива, тн
Котельная № 1
Нефть
87,6
Котельная № 2
Газ

Котельная № 4
Газ

Котельная № 5
Газ

Котельная № 6
Нефть

Котельная № 7
Дрова

Котельная ООО "Газпром энерго"
Газ


На котельных № 2, 4, 5 и ООО "Газпром энерго" нет резервного топливного хозяйства. Оценка надежности теплоснабжения

Оценка надежности теплоснабжения

- Обоснование перспективных показателей надежности, определяемых числом нарушений в подаче тепловой энергии

Данные о числе нарушений в подаче тепловой энергии потребителям не предоставлены, статистика теплоснабжающей организацией не ведется.

- Обоснование перспективных показателей, определяемых приведенной продолжительностью прекращений подачи тепловой энергии

Данные о приведенной продолжительности прекращений подачи тепловой энергии потребителям не предоставлены, статистика теплоснабжающей организацией не ведется.

- Обоснование перспективных показателей, определяемых приведенным объемом недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой энергии

Данные о приведенном объеме недоотпуска тепла в результате нарушений в подаче тепловой энергии потребителям не предоставлены, статистика теплоснабжающей организацией не ведется.

- Обоснование перспективных показателей, определяемых средневзвешенной величиной отклонений температуры теплоносителя, соответствующих отклонениям параметров теплоносителя в результате нарушений в подаче тепловой энергии

Данные о средневзвешенной величине отклонений температуры теплоносителя, соответствующей отклонениям параметров теплоносителя в результате нарушений в подаче тепловой энергии потребителям не предоставлены, статистика теплоснабжающей организацией не ведется.

- Оценка надежности системы теплоснабжения

Надежность системы теплоснабжения Туртасского сельского поселения рассчитана на основании следующего документа: "Приложение к приказу Министерства регионального развития Российской Федерации от 26.07.2013 № 310 "Методические указания по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения".
Надежность теплоснабжения обеспечивается надежной работой всех элементов системы теплоснабжения, а также внешних, по отношению к системе теплоснабжения, систем электро-, водо-, топливоснабжения источников тепловой энергии.
Интегральными показателями оценки надежности теплоснабжения в целом являются такие эмпирические показатели, как интенсивность отказов nот [1/год] и относительный аварийный недоотпуск тепла Qав/Qрасч, где Qав - аварийный недоотпуск тепла за год [Гкал], Qрасч - расчетный отпуск тепла системой теплоснабжения за год [Гкал]. Динамика изменения данных показателей указывает на прогресс или деградацию надежности каждой конкретной системы теплоснабжения. Однако они не могут быть применены в качестве универсальных системных показателей, поскольку не содержат элементов сопоставимости систем теплоснабжения.
Для оценки надежности систем теплоснабжения необходимо использовать показатели надежности структурных элементов системы теплоснабжения и внешних систем электро-, водо-, топливоснабжения источников тепловой энергии.
1. Показатель надежности электроснабжения источников тепла (Кэ) характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания:
- при наличии резервного электроснабжения Кэ = 1,0;
- при отсутствии резервного электроснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):
до 5,0 - Кэ = 0,8;
5,0 - 20 - Кэ = 0,7;
свыше 20 - Кэ = 0,6.
2. Показатель надежности водоснабжения источников тепла (Кв) характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения:
- при наличии резервного водоснабжения Кв = 1,0;
- при отсутствии резервного водоснабжения при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):
до 5,0 - Кв = 0,8;
5,0 - 20 - Кв = 0,7;
свыше 20 - Кв = 0,6.
3. Показатель надежности топливоснабжения источников тепла (Кт) характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения:
- при наличии резервного топлива Кт = 1,0;
- при отсутствии резервного топлива при мощности источника тепловой энергии (Гкал/ч):
до 5,0 - Кт = 1,0;
5,0 - 20 - Кт = 0,7;
свыше 20 - Кт = 0,5.
4. Показатель соответствия тепловой мощности источников тепла и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей (Кб).
Величина этого показателя определяется размером дефицита (%):
до 10 - Кб = 1,0;
10 - 20 - Кб = 0,8;
20 - 30 - Кб - 0,6;
свыше 30 - Кб = 0,3.
5. Показатель уровня резервирования (Кр) источников тепла и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию:
90 - 100 - Кр = 1,0;
70 - 90 - Кр = 0,7;
50 - 70 - Кр = 0,5;
30 - 50 - Кр = 0,3;
менее 30 - Кр = 0,2.
6. Показатель технического состояния тепловых сетей (Кс), характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов:
до 10 - Кс = 1,0;
10 - 20 - Кс = 0,8;
20 - 30 - Кс = 0,6;
свыше 30 - Кс = 0,5.
7. Показатель интенсивности отказов тепловых сетей (Котк), характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года

Иотк = nотк / (3 * S) [1 / (км * год)],

где nотк - количество отказов за последние три года;
S - протяженность тепловой сети данной системы теплоснабжения [км].
В зависимости от интенсивности отказов (Иотк) определяется показатель надежности (Котк)
до 0,5 - Котк = 1,0;
0,5 - 0,8 - Котк = 0,8;
0,8 - 1,2 - Котк = 0,6;
свыше 1,2 - Котк = 0,5;
8. Показатель относительного недоотпуска тепла (Кнед) в результате аварий и инцидентов определяется по формуле:

Qнед = Qав / Qфакт * 100 [%]

где Qав - аварийный недоотпуск тепла за последние 3 года;
Qфакт - фактический отпуск тепла системой теплоснабжения за последние три года.
В зависимости от величины недоотпуска тепла (Qнед) определяется показатель надежности (Кнед)
до 0,1 - Кнед = 1,0;
0,1 - 0,3 - Кнед = 0,8;
0,3 - 0,5 - Кнед = 0,6;
свыше 0,5 - Кнед = 0,5.
9. Показатель качества теплоснабжения (Кж), характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения.

Ж = Джал / Дсумм * 100 [%]

где Дсумм - количество зданий, снабжающихся теплом от системы теплоснабжения;
Джал - количество зданий, по которым поступили жалобы на работу системы теплоснабжения.
В зависимости от рассчитанного коэффициента (Ж) определяется показатель надежности (Кж)
до 0,2 - Кж = 1,0;
0,2 - 0,5 - Кж = 0,8;
0,5 - 0,8 - Кж = 0,6;
свыше 0,8 - Кж = 0,4.
10. Показатель надежности конкретной системы теплоснабжения (Кнад) определяется как средний по частным показателям Кэ, Кв, Кт, Кб, Кр и Кс:



где n - число показателей, учтенных в числителе.
Оценка надежности систем теплоснабжения
В зависимости от полученных показателей надежности системы теплоснабжения с точки зрения надежности могут быть оценены как:
высоконадежные - более 0,9;
надежные - 0,75 - 0,89;
малонадежные - 0,5 - 0,74;
ненадежные - менее 0,5.
Используя данную методику, получаем:

Кэ
Кв
Кт
Кб
Кр
Кс
Котк
Кнед
Кж
Кнад
0.8
0.8
1
1
1
0.5
0.8
0.6
1
0.83

Система теплоснабжения Туртасского сельского поселения оценена как надежная.
При расчете коэффициентов использовалось среднее значение по всем котельным.
Предложения, обеспечивающие надежность системы теплоснабжения Туртасского сельского поселения:
1. Изменений тепловых схем источников тепловой энергии не предполагается.
2. Установка резервного оборудования на источниках не предполагается.
3. Организация совместной работы нескольких источников тепловой энергии не предполагается.
4. Взаимное резервирование тепловых сетей смежных районов поселения не предполагается.
5. Устройство резервных насосных станций не предполагается.
6. Установка баков-аккумуляторов не предполагается.

Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию
и техническое перевооружение источников и тепловых сетей
в системах теплоснабжения

- Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции и технического перевооружения источников тепловой энергии и тепловых сетей

Оценка стоимости нового строительства источников и теплосетевых объектов Туртасского сельского поселения выполнена на основании проектов-аналогов, данных фирм-поставщиков и фирм-изготовителей оборудования и предварительных укрупненных сметных расчетов.

Расчет выполнен в текущих ценах 2015 г. Результаты приведены в Таблице 23.
Необходимый объем финансирования в ценах 2015 г. по вариантам развития на весь период составляет:
2015 - 2020 гг. - 45.465 млн. р.;
2021 - 2030 гг. - 124.466 млн. р.
169.931 млн. р.

- Предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые потребности

Источники финансирования мероприятий по повышению качества и надежности теплоснабжения и подключения строящихся объектов:
- инвестиционная надбавка к тарифу;
- региональный и муниципальный бюджет;
- кредиты;
- собственные средства.

Таблица 94. Оценка капиталовложений на развитие системы
теплоснабжения Туртасского сельского поселения

Объекты
Виды работ
Итого, тыс. р.
Проектно-изыскательские работы, тыс. р.
Технические условия и согласования, тыс. р.
Закупка оборудования, тыс. р.
Строительно-монтажные работы, тыс. р.
Пусконаладочные работы, тыс. р.
Этап I
2015 - 2020 гг.
Источник теплоснабжения






Котельные
Строительство






Модернизация
1120,667

6700
6367,43
382,045
14570,142
Тепловые сети






Монтаж


15447,452
15447,452

30894,904
Итого





45465,046
Этап II
2021 - 2030 г.
Источник теплоснабжения






Котельные
Строительство
6140,64

35000
34890
2093,4
78124,04
Модернизация






Тепловые сети






Монтаж


23171,178
23171,178

46342,356
Итого





124466,396
Итого





169931,442

--------------------------------
<*> http://www.teploelectromontag.ru/itp/index.html

- Расчеты эффективности инвестиций

При расчете экономической эффективности от внедрения мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению источников в системах теплоснабжения приведена в топливном эквиваленте (количество сэкономленного топлива в год от внедрения данных мероприятий).

Расчет экономической эффективности от реконструкции
и технического перевооружения источников тепловой энергии

Реконструкция котельных № 6 и № 7, а также строительство новой БМК на базе котельной № 1 даст экономический эффект за счет снижения удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии в связи с применением современного экономичного оборудования.

Данные расчета экономической эффективности сведены в Таблице 95.

Таблица 95. Экономическая эффективность внедрения
мероприятий эффективности от реконструкции
и технического перевооружения источников тепловой энергии

Котельная
Удельная норма расхода топлива (натуральное), кг/Гкал, м3/Гкал до внедрения мероприятий
Удельная норма расхода топлива (натуральное), кг/Гкал, м3/Гкал после внедрения мероприятий
Годовая выработка тепловой энергии, Гкал/год
Топливо
Экономический эффект, тн/год, тыс. м3/год
Котельная № 1
134,54
133,11
30419,1
Газ
43,49
Котельная № 6
135,31
110,3
7107
Нефть
177,75
Котельная № 7
773,68
631,8
74,2
Дрова
10,5

Расчет экономической эффективности от реконструкции
тепловых сетей

Расчет экономической эффективности от реконструкции тепловых сетей основан на снижении потерь тепла в окружающую среду при планомерной замене ветхих и аварийных тепловых сетей на новые в ППУ изоляции.
По данным теплоснабжающей организации на данный момент тепловые потери всех котельных ООО "Сибиряк" составляют 10%, внедрение мероприятий по реконструкции тепловых сетей позволит снизить потери до 5%.
Данные экономической эффективности от реконструкции тепловых сетей приведены в Таблице 96.

Таблица 96. Экономическая эффективность внедрения
мероприятий эффективности от реконструкции тепловых сетей

Котельная
Тепловые потери по данным ООО "Сибиряк", %/Гкал/год
Тепловые потери по данным после внедрения мероприятий, %/Гкал/год
Годовая выработка тепловой энергии, Гкал/год
Экономия тепла от внедрения мероприятий, Гкал/год
Экономический эффект (в ценах 2015 г.), руб./год
Котельная № 1
10/3041,9
5/1520,9
30419,1
1520,9
3133187,41
Котельная № 2
10/17,1
5/8,55
171.0
8,55
17613,17
Котельная № 4
10/10,35
5/5,175
103.5
5,175
10660,60
Котельная № 5
10/47,55
5/23,775
475.5
23,775
48976,97
Котельная № 6
10/710,7
5/355,35
7107
355,35
732038,40
Котельная № 7
10/7,4
5/3,72
74,2
3,72
7642,67
Итого:

3950119,25

- Расчеты ценовых последствий для потребителей при реализации программ строительства, реконструкции и технического перевооружения систем теплоснабжения

При реализации мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению систем теплоснабжения п. Туртас ценовые последствия для потребителей тепловой энергии будут незначительны, так как рост тарифов жестко регулируется ежегодно издаваемым приказом Федеральной службы по тарифам "Об установлении предельных максимальных уровней тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую теплоснабжающими организациями потребителям, в среднем по субъектам Российской Федерации".

Обоснование предложений по определению
единой теплоснабжающей организации

Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения определяется на основании Федерального закона Российской Федерации от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ "О теплоснабжении".
Единая теплоснабжающая организация в системе теплоснабжения (далее - единая теплоснабжающая организация) - теплоснабжающая организация, которая определяется в схеме теплоснабжения федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (далее - федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения), или органом местного самоуправления на основании критериев и в порядке, которые установлены правилами организации теплоснабжения, утвержденными Правительством Российской Федерации. Единая теплоснабжающая организация (ЕТО) будет ключевым игроком на тепловом рынке города или его части, если в городе есть несколько схем теплоснабжения. Она должна стать единым закупщиком у производителей тепла, диспетчерским центром и гарантирующим поставщиком (он обязан подключать к теплосетям любого обратившегося потребителя). Кроме того, ЕТО становится держателем "котлового тарифа", получающим платежи конечных потребителей и распределяющим средства между различными поставщиками тепла. Правила организации теплоснабжения в Российской Федерации (Утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808, далее по тексту - Правила):
Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации:
1. Статус единой теплоснабжающей организации присваивается теплоснабжающей и (или) теплосетевой организации решением федерального органа исполнительной власти (в отношении городов с населением 500 тысяч человек и более) или органа местного самоуправления (далее - уполномоченные органы) при утверждении схемы теплоснабжения поселения, городского округа.
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 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.
3. Для присвоения организации статуса единой теплоснабжающей организации на территории поселения, городского округа лица, владеющие на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями, подают в уполномоченный орган в течение 1 месяца с даты опубликования (размещения) в установленном порядке проекта схемы теплоснабжения, а также с даты опубликования (размещения) сообщения, указанного в пункте 17 Правил, заявку на присвоение организации статуса единой теплоснабжающей организации с указанием зоны ее деятельности. К заявке прилагается бухгалтерская отчетность, составленная на последнюю отчетную дату перед подачей заявки, с отметкой налогового органа о ее принятии. Уполномоченные органы обязаны в течение 3 рабочих дней с даты окончания срока для подачи заявок разместить сведения о принятых заявках на сайте поселения, городского округа, на сайте соответствующего субъекта Российской Федерации в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" (далее - официальный сайт). В случае если органы местного самоуправления не имеют возможности размещать соответствующую информацию на своих официальных сайтах, необходимая информация может размещаться на официальном сайте субъекта Российской Федерации, в границах которого находится соответствующее муниципальное образование. Поселения, входящие в муниципальный район, могут размещать необходимую информацию на официальном сайте этого муниципального района.
4. В случае если в отношении одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации подана 1 заявка от лица, владеющего на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии и (или) тепловыми сетями в соответствующей зоне деятельности единой теплоснабжающей организации, то статус единой 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 зоне деятельности единой теплоснабжающей организации, уполномоченный орган присваивает статус единой теплоснабжающей организации в соответствии с пунктами 7 - 10 Правил.
5. Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются: владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации; размер собственного капитала; способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения. Для определения указанных критериев уполномоченный орган при разработке схемы теплоснабжения вправе запрашивать у теплоснабжающих и теплосетевых организаций соответствующие сведения.
6. В случае если заявка на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации подана организацией, которая владеет на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, статус единой теплоснабжающей организации присваивается данной организации. Показатели рабочей мощности источников тепловой энергии и емкости тепловых сетей определяются на основании данных схемы (проекта схемы) теплоснабжения поселения, городского округа.
7. В случае если заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации поданы от организации, которая владеет на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью, и от организации, которая владеет на праве собственности или ином законном основании тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, статус единой теплоснабжающей организации присваивается той организации из указанных, которая имеет наибольший размер собственного капитала. В случае если размеры собственных капиталов этих организаций различаются не более чем на 5 процентов, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, способной в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения. Размер собственного капитала определяется по данным бухгалтерской отчетности, составленной на последнюю отчетную дату перед подачей заявки на присвоение организации статуса единой теплоснабжающей организации с отметкой налогового органа о ее принятии.
8. Способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения определяется наличием у организации технических возможностей и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими и температурными режимами системы теплоснабжения и обосновывается в схеме теплоснабжения.
9. В случае если организациями не подано ни одной заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации, статус единой теплоснабжающей организации присваивается организации, владеющей в соответствующей зоне деятельности источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей тепловой емкостью.
10. Единая теплоснабжающая организация при осуществлении своей деятельности обязана:
- заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;
- заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения; заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.
11. Организация может утратить статус единой теплоснабжающей организации в следующих случаях:
- систематическое (3 и более раза в течение 12 месяцев) неисполнение или ненадлежащее исполнение обязательств, предусмотренных условиями договоров, указанных в пункте 12 Правил. Факт неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательств должен быть подтвержден вступившими в законную силу решениями федерального антимонопольного органа, и (или) его территориальных органов, и (или) судов;
- принятие в установленном порядке решения о реорганизации (за исключением реорганизации в форме присоединения, когда к организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, присоединяются другие реорганизованные организации, а также реорганизации в форме преобразования) или ликвидации организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации;
- принятие арбитражным судом решения о признании организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, банкротом; прекращение права собственности или владения имуществом, указанным в абзаце втором пункта 7 Правил, по основаниям, предусмотренным законодательством Российской Федерации;
- несоответствие организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, критериям, связанным с размером собственного капитала, а также способностью в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения;
- подача организацией заявления о прекращении осуществления функций единой теплоснабжающей организации.
12. Лица, права и законные интересы которых нарушены по основаниям, предусмотренным абзацем вторым пункта 13 Правил, незамедлительно информируют об этом уполномоченные органы для принятия ими решения об утрате организацией статуса единой теплоснабжающей организации. К указанной информации должны быть приложены вступившие в законную силу решения федерального антимонопольного органа, и (или) его территориальных органов, и (или) судов.
Уполномоченное должностное лицо организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, обязано уведомить уполномоченный орган о возникновении указанных в абзацах третьем - пятом пункта 13 Правил фактов, являющихся основанием для утраты организацией статуса единой теплоснабжающей организации, в течение 3 рабочих дней со дня принятия уполномоченным органом решения о реорганизации, ликвидации, признания организации банкротом, прекращения права собственности или владения имуществом организации.
13. Организация, имеющая статус единой теплоснабжающей организации, вправе подать в уполномоченный орган заявление о прекращении осуществления функций единой теплоснабжающей организации, за исключением случаев, если статус единой теплоснабжающей организации присвоен в соответствии с пунктом 11 Правил. Заявление о прекращении функций единой теплоснабжающей организации может быть подано до 1 августа текущего года.
14. Уполномоченный орган обязан принять решение об утрате организацией статуса единой теплоснабжающей организации в течение 5 рабочих дней со дня получения от лиц, права и законные интересы которых нарушены по основаниям, предусмотренным абзацем вторым пункта 13 Правил, вступивших в законную силу решений федерального антимонопольного органа, и (или) его территориальных органов, и (или) судов, а также получения уведомления (заявления) от организации, имеющей статус единой теплоснабжающей организации, в случаях, предусмотренных абзацами третьим - седьмым пункта 13 Правил.
15. Уполномоченный орган обязан в течение 3 рабочих дней со дня принятия решения об утрате организацией статуса единой теплоснабжающей организации разместить на официальном сайте сообщение об этом, а также предложить теплоснабжающим и (или) теплосетевым организациям подать заявку о присвоении им статуса единой теплоснабжающей организации.
Подача заявления заинтересованными организациями и определение единой теплоснабжающей организации осуществляется в порядке, установленном в пунктах 5 - 11 Правил.
16. Организация, утратившая статус единой теплоснабжающей организации по основаниям, предусмотренным пунктом 13 Правил, обязана исполнять функции единой теплоснабжающей организации до присвоения другой организации статуса единой теплоснабжающей организации в порядке, предусмотренном пунктами 5 - 11 Правил, а также передать организации, которой присвоен статус единой теплоснабжающей организации, информацию о потребителях тепловой энергии, в том числе имя (наименование) потребителя, место жительства (место нахождения), банковские реквизиты, а также информацию о состоянии расчетов с потребителем.
17. Границы зоны деятельности единой теплоснабжающей организации могут быть изменены в следующих случаях:
- подключение к системе теплоснабжения новых теплопотребляющих установок, источников тепловой энергии или тепловых сетей, или их отключение от системы теплоснабжения;
- технологическое объединение или разделение систем теплоснабжения.
Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.
Исходя из статей данного Федерального закона (№ 190-ФЗ) органами местного самоуправления Туртасского сельского поселения необходимо принять решение о присвоении статуса единой теплоснабжающей организации п. Туртас ООО "Сибиряк".

Библиографический список

1. Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов, утверждены Министерством экономики РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21.06.1999 № ВК 477.
3. Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче тепловой энергии, утвержденные Приказом Министерства регионального развития РФ от 26.07.2013 № 310 "Об утверждении Методических указаний по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения".
4. Топливный баланс предприятий, предоставляющих услугу теплоснабжения на территории Туртасского сельского поселения за период с 2011 по 2012 годы.
5. СНиП 23-02-2003 "Тепловая защита зданий", утвержденный Постановлением Госстроя России от 26.06.2003 № 113 "О принятии и введении в действие строительных норм и правил "Тепловая защита зданий".
6. Постановление Правительства РФ от 08.08.2012 № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".
7. Методические рекомендации по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса, утвержденных Приказом Министерства регионального развития РФ от 10.10.2007 № 99 "Об утверждении Методических рекомендаций по разработке инвестиционных программ коммунального комплекса".
8. СО 153-34.17.469-2003 "Инструкция по продлению срока безопасной эксплуатации паровых котлов с рабочим давлением до 4.0 МПа включительно и водогрейных котлов с температурой воды выше 115С", утвержденная приказом Министерства энергетики РФ от 24.06.2003 № 254.
9. Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения, утвержденная Заместителем председателя Госстроя РФ 12.08.2003.
10. Инструкция об организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных, утвержденная Приказом Министерства энергетики РФ от 04.09.2008 № 66 "Об организации в Министерстве энергетики РФ работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных".
11. СНиП II-35-76 "Котельные установки", утвержденные постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по делам строительства от 31.12.1976 № 229.
12. Обоснование расчета удельных показателей расхода тепла на отопление разноэтажных жилых зданий к Своду правил по проектированию и строительству городских тепловых сетей, разрабатываемых в развитие СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети", утвержденные Постановлением Госстроя РФ от 24.06.2003 № 110.


------------------------------------------------------------------