РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
СОВЕТ ДЕПУТАТОВ ГОРОДА ФРЯЗИНО
МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ

РЕШЕНИЕ

от 15.04.2010 № 487

Об утверждении технического задания на разработку инвестиционной программы и утверждении инвестиционной программы муниципального унитарного предприятия «Теплосеть» по развитию, реконструкции и модернизации систем теплоснабжения муниципального образования город Фрязино
Московской области на 2011-2013 годы

В соответствии с Федеральным законом от 06.10.2003 №131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», Федеральным законом от 30.12.2004 №210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса»

Совет депутатов города Фрязино решил:

1. Утвердить техническое задание на разработку инвестиционной программы муниципального унитарного предприятия «Теплосеть» по развитию, реконструкции и модернизации систем теплоснабжения муниципального образования город Фрязино Московской области на 2011-2013 годы (прилагается).
2. Утвердить инвестиционную программу муниципального унитарного предприятия «Теплосеть» по развитию, реконструкции и модернизации систем теплоснабжения муниципального образования город Фрязино Московской
области на 2011-2013 годы (прилагается).
3. Направить настоящее решение Главе города для опубликования.
4. Контроль за выполнением настоящего решения возложить на депутата Колпака В.Ф.


Председатель Совета депутатов Л.Н. Сотникова




Приложение
к решению Совета депутатов
города Фрязино
от ____________ № ______

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на разработку инвестиционной программы муниципального унитарного предприятия «Теплосеть» по развитию, реконструкции и модернизации
систем теплоснабжения муниципального образования
город Фрязино Московской области
на 2011-2013 годы

I. Общие положения

1.1. Основание для разработки технического задания.
Техническое задание на разработку инвестиционной программы МУП «Теплосеть» по развитию, реконструкции и модернизации систем теплоснабжения (далее - техническое задание) муниципального образования город Фрязино Московской области на 2011-2013 годы разработано в соответствии со ст. 2 Федерального закона
от 30.12.2004 № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса»; Градостроительным кодексом РФ; приказом Министерства регионального развития РФ от 10.10.2007 № 100«Об утверждении методических рекомендаций по подготовке технических заданий по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса».
1.2. Требования, устанавливаемые техническим заданием.
Настоящее техническое задание устанавливает требования:
• к целям, задачам и ожидаемому результату выполнения
инвестиционной программы МУП «Теплосеть» по развитию,
реконструкции и модернизации систем теплоснабжения
муниципального образования город Фрязино Московской области (далее - г. Фрязино) на 2011-2013 годы (далее - инвестиционная программа);
• к подготовке инвестиционной программы.
1.3. Термины и определения.
В настоящем техническом задании применяются понятия и термины,
используемые в действующем законодательстве.
II. Цели, задачи и ожидаемые результаты выполнения инвестиционной программы
2.1. Цели инвестиционной программы.
Инвестиционная программа разрабатывается в целях:
• модернизации основных производственных фондов предприятия для
предоставления коммунальных услуг теплоснабжения надлежащего
качества и необходимого объема;

• повышения эффективности, устойчивости и надежности функционирования систем теплоснабжения;
• формирования условий для бесперебойного и качественного теплоснабжения населения, учреждений, предприятий и организаций города Фрязино;
• обеспечения доступности услуг теплоснабжения для потребителей за счет снижения энергетической составляющей затрат и снижения времени проведения ремонтных работ.
2.2. Задачи инвестиционной программы.
Инвестиционная программа должна быть направлена на решение следующих задач (в ходе подготовки инвестиционной программы необходимо определить и указать в соответствующем разделе сумму инвестиций, направляемых на решение каждой из задач):
• реконструкции и модернизации существующих объектов теплоснабжения;
• уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоизоляции и увеличения диаметра труб;
• снижение производственных затрат, повышение экономической эффективности предоставляемых услуг теплоснабжения и применения энергосберегающих технологий;
• повышение технической оснащенности МУП «Теплосеть».
2.3. Ожидаемые результаты при реализации инвестиционной программы.
В ходе реализации данной инвестиционной программы должны быть достигнуты следующие результаты:
• техническое перевооружение котельной № 14 (монтаж новых котлов, теплообменников системы отопления и ГВС, систем автоматической подпитки и химводоподготовки, электрооборудования, автоматики и диспетчеризации);
• замена 2837,5 пм ветхих тепловых сетей в 2-х-трубном исчислении;
• установление узла учета тепловой энергии котельной № 11;
• замена 3-х подогревателей в котельных;
• замена 15 насосов на ЦТП;
• приобретение и монтаж частотных регуляторов дымососов и вентиляторов котла ПТВМ-30М в котельной № 15;
• реконструкция газового оборудования в котельных № 6, 9, 10;
• сокращение количества жалоб и претензий на качество предоставляемых услуг.

III. Структура инвестиционной программы

Инвестиционная программа должна включать разделы:
3.1. Краткая оценка абонентов и потребителей.
3.2. Краткое описание системы теплоснабжения.
3.3. Энергоснабжение объектов теплоснабжения.
3.4. Потребности в инвестициях на реконструкцию, модернизацию, техническое перевооружение объектов теплоснабжения, источники финансирования и система мониторинга.

IV. Подготовка проекта инвестиционной программы, расчетов соответствующих ей надбавок к тарифу

4.1. Срок подготовки инвестиционной программы, расчетов соответствующих ей надбавок к тарифу на услуги теплоснабжения и предложения по источникам финансирования каждого из мероприятий инвестиционной программы, должны быть подготовлены и представлены:
• МУП «Теплосеть» на рассмотрение Главе города в течение одного месяца с момента утверждения настоящего технического задания;
• Главой города Фрязино на утверждение в городской Совет депутатов г. Фрязино в течение одного месяца с момента получения проекта инвестиционной программы от МУП «Теплосеть».
4.2. Общий срок подготовки и утверждения инвестиционной программы.
Общий срок с момента утверждения технического задания до момента утверждения инвестиционной программы не должен превышать
2 месяца.





















Приложение
к решению Совета депутатов
города Фрязино
от______________ №________

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА
муниципального унитарного предприятия «Теплосеть»
по развитию, реконструкции и модернизации систем теплоснабжения муниципального образования город Фрязино Московской области
на 2011-2013 годы

I. Паспорт Инвестиционной программы

Наименование
программы Инвестиционная программа муниципального унитарного предприятия «Теплосеть» по развитию, реконструкции и модернизации систем теплоснабжения муниципального образования город Фрязино Московской области на 2011-2013 годы
Основание для
разработки
программы - Федеральный закон от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах
регулирования тарифов организаций коммунального
комплекса";
- Техническое задание на разработку Инвестиционной
программы МУП «Теплосеть»
Заказчик
программы Администрация г.Фрязино
Московской области
Разработчик
программы МУП "Теплосеть",
141195 г.Фрязино,Московской области,ул.Полевая,11-а
Сроки реализации 2011-2013 годы
Цели и задачи
программы Реализация Программы «Модернизация объектов
коммунальной инфраструктуры(теплоснабжение) г. Фрязино».
Модернизация основных производственных фондов для
предоставления коммунальных услуг теплоснабжения
надлежащего качества и необходимого объема.
Снижение производственных затрат, т.е. повышение
экономической эффективности предоставляемых услуг
теплоснабжения потребителям и применение
энергосберегающих технологий.
Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при
транспортировке теплоносителя за счет улучшения
эксплуатационных свойств теплоизоляции и увеличения
диаметра труб;
повышение надежности функционирования тепломагистрали;
обеспечение надежного теплоснабжения жилых домов в «старой» части города
обеспечения теплоснабжением строящегося жилого фонда
увеличение пропускной способности тепломагистралей для
обеспечения возможности подключения дополнительных
нагрузок
Возмещение затрат Предприятия, связанных с реализацией
настоящей Инвестиционной программы
Исполнители
программы МУП "Теплосеть"
Основные
мероприятия
Инвестиционной
программы - техническое перевооружение котельной №14,
- замена 15 насосов на ЦТП предприятия №3,4,5,7,8,12,13
- замена 3 подогревателей на котельных №№9,10,
- замена 2837.5пм ветхих тепловых сетей в 2х-трубном исчислении ,
- установка частотных регуляторов дымососов и вентиляторов котла ПТВМ-30М №2 в котельной №15,
- установка узла учета тепловой энергии на котельной №11,
- реконструкция газового оборудования с заменой газовых рамп на котельных №№9,10,6.

Объемы и
источники
финансирования Стоимость проектно-сметной документации, оборудования,
монтажных и наладочных работ – 163095,58тыс. руб. (без
НДС) на 01.01.2010. Источником финансирования являются
финансовые средства, полученные от применения
установленных надбавок к тарифу на производство и
передачу тепловой энергии, амортизационные отчисления
Ожидаемые
результаты Повышение экономической эффективности производства и
распределения тепловой энергии за счет снижения
энергетических и финансовых затрат (уменьшение
себестоимости услуг теплоснабжения)
Контроль за
исполнением Администрация Фрязинского муниципального района
Московской области

2.. Инвестиционная программа

2.1 Общие положения

В соответствии с Федеральными законами от 06.10.2003 г. № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», от 24.12.2004 г. № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса» и разработана инвестиционная программа муниципального унитарного предприятия «Теплосеть» по развитию, реконструкции и модернизации систем теплоснабжения муниципального образования город Фрязино Московской области на 2011-2013 годы. Программа разработана с целью обеспечения потребностей строящихся и реконструируемых объектов, достижения баланса интересов потребителей коммунальных услуг и самих предприятий коммунального комплекса, а также для соблюдения доступности услуг и эффективности функционирования предприятий.
Инвестиционная Программа разработана и направлена на реализацию и финансирование комплексной программы по развитию системы коммунальной инфраструктуры в г. Фрязино Московской области.
Реализация инвестиционной программы позволит обеспечить:
- привлечение дополнительных средств: за счет инвестиционной надбавки к тарифу теплоснабжения, финансовых средств инвесторов и собственных средств предприятия;
- повышение эффективности, устойчивости и надежности функционирования систем теплоснабжения;
- формирование условий для бесперебойного и качественного теплоснабжения населения, учреждений, предприятий и организаций;
- создание условий, необходимых для развития и модернизации систем теплоснабжения;
- содействие проведению реформы жилищно-коммунального хозяйства по г.Фрязино Московской области;
- обеспечение доступности для потребителей услуг теплоснабжения (введение энергосберегающих технологий и отвечающего современным требованиям оборудования) на системах теплоснабжения.
- ростом мощности систем теплоснабжения, связанным с увеличением числа новых пользователей, новым строительством;
- повышение эффективности управления объектами теплоснабжения.
Достижение поставленных задач в условиях развития городского округа и повышения комфортности проживания возможно за счет использования лучших отечественных и зарубежных технологий и оборудования, используемых при строительстве и модернизации объектов инженерно-технического обеспечения.
В данной Программе представлен полный комплекс необходимых к выполнению мероприятий.
2.2. Описание существующих систем теплоснабжения.

1. Основные сведения о Предприятии
(исполнителе Инвестиционной программы)

Наименование Предприятия Муниципальное унитарное предприятие "Теплосеть"
Учредители Администрация г.Фрязино
Регистрация Предприятия Свидетельство о государственной регистрации №60-96
серия М
Основной государственный
регистрационный номер 1025007068734
Юридический адрес г.Фрязино,Московской области,ул.Полевая,11-а
ИНН/КПП 5052009010/505201001
Банковские реквизиты Р/счет №40602810940480125005 Щелковское ОСБ№2575 Сбербанк России (ОАО )г.Москва БИК 044525225 к/с 30101810400000000225
Директор Корытцын Владимир Анатольевич
Телефон, e-mail 256-564-09-01 teploset @bk.ru

МУП "Теплосеть" было создано в соответствии с постановлением главы администрации г.Фрязино №936 от 19.11.1996г. на праве хозяйственного ведения закрепленного за ним муниципального имущества в соответствии с договором №18 от 20.11.1996г. о закреплении за муниципальным унитарным предприятием муниципального имущества,ныне утратил силу в связи с заключением аналогичного договора №2 от 15.01.2009г.
Основными видами деятельности МУП "Теплосеть" являются:
- производство, передача и распределение тепловой энергии;
- проектирование, строительство, монтаж и наладка, эксплуатация и ремонт: систем централизованного теплоснабжения, тепловых сетей, индивидуальных котельных на жидком и газообразном топливе, систем управления, защиты и автоматики, сигнализации и измерений, газовых сетей и газорегуляторных пунктов, систем учета расходования и контроля качества тепла, воды, газа и электроэнергии, систем защиты трубопроводов различного назначения от коррозии, работы по тепло- и гидроизоляции.

Система теплоснабжения - централизованная, теплоноситель - вода. Присоединенная нагрузка потребителей по отоплению и ГВС – 106,66 Гкал/ч.
На балансе предприятия находится 7 котельных, из них:
- котельные №№ 6,9,10,11,14,15 оказывают услуги отопления и ГВС круглогодично;
- котельная № 8 обеспечивает паром прачечную городской больницы, а также на время плановой остановки котельной №15 - горячим водоснабжением больничный городок.
МУП «Теплосеть» покупает тепловую энергию и теплоноситель от котельной №13 ОАО «ФТЭК». Тепловые сети от котельной №13 находятся в хозяйственном ведении МУП «Теплосеть».
В качестве основного топлива на котельных используется природный газ, на котельной №15 используется резервное топливо – мазут.
В состав оборудования, производящего тепловую энергию Предприятия входят 18 котлов
, из которых действует 18, из них:
- 16 водогрейных котлов;
- 2 паровых котла.
Тепловые сети проложены подземным, надземным способом и по подвалам жилых домов. Тепловые сети имеют общую протяженность 83,608 км в однотрубном исполнении и сети ГВС - 13,680 км в однотрубном исполнении.
МУП «Теплосеть» г. Фрязино работает по следующим утвержденным температурным графикам: котельная №11 - 110-70 (срезка 95-70); котельная №13 - 130-70 (срезка 110-70); котельная №14 – 130-70 (срезка 110-70); котельная №15 – 130-70 (срезка 115-70) (копии температурных графиков приложены к Расчету). Тепловая энергия отпускается потребителю в соответствии с утвержденными температурными графиками и с изменением температуры наружного воздуха.
Общие сведения об энергоснабжающей (теплосетевой) организации

Наименование населенного пункта Наименование системы теплоснабжения Наименование источника теплоснабжения Установленная тепловая мощность источника Располагаемая тепловая мощность источника
в горячей воде, Гкал/ч в паре, т/ч в горячей воде, Гкал/ч в паре, т/ч
1 2 3 4 5 6 7
г. Фрязино МУП "Теплосеть" Котельная №6 0,44 0 0,469 0
г. Фрязино МУП "Теплосеть" Котельная №8 1,25 0 0,895 0
г. Фрязино МУП "Теплосеть" Котельная №9 0,68 0 0,775 0
г. Фрязино МУП "Теплосеть" Котельная №10 0,387 0 0,383 0
г. Фрязино МУП "Теплосеть" Котельная №11 5,26 0 5,116 0
г. Фрязино МУП "Теплосеть" Котельная №14 23,6 0 15,59 0
г. Фрязино МУП "Теплосеть" Котельная №15 120 0 112,31 0
Итого 151,617 0 135,538 0

Баланс тепловой энергии 2009-2013 гг

Показатели Ед.изм. Факт 2009 года Утвержденные показатели 2010 года Ожидаемый 2011 г. 2012 год 2013 год
1 2 3 4 5 6 7
Произведено тепловой энергии всего Гкал 395905,34 467122,746 382967,883 382967,883 382967,883
в т.ч.: - на газовом топливе Гкал 395905,34 467122,746 382967,883 382967,883 382967,883
на твердом топливе Гкал - - - - -
на жидком топливе Гкал - - - - -
Расход тепловой энергии на собственные нужды и потери в котельной Гкал 5771,998 6437,461 6207,629 6207,629 6207,629
В процентах от произведенной тепловой энергии % 1,458 1,38 1,62 1,62 1,62
Получено тепловой энергии со стороны Гкал 31178,38 0 76829,803 76829,803 76829,803
Отпуск тепловой энергии в сеть Гкал 421311,722 460685,29 453590,057 453590,057 453590,057
Потери тепловой энергии в сеть Гкал 27703,832 28608,955 29019,763 29019,763 29019,763
в процентах от отпущенной тепловой энергии в сеть % 6,6 6,21 6,4 6,4 6,4
Отпуск тепловой энергии потребителям Гкал 393607,89 432076,33 424570,294 424570,294 424570,294


Полезный отпуск тепловой энергии
Гкал
№п/п Показатель Факт 2009 г. 2010 г по данным предприятия 2011 г
1 Выработка теплоэнергии: 395905,34 467122,746 382967,883
1.1. Расход на собственные нужды котельных 5771,998 6437,461 6207,629
1.2. Отпуск теплоэнергии от котельных (п.1-п.1.1.) 390133,342 460685,285 376760,254
2 Покупная теплоэнергия, всего в том числе от поставщиков: 31178,38 0 76829,803
3 Отпуск теплоэнергии в сеть (п.1.2.+п.2) 421311,722 460685,285 453590,057
в том числе по видам теплоносителя:
3.1. вода 421311,722 460685,285 453590,057
3.2. пар
4 Потери теплоэнергии в сетях всего 27703,832 28608,955 29019,763
- то же в % к отпуску в сеть (п.4 / п.3 х 100) 6,6 6,2 6,4
Потери теплоэнергии на сторонних потребителей 0 0 0
- то же в % к отпуску в сеть 0 0 0
Потери на собственное производство 0 0 0
- то же в % к отпуску в сеть 0 0 0

5 Полезный отпуск теплоэнергии, включая собственное потребление (п.3- п.4), в т.ч. 393607,89 432076,33 424570,294
Полезный отпуск теплоэнергии на собственное потребление 0 0 0
- то же в % к полезному отпуску в сеть
Полезный отпуск теплоэнергии сторонним потребителям 393607,89 432076,33 424570,294
- то же в % к полезному отпуску в сеть 93,4 93,8 93,6

Увеличение объема производства тепловой энергии на период реализации Инвестиционной программы не планируется. Определение количества тепловой энергии, необходимой на отопление и горячее водоснабжение потребителей, осуществляется на основании заключенных с потребителями договоров на теплоснабжение. В договорах определены (расчетным путем) тепловые нагрузки этих потребителей (Гкал/ч), которые, в свою очередь, пересчитаны на соответствующие периоду теплоснабжения температуры наружного воздуха и внутри помещений, что позволяет спланировать количество тепловой энергии, необходимой к отпуску потребителям.
Тепловой баланс сформирован следующим образом:
Отпуск потребителям 424570,3 Гкал принят на основании договорных нагрузок с потребителями.
Потери в сети 29019,8 Гкал приняты нормативными для данной теплосети и составят 7,58% от отпущенной в сеть тепловой энергии.
Собственные нужды котельных 6207,6 Гкал – 1,62%. Доля собственных нужд является нормативной.
Производство тепловой энергии 382673 Гкал - сумма предыдущих статей баланса за минусом покупной теплоэнергии.




Структура потерь и полезного отпуска тепловой энергии за 2009-2013 гг.

№ п/п Наименование потерь Факт 2009 года Ожидаемые показатели 2010 г План на 2011 год План на 2012 г План на 2013 г
Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Расход тепловой энергии на собственные технологические нужды и потери тепловой энергии в котельных 5771,998 17% 6437,461 18% 6207,629 18% 6207,629 18% 6207,629 18%
2 Потери тепловой энергии в сетях 27703,832 83% 28608,955 82% 29019,763 82% 29019,763 82% 29019,763 82%
Всего 33475,83 100 35046,416 100 35227,392 100 35227,392 100 35227,392 100


№ п/п Группа потребителей Факт 2009 года Ожидаемые данные 2010 года План на 2011 год План на 2012 г План на 2013 г
Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%) Гкал уд.вес (%)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Население 314677,89 80% 353170 82% 353170 83% 353170 83% 353170 83%
2 Бюджет 42980 11% 42980 10% 42980 10% 42980 10% 42980 10%
3 Прочие потребители 35950 9% 35926 8% 28420 7% 28420 7% 28420 7%
4 Собственное производство 0 0,00% 0 0,00% 0 0,00% 0 0,00% 0,00%
Всего 393607,89 100% 432076,33 100% 424570,29 100% 424570,29 100% 424570,29 100%

Наибольший удельный вес на период 2011-2013 гг в общем объеме потребляемых услуг занимает население – 83%, предприятия и организации коммунального комплекса, бюджетные организации составляют – 10%, доля промышленных предприятий равна 7%.
Подробный перечень абонентов МУП «Теплосеть» по теплоснабжению представлен приложениями №1и № 2 соответственно за 2008 и 2009 гг.
Перечень самых крупных абонентов по теплоснабжению представлен в приложениях №3 и №4 соответственно.
Динамика изменения объемов по группам потребителей представлена приложениями №5 и №6.
В приложении №8 рассмотрен анализ потерь тепловой энергии.
Местонахождение МУП «Теплосеть»: Московская область, г.Фрязино, ул.Полевая, д.11 а.

Характеристика электрических сетей, питающих объекты МУП "Теплосеть" г. Фрязино
Объекты МУП "Теплосеть" снабжаются электрической энергией от трансформаторных подстанций МУП "Электросеть" г. Фрязино напряжением 0,4 кВ.
Границей балансовой принадлежности в ЦТП являются накончники питающих кабелей в ВРУ-0,4 кВ теплового пункта.
Границей балансовой принадлежности в котельной №15 являются низковольтные шпильки силовых трансформаторов 2х1000 кВА в ТП-429
Границей балансовой принадлежности в котельной №14 являются низковольтные шпильки силовых трансформаторов 2х400 кВА в ТП-445
Границей балансовой принадлежности в котельной №9 являются кабельные накончники проводов в ВРУ-0,4 кВ жилого дома.
Защита на вводном распределительном устройстве выбрана согласно проекта в соответствии с разрешенной мощностью для каждого объекта.
Характеристика электрических сетей, питающих объекты МУП "Теплосеть" г. Фрязино представлена в ниже приведенной таблице:

Объект Адрес объекта № ТП № тр-ра Фидер Мощность трансформатора (КВА) Напряжение питания Питающий кабель
Кот. №6 ул. Садовая, д.1 ТП-443 1 2 9b 9a 630 630 0,4 кВ ВВБШв 4х185 L=2х250м + ВВГ 5Х6 L=2х35м
Кот. №8 ул. Московская, д.7, стр.8 (территория ЦГБ) ТП 9 1 2 11a 9a 630 630 0,4 кВ ВВГ 4х50 L=50m
Кот. №9 ул. Комсомольская, д.18 ТП 480 1 2 9a 11b 400 400 0,4 кВ АПВ-3 (1х50) L=2х100м
Кот. №10 Спортивный проезд, д2а РП-3 1 2 9a 11a 320 320 0,4 кВ ВВБШв 4х150 L=2х150м + ВВГ 5Х6 L=2х55м
Кот. №11 Окружной проезд, д.10, стр.1 ТП-450 1 2 11b 9a 630 630 0,4 кВ ААШв 3х120 L=2х85м
Кот. №14 ул. Советская, д.21 ТП 445 1 2 11b 9a 400 400 0,4 кВ низковольтные шины силовых тр-ров
Кот. №15 Котельный проезд, д.4 ТП 429 1 2 22a 21a 1000 1000 0,4 кВ низковольтные шины силовых тр-ров
ЦТП №1 ул. Полевая, д.15, стр.1 ТП 427 1 2 22a 21a 630 630 0,4 кВ АПбШв 3х70+1х35 L=2х25м
ЦТП №2 ул. 60 лет СССР, д.1, стр1 ТП 425 1 2 22a 630 630 0,4 кВ АББ 3х120 L=2х90м
ЦТП №3 ул. Полевая, д.23, стр.1 ТП 423 1 2 22a 21a 400 400 0,4 кВ АББ 3х120 L=2х100м
ЦТП №4 ул. Барские пруды, д.5, стр.1 ТП 452 1 2 22a 21a 630 630 0,4 кВ ААШв 3х95 L=2х55м
ЦТП №5 ул. Полевая, д 11а РП 8 1 2 22a 21a 630 630 0,4 кВ АПБШв 3х150+1х50 L=2х205м + АВВГ 3х50+1х25 L=2х50м
ЦТП №6 Пр. Мира, д.20а, стр.1 РП 8 1 2 22a 21a 630 630 0,4 кВ АББ 3х120 L=2х110м
ЦТП №7 Пр. Мира, д.22, стр.1 ТП 432 1 2 11b 9a 400 400 0,4 кВ ААШв 3х95 L=2х90м
ЦТП №8 Пр. Мира, д.24, стр.1 ТП 454 1 2 11b 9a 630 630 0,4 кВ АББ 4х95 L=2х60м
ЦТП №10 Пр. Мира, д.19, стр.1 ТП 428 1 2 22a 400 400 0,4 кВ АВВГ 4х50 L=2х70м + АВВГ 4х50 L=2х100м
ЦТП №11 ул. Московская, д.7, стр.16 ТП 9 1 2 11a 9a 630 630 0,4 кВ ААШв 3х150 L=2х350м
ЦТП №12 ул. Московская, д.2а, стр.1 ТП 434 1 2 9b 250 250 0,4 кВ АПВБШв 3х70+1х25 L=2х90м
ЦТП №13 Пр. Мира, д.9, стр.1 РП 6 1 2 11b 9a 400 400 0,4 кВ ВВБ 4х95 L=2х240м
ЦТП №14 ул. Школьная, д17, стр.1 ТП 430 1 2 9a 11b 250 250 0,4 кВ АВВГ 3х70+1х25 L=2х200м
ЦТП №17 ул. Нахимова, д.23, стр.1 ТП 15 1 2 11a 9a 630 630 0,4 кВ ВВБШв 4х95 L=2х246м

2.3. Цель и задачи Программы
Основной целью разработки Инвестиционной программы является не просто деятельность Предприятия в рамках основных направлений стратегии развития и модернизации коммунального комплекса в части теплоснабжения, а фактическое достижение значений следующих заданных целевых показателей (индикаторов):
1. Снижение затрат на оплату потребленной электроэнергии по отдельным источникам теплоснабжения на 12,2 % в год.
2. Экономия топлива – 1,14% в год в целом по Предприятию или 5,22 % по отдельным источникам теплоснабжения;
3. Снижение потерь тепловой энергии на 1,29053 тыс.Гкал , что составляет 0,2845 % от отпуска тепловой энергии в сеть.
Программа позволит решить следующие задачи:
- повышение эффективности, устойчивости и надежности функционирования систем теплоснабжения;
- формирование условий для бесперебойного и качественного теплоснабжения населения, учреждений, предприятий и организаций г.Фрязино, отвечающего современным нормативным требованиям;
- снижение затрат, связанное с экономией энергоресурсов, сокращением времени проведения ремонтных работ по ремонту сетей и оборудования;
- создание условий, необходимых для развития и модернизации систем теплоснабжения; - предотвращение возникновения чрезвычайных ситуаций;
- содействие проведению реформы жилищно-коммунального хозяйства по г.Фрязино Московской области;
- обеспечение доступности для потребителей услуг теплоснабжения (введение энергосберегающих технологий и отвечающего современным требованиям оборудования) на системах теплоснабжения.
- ростом мощности систем теплоснабжения, связанным с увеличением числа новых пользователей, новым строительством;
- повышение эффективности управления объектами теплоснабжения.

2.4. Основные мероприятия Программы

В связи с интенсивным строительством жилья и развитием промышленных предприятий города Фрязино М.О. Программа предусматривает проведение мероприятий, направленных на обеспечение качественного и бесперебойного теплоснабжения действующих и перспективных потребителей.
Подробный перечень необходимых работ отражен в п.2.6.1. настоящей Программы «Основные мероприятия по теплоснабжению».

2.5. Сроки реализации Программы
Реализация Программы рассчитана на 2011 - 2013 годы и позволит обеспечить привлечение дополнительных средств за счет: инвестиционной надбавки к тарифам теплоснабжения, финансовых средств инвесторов и собственных средств предприятия (амортизационных отчислений и прочих поступлений), а также сократить количество жалоб и претензий к качеству предоставляемых услуг, повысить уровень надежности систем теплоснабжения, сократить количество аварийных ситуаций, снизить уровень износа инженерных коммуникаций, сократить потери тепловой энергии в сетях.


2.6. Ресурсное обеспечение Программы

Таблица 3 тыс.руб. (без НДС)
Источники финансирования Всего 2011 г. 2012 г. 2013 г.
1. Теплоснабжение
Всего инвестиций
163095,59 52525,08 57768,7 52801,8
в том числе:
- собственные средства 157861,45 52525,08 52534,57 52801,8
из них: - инвестиц.надбавка 106972,24 35562,01 35571,5 35838,73
- амортизация 50889,21 16963,07 16963,07 16963,07
- прочие источники
- привлеченные средства 5234,13 5234,13

ИТОГО ИНВЕСТИЦИЙ 163095,58 52525,08 57768,7 52801,8
в том числе:
- собственные средства 157861,45 52525,08 52534,57 52801,8
из них: - инвестиц.надбавка 106972,24 35562,01 35571,5 35838,73
- амортизация 50889,21 16963,07 16963,07 1696,07
- прочие источники
- привлеченные средства 5234,13 5234,13

Финансовые потребности, необходимые для реализации Программы, обеспечиваются за счет средств, поступающих в виде надбавки к тарифу, начисленных амортизационных отчислений, прочих поступлений и привлеченных средств. Денежные средства, полученные за счет надбавки к тарифу, амортизационных отчислений, прочих источников и привлеченных средств, направляются на реализацию Программы в части строительства, реконструкции или модернизации объектов теплоснабжения МУП «Теплосеть» г.Фрязино Московской области.
Ориентировочная стоимость Программы рассчитана на основе прогнозных данных о планируемых расходах, определенных в ценах 2010г. с применением индекса – дефлятора по теплоснабжению на 2011-2013г.г. в размере 11,9%, 8,3%, 7,9% соответственно указанного периода действия инвестиционной программы.
Стоимость Программы подлежит уточнению и пересчету по каждому году.

2.6.1. Финансовый план и расчет эффективности Программы
В финансовом плане определены размеры денежных средств, направленных на реализацию инвестиционного проекта в соответствии с графиком работы, предложенным разработчиками Программы.
Расчет необходимых финансовых потребностей для реализации инвестиционной программы по развитию объектов теплоснабжения г.Фрязино Московской области на период 2011-2013 гг. подробно представлен в приложении к инвестиционной программе МУП «Теплосеть».
Таблица - Инвестиционная программа в части услуг теплоснабжения


№ п/п Наименование мероприятия/адрес объекта Ед.изм Цели реализации мероприятия Объемные показатели реализация мероприятий по годам финансовые потребности, всего тыс.руб Реализация мероприятий по годам Экономия средств, сроки окупаемости Источник финансирования
2011 2012 2013 2011 2012 2013
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1. Инвестиционный проект по повышению качества товаров и услуг теплоснабжения
1.1 Реконструкция тепловых сетей от ТК263 до ТК 264 п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоизоляции Ø219- 200,2м Ø250- 21,5м Ø219- 200,2м Ø250- 21,5м 0 0 2586,14 2586,14 0 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 27,84 Гкал, что составит 28,11 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным расчета составило 181 тыс.рубл.
Общая экономия составит:206,75 тыс.рубСрок окупаемости составит 2586,14:206,75=12,5 лет Амортизационные отчисления-2586,14тыс.рубл.
1.2 Реконструкция тепловых сетей по ул. Советская, д.2а до школы №1 п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø250-12м, Ø219-210м, Ø150-174м, Ø125- 33,5м, Ø100-60м, Ø80-21м, Ø70-51м 0 ПСД,закупка материалов Ø250-12м, Ø219-210м, Ø150-174м, Ø125- 33,5м, Ø100-60м, Ø80-21м, Ø70-51м 5744,28 0 2872,21 2872,07 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 646,87 Гкал, что составит 653,04 тыс.руб в год
Срок окупаемости составит 5744,28:653,04=8,8 лет Амортизационные отчисления-5744,28тыс.рубл.
1.3 Реконструкция тепловых сетей от ТК242 до ТК294 п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø500-76м 0 0 Ø500-76м 6257,78 0 0 6257,78 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 39,46 Гкал, что составит 39,83 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным расчета составило 438 тыс.рубл.
Общая экономия составит:477,83 тыс.рубСрок окупаемости составит 6257,78:477,83=13,09 лет Амортизационные отчисления6257,78тыс.рубл
1.4 Реконструкция тепловых сетей от врезки Dу450 в ППУ до К290 п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø400-63м 0 Ø400-63м 0 5234,13 0 5234,13 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 23,94 Гкал, что составит 24,17 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным расчета составило 366,38 тыс.рубл.
Общая экономия составит: тыс.рубСрок окупаемости составит 5234,13:366,38=13,4 лет Привлеченные средства-5234,13тыс.рубл.
1.5 Реконструкция тепловых сетей от ТК299 до ТК300 п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø400-296,45м 0 0 Ø400-296,45м 14428,93 0 0 14428,93 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 110,29 Гкал, что составит 111,34 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 1010 тыс.рубл.
Общая экономия составит: тыс.рубСрок окупаемости составит 14428,93:1121,34=12,8 лет Амортизационные отчисления-7454,29тыс.рубл;инвестиционная надбавка-6974,64тыс.рубл.
1.6 Реконструкция тепловых сетей от ТК227 до д/с №9 п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø200-20,5м, Ø150-39м, Ø125-61м, Ø100-53м, Ø80-47м Ø200-20,5м, Ø150-39м, Ø125-61м, Ø100-53м, Ø80-47м 0 0 3895,75 3895,75 0 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 40,99 Гкал, что составит 41,38 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 272,7 тыс.рубл.
Общая экономия составит: 314,08тыс.рубСрок окупаемости составит 3895,75: 272,7=14,3 года Амортизационные отчисления-3895,75тыс.рубл.
1.7 Реконструкция тепловых сетей от ТК61 до ТК62 по ул. Попова п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø200-78м Ø200-78м 0 0 1580,5 1580,5 0 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 24,21 Гкал, что составит 24,44 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 110,6 тыс.рубл.
Общая экономия составит: 135,04тыс.рубСрок окупаемости составит 1580,5: 135,04=11,7 лет Амортизационные отчисления-1580,5тыс.руб
1.8 Реконструкция тепловых сетей от ТК284 до ТК289 по ул. Барские пруды п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø125-93,9м, Ø100-127,2м, Ø80-107,3м, Ø70-55,65м, Ø50-29,75м 0 Ø125-93,9м, Ø100-127,2м, Ø80-107,3м, Ø70-55,65м, Ø50-29,75м 0 4119,95 0 4119,95 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 18,78 Гкал, что составит 18,92 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 288,4 тыс.руб.
Общая экономия составит: тыс.рубСрок окупаемости составит 4119,95: 288,4=13,4 лет Инвестиционная надбавка-3000тыс.рубл;амортизационные отчисления-1119,95тыс.рубл.
1.9 Реконструкция тепловых сетей от ТК14а до ж/д №3 по ул. Нахимова п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø100-56м, Ø80-39м 0 Ø100-56м, Ø80-39м 0 1488,85 0 1488,85 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 4,73 Гкал, что составит 4,77 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 104,22 тыс.руб.
Общая экономия составит: тыс.рубСрок окупаемости составит 1488,85: 104,22=14,3 лет Инвестиционная надбавка-500тыс.рубл;амортизационные отчисления-988,85тыс.рубл.
1.10 Реконструкция тепловых сетей от ТК18 до Дома Культуры п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø150-273,5м 0 Ø150-273,5м 0 3579,76 0 3579,76 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 76,46 Гкал, что составит 77,19 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 250,5 тыс.руб.
Общая экономия составит: 327,69тыс.рубСрок окупаемости составит 3579,76: 327,69=10,9 лет Инвестиционная надбавка1000тыс.рубл;амортизационные отчисления-2579,76тыс.рубл
1.11 Реконструкция тепловых сетей от ТК106Б до ТК107 п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø300-134,5м 0 Ø300-134,5м 0 5466,49 0 5466,49 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 103,88 Гкал, что составит 104,87 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 382,65 тыс.руб.
Общая экономия составит: 487,52тыс.рубСрок окупаемости составит 5466,49: 487,52=11,2 года Инвестиционная надбавка2000тыс.рубл;амортизационные отчисления-3466,49тыс.рубл
1.12 Реконструкция тепловых сетей от ТК9 до ТК42 по ул. Вокзальная п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø300-64м, Ø250-227м, Ø200-34м 0 Ø300-64м, Ø250-227м, Ø200-34м 0 8988,85 0 8988,85 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 112,34 Гкал, что составит 113,41 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 629,2 тыс.руб.
Общая экономия составит: 742,61тыс.рубСрок окупаемости составит 8988,85: 742,61=12,1 года Инвестиционная надбавка6000тыс.рубл;амортизационные отчисления-2988,85тыс.руб
1.13 Реконструкция тепловых сетей от ТК408 до наземной части по ул. Рабочая п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø200- 47м 0 Ø200- 47м 0 1079,31 0 1079,31 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 15,5 Гкал, что составит 15,65 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 75,55 тыс.руб.
Общая экономия составит: 91,2тыс.рубСрок окупаемости составит 1079,31: 1079,31=11,8 лет Амортизационные отчисления-1079,31тыс.рубл.
1.14 Реконструкция тепловых сетей от ТК107А до ТК305 в районе ЦГБ п.м. в 2тр. исч. Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя Ø250-131,5м Ø250-131,5м 0 0 3713,03 0 3713,03 0 Сокращение потерь тепловой энергии в результате замены теплотрассы составит 45,29 Гкал, что составит 45,72 тыс.руб в год
Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов, что по данным расчета составило 259,9 тыс.руб.
Общая экономия составит: 305,62тыс.рубСрок окупаемости составит 3713,03: 305,62=12,1 год Инвестиционная надбавка-2961,41тыс.рубл;амортизационные отчисления-751,62тыс.рубл.
1.15 Замена затворов в камере 107А на территории ЦГБ шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 2 2 0 0 363,06 363,06 0 0 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 27,5тыс.рубл. Общая экономия составит: 27,5тыс.рубСрок окупаемости составит 363,06: 27,5=13,2 года Амортизационные отчисления-363,06
тыс.рубл
1.16 Замена затворов в камере 209 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 2 2 0 0 616,94 616,94 0 0 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 55тыс.рубл.
Срок окупаемости составит 616,94: 55=11,3 года Амортизационные отчисления-616,94
тыс.рубл
1.17 Реконструкция газового оборудования котла в котельной №6 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 1 1 0 0 167,47 167,47 0 0 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 12.0тыс.рубл.
Срок окупаемости составит 167,47:12=13,9 лет Амортизационные отчисления-167,47
тыс.рубл
1.18 Замена водонагревателей и насосов в котельной №9 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 5 0 5 0 498,27 0 498,27 0 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 69,2тыс.рубл.
Срок окупаемости составит 498,27:69,2= 7,2 года
Амортизационные отчисления-498,27
тыс.руб
1.19 Реконструкция газового оборудования котла в котельной №9 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 1 0 1 0 167,47 0 167,47 0 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 15,1 тыс.рубл. Срок окупаемости составит 167,47:15,1= 11,09 лет
Амортизационные отчисления-167,47
тыс.руб
1.20 Реконструкция газового оборудования котла в котельной №10 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 1 0 0 1 167,47 0 0 167,47 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 4,7 тыс.рубл
Срок окупаемости составит 167,47:4,7= 35,63 лет. Амортизационные отчисления-167,47
тыс.руб
1.21 Замена водоподогревателя на котельной №10 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 1 1 0 0 168,43 168,43
0 0 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 37,4тыс.рубл.
Срок окупаемости составит 168,43:37,4= 4,5 лет.
Амортизационные отчисления-168,43
тыс.руб
1.22 Установка узла учета тепловой энергии в котельной №11 шт. Повышение достоверности информации для целей управленческого учета 1 1 0 0 256,04 256,04 0 0 Сокращение количества жалоб и претензий к качеству и количеству предоставляемых услуг Амортизационные отчисления-256,04тыс.рубл.
1.23 Приобретение, монтаж и наладка частотных регуляторов для дымососов и дутьевых вентиляторов котла №2 ПТВМ-30М в котельной №15 шт. Снижение производственных затрат и применение энергосберегающих технологий 4 4 0 0 2758,52 2758,52 0 0 Приобретение энергосберегающего оборудования позволит съэкономить 50,88тыс.КВт в год что составит 50,88* 3,84=195,379тыс.рубл.,а также экономию газа за год 433,2 тыс,м3,что составит 433,2*3100,76=1343,249тыс.рубл.Общая экономия среств по мероприятию составит 1538,628тыс.рубл. Срок окупаемости составит 2758,52:1538,628=1,8 лет Амортизационные отчисления-2758,52тыс.рубл.
1.24 Реконструкция дымососов котла №1 в котельной №15 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 1 0 1 0 154,32 0 154,32 0 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 20,6тыс.рубл.
Срок окупаемости составит 154,32:20,6= 7,4 лет.
Амортизационные отчисления-154,32тыс.рубл.
1.25 Замена насосов на ЦТП№№3,5,7,13,4,8,2 шт. Обеспечение уровня надежности системы теплоснабжения 15 3 5 7 639,59 132,23 295,97 211,39 Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 23,6тыс.рубл.
Срок окупаемости составит 639,59:23,6= 27,1 лет.

Амортизационные отчисления-639,59тыс.рубл.
1.26 Техническое перевооружение котельной №14 котельная Модернизация основных производственных фондов, 1 1 1 1 88974,25
40000 20110,09

28864,16 Снижение НУР составит 161.9-154,28кг/Гкал и приведет к экономии газа 303,6тыс.м3,что составит 303,6*3210,69=974,765тыс.рубл. Сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы определены исходя из сокращения частоты проведения ремонтов,что по данным бух.учета составило 2982,56тыс.рубл.Общая сумма экономии по мероприятию составит 3957,33тыс.рубл. Срок окупаемости составит 22,48 лет.
Инвестиционная надбавка-84536,26тыс.рубл;амортизационные отчисления-4437,99тыс.рубл.
Всего инвестиций за период,в том числе 163095,58
52525,08
57768,7
52801,8

Собственные средства,из них 157861,45 52525,08 52534,57 52801,8
Прибыль,направляемая на инвестиции надбавки к тарифу 106972,24 35562,01 35571,5 35838,73
Амортизация * * * * * * 50889,21 16963,07
16963,07
16963,07
* *
Прочие собственные источники * * * * * * 5234,13 5234,13 * *
Привлеченные средства * * * * * * * *
Заемные средства кредитных организаций * * * * * * * * * * * *
Бюджетные средства, из них * * * * * * * * * * * *
Федеральный бюджет * * * * * * * * * * * *
Бюджет субъекта Российской Федерации * * * * * * * * * * * *
Бюджет муниципального образования * * * * * * * * * * * *
Средства внебюджетных фондов * * * * * * * * * * * *
Прочие средства * * * * * * * * * * * *




Настоящие финансовые потребности на реализацию мероприятий сформированы на основании конкретных коммерческих предложений планируемых подрядчиков, проектно-сметной документации, а также по аналогии с ранее произведенными платежами за аналогичные работы.

2.7. Технико-экономическое обоснование мероприятий
Инвестиционной программы

Приобретение, монтаж и наладка частотных регуляторов для дымососов и дутьевых вентиляторов котла №2 ПТВМ-30М в котельной №15.

92,3% - КПД на котле с частотным регулированием. Среднее значение взято из предварительной наладки котла.

Значение расхода условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой энергии (в) от нагрузки (производительности котла при нормальных условиях его работы на данном виде топлива:
в = 142,86 / КПД

Расход условного топлива на выработку тепловой энергии, т у.т., определяется по следующей формуле:
Вусл=Qвыр * в * 10-3
где Qвыр - количество тепловой энергии, необходимой для покрытия тепловой нагрузки, Гкал;
в - удельные расход условного топлива, кг.у.т./Гкал, принятый по режимным картам.

Пересчет количества условного топлива Вусл в количество натурального топлива Внат производится в соответствии с характеристиками этого топлива и значением калорийного эквивалента по формуле:
Внат = Вусл / Э
где Э - калорийные эквивалент, определяемый по формуле:
Э=Q рн.н / Q рн.у
где Q рн.н, Q рн.у - низшая теплота сгорания натурального и условного топлива, ккал/кг(м3).
Э = 8050 / 7000 = 1,15
Расчет расхода газа котла №2 ПТВМ 30ГМ котельной №15 в планируемом периоде 2011 г. без уствновки частотных регуляторов на дымососах и вентиляторах котла
месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 32,00 510 16320,00 160,80 2624,26 2284,74
февраль 32,00 485 15520,00 160,80 2495,62 2170,10
март 32,00 460 14720,00 160,80 2366,98 2060,75
апрель 32,00 350 11200,00 160,80 1800,96 1566,05
май 0,00 0 0,00 0,00 0,00 0,00
июнь 0,00 0 0,00 0,00 0,00 0,00
июль 0,00 0 0,00 0,00 0,00 0,00
август 0,00 0 0,00 0,00 0,00 0,00
сентябрь 0,00 0 0,00 0,00 0,00 0,00
октябрь 0,00 0 0,00 0,00 0,00 0,00
ноябрь 32,00 355 11360,00 160,80 1826,69 1590,36
декабрь 32,00 370 11840,00 160,80 1903,87 1657,56
всего за год 80960,00 160,80 13018,37 11329,56

Расчет расхода газа котла №2 ПТВМ 30ГМ котельной №15 в планируемом периоде 2011 г. с установкой частотных регуляторов на дымососах и вентиляторах котла

Qвыр=80960 Гкал/сутки
КПД Уд. расход топлива, кг/Гкал Вусл, т. у.т. Внат, тыс. м3 экономия в год, м3
с част.регул. 92,3 154,78 12531 10896,36 433,20


Разница : 433,2 тыс. м3 в год

Электроэнергия, потребляемая электродвигателем вентилятора или дымососа, кВт, определяется по формуле:
Э = (LPZ) / (102ηвηдв)
где L - производительность вентилятора (дымососа), м3/с;
Р - полное давление, создаваемое вентилятором, мм вод.ст.;
Z - числа часов работы;
ηв, ηдв - КПД вентилятора и электродвигателя.

Расчет дымососов.
L Р Z ηв ηдв количество, шт. Э
Дымососы без частотного регулирования 13,611 180 1 0,76 0,86 2 73,5
Дымососы с частотным регулированием 13,056 172 1 0,78 0,88 2 64,1
Разница: 73,5 - 64,1 = 9,4 кВт час

Расчет вентиляторов.
L Р Z ηв ηдв количество, шт. Э
Вентиляторы без частотного регулирования 5,556 510 1 0,78 0,82 2 86,9
Вентиляторы с частотным регилированием 5,333 490 1 0,80 0,84 2 76,3
Разница: 86,9 - 76,3 = 10,6 кВт час

Экономия потребления электроэнергии вентиляторами и дымососами с частотным регулированием:
9,4 + 10,6 = 20,0 кВт час

Экономия потребления электроэнергии вентиляторами и дымососами с частотным регулированием в год:
20,0 кВт час * 24 часа * 106 дней = 50880 кВт


Техническое перевооружение котельной №14.

Выработка тепловой энергии одним котлом, Гкал/год, определяется по формуле:
Qвыр = Q * n
где Q - нагрузка котла, Гкал/час;
n - продолжительность работы котла, час.

Расход условного топлива на выработку тепловой энергии, т у.т., определяется по следующей формуле:
В=Qвыр * b * 10-3
где Qвыр - количество тепловой энергии, необходимой для покрытия тепловой нагрузки, Гкал;
b - удельные расход условного топлива, кг.у.т./Гкал, принятый по режимным картам.

Пересчет количества условного топлива Вусл в количество натурального топлива Внат производится в
соответствии с характеристиками этого топлива и значением калорийного эквивалента по формуле:
Внат = Вусл / Э
где Э - калорийные эквивалент, определяемый по формуле:
Э=Q рн.н / Q рн.у
где Q рн.н, Q рн.у - низшая теплота сгорания натурального и условного топлива, ккал/кг(м3).
Для 2009 года Э = 8040 / 7000 = 1,1486
Для 2011 года Э = 8050 / 7000 = 1,15


Характеристики работы Котла ДКВР-605-13-115ГМ №1 до реконструкции

месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 0 0 0 0 0 0
февраль 0 0 0 0 0 0
март 2,6 728 1892,8 161,6 305,88 265,98
апрель 2,6 703 1827,8 161,6 295,37 256,85
май 0 0 0 0 0 0
июнь 0 0 0 0 0 0
июль 2,6 342 889,2 161,6 143,69 124,95
август 0 0 0 0 0 0
сентябрь 2,6 715 1859,0 161,6 300,41 261,23
октябрь 2,6 718 1866,8 161,6 301,67 262,33
ноябрь 2,6 712 1851,2 161,6 299,15 260,13
декабрь 2,6 710 1846 161,6 298,31 259,40
всего за год 12032,8 161,6 1944,50 1690,87

Характеристики работы Котла ДКВР-605-13-115ГМ №2 до реконструкции

месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 2,6 276 717,60 161,6 115,96 100,84
февраль 2,6 260 676,00 161,6 109,24 94,99
март 4,16 483 2009,28 162,3 326,11 283,57
апрель 0 0 0 0 0 0
май 2,6 327 850,20 161,6 137,39 119,47
июнь 2,6 307 798,20 161,6 128,99 112,16
июль 0 0 0 0 0 0
август 2,6 620 1612,00 161,6 260,50 226,52
сентябрь 0 0 0 0 0 0
октябрь 2,6 117 304,20 161,6 49,16 42,75
ноябрь 4,16 311 1293,76 162,3 209,98 182,59
декабрь 0 0 0 0 0 0
всего за год 8261,24 161,9 1337,33 1162,89

Характеристики работы Котла ДКВР-605-13-115ГМ №3 до реконструкции

месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 4,16 230 956,80 162,3 155,29 135,03
февраль 4,16 66 274,56 162,3 44,56 38,75
март 0 0 0 0 0 0
апрель 2,6 642 1669,2 161,6 269,74272 234,56
май 2,6 326 847,60 161,6 136,97 119,11
июнь 2,6 311 808,60 161,6 130,67 113,63
июль 0 0 0 0 0 0
август 0 0 0 0 0 0
сентябрь 0 0 0 0 0 0
октябрь 4,16 500 2080,00 162,3 337,58 293,55
ноябрь 0 0 0 0 0 0
декабрь 4,16 250 1040 162,3 168,792 146,78
всего за год 7676,76 162,0 1243,61 1081,40







Характеристики работы Котла ДКВР-605-13-115ГМ №4 до реконструкции

месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 6,4 651 4166,40 162,3 676,21 588,01
февраль 6,4 651 4166,40 162,3 676,21 588,01
март 4 228 912,00 161,6 147,38 128,16
апрель 4 141 564 161,6 91,1424 79,25
май 0 0 0 0 0 0
июнь 0 0 0 0 0 0
июль 0 0 0 0 0 0
август 0 0 0 0 0 0
сентябрь 0 0 0 0 0 0
октябрь 0 0 0 0 0 0
ноябрь 6,4 171 1094,40 162,3 177,62 154,45
декабрь 6,4 382 2444,8 162,3 396,79104 345,04
всего за год 13348,0 162,2 2165,35 1882,91

Характеристики работы Котельной №14 котлы ДКВР 2011 год до реконструкции

месяц Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 5840,80 162,2 947,46 823,88
февраль 5116,96 162,2 830,01 721,75
март 4814,08 161,9 779,36 677,71
апрель 4061,00 161,6 656,26 570,66
май 1697,80 161,6 274,36 238,58
июнь 1606,80 161,6 259,66 225,79
июль 889,20 161,6 143,69 124,95
август 1612,00 161,6 260,50 226,52
сентябрь 1859,00 161,6 300,41 261,23
октябрь 4251,00 161,9 688,42 598,62
ноябрь 4239,36 162,0 686,75 597,18
декабрь 5330,80 162,1 863,90 751,21
всего за год 41318,80 161,9 6690,79 5818,08

Характеристика работы Котла RIELLO RTQ T №1 после реконструкции

месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 4,34 744 3228,53 153,64 496,03 431,33
февраль 4,20 672 2822,59 153,6 433,55 377,00
март 3,55 744 2643,99 153,48 405,80 352,87
апрель 3,20 672 2148,72 153,4 329,61 286,62
май 0 0 0 0 0 0
июнь 0 0 0 0 0 0
июль 0 0 0 0 0 0
август 0 0 0 0 0 0
сентябрь 2,75 240 658,91 153,34 101,04 87,86
октябрь 3,08 744 2291,1 153,4 351,45 305,61
ноябрь 2,98 720 2147,57 153,38 329,39 286,43
декабрь 4,15 744 3085,53 153,58 473,88 412,07
всего за год 19026,94 153,51 2920,76 2539,79

Характеристики работы Котла RIELLO RTQ T №2 после реконструкции

месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 4,34 744 3228,53 153,64 496,03 431,33
февраль 0 0 0 0 0 0
март 3,55 744 2643,99 153,48 405,80 352,87
апрель 0 0 0 0 0 0
май 2,02 744 1503,43 153,2 230,33 200,28
июнь 2,42 720 1743,02 153,26 267,14 232,29
июль 0 0 0 0 0 0
август 0 0 0 0 0 0
сентябрь 0 0 0 0 0 0
октябрь 3,08 744 2291,1 153,4 351,45 305,61
ноябрь 2,98 720 2147,57 153,38 329,39 286,43
декабрь 4,15 744 3085,53 153,58 473,88 412,07
всего за год 16643,17 153,46 2554,02 2220,88

Характеристики работы котла RIELLO RTQ T №3 после реконструкции

месяц Нагрузка, Гкал/ч Время работы, ч Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 0 0 0 0 0 0
февраль 4,20 672 2822,59 153,6 433,55 377,00
март 0 0 0 0 0 0
апрель 2,98 720 2148,72 153,38 329,57 286,58
май 0 0 0 0 0 0
июнь 0 0 0 0 0 0
июль 1,88 360 677,38 153,18 103,76 90,23
август 0 0 0 0 0 0
сентябрь 0 0 0 0 0 0
октябрь 0 0 0 0 0 0
ноябрь 0 0 0 0 0 0
декабрь 0 0 0 0 0 0
всего за год 5648,69 153,47 866,88 753,81


Характеристики работы Котельной №14 котлы RIELLO RTQ T после реконструкции 2011 год

месяц Выработка, Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Расход условного топлива, т у.т. Расход газа, тыс. м3
январь 6457,06 153,6 992,06 862,66
февраль 5645,18 153,6 867,10 754,00
март 5287,98 153,5 811,60 705,74
апрель 4297,44 153,4 659,18 573,20
май 1503,43 153,2 230,33 200,28
июнь 1743,02 153,3 267,14 232,29
июль 677,38 153,2 103,76 90,23
август 0 0 0 0
сентябрь 658,91 153,3 101,04 87,86
октябрь 4582,20 153,4 702,91 611,23
ноябрь 4295,14 153,4 658,79 572,86
декабрь 6171,06 153,6 947,75 824,13
всего за год 41318,80 153,5 6341,65 5514,48

Экономия газа за год составляет:: 5818,08 тыс. м3 - 5514,48 тыс. м3 = 303,60 тыс. м3

Реконструкция тепловых сетей.

Уменьшение тепловых и гидравлических потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплуатационных свойств теплоносителя.

Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконст рукции тепловых сетей участка ТК 263 до ТК 264
Описание участков сведено в таблицы.
Таблица: Двухтрубная прокладка тепловых сетей от ТК263 до ТК 264

Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
250 0,021 подземная 53,0 2,23
200 0,102 подземная 34,0 6,94
ИТОГО 0,123 9,16
Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 9,16
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,023 м3/час
mу.н.s: = (a × Vs × ns)/ (nо + ns)
mу.н.s = 0 м3/час
mу.н.год: = mу.н.о × nо/ ( nо + ns) + mу.н.s × ns/( nо + ns)
mу.н.год = 0,305 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 6,32060778 Гкал
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по периодам функционирования
Vгод: = (Vо × nо + Vs × ns)/ nгод; м3 – значение среднегодовой емкости тепловой сети
Qу.н.о: = Qу.н × (Vо × nо)/ (Vгод × nгод)
Qу.н.о = 21,2643153 Гкал
Qу.н.s: = Qу.н × (Vs × ns)/ (Vгод × nгод)
Qу.н.s = 0 Гкал

Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя,
по месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 1,087
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 0,960 форма 6.8
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 0,938
Апрель 720 4,4 50,2 39,5 5,0 0,843
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,020
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 0,725
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 0,858
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 1,014
Среднегодовые температуры 8136,0 -3,5 52,8 41,4 5,0 26,1 24
Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная

tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С

tо.год: = 47,4 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 52,5 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 7,799
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 6,959
Март 744 1,7 64,9 48,2 6,861
Апрель 720 5,0 50,2 39,5 4,824
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,106
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 4,472
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 5,822
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 7,142
Среднегодовые температуры 5112 5 63,7 47,4 43,985

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.200 × L1) + (β2 × ×qиз.п.250 × L2)] × 10-6
Qиз.п.год = 0,0849724 кал/час (до реконструкции)
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта в отопительный период за период с 2004
Условный диаметр, мм qиз.п.Т1, ккал/ (м*ч) qиз.п.Т2, ккал/ (м*ч) ∆t2 , 0С ∆t1 , 0С ∆tгод , 0С qиз.п., ккал/ (м*ч)
250 79 91 70,0 57,5 50,5 72,321
200 66 80 70,0 57,5 50,5 58,208
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)

Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 2,860
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 2,552
Март 744 1,7 64,9 48,2 2,516
Апрель 720 5,0 50,2 39,5 1,769
Сентябрь 24 0,0 39,7 34,3 0,055
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 1,640
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 2,135
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 2,619
Среднегодовые температуры 6,7 63,7 47,4 16,144
Для подающих трубопроводов:

Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.200 × L1) + (β2 × ×qиз.п.250 × L2)] × 10-6
Qиз.п.год = 0,00301 кал/час (после реконструкции)



Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Значения потерь до реконструкции Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Общие тепловые потери,
Месяц надземная прокладка подземная прокладка Гкал/мес
Январь 1,087 0 7,799 8,886 1,087 2,860 4,939
Февраль 0,960 0 6,959 7,919 0,960 2,552 4,407
Март 0,938 0 6,861 7,799 0,938 2,516 4,345
Апрель 0,843 0 4,824 5,666 0,843 1,769 3,055
Май 0,000 0 0,000 0,000 0 0 0
июнь 0,000 0 0,000 0,000 0 0 0
июль 0,000 0 0,000 0,000 0 0 0
август 0,000 0 0,000 0,000 0 0 0
Сентябрь 0,020 0 0,106 0,126 0,020 0,055 0,051
Октябрь 0,725 0 4,472 5,197 0,725 1,640 2,832
Ноябрь 0,858 0 5,822 6,680 0,858 2,135 3,687
Декабрь 1,014 0 7,142 8,156 1,014 2,619 4,523
ГОД 6,445 0 43,985 50,43 6,445 16,144 27,841

Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка по ул. Советская, д.2а до школы №1
Описание участков сведено в таблицы.
Таблица: Двухтрубная прокладка в отопительный период

Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
250 0,012 подземная 53,0 1,27
200 0,21 подземная 34,0 14,28
150 0,174 подземная 18,0 6,26
125 0,0335 подземная 12,0 0,80
100 0,06 подземная 8,0 0,96
80 0,021 подземная 5,3 0,22
70 0,051 подземная 3,9 0,40
ИТОГО 0,222 24,20
Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 24,2
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,061 м3/час
mу.н.s: = (a × Vs × ns)/ (nо + ns)
mу.н.s = 0 м3/час
mу.н.год: = mу.н.о × nо/ ( nо + ns) + mу.н.s × ns/( nо + ns)
mу.н.год = 0,061 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 16,0155845 Гкал
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по периодам функционирования
Vгод: = (Vо × nо + Vs × ns)/ nгод; м3 – значение среднегодовой емкости тепловой сети
Qу.н.о: = Qу.н × (Vо × nо)/ (Vгод × nгод)
Qу.н.о = 21,2643153 Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 2,872
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 2,536 форма 6.8
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 2,478
Апрель 720 4,4 50,2 39,5 5,0 1,854
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,052
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 1,916
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 2,266
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 2,678
Среднегодовые температуры 5112,0 -3,5 63,7 47,4 5,0 16,7

Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная

tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С

tо.год: = 47,4 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 52,5 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 144,178
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 128,659
Март 744 1,7 64,9 48,2 126,835
Апрель 720 5,0 50,2 39,5 89,177
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 1,962
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 82,668
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 107,639
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 132,038
Среднегодовые температуры 5112 5 63,7 47,4 813,156
Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:

Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.200 × L1) + (β2 × ×qиз.п.250 × L2)+ (β2 × ×qиз.п.150 × L3)+ (β1 × ×qиз.п.100 × L4)+ (β1 × ×qиз.п.125 × L5)+ (β1 × ×qиз.п.80 × L6)+ (β1 × ×qиз.п.70 × L7)] × 10-6
Qиз.п.год = 0,1570905 кал/час (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)

Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 29,454
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 26,284
Март 744 1,7 64,9 48,2 25,911
Апрель 720 5,0 50,2 39,5 18,218
Сентябрь 24 0,0 39,7 34,3 0,564
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 16,888
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 21,990
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 26,974
Среднегодовые температуры 5,0 63,7 47,4 166,284
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.200 × L1) + (β2 × ×qиз.п.250 × L2)+ (β2 × ×qиз.п.150 × L3)+ (β2 × ×qиз.п.100 × L4)+ (β2 × ×qиз.п.125 × L5)+ (β2 × ×qиз.п.80 × L6)+ (β2 × ×qиз.п.70 × L7)] × 10-6
Qиз.п.год = 0,03209 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .


Месяц
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час
Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
Общие тепловые потери,
Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка
Январь 2,872 144,178 147,051 2,872 29,454 114,724
Февраль 2,536 128,659 131,195 2,536 26,284 102,375
Март 2,478 126,835 129,313 2,478 25,911 100,924
Апрель 1,854 89,177 91,030 1,854 18,218 70,959
Май 0,000 0,000 0,000 0,000 0 0,000
июнь 0,000 0,000 0,000 0,000 0 0,000
июль 0,000 0,000 0,000 0,000 0 0,000
август 0,000 0,000 0,000 0,000 0 0,000
Сентябрь 0,052 1,962 2,014 0,052 0,564 1,398
Октябрь 1,916 82,668 84,584 1,916 16,888 65,780
Ноябрь 2,266 107,639 109,904 2,266 21,990 85,649
Декабрь 2,678 132,038 134,716 2,678 26,974 105,064
ГОД 16,651 813,156 829,8072553 16,651 166,284 646,872
Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка от ТК242 до ТК294
Описание участков сведено в таблицу.
Таблица: Двухтрубная прокладка в отопительный период

Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
500 0,076 подземная 210,0 31,92
ИТОГО 0,076 31,92
Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 31,92
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,08 м3/час
mу.н.s: = (a × Vs × ns)/ (nо + ns)
mу.н.s = 0 м3/час
mу.н.год: = mу.н.о × nо/ ( nо + ns) + mу.н.s × ns/( nо + ns)
mу.н.год = 0,08 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 22,0149567Гкал
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по периодам функционирования
Vгод: = (Vо × nо + Vs × ns)/ nгод; м3 – значение среднегодовой емкости тепловой сети
Qу.н.о: = Qу.н × (Vо × nо)/ (Vгод × nгод)
Qу.н.о = 22,0149567Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по
месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 3,790
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 3,346 форма 6.8
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 3,270
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 2,435
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,069
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 2,528
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 2,989
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 3,533
Среднегодовые температуры 5112,0 -3,5 63,7 47,3 5,0 22,0

Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки

Исходные данные

Тип прокладки - подземная

tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С

tо.год: = 47,4 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:

∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 52,5 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)

Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 16,992
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 15,163
Март 744 1,7 64,9 48,2 14,948
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 10,457
Сентябрь 24 10,7 0,0 34,3 0,057
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 9,743
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 12,686
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 15,561
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 95,608

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.50 × L1) ] × 10-6
Qиз.п.год = 0,018503529 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 9,992
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 8,917
Март 744 1,7 64,9 48,2 8,791
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 6,150
Сентябрь 24 0,0 0,0 34,3 0,089
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 5,729
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 7,460
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 9,151
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 56,279
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.500 × L1) ] × 10-6
Qиз.п.год = 0,01088125 кал/час (после реконструкции).


Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Общие тепловые потери, Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструк
ции, Гкал/мес
Месяц надземная прокладка подземная прокладка Гкал/мес
Январь 3,790 16,992 20,782 3,790 9,992 7,000
Февраль 3,346 15,163 18,509 3,346 8,917 6,246
Март 3,270 14,948 18,218 3,270 8,791 6,158
Апрель 2,435 10,457 12,892 2,435 6,150 4,308
Сентябрь 0,069 0,231 0,300 0,069 0,136 0,095
Октябрь 2,528 9,743 12,271 2,528 5,729 4,013
Ноябрь 2,989 12,686 15,675 2,989 7,460 5,226
Декабрь 3,533 15,561 19,094 3,533 9,151 6,410
ГОД 21,958 95,782 117,74 21,958 56,326 39,456

Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка врезки Dу450 в ППУ до К290
Описание участков сведено в таблицу.
Таблица: Двухтрубная прокладка в отопительный период

Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
400 0,063 подземная 135,0 17,01
ИТОГО 0,063 17,01

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 17,01
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,043 м3/час
mу.н.s: = (a × Vs × ns)/ (nо + ns)
mу.н.s = 0 м3/час
mу.н.год: = mу.н.о × nо/ ( nо + ns) + mу.н.s × ns/( nо + ns)
mу.н.год = 0,0043 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 11,7316546Гкал
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по периодам функционирования
Vгод: = (Vо × nо + Vs × ns)/ nгод; м3 – значение среднегодовой емкости тепловой сети
Qу.н.о: = Qу.н × (Vо × nо)/ (Vгод × nгод)
Qу.н.о = 11,7316546Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по
месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 2,020
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 1,783 форма 6.8
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 1,742
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 1,297
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,037
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 1,347
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 1,593
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 1,883
Среднегодовые температуры 5112,0 -3,5 63,7 47,3 5,0 11,7

Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,4 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 52,5 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 11,733
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 10,470
Март 744 1,7 64,9 48,2 10,321
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 7,220
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,3 0,168
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 6,727
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 8,759
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 10,745
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 66,143


Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.400 × L1) ] × 10-6
Qиз.п.год = 0,012776288 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 7,486
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 6,680
Март 744 1,7 64,9 48,2 6,585
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 4,607
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,3 0,107
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 4,292
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 5,589
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 6,856
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 42,202

Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.400 × L1) ] × 10-6
Qиз.п.год = 0,00815166 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Общие тепловые потери, Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
Месяц надземная прокладка подземная прокладка Гкал/мес
Январь 2,020 0 11,733 13,752 2,020 7,486 4,247
Февраль 1,783 0 10,470 12,253 1,783 6,680 3,790
Март 1,742 0 10,321 12,064 1,742 6,585 3,736
Апрель 1,297 0 7,220 8,518 1,297 4,607 2,614
Май 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
июнь 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
июль 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
август 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
Сентябрь 0,037 0 0,168 0,204 0,037 0,107 0,061
Октябрь 1,347 0 6,727 8,074 1,347 4,292 2,435
Ноябрь 1,593 0 8,759 10,352 1,593 5,589 3,171
Декабрь 1,883 0 10,745 12,628 1,883 6,856 3,889
ГОД 11,701 0 66,143 77,845 11,701 42,202 23,942
Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК299 до ТК300
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
400 0,29645 подземная 135,0 80,04
ИТОГО 0,29645 80,04

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 80,04
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,2 м3/час
mу.н.s: = (a × Vs × ns)/ (nо + ns)
mу.н.s = 0 м3/час
mу.н.год: = mу.н.о × nо/ ( nо + ns) + mу.н.s × ns/( nо + ns)
mу.н.год = 0,2 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 51,9942523Гкал
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по периодам функционирования
Vгод: = (Vо × nо + Vs × ns)/ nгод; м3 – значение среднегодовой емкости тепловой сети
Qу.н.о: = Qу.н × (Vо × nо)/ (Vгод × nгод)
Qу.н.о = 51,9942523Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по
месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 53,8 5,0 9,339
Февраль 672 -9,2 67,5 52,8 5,0 7,805 форма 6.8
Март 744 -4,3 59,7 47,8 5,0 7,639
Апрель 720 4,4 46,7 39,1 5,0 5,496
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,169
Октябрь 744 4,3 46,7 39,1 5,0 5,939
Ноябрь 720 -1,9 56,6 45,7 5,0 6,998
Декабрь 744 -7,3 64,4 50,8 5,0 8,242
Среднегодовые температуры 5112,0 -3,5 63,7 47,3 5,0 71,3

Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,4 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 52,5 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 53,8 55,092
Февраль 672 1,8 67,5 52,8 46,680
Март 744 1,7 59,7 47,8 46,102
Апрель 720 5,0 46,7 39,1 32,486
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,3 0,789
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 31,665
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 41,229
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 50,575
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 304,617


Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.400 × L1) ] × 10-6
Qиз.п.год = 0,060119535 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 53,8 35,146
Февраль 672 1,8 67,5 52,8 29,780
Март 744 1,7 59,7 47,8 29,411
Апрель 720 5,0 46,7 39,1 20,724
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,3 0,503
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 20,200
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 26,302
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 32,264
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 194,330

Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год: = [ (β2 × qиз.п.400 × L1) ] × 10-6
Qиз.п.год = 0,038353219 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Общие тепловые потери, Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
Месяц надземная прокладка подземная прокладка Гкал/мес
Январь 9,339 55,092 64,431 9,339 35,146 19,946
Февраль 7,805 46,680 54,486 7,805 29,780 16,901
Март 7,639 46,102 53,741 7,639 29,411 16,691
Апрель 5,496 32,486 37,982 5,496 20,724 11,762
Сентябрь 4,220 0,789 5,008 4,220 0,503 0,286
Октябрь 5,939 31,665 37,603 5,939 20,200 11,464
Ноябрь 6,998 41,229 48,227 6,998 26,302 14,927
Декабрь 8,242 50,575 58,817 8,242 32,264 18,311
ГОД 55,678 304,617 360,2947774 55,678 194,330 110,287

Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК227 до д/с №9
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
200 0,0205 подземная 34,0 1,39
150 0,039 подземная 18,0 1,40
125 0,061 подземная 12,0 1,46
100 0,053 подземная 8,0 0,85
80 0,047 подземная 5,3 0,50
70 0 подземная 3,9 0,00
ИТОГО 0,2205 5,61

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 5,61
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,2 м3/час
mу.н.s: = (a × Vs × ns)/ (nо + ns)
mу.н.s = 0 м3/час
mу.н.год: = mу.н.о × nо/ ( nо + ns) + mу.н.s × ns/( nо + ns)
mу.н.год = 0,014 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 3,71145109Гкал
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 0,666
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 0,588
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 0,574
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 0,428
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,012
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 0,444
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 0,525
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 0,621
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 4,7


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,4 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 52,5 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 19,576
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 17,469
Март 744 1,7 64,9 48,2 17,222
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 12,048
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 0,282
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 11,225
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 14,615
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 17,928
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 110,364

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,213115 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)

Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 12,293
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 10,970
Март 744 1,7 64,9 48,2 10,815
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 7,565
Сентябрь 24 0,0 42,3 34,7 0,245
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 7,049
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 9,178
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 11,258
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 69,373
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,1338 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .


Месяц
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час
Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
Общие тепловые потери,
Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка
Январь 0,666 0 19,576 20,242 0,666 12,293 7,283
Февраль 0,588 0 17,469 18,057 0,588 10,970 6,499
Март 0,574 0 17,222 17,796 0,574 10,815 6,407
Апрель 0,428 0 12,048 12,475 0,428 7,565 4,482
Сентябрь 0,194 0 0,282 0,476 0,194 0,245 0,037
Октябрь 0,444 0 11,225 11,669 0,444 7,049 4,176
Ноябрь 0,525 0 14,615 15,140 0,525 9,178 5,437
Декабрь 0,621 0 17,928 18,549 0,621 11,258 6,670
ГОД 4,040 0 110,364 114,4036 4,040 69,373 40,991


Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК61 до ТК62 по ул. Попова
Описание участков сведено в таблицу.
Таблица: Двухтрубная прокладка в отопительный период

Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
200 0,078 подземная 34,0 5,30
ИТОГО 0,078 5,30

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 5,3
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,013 м3/час
mу.н.s: = (a × Vs × ns)/ (nо + ns)
mу.н.s = 0 м3/час
mу.н.год: = mу.н.о × nо/ ( nо + ns) + mу.н.s × ns/( nо + ns)
mу.н.год = 0,013 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 3,463336Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по
месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 0,630
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 0,556 форма 6.8
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 0,543
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 0,405
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,011
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 0,420
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 0,497
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 0,587
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 4,5


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 9,086
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 8,108
Март 744 1,7 64,9 48,2 7,993
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 5,591
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,3 0,130
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 5,210
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 6,783
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 8,321
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 51,221

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,00989 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 4,792
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 4,276
Март 744 1,7 64,9 48,2 4,216
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 2,949
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,3 0,068
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 2,748
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 3,578
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 4,389
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 27,016

Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,005218327 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .


Месяц
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час
Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
Общие тепловые потери,
Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка
Январь 0,630 0 9,086 9,715 0,630 4,792 4,294
Февраль 0,556 0 8,108 8,664 0,556 4,276 3,831
Март 0,543 0 7,993 8,536 0,543 4,216 3,777
Апрель 0,405 0 5,591 5,996 0,405 2,949 2,642
Сентябрь 0,193 0 0,130 0,323 0,193 0,068 0,061
Октябрь 0,420 0 5,210 5,630 0,420 2,748 2,462
Ноябрь 0,497 0 6,783 7,280 0,497 3,578 3,205
Декабрь 0,587 0 8,321 8,908 0,587 4,389 3,932
ГОД 3,831 0 51,221 55,05173865 3,831 27,016 24,205


Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК284 до ТК289 по ул. Барские пруды
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
125 0,939 подземная 12,0 22,54
100 0,1272 подземная 8,0 2,04
80 0,1073 подземная 5,3 1,14
70 0,05565 подземная 3,9 0,43
50 0,02975 подземная 6,5 0,39
ИТОГО 1,2589 26,53

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 26,53
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,066 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 17,3235949Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по
месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 3,150
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 2,781 форма 6.8
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 2,718
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 2,150
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,057
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 2,101
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 2,485
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 2,936
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 41,3 5,0 38,0


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 14,671
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 13,092
Март 744 1,7 64,9 48,2 12,907
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 9,029
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,200
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 8,412
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 10,953
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 13,436
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 82,700

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,01598 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 11,346
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 10,125
Март 744 1,7 64,9 48,2 9,981
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 6,982
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,154
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 6,505
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 8,470
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 10,390
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 63,954

Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,012354937 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Месяц Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Общие тепловые потери, Гкал / мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка
Январь 3,150 0 14,671 17,821 3,150 11,346 3,326
Февраль 2,781 0 13,092 15,873 2,781 10,125 2,968
Март 2,718 0 12,907 15,624 2,718 9,981 2,925
Апрель 2,150 0 9,029 11,179 2,150 6,982 2,047
Сентябрь 4,107 0 0,200 4,307 4,107 0,154 0,045
Октябрь 2,101 0 8,412 10,513 2,101 6,505 1,907
Ноябрь 2,485 0 10,953 13,438 2,485 8,470 2,483
Декабрь 2,936 0 13,436 16,372 2,936 10,390 3,045
ГОД 22,428 0 82,700 105,13 22,428 63,954 18,745


Определение нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК14а до ж/д № 3 по ул. Нахимова
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
100 0,056 подземная 8,0 0,90
80 0,039 подземная 5,3 0,41
ИТОГО 0,095 1,31

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 1,31
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,003 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 0,85499475Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по
месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 0,155
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 0,137 форма 6.8
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 0,134
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 0,100
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,003
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 0,104
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 0,123
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 0,145
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 20,5


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 3,385
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 3,021
Март 744 1,7 64,9 48,2 2,978
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 2,083
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,046
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 1,941
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 2,527
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 3,100
Среднегодовые температуры 5112 8,5 62,8 44,8 19,082

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,00369 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)




Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 2,547
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 2,273
Март 744 1,7 64,9 48,2 2,240
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 1,567
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,035
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 1,460
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 1,901
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 2,332
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 14,356


Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,00277 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Месяц Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Общие тепловые потери,
Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка
Январь 0,155 0 3,385 3,541 0,155 2,547 0,838
Февраль 0,137 0 3,021 3,158 0,137 2,273 0,748
Март 0,134 0 2,978 3,112 0,134 2,240 0,738
Апрель 0,100 0 2,083 2,183 0,100 1,567 0,516
Май 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
июнь 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
июль 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
август 0,000 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000
Сентябрь 4,053 0 0,046 4,099 4,053 0,035 0,011
Октябрь 0,104 0 1,941 2,045 0,104 1,460 0,481
Ноябрь 0,123 0 2,527 2,650 0,123 1,901 0,626
Декабрь 0,145 0 3,100 3,245 0,145 2,332 0,768
ГОД 4,951 0 19,082 24,03 4,951 14,356 4,726


Определение экономии нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК18 до Дома Культуры
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
150 0,2735 подземная 18,0 9,85
ИТОГО 0,2735 9,85

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 9,85
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,025 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 6,42911129Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 1,169
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 1,032
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 1,009
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 0,751
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,021
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 0,780
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 0,922
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 1,090
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 26,4


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 27,709
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 24,726
Март 744 1,7 64,9 48,2 24,376
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 17,052
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,377
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 15,887
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 20,686
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 25,375
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 156,188

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,03017302 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)

Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 14,144
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 12,622
Март 744 1,7 64,9 48,2 12,443
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 8,705
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,192
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 8,110
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 10,560
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 12,953
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 79,729


Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,015402379 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Месяц Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Общие тепловые потери,
Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструк
ции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка
Январь 1,169 0 27,709 28,878 1,169 14,144 13,564
Февраль 1,032 0 24,726 25,758 1,032 12,622 12,104
Март 1,009 0 24,376 25,384 1,009 12,443 11,933
Апрель 0,751 0 17,052 17,803 0,751 8,705 8,348
Сентябрь 4,071 0 0,377 4,449 4,071 0,192 0,185
Октябрь 0,780 0 15,887 16,667 0,780 8,110 7,777
Ноябрь 0,922 0 20,686 21,608 0,922 10,560 10,127
Декабрь 1,090 0 25,375 26,465 1,090 12,953 12,422
ГОД 10,824 0 156,188 167,01 10,824 79,729 76,459
Определение экономии нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК106Б до ТК107
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
300 0,1345 подземная 75,0 20,18
ИТОГО 0,1345 20,18

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 20,18
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,05 м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 13,1736056Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 2,395
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 2,115
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 2,067
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 1,539
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,043
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 1,598
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 1,889
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 2,233
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 33,5


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 42,165
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 37,626
Март 744 1,7 64,9 48,2 37,093
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 25,949
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,574
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 24,176
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 31,479
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 38,614
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 237,675

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,045914899 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)


Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 23,735
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 21,180
Март 744 1,7 64,9 48,2 20,880
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 14,607
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,323
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 13,609
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 17,720
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 21,737
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 133,792

Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,025846406 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Месяц Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Общие тепловые потери, Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка Гкал/мес
Январь 2,395 0 42,165 44,560 2,395 23,735 18,429
Февраль 2,115 0 37,626 39,741 2,115 21,180 16,446
Март 2,067 0 37,093 39,159 2,067 20,880 16,213
Апрель 1,539 0 25,949 27,487 1,539 14,607 11,342
Сентябрь 4,094 0 0,574 4,667 4,094 0,323 0,251
Октябрь 1,598 0 24,176 25,774 1,598 13,609 10,567
Ноябрь 1,889 0 31,479 33,368 1,889 17,720 13,759
Декабрь 2,233 0 38,614 40,847 2,233 21,737 16,878
ГОД 17,929 0 237,675 255,60 17,929 133,792 103,883
Определение экономии нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК9 до ТК42 по ул.Вокзальная
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
300 0,064 подземная 75,0 9,60
250 0,227 подземная 53,0 24,06
200 0,034 подземная 34,0 2,31
ИТОГО 0,291 35,97

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 35,97
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,09м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 24,8109666 Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 4,271
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 3,771
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 3,685
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 2,744
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,077
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 2,849
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 3,369
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 3,982
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 44,4


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 42,366
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 37,806
Март 744 1,7 64,9 48,2 37,270
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 26,073
Май 744 10,0 39,7 34,3 0,000
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,576
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 24,292
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 31,629
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 38,799
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 238,813

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,4613 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)

Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 22,437
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 20,022
Март 744 1,7 64,9 48,2 19,738
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 13,808
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,305
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 12,865
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 16,751
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 20,548
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 126,475


Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,24432941 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Месяц Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Общие тепловые потери,
Гкал/мес Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструк
ции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка
Январь 4,271 0 42,366 46,638 4,271 22,437 19,929
Февраль 3,771 0 37,806 41,577 3,771 20,022 17,784
Март 3,685 0 37,270 40,955 3,685 19,738 17,532
Апрель 2,744 0 26,073 28,817 2,744 13,808 12,265
Сентябрь 4,128 0 0,576 4,704 4,128 0,305 0,271
Октябрь 2,849 0 24,292 27,141 2,849 12,865 11,427
Ноябрь 3,369 0 31,629 34,998 3,369 16,751 14,878
Декабрь 3,982 0 38,799 42,781 3,982 20,548 18,251
ГОД 28,798 0 238,813 267,61 28,798 126,475 112,337
Определение экономии нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК408 до наземной части по ул.Рабочая
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
200 0,047 подземная 34,0 3,20
ИТОГО 0,047 3,20

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 3,2
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,008м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 2,2042544 Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 0,379
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 0,335
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 0,327
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 0,244
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,007
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 0,253
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 0,299
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 0,354
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 21,8


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 5,638
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 5,031
Март 744 1,7 64,9 48,2 4,960
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 3,470
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,077
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 3,233
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 4,209
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 5,163
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 31,779
Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,0614 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)

Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 2,888
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 2,577
Март 744 1,7 64,9 48,2 2,540
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 1,777
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,039
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 1,656
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 2,156
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 2,644
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 16,277


Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,003144413 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Месяц Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Общие тепловые потери, Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка Гкал/мес
Январь 0,379 0 5,638 6,017 0,379 2,888 2,750
Февраль 0,335 0 5,031 5,366 0,335 2,577 2,454
Март 0,327 0 4,960 5,287 0,327 2,540 2,419
Апрель 0,244 0 3,470 3,713 0,244 1,777 1,692
Сентябрь 4,057 0 0,077 4,134 4,057 0,039 0,037
Октябрь 0,253 0 3,233 3,486 0,253 1,656 1,577
Ноябрь 0,299 0 4,209 4,508 0,299 2,156 2,053
Декабрь 0,354 0 5,163 5,517 0,354 2,644 2,519
ГОД 6,249 0 31,779 38,03 6,249 16,277 15,502

Определение экономии нормативных тепловых потерь
трубопроводов тепловой сети до реконструкции тепловых сетей участка ТК107 А до ТК305 в районе ЦГБ
Описание участков сведено в таблицу.
Условный диаметр, мм Протяженность участка т/сети (в 2-х труб.), км Тип прокладки (наземная или подземная) Удельный объем участка т/сети, м3/км Емкость трубопроводов, Vтс, м3
250 0,1315 подземная 53,0 13,94
ИТОГО 0,1315 13,94

Далее в расчете принимаем:
d = 0,0025 – норма среднегодовой утечки теплоносителя
t1год = 63,7 0С – среднегодовое значение температуры в подающем трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С,
t2год = 47,4 0С - среднегодовое значение температуры в обратном трубопроводе т/сети в отопительный период для графика 95-70 0С
ρо = 986 кг/м3 – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
с = 1,0023 Ккал/ кг0С – удельная теплоемкость теплоносителя
tco = 5 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительный период
tcs = 0 0С – значение температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в межотопительный период (тепловые сети работают только в отопительный период)
nо = 5112 часов – продолжительность отопительного периода
ns = 0 часов – продолжительность межотопительного периода (тепловые сети работают только в отопительный период)
Расчет
Емкость трубопроводов сети приведена в таблице (см. исходные данные)
Vтс: = Vd × Ld × 2
Vтс = 13,94
Сезонные нормы утечки теплоносителя
Vо: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в отопительный период
Vs: = Vтс м3 – емкость трубопроводов тепловой сети в межотопительный период
mу.н.о: = (a × Vо × nо)/ (nо + ns)
mу.н.о = 0,035м3/час
Нормативные значения годовых эксплуатационных тепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя
tх.год: = (tco× nо + tcs× ns)/ (nо + ns); 0С – среднегодовое значение температуры холодной воды
nгод: = nо + ns; часов - продолжительность функционирования тепловой сети в течении года
α: = 0,75 – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом:
Qу.н: = mу.н.год × ρо × с × [α × t1год + (1 - α) × t2год - tх.год] × nгод ×10-6
Qу.н = 9,61361158 Гкал
Нормативные значения годовых эксплуатационных потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по месяцам функционирования
Месяц Продолжит. Функц. т/сети, час наружного воздуха сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе холодной воды Qу.н.мес., Гкал
Январь 744 -10,2 75,4 54,1 5,0 1,655
Февраль 672 -9,2 73,7 53,1 5,0 1,461
Март 744 -4,3 64,9 48,2 5,0 1,428
Апрель 720 4,4 50,2 39,1 5,0 1,063
Сентябрь 24 10,7 42,3 34,7 5,0 0,030
Октябрь 744 4,3 50,2 39,5 5,0 1,104
Ноябрь 720 -1,9 61,3 46,1 5,0 1,305
Декабрь 744 -7,3 70,2 51,2 5,0 1,543
Среднегодовые температуры 5112,0 4,2 63,7 47,3 5,0 29,2


Тепловые потери через изоляционные конструкции трубопроводов подземной прокладки
Исходные данные
Тип прокладки - подземная
tп.год: = 63,7 0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
tо.год: = 47,3
0С - значение среднегодовой температуры теплоносителя в обратном трубопроводе тепловой сети графике 95/70 0С
β1: = 1,2 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром до 150 мм
β2: = 1,15 - коэффициент местных тепловых потерь для участков тепловой сети с условным диаметром более150 мм и бесканальная прокладка
Значения нормативных удельных тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и грунта, отличающих от значений, приведенных в таблицах норм, определяются методом линейной интерполяции
Для подземной прокладки суммарно по подающему и обратному трубопроводам:
∆tгод: = (tп.год + tо.год)/2 - tгр.год ; 0С - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта
∆tгод = 50,5 0С для графика 95/70 0С
∆tТ1: = 65 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
∆tТ2: = 50 0С - смежное большее, чем для конкретной т/сети, табличное значение среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта для графика 95/700С
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу до реконструкции)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 16,464
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 14,692
Март 744 1,7 64,9 48,2 14,484
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 10,132
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,224
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 9,440
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 12,292
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 15,078
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 92,807

Нормативное значение часовых тепловых потерь подземной прокладки для среднегодовых условий функционирования тепловой сети
Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,01793 (до реконструкции)
Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу после реконструкции)

Нормируемые эксплуатационные потери при среднемесячных условиях работы (суммарно по подающему и оборотному трубопроводу)
Месяц Продолжит. Функц. т/сети и сети гвс, n час Температура, 0С Qиз.п. Гкал/ мес
грунта на глубине 1,6 м сетевой воды в подающем трубопроводе сетевой воды в обратном трубопроводе
Январь 744 2,4 75,4 54,1 8,430
Февраль 672 1,8 73,7 53,1 7,523
Март 744 1,7 64,9 48,2 7,416
Апрель 720 5,0 50,2 39,1 5,188
Сентябрь 24 10,7 39,7 34,3 0,115
Октябрь 744 9,1 50,2 39,5 4,834
Ноябрь 720 5,6 61,3 46,1 6,294
Декабрь 744 3,6 70,2 51,2 7,721
Среднегодовые температуры 5112,0 5,0 63,7 47,3 47,521


Для подающих и обратных трубопроводов:
Qиз.п.год = 0,009180173 кал/час (после реконструкции).
Полученные результаты расчета сведены в таблицу .
Месяц Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес Общие тепловые потери, Значения потерь после реконструкции Всего экономия потерь тепловой энергии, Гкал/мес
Тепловые потери с утечкой, Гкал/час Тепловые потери через изоляционные конструкции, Гкал/мес
надземная прокладка подземная прокладка Гкал/мес
Январь 1,655 0 16,464 18,119 1,655 8,430 8,034
Февраль 1,461 0 14,692 16,153 1,461 7,523 7,169
Март 1,428 0 14,484 15,912 1,428 7,416 7,068
Апрель 1,063 0 10,132 11,196 1,063 5,188 4,944
Сентябрь 4,080 0 0,224 4,304 4,080 0,115 0,109
Октябрь 1,104 0 9,440 10,544 1,104 4,834 4,607
Ноябрь 1,305 0 12,292 13,597 1,305 6,294 5,998
Декабрь 1,543 0 15,078 16,621 1,543 7,721 7,358
ГОД 13,639 0 92,807 106,45 13,639 47,521 45,287

Таким образом , рассчитанная экономия потерь тепловой энергии от внедрения всех мероприятий инвестиционной программы по реконструкции теплотрасс составит 1290,53 Гкал в год.





Наименование мероприятия 2011 год 2012 год 2013 год
Экономия потерь тепловой энергии,кол-во Гкал Стоимость тепловой энергии за 1 Гкал Всего сумма, в тыс.руб Экономия потерь тепловой энергии, кол-во Гкал Стоимость тепловой энергии за 1 Гкал Всего сумма, в тыс.руб Экономия потерь тепловой энергии,кол-во Гкал Стоимость тепловой энергии за 1 Гкал Всего сумма, в тыс.руб
Реконструкци тепловых сетей от ТК 263 до ТК 264 27,84 924,85 25,75 27,84 1001,62 27,89 27,84 1009,53 28,11
Реконструкци тепловых сетей ул.Советская д.2а до школы № 1 646,87 924,85 598,26 646,87 1001,62 647,92 646,87 1009,53 653,04
Реконструкци тепловых сетей от ТК 242 до ТК 294 39,46 924,85 36,49 39,46 1001,62 39,52 39,46 1009,53 39,83
Реконструкци тепловых сетей от врезки Dy 450 в ППУ до К290 23,94 924,85 22,14 23,94 1001,62 23,98 23,94 1009,53 24,17
Реконструкци тепловых сетей от ТК 299 до ТК 300 110,29 924,85 102,00 110,29 1001,62 110,46 110,29 1009,53 111,34
Реконструкци тепловых сетей от ТК 227 до д/с № 9 40,99 924,85 37,91 40,99 1001,62 41,06 40,99 1009,53 41,38
Реконструкци тепловых сетей от ТК 61 до ТК 62 по ул.Попова 24,21 924,85 22,39 24,21 1001,62 24,24 24,21 1009,53 24,44
Реконструкци тепловых сетей от ТК 284 до ТК 289 по ул.Барские пруды 18,75 924,85 17,34 18,75 1001,62 18,78 18,75 1009,53 18,92
Реконструкци тепловых сетей от ТК 14 а до ж/д № 3 по ул.Нахимова 4,73 924,85 4,37 4,73 1001,62 4,73 4,73 1009,53 4,77
Реконструкци тепловых сетей от ТК 18 до Дома Культуры 76,46 924,85 70,71 76,46 1001,62 76,58 76,46 1009,53 77,19
Реконструкци тепловых сетей от ТК 106 Б до ТК 107 103,88 924,85 96,08 103,88 1001,62 104,05 103,88 1009,53 104,87
Реконструкци тепловых сетей от ТК 9 до ТК 42 112,34 924,85 103,90 112,34 1001,62 112,52 112,34 1009,53 113,41
Реконструкци тепловых сетей от ТК 408 до наземной части ул.Рабочая 15,50 924,85 14,34 15,50 1001,62 15,53 15,50 1009,53 15,65
Реконструкци тепловых сетей от ТК 107А до ТК 305 в районе ЦГБ 45,29 924,85 41,88 45,29 1001,62 45,36 45,29 1009,53 45,72
Итого 1290,53 0,00 1290,53 0,00 1290,53 1302,83

Выводы по разделу

При реализации мероприятий настоящей Инвестиционной программы годовая экономия в натуральных показателях составит:
- экономия топлива (газа) - 736,8тыс. куб. м (1,14% по Предприятию в целом, 5,5% по отдельным источникам теплоснабжения);
- экономия электроэнергии - 50,88тыс. кВтч (0,41% по Предприятию в целом, 12,2 % по отдельным источникам теплоснабжения);
- экономия потерь тепловой энергии – 1290,53 Гкал (4,45 % по Предприятию в целом);
- экономия денежных средств по оплате за потребленную электроэнергию на отдельных источниках теплоснабжения – 12,2%.
Таким образом, посредством реализации мероприятий настоящей Инвестиционной программы возможно достижение заявленных целевых показателей (индикаторов).

2.8. Источник финансирования Инвестиционной программы.

Источником финансирования настоящей Инвестиционной программы являются собственные средства МУП "Теплосеть", т.е. финансовые средства, полученные Предприятием от применения установленных надбавок к тарифу на производство и передачу тепловой энергии, направленные на непосредственное финансирование реализации мероприятий настоящей Инвестиционной программы , амортизационные отчисления и привлеченные средства.
Таблица – «Объем финансирования по водоснабжению» (тыс.руб.) без НДС

Источник
финансирования Всего 2011 год 2012 год 2013 год
Собственные средства в т.ч.: 157861,45 52525,08 52534,57 52801,8
- надбавка к тарифу 106972,24 35562,01 35571,5 35838,73
-амортизационные отчисления 50889,21 16963,07 16963,07 16963,07
-прочие 0 0 0 0
Привлеченные средства 5234,13 0 5234,13 0
Итого 163095,58 52525,08 57768,7 52801,8


2.9. Прогноз тарифов на период реализации
Инвестиционной программы

В таблице представлен расчет планируемых на 2011-2013 гг. тарифов на производство и передачу тепловой энергии, а также инвестиционных надбавок к этим тарифам.

Таблица 9.1


Показатели Ед. изм. факт 2008 г факт 2009 г ТЭКМО 2009 ТЭКМО 2010 Индекс-
дефлятор План 2011 Индекс-
дефлятор План 2012 Индекс-
дефлятор План 2013
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1. Выработано тепловой энергии -
всего Гкал 408551 395906 463400 467146 11,9 382967,88 8,30 382967,88 7,90 382967,88
1.1. Собственные нужды котельной Гкал 10113 5771,998 9200 6437 6207,63 6207,63 6207,63
1.2. Получено тепловой энергии
со стороны Гкал 0 31178 0 0 76829,80 76829,80 76829,80
1.3. Потери тепловой энергии Гкал 23598 27703,832 31100 28609 29019,76 29019,76 29019,76
1.4. Отпущено тепловой энергии -
всего Гкал 374480 393608 423100 432100 424570,29 424570,29 424570,29
В т.ч.:
жилищным организациям Гкал 313314 329411 356900 353170 353170 353170 353170
бюджетным организациям Гкал 43749 42737 48500 42980 42980 42980 42980
прочим потребителям Гкал 17417 21460 17700 35950 28420,29 28420,29 28420,29
собственное производство Гкал 0 0 0 0 0
2.Себестоимость на производство
и передачу тепловой энергии тыс. руб. 240067,4
286511,6 301823,1 349316,4 11,9 390885,05 8,3 423328,51 7,9 456771,46
руб./Гкал 640,52 727,91
3. Внереализационные расходы -
всего тыс. руб. 4069,2 5499,7 3097 3020,6 3020,6 4988,61 5883,91
Налог на имущество 2839 3457 2332,5 2332,5 2332,5 4300,51 5195,81
Прочие расходы 1230,2 2042,7 764,5 688,1 688,1 688,1 688,1
4. Прибыль - всего тыс. руб. 2610,5 6626,0 5600 4788 4788 4788 4788
Налог на прибыль 245,2 2095,8 1344 957,6 957,6 957,6 957,6
Капвложения на производство 0 0 0 0 0
Прибыль на соцразвитие 33,2 4491,6 4256 3830,4 3830,4 3830,4 3830,4
Прочие расходы 2332,1 38,6 0 0 0 0 0 0 0
5. Необходимая валовая выручка
(п. 3 + п. 2 + п. 4) тыс. руб. 246747,1 298637,3 310520,1 357125 398693,65 433105,12 467443,37
6. Тариф на тепловую энергию
(п. 6 / п. 1.4) руб./Гкал 658,91 758,72 733,9 826,49 939,05 1020,10 1100,98
7. Уровень рентабельности
[(п. 4 + п. 3) / п. 2 x 100] % 2,78 4,23 2,88 2,24 2,00 2,31 2,34
8. Рост тарифа % 107,7 103,4 112,6% 113,6% 108,6% 107,9%
9.Инвестиции в мероприятия ИП тыс. руб. 0 0 35562,01 35571,5 35838,73
10. Инвестиционная надбавка
(п. 9 / п. 1.4) руб./Гкал 0 0 83,76 83,78 84,41
11. Тариф с учетом инвест.
надбавки (п. 10 + п. 6) руб./Гкал 733,9 826,49 1022,81 1103,88 1185,39
12. Рост тарифа с учетом инвестиционной
надбавки % 0 0 123,75% 107,93% 107,38%
13. Доля инвестиционной составляющей в
тарифе (п. 10 / п. 11) % 0 0 8,2% 7,6% 7,1%


Формирование себестоимости тепловой энергии на 2011 год произведено на основе индексов-дефляторов в соответствии с прогнозным уровнем инфляции и применены при планировании тарифов на 2011-2013 гг.

Таблица – Расчет эффективности Программы в части услуг теплоснабжения.


№№ Показатели Всего 2011 год 2012 год 2013 год
п/п
1. Отпущено тепловой энергии, тыс.Гкал 1273710,882 424570,29 424570,29 424570,29
2. Индекс-дефлятор 11,9 8,3 7,9
3. Ожидаемый тариф с учетом индекса-дефлятора, руб./Гкал 1022,81 1103,88 1185,39
4. Надбавка к тарифу, руб./Гкал 83,76 83,78 84,41
5. Объем выручки, в том числе: 1406214,39 434255,66 468676,62 503282,10
5.1. Объем выручки без надбавки к тарифу, тыс.руб. 1299242,146 398693,65 433105,12 467443,37
5.2. Объем выручки за счет надбавки к тарифу, тыс.руб. 106972,24 35562,01 35571,5 35838,73
6. Себестоимость продукции, тыс.руб. 1270985,02 390885,05 423328,51 456771,46
7. Прибыль до налогообложения, тыс.руб. 38680,01 43370,61 45348,11 46510,64
8. Налог на имущество тыс.руб. 11828,82 2332,5 4300,51 5195,81
9 Прочие внереализационные расходы 2064,3 688,1 688,1 688,1
10 Налог на прибыль, тыс.руб. 24680,108 8207,622 8209,52 8262,966
11 Чистая прибыль, тыс.руб. 96656,132 32142,39 32149,98 32363,76
Расчет индекса доходности инвестиций на услуги теплоснабжения
Индекс доходности инвестиций:
ИДИ = ( 96656,132 / 163095,58 ) + 1= 1,59
Поскольку показатель индекса доходности на услуги теплоснабжения больше 1, то инвестиционная Программа является эффективной.
Критерии доступности инвестиционной программы
«Развитие, реконструкция и модернизация системы теплоснабжения
г. Фрязино МО
на 2011 – 2013 годы».

1. Критерии физической доступности

а) уровень благоустройства жилищного фонда:

- теплоснабжение Lт = 1193,2 т.м² х 100 = 94,45
1263,3 т.м²


Lт и Lст – уровень благоустройства услугами теплоснабжения соответственно;
1193,2 т.м² - площадь жилого фонда, оборудованного теплоснабжением;
1263,3 т.м² - общая площадь жилого фонда.

б) коэффициент обеспеченности в услуге:

- теплоснабжение Кт = (353170 Гкал : 12 мес.) : 0,02 м³ х 100
1193,2 т.м²


Кт – коэффициент обеспеченности текущей потребности в услугах теплоснабжения ;
353170 Гкал - прогнозный объем реализации услуг населению по теплоснабжению ;
0,02 Гкал - средний норматив потребления услуги на 1 м² общей площади

Наименование показателя 2011 г. 2012 г. 2013 г.
Кт % 1233,27 1233,27 1233,27

2. Экономическая доступность услуг

а) коэффициент покупательской способности:

- теплоснабжение Кпок.т. = (353170Гкал х тариф руб./Гкал) : 12 мес. : 43,305 т.чел. х 100
18286 руб.

Кпок.т. – коэффициент покупательской способности по теплоснабжению;
18286 руб. – среднедушевой доход за 2009 год.


Наименование показателя 2011 г. 2012 г. 2013 г.
Тариф на услуги теплоснабжения с инвестиционной надбавкой руб/ Гкал 1106,57 1187,66 1269,8
Кпок.т % 4 4,4 4,7


3. Достаточность и качество

а) коэффициент соответствия параметров производственной программы:

- теплоснабжение Ксоотв.т. = __затраты в программе____ х 100
нормативный объем затрат


Наименование показателя 2011 г. 2012 г. 2013 г.
Теплоснабжение:
- затраты, предусмотренные в программе 390885,05 423328,51 456771,46
- нормативный объем затрат 390885,05 423328,51 456771,46
К соотв. в % 100 100 100


Расчет инвестиционной надбавки к тарифу на услуги теплоснабжения.


Наименование вида услуг Финансовые потребности для реализации Инвестиционной программы (тыс.руб)
Объем реализации с учетом покупной продукции ( тыс.Гкал) Надбавка к тарифу (руб)
2011 2012 2013 2011 2012 2013 2011 2012 2013
Теплоснабжение 35562,01 35571,5 35838,73 424,57 424,57 424,57 83,76 83,78 84,41


Таким образом, сумма инвестиционных составляющих тарифа в период реализации Инвестиционной программы составляет 8,2% от его величины на 2011 г, 7,6% от его величины на 2012 г , 7,1 % от его величины на 2013 г, что соответствует Техническому заданию на разработку настоящей программы.


2.10. Контроль за исполнением Инвестиционной программы

Администрация Фрязинского муниципального района Московской области осуществляет мониторинг выполнения настоящей Инвестиционной программы, а также ежегодный анализ доступности для потребителей услуг теплоснабжения с учетом предлагаемых надбавок к тарифам.

2.11. Возможные риски

Одним из главных условий реализации Программы является ее стабильное финансовое обеспечение, источниками которого являются: инвестиционная надбавка к тарифу, амортизационные отчисления и прочие источники.
При реализации инвестиционной Программы возможно невыполнение контрольных показателей программы. Данный риск является ключевым риском при реализации всей Программы и включает в себя:
1. Превышение стоимости мероприятий инвестиционной Программы.
Причины:
- изменение законодательства Российской Федерации;
- снижение объемов предоставляемых услуг;
- рост инфляции, превышающий рост уровня инфляции, учитываемый при расчетах Программы;
- иные изменения, влияющие на стоимость реализации Программы
2. Нехватка финансовых средств, при реализации мероприятий Программы.
Причины:
- временные разрывы между периодом поступления денежных средств по договорам за оказанные услуги и сроками финансирования реконструируемых объектов теплоснабжения;
- неточность прогнозирования стоимости Программы.
3. Несвоевременность реализации мероприятий по строительству (реконструкции) объектов в рамках Программы.
Причины:
- несвоевременное выполнение работ со стороны подрядных организаций.
Мероприятия, позволяющие снизить данные риски:
- привлечение заемных средств;
- использование собственных средств.
Государственное регулирование тарифов на услуги теплоснабжения может повлиять на возникновение рисков. Это связано с тем, что действующее законодательство ограничивает увеличение тарифов путем утверждения индексов максимально возможного их изменения. И результатом утверждения необоснованно заниженных тарифов на услуги теплоснабжения будет убыточная деятельность предприятия.


2.12. Приложения к Программе

1 Приложение 1 Перечень абонентов МУП «Теплосеть» по теплоснабжению за 2008 и 2009 год 10 листов
2 Приложение 2 Перечень абонентов МУП «Теплосеть» по теплоснабжению за 2010-2013 годы 9 листов
3 Приложение 3 Крупные абоненты МУП «Теплосеть» по теплоснабжению
1 лист
4 Приложение 4 Динамика изменения объемов теплоснабжения по группам потребителей. 1 лист
5 Приложение 5 Инвестиции - расчет
6 Приложение 6 Динамика потерь тепловой энергии 1 лист



Директор МУП «Теплосеть» __________________ В.А. Корытцын


Главный бухгалтер МУП «Теплосеть» ___________________ Т.З. Соколова