Е.А. Кикоть, к.т.н., генеральный директор, ООО «Невская Энергетика»

С.Н. Кирюхин, к.т.н., доцент, ведущий специалист, ООО «Невская Энергетика»

А.О. Шиманская к.т.н., доцент, ООО «Невская Энергетика»

Оценка надежности теплоотпуска источниками теплоснабжения потребителям тепловой энергии остается одной из актуальных задач при разработке мероприятий по обеспечению надежного функционирования систем централизованного теплоснабжения, так как именно источники являются главными элементами этих систем.

Категории источников и потребителей тепловой энергии, а также состав и значения показателей надежности элементов систем теплоснабжения, определены положениями нормативных документов [1], [2], [3] и [4]. Количественно оценить показатели надежности возможно различными методами, основные группы которых описаны в [5]. Часть этих методов нормировано [6], [7]. Учитывая несомненные достоинства каждого метода, обращает на себя внимание то обстоятельство, что некоторые из них, существенно упрощены (например, аналитико-статистический метод, нормированный в [6]) и дают весьма приближенные оценки анализируемых свойств при минимально необходимом объеме исходных данных. Другая часть нормированных методов [7], позволяет получить достаточно точные оценки, но при этом обладают повышенной трудоемкостью и предъявляют жесткие требования к описанию структуры объектов анализа, объему и достоверности исходных данных, а также квалификации и профессиональной подготовке персонала.

Вместе с тем, ориентируясь на специфику достижения конечной цели в виде перечня конкретных мероприятий по обеспечению источником надежного теплоотпуска, очевидной задачей становится разработка компромиссного метода оценки показателей надежности источников, позволяющего при минимально необходимом объеме достоверных данных и действующих нормативных требованиях, оценить надежность поставок тепловой энергии в текущем техническом состоянии основных элементов систем теплоснабжения.

Следует обратить внимание на то, что предлагаемая в публикации технология оценки источников теплоснабжения, является вариантом развития интегральных методов оценивания надежности элементов систем теплоснабжения, ранее опубликованных в [5]и [8].

Ключевые слова: система централизованного теплоснабжения, источник теплоснабжения, тепловые сети, потребитель тепловой энергии, категория надежности теплоснабжения, показатель надежности, интенсивность отказов, время восстановления после отказов, вероятность безотказной работы, коэффициент готовности.

Источники тепловой энергии, как элементы систем теплоснабжения, несмотря на широкий диапазон единичных мощностей, разнообразие типоразмеров основного и вспомогательного оборудования, различные виды используемого топлива, имеют ряд общих функционально-технологических и структурных особенностей, анализ и учет которых позволяет корректно определить последовательность решения задачи в рамках ограничений, установленных действующими нормативными требованиями. Пример разработки последовательности решения такой задачи представлен ниже.

Известно, что по надежности теплоотпуска источники классифицированы в двух категориях: первой и второй. В нормативных документах указано, что если в системах теплоснабжения есть потребители первой категорий (больницы, родильные дома, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей, картинные галереи, химические и специальные производства, шахты и т.п.), то независимо от категории источника теплоотпуск таким потребителям должен обеспечиваться непрерывно, в расчетном количестве теплоты и не должен допускать снижения температуры воздуха в помещениях потребителей ниже предусмотренных санитарными нормами. Для источников второй категории (имеющих потребителей второй категории) при отказах оборудования как источника, так и тепловых сетей, допускается соответствующее снижение температуры воздуха в помещениях (в зависимости от назначения помещения) потребителей, на время восстановления работоспособного состояния оборудования источника и/или тепловых сетей, но не более 54 ч. При этом, независимо от категории источника, для каждой категории потребителей, нормируется допустимое снижение относительной подачи теплоты в зависимости от расчетной (для проектирования отопления) температуры наружного воздуха. Кроме того, в стандартах нормируется максимально допустимый предел отключаемой в источнике мощности теплогенерирующей (котельной) установки, значения вероятности безотказной работы источника и коэффициент готовности системы к теплоснабжению потребителей. Перечисленные требования, в данном случае, являются нормированными ограничениями, которые формируют состав анализируемых показателей надежности источника теплоснабжения и их допустимые значения (или диапазоны значений). Отклонение вычисленных значений показателей надежности за допустимые диапазоны является оценочным признаком, позволяющим как количественно, так и качественно оценить надежность теплоотпуска источником, а также разработать перечень мероприятий для ее обеспечения.

Надежность теплоотпуска источником оценивается численными значениями следующих показателей:

• вероятность безотказной работы источника, отн. ед.;
• коэффициент готовности источника к теплоотпуску, отн. ед.;
• время восстановления (перерыв в подаче расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях) работоспособного состояния оборудования источника, ч;
• температура воздуха в помещениях потребителей тепловой энергии в конце периода восстановления работоспособного состояния оборудования источника теплоснабжения, °С;
• допустимое снижение относительной подачи теплоты (тепловой мощности) потребителям тепловой энергии, %.

Расчет численных значений этих показателей выполняется в следующем порядке:

• в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха (для проектирования отопления) и наличия в системе потребителей первой, второй и третей категории определяется значение допустимого снижения относительной подачи теплоты потребителям;
• определяется ожидаемое снижение тепловой мощности источника при отказах котельных установок;
• рассчитывается текущее значение интенсивности отказов оборудования источника с учетом отказов, возникающих не только в системах и оборудовании источника, но и во внешних (сервисных) системах (топливоснабжения, электроснабжения и водоснабжения), обеспечивающих его функционирование (таким образом в расчете учитывается статистика отказов внешних технических систем, которая оказывает влияние на надежность источника в целом);
• вычисляется среднее значение времени восстановления оборудования источника после отказов (с учетом времен восстановления оборудования систем топливоснабжения, электроснабжения и водоснабжения);
• рассчитываются вероятность безотказной работы, вероятность отказа и коэффициент готовности источника к теплоснабжению потребителей;
• определяется значение недопоставленной (в результате отказов) потребителям тепловой мощности и значение тепловой мощности источника, фактически выданной в тепловые сети.

Далее, полученные по результатам расчетов значения показателей, проверяются на соответствие требованиям нормативных документов. При этом проверяются следующие условия:

• соответствие среднего значения тепловой мощности источника, фактически выданной в тепловые сети, минимально допустимому (при отказах) снижению тепловой мощности источника;
• соответствие среднего значения времени восстановления оборудования источника (после отказов), максимально допустимому (при отказах) времени восстановления;
• соответствие фактического снижения относительной подачи теплоты (из-за отказов оборудования источника), допустимому снижению относительной подачи теплоты потребителям;
• соответствие ожидаемого (при отказах оборудования источника) снижения температуры воздуха в помещениях зданий потребителей, допустимому снижению температуры воздуха в помещениях зданий потребителей;
• соответствие значения вероятности безотказной работы источника требуемому нормированному значению.

Оценивание надежности источника теплоснабжения производится выполнением операций:

• перечисленные выше условия соответствия группируются в три подгруппы, каждая из которых используется для оценивания надежности теплоотпуска потребителям соответствующей категории. В результате формируются три функции оценивания, в каждой из которых используется свой состав аргументов;
• результаты проверок условий соответствия представляются в бинарном виде («выполняется» или «не выполняется», «истина» или «ложь», «1» или «0») и присваивается как значение соответствующего аргумента соответствующих функций оценивания. Все возможные сочетания (полные наборы) значений аргументов функций оценивания приведены в полной версии статьи;
• в зависимости от набора значений аргументов функциям оценивания присваиваются значения, отражающие выполнение (не выполнение) нормированных требований.

В документе [6] (п. 12а) нормирована система оценок надежности источника теплоснабжения без учета положений СП 89.13330.2016 (п. 4.8, 4.16) и СП 124.13330.2012 (п. 4.2, 5.5, 6.26) в отношении допустимых отклонений значений показателей надежности теплоотпуска потребителям тепловой энергии в зависимости от их категории. В связи с этим обстоятельством предлагается актуализировать нормированную систему качественных оценок введением количественной градации значений вероятностей безотказной работы источников в зависимости от категории потребителей тепловой энергии (присоединенных к источнику) и результатов проверки соответствия показателей надежности источников теплоснабжения требованиям нормативных документов (по значениям функций оценивания). В такой системе оценок (приведена в полной версии статьи) градация диапазонов численных значений вероятности безотказной работы источников значений функций оценивания четко соответствует градации нормативных требований к надежности теплоотпуска источниками в зависимости от категории потребителей тепловой энергии.

Пример расчета численных значений показателей с последующей оценкой надежности источника теплоснабжения, а также разработки мероприятий по обеспечению надежности теплоотпуска, приведен в полной версии статьи.

Список литературы

[1] СП 89.13330.2016 Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76.

[2] СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003.

[3] Правила организации теплоснабжения в Российской Федерации. Постановление Правительства РФ от 8 августа 2012 года № 808 (с изменениями на 31 марта 2025 года).

[4] Изменения, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации. Постановление Правительства РФ от 31 марта 2025 года № 408.

[5] Сеннова Е.В., Смирнов А.В., Ионин А.А. и др. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочное издание. В 4 т. Т. 4: Надежность систем теплоснабжения / — Новосибирск: Наука, 2000. — 351 с..

[6] Методические указания по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения (приказ Министерства регионального развития РФ от 26 июля 2013 г. № 310).

[7] Методические указания по разработке схем теплоснабжения (приказ Минэнерго РФ от 5 марта 2019 года № 212).

[8] Ионин А.А. Надежность систем тепловых сетей. — М.: Стройиздат, 1989. — 268 с.: ил. — (Надежность и качество).-ISBN 5-274-00518-7.

Миргородский А.И., директор союза организаций по наладке теплоэнергетического оборудования и сетей (Союз ТеплоНаладка)

В соответствии с пунктом 79 Требований к схемам теплоснабжения, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154, схема теплоснабжения должна содержать для каждой системы теплоснабжения в отдельности, в сумме по каждой ЕТО, а также в сумме по населенному пункту индикаторы развития систем теплоснабжения.

В настоящей работе приводятся сравнения значений показателей развития как для крупнейших систем теплоснабжения, так и для населенных пунктов в целом, составлены соответствующие рейтинги.

Сравнение выполнено по 55 городам с численностью населения более 100 тыс. чел. на основе данных утвержденных в 2025 году актуализированных схем теплоснабжения, в том числе по 45-и из 53-х городов с численностью населения более 350 тыс. чел. В схемах теплоснабжения городов Махачкала, Севастополь, Калининград, Курск, Сургут, Магнитогорск, Брянск, Якутск отсутствуют индикаторы развития, определенные Методическими указаниями по разработке схем теплоснабжения, утвержденными приказом Минэнерго России от 05.03.2019 № 212.

Настоящая работа выполнена по поручению департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики Российской Федерации.

В соответствии с пунктами 32, 33 Требований к порядку разработки и утверждения схем теплоснабжения, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154, схема теплоснабжения (актуализированная схема теплоснабжения) в полном объеме размещается на официальном сайте Администрации города. Все приведенные далее данные находятся в открытом доступе в сети Интернет.

Часть 1. Интенсивность отказов или повреждаемость тепловых сетей

Одним из основных показателей надежности системы теплоснабжения является интенсивность отказов или повреждаемость тепловых сетей – это количество повреждений (отказов) тепловых сетей, приводящих к прекращению теплоснабжения потребителей, отнесенное к протяженности тепловых сетей.

В соответствии с подпунктом «ж» пункта 11 Методических указаний по анализу показателей, используемых для оценки надежности систем теплоснабжения, утвержденных приказом Минрегиона России от 26.07.2013 №310, интенсивность отказов систем теплоснабжения делится на 4 достаточно большие группы:

группа 1: до 0,2 повреждений/км/год, что эквивалентно высоконадежным тепловым сетям и означает нормативное их состояние;

группа 2А: от 0,2 до 0,4 повреждений/км/год – эквивалентно надежным тепловым сетям – хорошее состояние;

группа 2Б: от 0,4 до 0,6 повреждений/км/год – эквивалентно надежным тепловым сетям – удовлетворительное состояние;

группа 3: от 0,6 до 1,2 повреждений/км/год – эквивалентно малонадежным тепловым сетям – это уже аварийное состояние, и на практике означает значительное снижение требований и состава работ по подготовке к отопительному периоду (ОЗП). Например, на наиболее аварийно-опасных сетях опрессовка (гидравлические испытания на прочность и плотность) проводится фактическим давлением (обычно 8÷12 кгс/см²) либо вообще не проводится.

Примечание: пунктом 333 Правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок (ПТЭ), утвержденных приказом Минэнерго России от 14.05.2025 № 511, установлено минимальное значение давления опрессовки (гидравлических испытаний на прочность и плотность) тепловых сетей равное 1,25 рабочего. Значение рабочего давления устанавливается проектной документацией или паспортом тепловой сети и для крупных систем теплоснабжения обычно составляет 1,6 МПа (16 кгс/см²). Таким образом, давление гидравлических испытаний должно составлять не менее 2,0 МПа (20 кгс/см²).

группа 4: свыше 1,2 шт./км в год – эквивалентно ненадежным (ветхим) тепловым сетям – а это уже катастрофическое состояние, на практике это означает, что подготовка тепловых сетей к ОЗП не проводится или проводится формально, в частности, главный элемент подготовки к ОЗП – опрессовка тепловых сетей – не проводится.

В рейтинге лучших тепловых сетей в целом по городам 1-ю строчку занимает город Москва с интенсивность отказов – менее 0,02 повреждения/км за 2023 год (схема теплоснабжения Москвы ежегодно утверждается с отставанием на 1 год);

2-я строчка принадлежит Новокуйбышевску Самарской обл. с показателем менее 0,03 повреждения/км/год;

3-е место у Краснодара – 0,05 повреждения/км/год.

Далее идут Ставрополь, Сочи, Саранск, Оренбург, Казань (за 2023 год), Уфа, Набережные Челны с интенсивность отказов тепловых сетей менее 0,2 повреждения/км/год.

Наихудшее состояние тепловых сетей в городах Киров, Владивосток, Тюмень с интенсивностью отказов около 1,4 повреждения/км/год, в Саратове – 1,86 повреждения/км и Твери – более 1,96 повреждения/км/год.

Рейтинг городов по величине интенсивности отказов тепловых сетей представлен в табл. 1-5.

Города Орск и Кызыл в данный рейтинг не попали, в связи с тем, что схемы теплоснабжения этих городов не содержат сведений по отказам тепловых сетей.

В разрезе отдельных систем теплоснабжения худший показатель у Саратовской ГРЭС – более 2,5 повреждений/км/год. Помимо уже упомянутых Твери, Тюмени, Владивостока и Кирова, также в список наиболее ветхих тепловых сетей входят крупные системы теплоснабжения в таких городах как Новосибирск, Омск, Санкт-Петербург, Челябинск, Кемерово. Общий рейтинг отдельных систем теплоснабжения по величине интенсивности отказов представлен в табл. 6-10.

На рис. 1 приводится сравнение тарифов на тепловую энергию для населения по городам с наибольшей и наименьшей интенсивностью отказов тепловых сетей. Зеленым выделены города с интенсивностью отказов тепловых сетей менее 0,4 повреждения/км в год, красным – с более чем 1,2 повреждения/км в год.

Рис. 1 – Интенсивность отказов тепловых сетей и тарифы (цены) на тепловую энергию для населения за 2024 год в крупнейших городах России

Как видно из рис. 1 тарифы (цены) на тепловую энергию для населения в Твери сопоставимы с тарифами (ценами) в Набережных Челнах, Новокуйбышевске, Саранске, Казани, Оренбурге при этом интенсивность отказов в 17 раз выше. В той же климатической зоне находится и Владивосток (около 4000 градусо-суток отопительного периода) только тарифы на тепловую энергию на 36% выше, как и интенсивность отказов – в 12 раз выше.

Уфа и Киров также находятся в схожих климатических условиях (около 5000 градусо-суток отопительного периода), имеют почти равные тарифы (цены) на тепловую энергию, при этом в Кирове интенсивность отказов тепловых сетей в 7,5 раз выше.

Объяснить данные несоответствия можно только накопленным износом тепловых сетей. Одной из причин накопления износа являются высокие расходы энергоресурсов на производство и передачу тепловой энергии и теплоносителя, в т.ч. сверхнормативные тепловые потери и утечки теплоносителя, разрегулировка тепловых сетей и связанные с ней пережоги электроэнергии сетевыми насосами, неоплачиваемые перетопы потребителей.

Динамика изменения интенсивности отказов за 5 лет (с 2020 по 2024 годы) по ряду городов имеет тенденцию к росту (табл. 11). Например, в Твери интенсивность отказов тепловых сетей увеличилась на 120%, в Бийске и Ростове-на-Дону – на 65%, в Волгограде – на 44%, в Барнауле – на 23%, в Кемерово – на 23%, в Тюмени – на 19%, в Саратове, Челябинске, Владивостоке – на 17%.

В Кирове интенсивность отказов тепловых сетей снизилась на 63%, в Липецке – на 47%, в Томске – на 34%, в Рязани – на 21%, в Самаре – на 20%, в Новосибирске – на 16%.

Из представленных данных видно, что из пяти городов с интенсивностью отказов тепловых сетей более 1,2 повреждений/км (Тверь, Саратов, Тюмень, Владивосток, Киров), только в Кирове теплоснабжающей организации удалось «переломить» динамику ветшания тепловых сетей и выйти на устойчивый тренд по снижению потока отказов тепловых сетей: за 5 лет число отказов снизилось на 63%.

Рекомендации для теплоснабжающих организаций и городов с высоким уровнем интенсивности отказов тепловых сетей, особенно с интенсивностью отказов более 0,6 повреждений/км и негативной динамикой роста числа отказов:

• составление карт-схем с локализацией отказов по участкам тепловых сетей, выявление и устранение причин наружной коррозии трубопроводов (затопления каналов, блуждающие токи, протекания (капель) перекрытий каналов и другие причины);
• анализ режимов работы водоподготовительных установок, выявление и устранение причин внутренней коррозии трубопроводов (отклонения от параметров качества подпиточной воды, подпитка сырой (водопроводной) водой, нарушения плотности подогревателей ГВС и другие причины);
• гидравлические испытания тепловых сетей на прочность и плотность, составление адресных программ замены тепловых сетей.

Часть 2. Утечка теплоносителя из тепловых сетей

В соответствии с пунктом 371 Правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок (ПТЭ), утвержденных приказом Минэнерго России от 14.05.2025 № 511, норма среднегодовой часовой утечки из тепловых сетей должна составлять не более 0,25% от среднегодового объема воды в тепловой сети.

Длительное время (с 1973 по 2012 год) при проектировании систем теплоснабжения производительность водоподготовки и соответствующего оборудования для подпитки систем теплоснабжения определялась в размере 0,75% фактического объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним систем отопления и вентиляции зданий (без учета расхода воды на нужды горячего водоснабжения по открытой схеме).

Таким образом, в большинстве российский систем теплоснабжения водоподготовительные установки (далее – ВПУ) имеют (имели) трехкратный запас по производительности. А до 1973 года производительность ВПУ должна была иметь двукратный запас.

Требование о двукратном, а позднее трехкратном запасе по производительности было обусловлено необходимостью подпитки системы теплоснабжения подготовленной водой в периоды заполнения после планового останова, перед началом отопительного периода, а также во время отказов (порывов) тепловых сетей. Подпитка систем теплоснабжения неподготовленной (сырой) водой рассматривалась как экстренная мера, т.к. приводит к скачкообразному росту скорости коррозии всех трубопроводов в системе теплоснабжения.

С 1 января 2013 года приказом Минрегиона России от 30.06.2012 №280 введен в действие СП 124.13330.2012 «Свод правил. Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003» (с изменениями №1-4), который предписывает при реконструкции существующих и проектировании новых ВПУ определять их производительность как сумму нормативной (0,25% среднегодового объема) утечки и максимального часового расхода воды при заполнении трубопроводов тепловой сети, установленного СП 124.13330. При этом скорость заполнения тепловой сети должна быть увязана с производительностью источника подпитки и может быть ниже максимальных значений расходов. Отсутствие в СП 124.13330 в явном виде указанной величины резерва по производительности ВПУ, в том числе учитывающего амплитуду как сезонных, так и случайных (вызванных отказами тепловых сетей) изменений величины подпитки, позволяет определять ее производительность равной нормативной (0,25% среднегодового объема).

Таким образом, принятие решения о величине (достаточности) производительности ВПУ (или величине резерва) возложено на заказчика проекта (теплоснабжающую организацию).

Для составления рейтинга города и отдельные системы теплоснабжения разделены на группы по величине утечки из тепловых сетей (для систем теплоснабжения с открытой схемой ГВС – за вычетом расхода воды на нужды ГВС по открытой схеме):

группа 1: со среднегодовой часовой утечкой из тепловых сетей до 0,25% объема воды в трубопроводах тепловых сетей – нормативное состояние;

группа 2: со среднегодовой часовой утечкой из тепловых сетей от 0,25% до 0,5% объема воды в трубопроводах тепловых сетей – аварийное состояние, при невозможности снижения величины утечки до нормативных значений рекомендуется проверить соблюдение условия о трехкратном запасе производительности ВПУ и, при необходимости, выполнить реконструкцию ВПУ с увеличением производительности;

группа 3: со среднегодовой часовой утечкой из тепловых сетей более 0,5% объема воды в трубопроводах тепловых сетей – катастрофическое состояние, требующее экстренных мер по определению причин утечки, разработке и выполнению комплекса мероприятий по ее доведению до нормативны значений, а, при невозможности, выполнение реконструкции ВПУ с увеличением производительности.

Лучшие показатели по величине утечки теплоносителя, не превышающей нормативных значений (менее 0,25%), с закрытой схемой ГВС в городах Оренбург, Березники Пермского края, Казань, Москва, Саранск.

Лучшие показатели по величине утечки теплоносителя, не превышающей нормативных значений (менее 0,25%), с открытой схемой ГВС в городах Кызыл, Сочи, Тольятти, Абакан (с агломерацией).

Рейтинг городов по величине утечки из тепловых сетей представлен в табл. 1-3.

Худшие показатели по величине утечки теплоносителя (с превышением норматива более чем в 3 раза – более 0,75%), с закрытой схемой ГВС в городе Пенза, а также в Пензе и Челябинске с превышением норматива в 2,8 раза.

Худшие показатели по величине утечки теплоносителя (с превышением норматива более чем в 3 раза – более 0,75%), с открытой схемой ГВС в городах Липецк, Владивосток, Саратов, Екатеринбург, Санкт-Петербург, Омск, с превышением норматива более чем в 5 раз – Новокузнецк, с превышением норматива более чем в 6 раз – Тверь.

Города Новочебоксарск, Орел, Ярославль, Ульяновск (в части ТЭЦ-2) в данный рейтинг не попали, в связи с тем, что схемы теплоснабжения этих городов не содержат сведений по величине утечки теплоносителя из тепловых сетей, либо эти данные приводятся в сумме с расходом воды на открытый ГВС.

В разрезе отдельных систем теплоснабжения лучшие показатели по величине утечки у Московской ГЭС-1, Уфимской котельной №3, Казанской котельной «Горки», Московской ТЭЦ-16 – в перечисленных системах теплоснабжения величина утечки более чем в 2,5 раза ниже норматива.

В разрезе отдельных систем теплоснабжения худшие показатели по величине утечки теплоносителя (с превышением норматива более чем в 4,4 раза), с закрытой схемой ГВС в системе теплоснабжения Пензенской ТЭЦ-1, в системах теплоснабжения Владивостокской ТЭЦ-2 и Новосибирской ТЭЦ-3 норматив превышен в 3,9 раза; с открытой схемой ГВС – в системе теплоснабжения Северной ТЭЦ-21 Санкт-Петербурга и объединенной системы теплоснабжения Твери превышение норматива более чем в 6,5 раз, в системе теплоснабжения Западно-Сибирской ТЭЦ Новокузнецка и Саратовской ГРЭС – превышение норматива более чем в 7 раз, в системе теплоснабжения Центральной ТЭЦ Новокузнецка норматив превышен более чем в 11 раз.

Рейтинг отдельных систем теплоснабжения по величине утечки из тепловых сетей представлен в табл. 16-19.

Динамика изменения утечки теплоносителя из тепловых сетей за 5 лет (с 2020 по 2024 годы) по ряду городов имеет устойчивую тенденцию к росту (табл. 19). Например, в Ижевске утечки из тепловых сетей увеличились на 133%, в Бийске – на 80%, в Воронеже – на 71%, в Иваново – на 67%, в Омске – на 62%, в Твери – на 60%, в Новосибирске – на 53%.

При этом, необходимо отметить, что в Ижевске, Омске, Новосибирске, Томске одновременно с ростом утечки за аналогичный период произошел рост числа отказов тепловых сетей.

По ряду городов динамика изменения утечки теплоносителя из тепловых сетей за 5 лет (с 2020 по 2024 годы) имеет тенденцию к снижению (табл. 20). Например, в Краснодаре утечки из тепловых сетей снизились на 34%, в Ростове-на-Дону – на 22%, в Тамбове – на 21%, во Владивостоке – на 20%. В этих же городах произошло снижение числа отказов тепловых сетей.

За последние 5 лет (с 2020 по 2024 годы) расходы воды из систем теплоснабжения на нужды горячего водоснабжения (по открытой схеме ГВС) увеличились на 46% по Волгоградской ТЭЦ-2, на 44% по Ярославской ТЭЦ-3, на 28% по Западно-Сибирской ТЭЦ Новокузнецка, на 22% по системе теплоснабжения котельных РК-3 и РК-4 в Ростове-на-Дону (табл. 21).

У данного явления возможны 2 причины:

1) подключение новых потребителей по схеме с открытым ГВС, что прямо нарушает требование части 8 статьи 29 закона о теплоснабжении 190-ФЗ;

2) «записывание» сверхнормативной утечки в качестве открытого водоразбора.

Необходимо отметить, что по городам Владивосток, Екатеринбург, Ростов-на-Дону, Санкт-Петербург, Липецк, Пенза, Тула данные о величине расхода воды на нужды открытого ГВС с схемах теплоснабжения не актуализированы за 2024 год (в материалах схем теплоснабжения данные за 2024 год приводятся равными данным за 2023 год).

Причинами утечки являются:

• постоянные технологически обоснованные (неизбежные) утечки теплоносителя за счет неплотности сальниковых уплотнений запорной и регулирующей арматуры и компенсаторов, насосных агрегатов, неплотности дренажных вентилей и т.п.;
• кратковременные утечки, связанные с повреждениями (порывами) тепловых сетей, продолжительность которых составляет от нескольких часов до нескольких суток и зависит от скорости обнаружения повреждения эксплуатационным персоналом ТСО, а также утечка, связанная с дренированием поврежденного участка тепловых сетей для производства аварийно-восстановительных работ;
• длительные утечки, связанные с повреждениями (порывами) тепловых сетей в случаях, когда не удается длительное время обнаружить место повреждения или произвести отключение поврежденного участка не представляется возможным без прекращения теплоснабжения значительного числа потребителей;
• систематические временные и/или постоянные сливы теплоносителя в зданиях с недостаточными давлениями на вводе – недостаточным располагаемым напором.

Причинами столь высоких значений утечки теплоносителя из тепловых сетей в перечисленных системах теплоснабжения крупных городов России являются несколько факторов. При этом, отказы тепловых сетей основным фактором утечки не являются: явная корреляция между числом отказов тепловых сетей и величиной утечки отсутствует. Основной причиной значительной сверхнормативной утечки являются как временные, так и постоянные сливы теплоносителя в зданиях с недостаточными располагаемыми напорами.

По совокупности двух факторов: интенсивности отказов и утечки теплоносителя наилучшее состояние тепловых сетей за 2024 год (в алфавитном порядке) в Абакане, Казани, Москве, Оренбурге, Саранске и Сочи; наихудшее состояние в Твери, Саратове, Владивостоке, Омске.

Рис. 2 – Состояние тепловых сетей за 2024 год в крупнейших городах России

Необходимо отметить тепловые сети города Новокузнецка, которые по интенсивности отказов находятся в хорошем состоянии (0,4 повреждения/км и менее), но утечки теплоносителя в 5,4 раза превышают нормативные значения, а также Ижевск и Иваново с превышением норматива утечки в 2,7 и 2,3 раза соответственно и интенсивностью отказов менее 0,4 повреждений/км.

На рис. 3 представлено изменение состояния тепловых сетей с 2020 года (начальная точка) по 2024 год (конечная точка) для городов Тверь, Кемерово, Челябинск, Воронеж, Иваново. Из всех проанализированных городов наибольшая скорость деградации системы теплоснабжения в Твери.

Рис. 3 – Изменение состояния тепловых сетей с 2020 по 2024 годы

Теплоснабжающим организациям со сверхнормативной утечкой в системах теплоснабжения помимо уже указанных в части 1 мероприятий рекомендуется:

• выполнить детальное гидравлическое моделирование режимов работы системы теплоснабжения с выявлением зон с недостаточными располагаемыми напорами;
• выполнить обследование потребителей в зонах с недостаточными располагаемыми напорами;
• выполнить мероприятия по наладке гидравлических режимов работы теплопотребляющих установок потребителей;
• для потребителей с элеваторными узлами обеспечить соблюдение графиков центрального качественного регулирования тепловой нагрузки.

Часть 3. Потребление тепловой энергии

Объем потребления тепловой энергии на цели отопления в жилищных фондах городов напрямую зависит от климатических условий: продолжительности отопительного периода и температур наружного воздуха. Поэтому прямое сравнение систем теплоснабжения городов по данному показателю, как это ранее было сделано по показателям интенсивность отказов и утечка теплоносителя, невозможно.

Для объективного сравнения систем теплоснабжения городов выполнен пересчет данных о фактическом потреблении тепловой энергии на нужды отопления в жилом фонде, отнесенном к площади жилого фонда, к одинаковой для всех температуре наружного воздуха – 0°С.

В табл. 22 приводятся данные по удельному среднесуточному за отопительный период потреблению тепловой энергии на нужды отопления для «южных» городов (с градусосутками отопительного периода (далее – ГСОП) менее 3000 °С·сут) за 2024 год.

В табл. 23 приводятся данные по удельному среднесуточному за отопительный период потреблению тепловой энергии на нужды отопления для городов с градусосутками отопительного периода от 3000 °С·сут до 4000 °С·сут за 2024 год.

В табл. 24 приводятся данные по удельному среднесуточному за отопительный период потреблению тепловой энергии на нужды отопления для городов с градусосутками отопительного периода от 4000 °С·сут до 5000 °С·сут за 2024 год.

В табл. 25 приводятся данные по удельному среднесуточному за отопительный период потреблению тепловой энергии на нужды отопления для городов с градусосутками отопительного периода от 5000 °С·сут до 6000 °С·сут за 2024 год.

В табл. 26 приводятся данные по удельному среднесуточному за отопительный период потреблению тепловой энергии на нужды отопления для городов с градусосутками отопительного периода более 6000 °С·сут за 2024 год.

Для удобства сравнения данные табл. 22-26 представлены на общем графике – рис. 4. Для ориентира «сколько будет хорошо и сколько будет плохо» красной линией на графике приводится потребление типовой «хрущевки» – панельный МКД 1965 года постройки общей площадью 3500 кв.м. (4 подъезда 5 этажей).

Рис. 4 – Потребление тепловой энергии за 2024 год

Города с наибольшим потреблением тепла на отопление:

• Красноярск – 797 ккал/м²/сут,
• Иваново – 785 ккал/м²/сут,
• Воронеж – 745 ккал/м²/сут,
• Бийск – 736 ккал/м²/сут,
• Волгоград – 726 ккал/м²/сут,
• Хабаровск – 704 ккал/м²/сут.

Городам с потреблением меньше 350 ккал/м²/сут рекомендуется внимательно проверять данные, которые они публикуют в схемах теплоснабжения.

В частности, площади жилого фонда по данным Росстата и по данным схем теплоснабжения по ряду городов не совпадают. Например, по Санкт-Петербургу в схеме теплоснабжения площадь более чем в 1,5 раза больше, чем по данным Росстата. Если данные по потреблению тепловой энергии в Санкт-Петербурге скорректировать по данным Росстата, то удельное среднесуточное за отопительный период потребление тепловой энергии на нужды отопления изменится с 411 ккал/(м²·сут) до 631 ккал/(м²·сут) (рис. 5).

Аналогично по Челябинску – разница более чем в 1,5 раза.

Город Екатеринбург на данный график не попал, т.к. схема теплоснабжения города не содержит необходимых для расчета сведений.

Рис. 5 – Потребление тепловой энергии за 2024 год

Единственной причиной столь значительной разницы между минимальным и максимальным теплопотреблением, особенно если рассматривать города, находящиеся в климатически схожих условиях, являются перетопы, а причинами перетопов являются несоблюдение (завышение) ЕТО режимов отпуска тепловой энергии и разрегулировка тепловых сетей, то есть отсутствие наладки гидравлических режимов работы тепловых сетей в течении длительного периода времени – многих лет. По некоторым городам работы по наладке режимов работы тепловых сетей не проводились десятилетиями.

По данным актуальных схем теплоснабжения по ряду городов фактические расходы сетевой воды в системах теплоснабжения превышают расчетные значения более чем в 2 раза, что влечет за собой перетопы потребителей, сверхнормативные тепловые потери, сливы теплоносителя потребителями (сверхнормативные утечки), перерасход электрической энергии.

Необходимо отметить, что частью 4 статьи 20 закона о теплоснабжении 190-ФЗ определен перечень обязанностей теплоснабжающих организаций. Обязанностью №2 в данном перечне является наладка гидравлических режимов тепловых сетей.

Городам рекомендуется:

• разработать нормативные показатели эффективности работы (энергетических характеристик) тепловых сетей для каждой системы теплоснабжения с расчетной присоединенной нагрузкой 50 Гкал/ч и более – требование пункта 373 Правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденных приказом Минэнерго России от 14.05.2025 № 511;
• выполнить сопоставление разработанных показателей эффективности (энергетических характеристик) тепловых сетей с их фактическими значениями за прошедший отопительный период с выявлением резервов экономии тепловой и электрической энергии и теплоносителя – требования пункта 374 Правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденных приказом Минэнерго России от 14.05.2025 № 511, пункта 7 Порядка определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, утвержденного приказом Минэнерго России от 30.12.2008 № 325;
• разработать и обеспечить выполнение программы мероприятий по приведению фактических показателей режимов работы тепловых сетей и системы теплоснабжения в целом до уровня нормативных значений.

Часть 4. Стоимость отопления для населения

Наиболее интересным показателем для анализа, объединяющим в себе все факторы и особенности работы систем теплоснабжения, представляется стоимость отопления – средний размер платежа населения за 1 кв.м. площади МКД. Данные также ранжированы по климатическим зонам и представлены на общем графике – рис. 6. Более подробно информация приводится в табл. 27-.

Рис. 6 – Стоимость отопления за 2024 год

Город Екатеринбург на данный график не попал, т.к. схема теплоснабжения города не содержит необходимых для расчета сведений.

В качестве ориентиров на графике показаны:

1) Нижняя оранжевая линия – это средняя цена на тепловую энергию, определенная по методу «альтернативной» котельной, без инвестиционной составляющей, то есть это эталонный тариф на тепло без инвестиций;

В городах со стоимостью отопления «лежащей» на оранжевой линии или ниже ее вызывает вопросы возможность ЕТО по надлежащей эксплуатации систем теплоснабжения, так как данная стоимость не компенсирует даже операционные расходы теплоснабжающих организаций.

2) Верхняя красная линия – это средняя полная цена на тепловую энергию (предельный уровень цен), определенная по методу «альтернативной» газовой котельной.

В городах со стоимостью отопления выше красной линии (Санкт-Петербург, Иваново, Тула) должны быть самые лучшие: новые, эффективные системы теплоснабжения, так как размер платежей за отопление достаточный для замены систем отопления (котельных и всех тепловых сетей) на новые каждые 10 лет.

Аналогично в отношении городов, максимально приблизившихся к красной линии, – Красноярску, Хабаровску, Нижнему Новгороду.

Однако, данное утверждение не соответствует фактическому состоянию систем теплоснабжения в перечисленных городах и не подтверждается фактическими значениями показателей развития (эффективности эксплуатации).

Выводы

Состояние систем теплоснабжения в крупных городах России как техническое, так и уровень эксплуатации значительно отличаются. Причем эти различия чаше всего не связаны с величиной тарифа (цены) на тепловую энергию. Возможными причинами предположительно являются:

• Низкий уровень «инженерной» квалификации технических служб теплоснабжающих организаций. Под данным термином понимаются образование сотрудников и руководителей технических служб, знание ими как минимум основ термодинамических и гидравлических процессов, протекающих в системе теплоснабжения.
• Отсутствие у теплоснабжающих организаций стимулов для повышения качества теплоснабжения потребителей, энергетической эффективности функционирования систем теплоснабжения в целом. При этом, под качеством теплоснабжения понимается как отсутствие недотопов, так и отсутствие перетопов.
• Отсутствие государственного (муниципального, регионального и/или федерального) контроля или мониторинга уровня фактической энергетической эффективности теплоснабжения и его влияния на стоимость отопления для граждан.

А.И. Миргородский, АО «Росатом инфраструктурные решения»

В статье обобщается информация из учебников и справочников по теплоснабжению и приводятся основополагающие данные для расчетов графиков регулирования отпуска и потребления тепла.

Обобщая опыт работы теплоснабжающих организаций (ТСО) в более чем 50 крупных городах России, можно сделать вывод, что в среднестатистической ТСО технические специалисты и их руководители не знают как рассчитывается температурный график, почему он именно такой и на что и как влияет его изменение. Технические руководители некоторых ТСО своим решением изменяют температурные графики совершенно произвольным образом: изменяют угол наклона, выгибают дугой, вводят ступени на линии температур воды в подающем трубопроводе, поднимают линию температур воды в обратном трубопроводе приближая её к фактическим температурам.

Температурный график – это не эмпирическая зависимость температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха. Температурные графики рассчитываются по формулам. В их основе лежат уравнения теплопередачи. Но обо всем по порядку, с начала нужно разобраться со способами регулирования тепловой нагрузки.

Способы регулирования тепловой нагрузки:

• качественный – изменением температуры сетевой воды при постоянном ее расходе;
• количественный – изменением расхода сетевой воды при постоянной ее температуре;
• качественно-количественный – одновременное изменение температуры и расхода сетевой воды.

В нашей стране для подавляющего большинства систем теплоснабжения принят качественный способ регулирования тепловой нагрузки. Для большинства источников тепловой энергии (а для некоторых и единственным) основным видом тепловой нагрузки является отопление. Доля других видов тепловой нагрузки, горячего водоснабжения (средняя) и вентиляции, в период отопительного периода, существенно ниже отопительной и, как правило, не превышает 30%. Поэтому в основу центрального регулирования закладывается закон изменения именно отопительной нагрузки от температуры наружного воздуха.

Полное наименование такого графика регулирования – температурный график центрального качественного регулирования по отопительной нагрузке, реже – по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения.

При наличии нагрузки горячего водоснабжения в температурный график вводят ограничение минимального значения температуры воды в подающем трубопроводе для обеспечения необходимой температуры воды систем ГВС. Это ограничение называется «спрямление на ГВС» (ни «нижняя срезка», ни «полка»). При включении подогревателей ГВС по последовательной схеме, как правило, применяется график качественного регулирования по совмещенной нагрузке отопления и ГВС. В этом случае к значениям температур воды в подающем трубопроводе вводится надбавка, которая рассчитывается исходя из соотношения нагрузки ГВС и отопления. Но такие системы теплоснабжения встречаются не часто.

Расчет температурного графика качественного регулирования

Формулы расчета температурного графика выводятся из совместного решения трех уравнений теплопередачи для отапливаемого объекта (здания).

Первое уравнение. Тепловой поток на компенсацию тепловых потерь зданием (теплопотери через ограждающие конструкции здания)

где $t_{\text{вн}}$ – температура воздуха в отапливаемом здании, °С;
$t_{\text{н}}$ – температура наружного воздуха, °С;
$\sum_i (k_i F_i)_{\text{зд}}$ – сумма произведений коэффициентов теплопередачи отдельных ограждающих конструкций здания на их поверхности.

В безразмерном виде первое уравнение можно представить как:

или

где $\Theta$ – относительная разность температур внутреннего и наружного воздуха.

Надстрочные индексы «р» здесь и далее обозначают значение при расчётной температуре наружного воздуха.

Второе уравнение. Тепловой поток, выделяемый нагревательными приборами

где $t_3$ – температура теплоносителя на входе в отопительный прибор, °С;
$t_2$ – то же на выходе, °С;
$\sum_i (k_i F_i)_{\text{пр}}$– сумма произведений коэффициентов теплопередачи отдельных нагревательных приборов на их поверхности.

Коэффициент теплопередачи нагревательного прибора не является постоянной величиной и зависит от температурного напора отопительного прибора Δt:

где $A$ – постоянная, зависящая от типа прибора, места, способа установки и ряда других факторов;
$n$ – постоянная, также зависящая от типа нагревательного прибора. Для систем отопления, оборудованных конвективно-излучающими нагревательными приборами, $n = 0{,}25$;

Комплекс $\sum_i (k_i F_i)_{\text{пр}}$ также можно выразить через расчётные значения тепловой нагрузки и температурного напора:

где $\Delta t^{\text{p}}$ – температурный напор отопительного прибора при расчётном режиме (при расчётной температуре наружного воздуха):

В безразмерном виде второе уравнение теплового потока будет выглядеть следующим образом:

или

Третье уравнение. Тепловой поток, сообщаемый теплоносителем нагревательным приборам:

или

где $с$ – теплоёмкость теплоносителя; $G$ – расход теплоносителя; $u$ – коэффициент смешения на тепловом узле; $t_1$ – температура теплоносителя до узла смешения;

Коэффициент смешения рассчитывается по формуле:

В безразмерном виде третье уравнение теплового потока будет выглядеть следующим образом:

или

где $\delta t_0$ – расчётный перепад температур тепловой сети, $\delta t_0 = t^{\text{p}}_1 — t^{\text{p}}_2$;
$\theta^{\text{p}}_0$ – расчётный перепад температур теплоносителя в нагревательных приборах, $\theta^{\text{p}}_0 = t^{\text{p}}_3 — t^{\text{p}}_2$.

Таким образом три уравнения теплового потока образуют систему уравнений:

При решении системы уравнений относительно температур теплоносителя $t_1$, $t_2$ и $t_3$ получаются уравнения температурного графика качественного регулирования по отопительной нагрузке:

Значения температур сетевой воды после смешения $(t’_3)$ и обратной от систем отопления $(t’_2)$ в диапазоне температур наружного воздуха, соответствующих спрямлению температурного графика на ГВС, а также «срезке» температурного графика:

Выбор оптимального температурного графика

Сразу нужно сделать оговорку: далее не будет описания выбора температурного графика для вновь строящихся (проектируемых) систем теплоснабжения. Речь пойдет о выборе (пересмотре) оптимального температурного графика для существующих систем теплоснабжения.

В последние 10-15 лет на различных семинарах, конференциях, форумах, посвященных теплоснабжению, а также при обсуждении схем теплоснабжения перед их утверждением, РСО все чаще поднимают вопрос о «правильности» действующего температурного графика и регулярно высказываются предложения по его снижению вплоть до уровня 95/70°С. В качестве аргументов высказывается следующее:

– во-первых, «порвётся всё» – службы эксплуатации РСО не повышают температуру сетевой воды выше некого значения из-за опасений резкого роста интенсивности потока отказов (числа повреждений тепловых сетей).

Далее данный фактор не учитывается в расчетах, т.к. предполагается, что тепловые сети находятся в удовлетворительном состоянии и все регламентные работы, предусмотренные Правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок, выполняются своевременно, качественно и в полном объеме.

– во-вторых, «сейчас все по-другому» – большинство действующих систем теплоснабжения спроектировано и построено еще в 60-70-е годы прошлого века исходя из экономических особенностей того периода.

Проверим, а по-другому ли на примере среднестатистической системы теплоснабжения.

Оптимальный температурный график – это такой график, при котором обеспечивается минимум затрат РСО на «поставку» потребителям тепловой энергии, т.е. минимум совокупных затрат на производство и на транспорт тепловой энергии.

Затраты (удельные) на транспорт (передачу) тепловой энергии складываются из расхода тепла на компенсацию тепловых потерь и расхода электроэнергии на циркуляцию сетевой воды. Также в этой группе будем учитывать сетевые насосы источника теплоты. По этому показателю (удельно) очень удобно сравнивать эффективность работы систем теплоснабжения между собой. Помимо этого, его расчет входит в состав нормативных энергетических характеристик тепловых сетей, которые должны разрабатываться не реже чем 1 раз в 5 лет для каждой системы теплоснабжения с присоединенной нагрузкой 50 Гкал/ч и более.

Для целей определения оптимального температурного графика абсолютные значения расхода топлива (удельного) не имеют практического значения, важно лишь его изменение в зависимости от того по какому температурному графику производится отпуск тепла с источника. Для котельных удельный расход топлива практически не зависит от выбранного температурного графика, а вот для ТЭЦ всё индивидуально и определяются составом основного оборудования и схемой его включения.

В общем случае нагрев сетевой воды в теплофикационной установке ТЭЦ осуществляется в основных, пиковых подогревателях сетевой воды и пиковых водогрейных котлах. Основные подогреватели сетевой воды снабжаются паром от теплофикационных отборов турбин (паром с давлением до 3 кгс/см²). Следует различать основные подогреватели сетевой воды, снабжающиеся паром от общестанционных коллекторов пара (обычно давлением 1,2-2,5 кгс/см²) и подогреватели сетевой воды, подключенные непосредственно к теплофикационным отборам турбоагрегатов, давление в которых может регулироваться в широких диапазонах (например, для турбоагрегата Т-100-130 диапазон регулирования давления в нижнем теплофикационном отборе составляет от 0,5 до 2,0 кгс/см² и в верхнем – от 0,6 до 2,5 кгс/см²). Пиковые подогреватели сетевой воды снабжаются паром от общестанционных коллекторов пара производственных параметров (обычно давлением 10-16 кгс/см²).

Нагрев сетевой воды в основных сетевых подогревателях может осуществляться: до температуры около 95°С для общестанционных бойлеров, до температуры 115-120°С для сетевых подогревателей индивидуальных теплофикационных установок турбоагрегатов (при двухступенчатом подогреве сетевой воды). Нагрев сетевой воды в пиковых подогревателях и пиковых водогрейных котлах в нормальных режимах эксплуатации может осуществляться до температуры 150°С.

Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии по мере увеличения температуры сетевой воды остается неизменным или незначительно увеличивается (в зависимости от типа основных подогревателей). При включении в работу пиковых подогревателей сетевой воды или пиковых водогрейных котлов удельный расход условного топлива несколько увеличивается. При этом необходимо учитывать продолжительность работы оборудования (пиковых подогревателей или котлов) в течении отопительного периода – повторяемость среднесуточных температур наружного воздухе. Так, в соответствии с климатическими циклами, среднесуточные температуры наружного воздуха близкие к расчетным повторяются каждые 12 лет.

Именно поэтому пункт 7.2 Свода правил СП 124.13330.2012 «Свод правил. Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003» требует проведения технико-экономических расчетов для выбора температурного графика.

Общий порядок проведения такого расчета:

1. Выбор нескольких (не менее трех) графиков регулирования отпуска для сравнения и определения наиболее оптимального. Определение ограничений температуры сетевой воды в подающем трубопроводе: срезок и спрямлений температурного графика производится уже после определения оптимального графика.
2. Для каждого температурного графика выполняется расчет следующих показателей нормативных энергетических характеристик:
   • отпуск тепловой энергии от источника теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха, при этом потребление тепловой энергии (полезный отпуск) для всех сравниваемых температурных графиков должно оставаться одинаковым;
   • расходы сетевой воды в подающем трубопроводе в зависимости от температуры наружного воздуха;
   • расход электрической энергии на перекачку сетевой воды, в т.ч. расход электрической энергии сетевыми насосами источника теплоты;
   • нормативные потери тепловой энергии и теплоносителя при передаче тепловой энергии по тепловым сетям от источников до конечного потребителя.
   Отпуск тепловой энергии (мощности) должен учитывать перетоп потребителей обусловленный «спрямлением» температурного графика для обеспечения ГВС, степень (долю) автоматизации систем теплопотребления и другие факторы влияющие на объём теплопотребления или расход тепла в системе теплоснабжения.
3. Для каждого температурного графика выполняется расчет пропускной способности тепловых сетей исходя из расчетных расходов сетевой воды с учетом требуемого уровня надежности и резервирования тепловых сетей.
4. Для каждого температурного графика определяются капитальные затраты на проведение мероприятий по реконструкции теплопроводов, при их необходимости.
5. Для каждого температурного графика и для каждого источника тепловой энергии определяются показатели энергетической эффективности, в т.ч. удельные расходы условного топлива (УРУТ) на отпуск тепловой и электрической энергии, удельные значения выработки электроэнергии по теплофикационному и конденсационному циклам с учетом:
   • – изменения давлений и расходов пара из регулируемых отборов и нерегулируемых отборов турбоагрегатов сверх нужд регенерации;
   • – возможного изменения состава и нагрузок работающего оборудования с учетом изменения регулировочных диапазонов их режимных показателей, изменения отпуска тепловой энергии от сетевых насосов, нагрузок РОУ и ПВК;
   • – изменений расходов тепловой и электрической энергии на собственные нужды источников тепловой энергии;
   • – сведенных теплового, электрического и топливного балансов для подгруппы/группы оборудования и источника тепловой энергии в целом.
6. Для каждого температурного графика определяются капитальные затраты по проведению мероприятий по реконструкции на источниках тепловой энергии, при их необходимости.
7. Для каждого температурного графика производится расчет стоимости мероприятий по наладке абонентских установок, связанных с пересмотром температурного графика; Для варианта с сохранением утвержденного температурного графика также разрабатывается программа мероприятий по приведению фактических расходов сетевой воды к нормативным (расчетным) значениям, определенным в энергетических характеристиках (если фактические расходы превышают нормативные более чем на 5%).

Далее приведен расчет расходов на транспорт (передачу) тепловой энергии для среднестатистической системы теплоснабжения от котельной. В основу расчета приняты усредненные данные из утвержденных Схем теплоснабжения городов в Центре, Приволжье и на Урале.

При расчете сделаны следующие допущения:

1. Расчет тепловых потерь выполнен для подземной прокладки тепловых сетей в непроходных каналах по нормам плотности теплового потока для тепловой изоляции, спроектированной до 1989 года;
2. При расчете расхода электроэнергии на транспорт теплоносителя учитываются только сетевые насосы источника теплоты. Принято отсутствие насосных станций на трубопроводах тепловой сети;
3. Стоимость тепловых потерь определена по топливной составляющей тарифа;
4. Средние за отопительный период температуры теплоносителя определены для каждого температурного графика по фактическим среднесуточным температурам наружного воздуха за 5 лет.

Результаты расчета стоимости транспорта тепловой энергии на 100 Гкал/ч присоединенной тепловой нагрузки в сумме за отопительный период при различных температурных графиках от 95/70 до 180/70°С представлены на рис. 1, где линия 1 – стоимость тепловых потерь (стоимость топлива, отнесенного на компенсацию тепловых потерь) с учетом изменения диаметров трубопроводов тепловых сетей эквивалентно изменению расхода сетевой воды; 1а – то же при условии постоянства для всех температурных графиков диаметров трубопроводов тепловых сетей, т.е. без учета реальной пропускной способности тепловых сетей; 2 – стоимость израсходованной электрической энергии на перекачку сетевой воды; 3 и 3а – суммарная стоимость энергоресурсов.

Рис. 1 – Себестоимость транспорта тепловой энергии на 100 Гкал/ч присоединенной тепловой нагрузки.

Как видно из приведенных данных стоимость тепловых потерь мало зависит от температурного графика вне зависимости от типа и года проектирования тепловой изоляции. Наибольшее же влияние оказывает расход электроэнергии на перекачку теплоносителя. Совокупная стоимость транспорта тепловой энергии с ростом температурного графика снижается. Как показывают практические расчеты для систем теплоснабжения от ТЭЦ в зависимости от состава основного оборудования оптимальным является температурный график с расчетной температурой от 130 до 150°С.

На рис. 2 представлена динамика относительных капитальных вложений в тепловые сети для различных температурных графиков. За единицу принят температурный график 150/70°С.

Рис. 2 – Относительные капитальные вложения в тепловые сети при различных температурных графиках.

При этом повышение температурного графика более 150/70°С снижает стоимость транспорта на 2% на каждые 5°С повышения температурного графика; более 160/70°С – на 1% на каждые 5°С. Возможно, именно по этим причинам для большинства крупных отечественных систем теплоснабжения принят проектный температурный график 150/70°С, а для систем дальнего транспорта тепловой энергии – 170/70°С.

Выводы.

1. Температурный график есть результат решения уравнений теплового баланса здания и не может без последствий для качественного теплоснабжения потребителей меняться в угоду «упрощения жизни» служб эксплуатации РСО.
2. Оптимальный температурный график – это график, обеспечивающий минимальные конечные тарифы (цены) на тепловую энергию.
3. Оптимальный температурный график устанавливается для каждой системы теплоснабжения при ее проектировании. Для существующих систем теплоснабжения изменение проектного температурного графика источника теплоты, тепловых сетей и/или приемников теплоты должно выполняться путем внесения изменений в проектную документацию источника теплоты, тепловых сетей и/или приемников теплоты на основе технико-экономических расчетов.

Литература

• Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – 7-е изд., стереот. – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 472 с.: ил.
• Манюк В.И. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. Справочник. – 3-е изд., М.: Стройиздат, 1988. – 432 с.: ил.
• В.Н. Папушкин, А.Ю. Желнов, А.П. Щербаков. Пересмотр температурных графиков с использованием модели предиктивного анализа работы оборудования в тепловой сети. «Электрические станции», №4 (2022). http://dx.doi.org/10.34831/EP.2022.1089.4.002
• Утвержденные схемы теплоснабжения городов Владимир, Воронеж, Екатеринбург, Иваново, Ижевск, Казань, Киров, Москва, Нижний Новгород, Орёл, Оренбург, Пенза, Пермь, Самара, Саранск, Саратов, Тамбов, Тюмень, Челябинск.
• Отчет о состоянии теплоэнергетики и централизованного теплоснабжения в Российской Федерации в 2022 году, ФГБУ «РЭА» Минэнерго России

Автор: А.А. Зубанов, директор ООО «Ивтеплоналадка»

В 2010 году сознание теплоэнергетиков, долгие годы эксплуатировавших свои, ставшие уже родными и знакомыми, системы теплоснабжения, было, без преувеличения, потрясено требованиями пп. 8 и 9 статьи 29 Федерального закона РФ № 190-ФЗ от 27.07.2010 г. «О теплоснабжении»:

8. С 1 января 2013 года подключение (технологическое присоединение) объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путём отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.

(часть 8 введена Федеральным законом от 07.12.2011 № 417-ФЗ (ред. от 30.12.2012))

9. С 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путём отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается.

(часть 9 введена Федеральным законом от 07.12.2011 № 417-ФЗ)

Каких-либо вразумительных технико-экономических обоснований или хотя бы пояснений под этими статьями закона приведено не было, на какую величину должен был снизиться тариф на тепловую энергию для населения после выполнения этих судьбоносных для любой системы теплоснабжения решений также не сообщалось.

Первый мощный удар наносился статьёй 8, которая прямо сообщает, что все новые объекты строительства в городах, имеющих открытые системы теплоснабжения для нужд горячего водоснабжения (далее – ГВС) – примерно 75 % от всего количества систем теплоснабжения в РФ, подключать к таким системам запрещено. Таким образом, изначально ставился мощный законодательный административно-принудительный барьер развитию систем теплоснабжения с открытым водоразбором на ГВС вообще, так как застройщику проще подключить новый объект к сетям газоснабжения для нагрева сетевой воды на отопление и ГВС, чем городить огород, подключая здание по отоплению к системе централизованного теплоснабжения, а для нагрева воды для ГВС – к системе газоснабжения.

Второй ошеломительно-кувалдоподобный удар по системам теплоснабжения с открытым водоразбором на ГВС наносится статьёй 9, которая прямо сообщает о невозможности использования с 01 января 2022 года таких систем теплоснабжения вообще…

Итак, попробуем разобраться, о чём же всё-таки говорится в указанных статьях Федерального закона…

1. Выбор системы теплоснабжения

Выбор системы теплоснабжения по ГВС (открытая, закрытая), оказывается, производится не просто так. Пока ещё действующий СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» в п. 6.6 чётко регламентирует, что:

Система теплоснабжения (открытая, закрытая, в том числе с отдельными сетями горячего водоснабжения, смешанная) выбирается на основе представляемого проектной организацией технико-экономического сравнения различных систем с учётом местных экологических, экономических условий и последствий от принятия того или иного решения.

Вот, значит, как… То есть не всех под одну гребёнку, а всё-таки технико-экономического сравнения и местные условия! А есть ли ещё какие-то ограничения? Оказывается, есть. Тот же СНиП п. 6.9:

С атомными источниками теплоты должны проектироваться, как правило, открытые системы теплоснабжения, исключающие вероятность недопустимых концентраций радионуклидов в сетевой воде, трубопроводах, оборудовании СЦТ и в приёмниках теплоты потребителей.

Хорошо, а как же выбирать системы теплоснабжения в других населённых пунктах, где и какая должна быть? Оказывается, это тоже БЫЛО регламентировано нормативными документами, действие которых, к сожалению, закончилось, новые выпущены не были, но физические и химические процессы при этом на третьей от нашего светила планете от этого не изменились.

Оказывается:

Выбор типа системы теплоснабжения с учётом качества воды выполнялся по РД 34.20.145-92 «Методическим указаниям по выбору типа системы теплоснабжения с учётом качества воды», Москва, ВТИ, 1992 г.

Срок действия установлен с 01.07.1993 до 01.07.2003.

А качество воды:

Качество подпиточной и сетевой воды тепловых сетей определялось по РД 34.37.504-83 «Нормы качества подпиточной и сетевой воды тепловых сетей», Москва, Институт им. Дзержинского, 1983 г.

Срок действия установлен с 01.07.1984 до 01.07.2004.

По каким же критериям был сделан когда-то выбор типа систем теплоснабжения по ГВС, дошедший до наших дней?

Для предварительного выбора системы теплоснабжения проводят оценку качества исходной воды, используемой для горячего водоснабжения, по следующим показателям:

• Коррозионная активность, определяемая карбонатным индексом И_к (мг-экв/л)², представляющим произведение общей щелочности (Щ_о) и кальциевой жёсткости воды (Ж_Са): И_к = Щ_о × Ж_Са;
• Суммарная концентрация хлоридов и сульфатов (мг/л):
  S = Cl⁻ + SO₄²⁻;
• Интенсивность низкотемпературного накипеобразования;
• Интенсивность сульфидного загрязнения воды, определяемого по перманганатной окисляемости питьевой воды (С, мг O/л).

Область применения открытой системы теплоснабжения в зависимости от уровня перманганатной окисляемости и других показателей воды питьевого качества представлена в Таблице 1.

Рекомендуемые типы систем централизованного теплоснабжения в зависимости от показателей воды питьевого качества представлены в Таблице 2.

Примечания:

1. Указанная в скобках система менее предпочтительна.
2. Рекомендации не распространяются на случаи, когда качество воды не отвечает требованиям СанПиН 2.1.4.559-96 по органолептическим показателям — жёсткость ≤ 10 мг-экв/л и Fe ≥ 0,3 мг/л.
3. В этих случаях её показатели должны быть доведены до требований СанПиН 2.1.4.559-96.

Вопрос:
То есть, перевести систему теплоснабжения с открытым водоразбором на закрытую по ГВС на несколько млрд рублей без НДС (примерно 0,5 млрд рублей на 100 тыс. человек населения) нельзя?

Ответ:
Технически перевести — можно. Но если показатели качества воды в регионе не соответствуют оговорённым требованиям (помните? Местные условия?) — придётся вкладывать ещё столько же примерно каждые 3–4 года; кроме того, через несколько лет резко возрастёт повреждаемость трубопроводов системы теплоснабжения, включая магистральные.

2. Почему же получилось так, что системы теплоснабжения по ГВС разные?

По-моему мнению, наличие как систем с открытым водоразбором, так и закрытых систем — технологический нонсенс, обусловленный тем, что государство на определённом этапе своего развития решает те задачи, которые являются важными именно для данного этапа. Согласитесь, совмещение в одной системе транспорта тепловой энергии совершенно различной по своей структуре, режимам, величине и продолжительности работы в году тепловой нагрузки — это уже парадокс сам по себе, который, однако, на том этапе исторического развития позволил сэкономить очень-очень много тонн стали на сооружение раздельных систем, направив эту сталь на развитие народного хозяйства, тем более что за счёт перекрёстного субсидирования затраты покрывались с лихвой даже с учётом так называемого «организованного перетопа».

Под раздельной схемой подразумевается разделение систем отопления и горячего водоснабжения, так называемая, четырёхтрубка. (Надеюсь, все представляют себе, как вместо подающего и обратного трубопроводов сетевой воды от источника теплоты проложены отдельно подающий и обратный трубопроводы сетевой воды на отопление, а также подающий и обратный (рециркуляционный) трубопроводы ГВС.)

Цитирую СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети», п. 7.6:

При центральном качественно-количественном регулировании отпуска теплоты для подогрева воды в системах горячего водоснабжения потребителей температура воды в подающем трубопроводе должна быть: для закрытых систем — не менее 70 °С; для открытых систем — не менее 60 °С.

Абсолютно понятным должно быть также то, что поддержание такой величины температуры сетевой воды в подающем трубопроводе при том, что температура сетевой воды начала отопительного сезона равна примерно 35 °С, приведёт к значительным перетопам потребителей (вспоминаем начало и окончание отопительного периода, открытые форточки и т. д.), чего никогда не может быть при раздельной схеме.

Вопрос:
То есть, наиболее правильной с точки зрения технологии является именно раздельная схема по ГВС?

Ответ:
Именно так. Если бы системы теплоснабжения были созданы именно таким образом, то не пришлось бы устанавливать приборы учёта у потребителей для фиксации организованного перетопа в осенне-весенний период, а также не понадобились бы никакие автоматизированные индивидуальные тепловые пункты для «экономии тепловой энергии». В данном случае оплата потребителями по приборам учёта осенне-весенних перетопов — это их добровольные пожертвования теплоснабжающим организациям за то, что когда-то не было сделано из-за довольно низкой стоимости тепла. Ведь установленные за деньги потребителей приборы учёта, фиксирующие явный перетоп в осенне-весенний период, за который потребителю приходится платить и которого быть не должно, но он существует потому, что до 1991 года не была построена 4-х трубная система — это явное несоответствие! Разрыв шаблона, можно сказать! Так «приборники» ещё и радуются тому, что они «экономят» (что далеко не факт!), так как бесприборникам расчёт нормативов на отопление производят по отапливаемой площади, помноженной на некую нагрузку с м² при средней температуре наружного воздуха за отопительный период!

3. Как же можно определить, какая система теплоснабжения по ГВС подходит именно для условий эксплуатации в данной местности?

1) Узнать, какая система по ГВС является проектной. Предки работали чётко и качественно, свойства воды в каждой конкретной местности не изменяются тысячелетиями (если, конечно, источник теплоты не переводили по исходной воде с артезианской на водопроводную и наоборот).

2) Выполнить работу проектных институтов и самому пройти их путь — на простых примерах. Для этого анализа необходимы данные замеров за довольно длительный период, т. к. свойства воды по временам года изменяются, иногда существенно. После обработки результаты сводятся в графики для анализа (примеры — Рис. 1–6).

Графическое представление выводов по схеме теплоснабжения по ГВС представлено на Рис. 7.

Вывод:
Для рассматриваемой схемы теплоснабжения наиболее приемлема именно открытая схема — ну вот вода у них такая…

4. А как отличается оснащение источника теплоты при работе на открытой и закрытой схеме теплоснабжения по ГВС?

Обратимся всё к тому же СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети»:

По производительности водоподготовки:

6.16. Расчётный часовой расход воды для определения производительности водоподготовки и соответствующего оборудования для подпитки системы теплоснабжения следует принимать:

• в закрытых системах — 0,75 % фактического объёма воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединённых системах отопления и вентиляции зданий (для участков свыше 5 км без распределения теплоты — 0,5 % объёма);
• в открытых системах — равным расчётному среднему расходу воды на ГВС с коэффициентом 1,2 плюс 0,75 % фактического объёма воды в сетях и присоединённых системах отопления, вентиляции и ГВС зданий (для участков свыше 5 км без распределения теплоты — 0,5 % объёма);
• для отдельных сетей ГВС при наличии баков-аккумуляторов — равным среднему расходу на ГВС с коэф. 1,2; при отсутствии баков — по максимальному расходу на ГВС плюс 0,75 % фактического объёма воды.

По возможности аварийной подпитки:

6.17. Для открытых и закрытых систем должна предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и недеаэрированной водой — 2 % объёма воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединённых системах (для открытых — также в системах ГВС).

По ёмкости баков-аккумуляторов:

6.20. Для открытых систем и отдельных сетей ГВС должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды вместимостью, равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на ГВС.

6.21. В закрытых системах на источниках мощностью 100 МВт и более — баки запаса ХОВ вместимостью 3 % объёма воды в системе; число баков — не менее двух по 50 %.

Вывод:
С точки зрения оснащения источника теплоты затрат на содержание и эксплуатацию системы с открытым водоразбором нужно больше.

5. А как отличаются режимы работы тепловых сетей при работе на открытой и закрытой или раздельной схеме теплоснабжения по ГВС?

Представлены в Таблице 5.

Вывод:
С точки зрения режимов работы тепловых сетей закрытая схема хуже открытой, а затрат на оснащение теплосетей по закрытой схеме требуется много больше.

Прямо так-таки и тянет напомнить пока ещё действующий п. 6.6 СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети»:

Система теплоснабжения (открытая, закрытая, в том числе с отдельными сетями горячего водоснабжения, смешанная) выбирается на основе представляемого проектной организацией технико-экономического сравнения различных систем с учётом местных экологических, экономических условий и последствий от принятия того или иного решения.

6. А если всё-таки переходить на закрытую схему теплоснабжения по ГВС с установкой подогревателей, то какую схему присоединения подогревателей выбрать?

Переключение потребителей ГВС на закрытую схему с включением подогревателей ГВС на ТП потребителей можно выбрать по … трём вариантам.

6.1 По последовательной схеме

6.2 По параллельной схеме

6.3 С включением подогревателей ГВС на ЦТП или крупных ТП по смешанной схеме

Вывод:

Выбор на основании… представляемого проектной организацией технико-экономического сравнения различных систем с учетом местных экологических, экономических условий и последствий от принятия того или иного решения.

А теперь – фанфары!

После утверждения постановлением Правительства Российской Федерации от 29.07.2013 г. № 642 (в ред. Постановлений Правительства РФ от 23.12.2016 № 1455, от 29.06.2017 № 778, от 12.04.2018 N 448), то есть, уже после утверждения пп. 8 и 9 Статьи 29 ФЗ «О теплоснабжении» появляются ПРАВИЛА ГОРЯЧЕГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ.

7. ПРАВИЛА ГОРЯЧЕГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 29.07.2013 № 642:

Часть V. Порядок, сроки принятия и требования к содержанию решения органа местного самоуправления о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) (пункты 117 – 124):

117. Решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и об организации перевода абонентов, подключенных (присоединенных) к таким системам, на иную систему горячего водоснабжения принимается органом местного самоуправления в отношении организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения).

118. Для принятия решения орган местного самоуправления в течение 3 рабочих дней со дня получения уведомления территориального органа федерального органа исполнительной власти, осуществляющего федеральный государственный санитарно-эпидемиологический надзор, о несоответствии средних уровней показателей проб горячей воды после ее приготовления нормативам качества горячей воды направляет организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), письменный запрос о представлении результатов технического обследования объектов и сетей открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения), принадлежащих на законном основании организации, осуществляющей горячее водоснабжение, и ориентировочного плана мероприятий по приведению качества горячей воды в соответствие с установленными требованиями с указанием финансовых потребностей для реализации мероприятий при наличии технической возможности их проведения либо обоснования отсутствия технической возможности для проведения мероприятий.

Указанная информация представляется в органы местного самоуправления в письменном виде с приложением обосновывающих документов и расчетов в течение 10 рабочих дней со дня получения соответствующего запроса.

119. Орган местного самоуправления рассматривает представленные в соответствие с пунктом 118 настоящих Правил документы и в случае наличия технической возможности для проведения мероприятий на основании представленного организацией, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), расчета финансовых потребностей для реализации таких мероприятий вносит изменения в техническое задание на разработку или корректировку инвестиционной программы в части учета мероприятий, за исключением случая, если низкое качество горячей воды вызвано несоответствием параметров тепловой энергии (теплоносителя), используемой для приготовления горячей воды, установленным требованиям.

120. В случае отсутствия технической возможности и (или) экономической нецелесообразности проведения мероприятий орган местного самоуправления в течение 8 рабочих дней со дня получения от организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), документов, указанных в пункте 118 настоящих Правил, направляет в такую организацию запрос о представлении информации о технической возможности перевода абонентов, подключенных к открытой системе теплоснабжения (горячего водоснабжения), на закрытую систему горячего водоснабжения с приложением ориентировочного плана мероприятий по переводу абонентов на закрытую систему горячего водоснабжения, предусматривающего финансовые потребности для реализации данных мероприятий.

Указанная информация представляется в орган местного самоуправления в письменном виде с приложением обосновывающих документов и расчетов в течение 20 рабочих дней со дня получения соответствующего запроса.

121. Орган местного самоуправления до 1 июля принимает решение о порядке и сроках прекращения горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и об организации перевода абонентов, подключенных к таким системам, на иную систему горячего водоснабжения (далее — решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения) на основании:

а) информации, указанной в пункте 120 настоящих Правил;

б) ориентировочного плана мероприятий, подготовленного органом местного самоуправления (в том числе с привлечением экспертной организации), и расчета финансовых потребностей для перевода абонентов на осуществление горячего водоснабжения с использованием закрытых систем горячего водоснабжения, в том числе с устройством индивидуальных тепловых пунктов с использованием тепловой энергии (теплоносителя), а также индивидуальных сооружений и устройств с использованием электрической энергии, газа для самостоятельного приготовления горячей воды.

122. Решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения должно содержать:

а) наименование и реквизиты организации, осуществляющей горячее водоснабжение с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения);

б) указание системы горячего водоснабжения (централизованная, нецентрализованная), с использованием которой будет осуществляться горячее водоснабжение абонентов;

в) план мероприятий по прекращению горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и по организации перевода абонентов, подключенных к таким системам, на иную систему горячего водоснабжения с указанием сроков их реализации;

г) указание лиц, ответственных за выполнение мероприятий по переводу абонентов на иную систему горячего водоснабжения;

д) источники финансирования мероприятий по переводу абонентов на иную систему горячего водоснабжения;

е) отражение принятого решения в схемах водоснабжения, теплоснабжения, электроснабжения;

ж) в случае принятия решения об использовании централизованной или нецентрализованной системы горячего водоснабжения — соответствующую информацию об организациях, к которым следует обращаться заявителям для подключения объектов.

123. Абонент, подключенный к открытой системе теплоснабжения (горячего водоснабжения), в отношении которого принято решение о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения, вправе до 1 ноября года, в котором принято указанное решение, направить в орган местного самоуправления предложение о своем переходе с открытой системы теплоснабжения (горячего водоснабжения) на нецентрализованную систему горячего водоснабжения с указанием вида сооружений и устройств, а также ресурсов (тепловая энергия, электрическая энергия, газ), которые будут использоваться им при самостоятельном приготовлении горячей воды.

124. Решения органа местного самоуправления о прекращении горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения горячего водоснабжения ежегодно отражаются в схеме водоснабжения и водоотведения.

Вывод:
Несмотря на наличие в 190-ФЗ от 27.07.2010 г. «О теплоснабжении» пунктов о запрете подключения объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения и недопустимости использования открытых схем после 01 января 2022 года, решение об этом, в конечном итоге, принимается органом местного самоуправления, на котором и лежит вся ответственность.

Обязателен ли 190-ФЗ от 27.07.2010 г. «О теплоснабжении» к исполнению – конечно!
Обязательны ли Правила горячего водоснабжения № 642 от 29 июля 2013 г. к исполнению – конечно!

Сколько фактически систем централизованного теплоснабжения были полностью переведены с даты принятия 190-ФЗ от 27.07.2010 г. «О теплоснабжении» с открытой на закрытую или раздельную?

Сколько объектов капитального строительства потребителей было подключено к «иным» источникам теплоты, а проще говоря, сколько потребителей потерял рынок централизованного теплоснабжения с открытой схемой по ГВС – более 50 % от вновь подключенных зданий и сооружений.

Сколько объектов капитального строительства потребителей было подключено к системам централизованного теплоснабжения с открытой схемой по ГВС по ЗАКРЫТОЙ схеме – практически вся оставшаяся часть вновь подключенных зданий и сооружений после подключения остальных к «иным» источникам теплоты, что ещё более усугубило перетопы потребителей в осеннее-весенний период:

Напоминаю СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» п. 7.6:

При центральном качественно-количественном регулировании отпуска теплоты для подогрева воды в системах горячего водоснабжения потребителей температура воды в подающем трубопроводе должна быть:

• для закрытых систем теплоснабжения — не менее 70 °С (то есть, перетопы – ещё выше!);
• для открытых систем теплоснабжения — не менее 60 °С.

Так ЧТО ЖЕ ЭТО БЫЛО?
Неужели основная цель – именно стагнация развития систем централизованного теплоснабжения с открытым водоразбором с переходом потребителей на «иные» источники теплоты, а также увеличенные осенне-весенние перетопы потребителей из-за подключения потребителей с закрытой схемой по ГВС к системе теплоснабжения с открытом водоразбором?