Концепция развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу

1

Размещено на http://www.allbest.ru//

Концепция развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу

РЕФЕРАТ

ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, МУНИЦИПАЛЬНОЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ, ПОТРЕБИТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ, ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ, ПРОБЛЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ, ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО И НОРМАТИВЫ.

Объект разработки - концепция развития теплоснабжения в Российской Федерации, включая коммунальное хозяйство, на среднесрочную перспективу.

Цель работы - подготовка информационно-аналитической базы для выработки и принятия Минэнерго России, заинтересованными министерствами, ведомствами и Правительством Российской Федерации комплекса первоочередных и неотложных мер по повышению эффективности функционирования и совершенствованию теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу.

Приведены данные о современном состоянии системы теплоснабжения России и об основных направлениях технического развития источников тепловой энергии, тепловых сетей и теплоиспользующих установок потребителей. теплоснабжение тариф энергоэффективность

Проведен анализ существующих форм организации процессов теплоснабжения и теплопотребления, экономических отношений в системах теплоснабжения, а также состояния законодательно-нормативной базы, регламентирующей отношения субъектов процессов теплоснабжения и теплопотребления.

Намечены основные пути решения существующих проблем в сферах организации, экономических отношений и обеспечения соответствующей законодательно-нормативной базы.

1. Оценка состояния систем теплоснабжения России

Введение

В энергетической стратегии России на период до 2000г., разработанной Минэнерго и одобренной Правительством Российской Федерации, основными приоритетами развития отечественной экономики на среднесрочную перспективу определены:

энергоэффективность экономики и энергосбережение;

совершенствование топливно-энергетического баланса страны и структуры ТЭК;

энергетическая безопасность (устойчивость энергоснабжения, техническая и экологическая безопасность ТЭК, поддержание энергетического потенциала как фактора внешней и внутренней политики).

Таким образом эффективное развитие отечественной экономики невозможно без укрепления организационно-технической и финансово-экономической базы ТЭК страны и реализации государственной политики энергосбережения (рис.1).

Следует подчеркнуть, что ТЭК в течение 2000-2001г.г. выполнил поставленную Правительством Российской Федерации задачу увеличения производства первичных ТЭР, что позволило стабилизировать состояние и обеспечить прогнозируемый рост отечественной экономики. Вместе с тем в ТЭК страны сохранился целый ряд нерешённых проблем:

высокая степень износа основных фондов;

недостаточный уровень капитальных вложений;

деформированные ценовые соотношения между взаимозаменяемыми энергоресурсами;

значительные размеры неплатежей со стороны потребителей ТЭР;

резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном, так и в качественном отношениях;

незрелая рыночная инфраструктура и отсутствие цивилизованного конкурентного энергетического рынка;

недостаточная эффективность управления госсобственностью в отраслях ТЭК (при ограниченной роли Минэнерго России);

высокая зависимость нефтегазового сектора России и, как следствие, доходов государства от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

перебои с топливо- и теплоснабжением в целом ряде критических регионов России, особенно на Дальнем Востоке (Приморье, Читинская область).

Именно проблема обеспечения надёжного и устойчивого теплоснабжения потребителей и прежде всего населения при прохождении осенне-зимнего периода имеет ярко выраженную социальную направленность и предопределяет рассмотрение при её решении взаимодействия секторов теплоснабжения ТЭК и жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ).

Подавляющее большинство крупных источников тепла в России - это ТЭЦ общего пользования, которые входят в состав региональных акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-Энерго), а последние в свою очередь входят в холдинг РАО "ЕЭС России". Кроме указанных источников тепла в городах работает много промышленных ТЭЦ и котельных, которые входят в состав промышленных предприятий и снабжают тепловой и электрической энергией прежде всего предприятие - собственника ТЭЦ (котельной) и прилегающие к нему жилые районы, где, как правило, проживают работники этих предприятий.

Индивидуальные котельные, встроенные в здания или пристроенные к отапливаемым зданиям, обычно являются собственностью тех, кому принадлежат указанные здания. Кроме таких котельных в последнее время в России появились индивидуальные котельные, которые монтируются на крышах зданий. Структура покрытия тепловых нагрузок приведена в таблице 1.

Таблица 1.

Источники тепловой энергии	Объемы производства, млн. Гкал	% в общем объеме	% по секторам
Всего	2100	100
1.Централизованные, из них:	1430	68	100
- ТЭЦ и ТЭС федерального уровня	710	34	49
- котельные мощностью более 20 Гкал/ч	720	34	51
2. Децентрализованные, в том числе	600	28	100
- котельные мощностью менее 20 Гкал/ч	260	12	43
- автономные и индивидуальные	340	16	57
3. Прочие (утилизационные установки, электрокотельные, АЭС)	70	3	100

Крупные теплофикационные системы на базе ТЭЦ общего пользования построены и функционируют в основном в городах с расчетной тепловой нагрузкой (спросом на тепловую мощность) - более 500 Гкал/ч (580 МВт (тепловых). Их доля в суммарной тепловой мощности всех источников тепла составляет около 70% (см. табл. 2).

Таблица 2

Суммарная расчетная тепловая нагрузка Гкал/ч	Менее 100	100- 500	500-1000	1000-3500	Более 3500
Количество городов	2345	528	95	74	36
Доля в суммарной нагрузке	12%	18%	10%	21%	39%

Системы централизованного теплоснабжения обеспечивают теплоснабжение около 75 % всех потребителей тепла в России, включая сельские населенные пункты. При этом около 35% потребности в тепловой энергии обеспечивают теплофикационные системы, то есть системы, в которых источниками тепла служат ТЭЦ различной мощности.

В общей сложности крупными теплофикационными системами вырабатывается около 1,5 млн. Гкал в год, из них 47,5% на твёрдом топливе, 40,7% на газе и 11,8% на жидком топливе.

Около 600млн. Гкал тепла в год производят по данным Госстроя России [1] 68 тыс. коммунальных котельных, см. табл. 3 . Причём, чем крупнее город (более 100 тыс. чел.), тем, как правило, мощнее и системы централизованного теплоснабжения. В большинстве крупных городов централизованным теплоснабжением обеспечено до 70-95% жилого фонда.

Объёмы производства тепловой энергии имеют тенденцию к росту примерно на 2,5-3,0% в год.

Накопившиеся за многие годы проблемы в теплоснабжении отрицательно сказываются на нормальном функционировании не только жилищно-коммунального комплекса, но и ТЭК страны. Поэтому их решение и проводимая в настоящее время реформа ЖКХ должны быть организационно и экономически связаны с реструктуризацией РАО «ЕЭС России».

Около 50% объектов и инженерных сетей требуют замены, не менее 15% находятся в аварийном состоянии. На каждые 100 км тепловых сетей ежегодно регистрируется в среднем 70 повреждений. Потери в тепловых сооружениях и сетях достигают 30%. Главные резервы экономии ТЭР сосредоточены у потребителя и в инженерных сетях, в том числе 25-60% по теплу и 15-25% по электрической энергии.

Причин такого состояния теплоснабжения много. Это дефицит финансов, износ оборудования и тепловых сетей, слабое управление и нерешённые вопросы разграничения зон полномочий и ответственности в коммунальной энергетике, отсутствие перспективных схем развития систем теплоснабжения и т.п.

Представляется, что теплоснабжение такой северной страны, как Россия, должно относиться к числу важнейших приоритетов. Причём основная задача государства - не контроль за теплоснабжением каждого посёлка и района, а создание системы, обеспечивающей координированную работу различных государственных и частных организаций в интересах потребителей. После создания указанной системы за государством должна остаться разработка стратегических направлений развития отрасли, анализ возможных проблем и поиск возможных путей их решения, государственный надзор.

В связи с этим главными задачами разработки концепции развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу являются:

сбор и анализ оперативной информации о техническом состоянии, эффективности и надёжности функционирования системы теплоснабжения страны на примере базовых регионов с разбивкой на федеральные округи;

оценка общего состояния теплоснабжения в России и определение приоритетных направлений его совершенствования;

формирование концептуальных положений повышения эффективности системы теплоснабжения страны в области законодательного, нормативно-правового, управленческого, финансово-экономического и организационно-технического обеспечения.

Базовой целью работы является подготовка информационно-аналитической базы для выработки и принятия Минэнерго России, заинтересованными министерствами, ведомствами и Правительством Российской Федерации комплекса первоочередных и неотложных мер по повышению эффективности функционирования и совершенствованию теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу.

Работа выполнена коллективом специалистов Московского энергетического института (технического университета), РАО «ЕЭС России», ОАО «Институт Теплоэлектропроект», НПК Вектор, ЗАО «Федеральный центр малой и нетрадиционной энергетики», ООО «Интехэнерго М» и Минпромнауки РФ.

1.1 Техническое состояние. Пути развития техники теплоснабжения

1.1.1 Источники тепловой энергии

1.1.1.1 Источники РАО «ЕЭС России» и АО «Энерго»

Средние удельные расходы условного топлива по всем тепловым электростанциям России в 1999 г. составляли 341,7 г.у.т./кВт.ч и 144,8 кг.у.т./Гкал.

По отдельным электростанциям эти показатели изменяются в значительных пределах:

-на электроэнергию

от 305,5 г/кВт.ч по энергоблоку 1 200 МВт Костромской ГРЭС и 310,4 г.у.т./кВт.ч по энергоблокам 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 до 1034,6 г.у.т./кВт.ч по Беринговской РЭС

-на теплоэнергию:

от 123,6 кг.у.т./Гкал по ГЭС-1 Мосэнерго до 288 кг.у.т./Гкал по Омсукчанской РЭС (ОЭС Востока).

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ обеспечивает в настоящее время ежегодную экономию условного топлива в размере не менее 20 млн. тонн. Однако эффективность теплофикации могла быть существенно выше в случае увеличения отпуска теплоэнергии и при сокращении выработки электроэнергии по конденсационному циклу оборудованием ТЭЦ.

Необоснованное удорожание тепла, отпускаемого от ТЭЦ, привело к тому, что в настоящее время сложилась устойчивая тенденция сооружения промышленными предприятиями собственных котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ.

За 1990-1999 г.г. при общем снижении отпуска тепла от ТЭЦ на 252 млн. Гкал (34 %) отпуск тепла от собственных источников теплоснабжения предприятий (как правило, от котельных) возрос на 52 млн. Гкал.

Выработка электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу с 1990 г. удерживается на достаточно высоком уровне - 40 %. В 1999 г. 59 крупных ТЭЦ увеличили выработку электроэнергии по конденсационному циклу. По итогам 11 месяцев 2000 г. таких ТЭЦ отмечено 46.

Около 3 млн. кВт мощности турбин с противодавлением простаивают и переведены в ограничения из-за отсутствия тепловых нагрузок. При вводе оборудования в резерв электростанции несут дополнительные материальные затраты.

Для повышения конкурентоспособности ТЭЦ на рынке тепловой энергии с 1996 в отрасли был введен метод разделения затрат топлива, в соответствии с которым эффект от теплофикации относился на оба вида энергии.

Принятые в 1996 г. меры в части совершенствования распределения затрат топлива на ТЭЦ оказались недостаточными вследствие ряда причин (увеличение тарифов на теплоэнергию для предприятий в целях обеспечения льготных тарифов коммунально-бытовым потребителям, значительные потери энергии, в тепловых сетях и т.п.) и ожидаемых результатов достигнуто не было.

Влияние перечисленных причин оказалось сопоставимым с полученным снижением удельных расходов топлива на отпускаемую от ТЭЦ тепловую энергию. В результате продолжилось сокращение потребления тепловой энергии промышленными предприятиями. За 1996-1999 г. отпуск теплоэнергии из производственных отборов турбоагрегатов уменьшился на 28 млн. Гкал (14 %).

В настоящее время по экспертным оценкам ежегодный прирост тепловых нагрузок ТЭЦ будет происходить объеме 3 % в год.

Тепловые электростанции по-прежнему будут являться основным генерирующим источником в стране, поэтому технический уровень основного оборудования ТЭС (котлы, турбины, паропроводы) будет в значительной степени определять эффективность энергоснабжения потребителей.

Надежное, полнообъемное энергообеспечение потребителей, эффективность энергопроизводства предопределяется состоянием основных производственных фондов.

Учитывая, что основной ввод энергетических мощностей был осуществлен в 1960-70 г.г., в последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей.

Степень физического износа оборудования характеризуется составом оборудования ТЭС по возрастным группам на 01.01.2000 г.: от 5 до 20 лет -35 % ; от 20 до 30 лет-35 %; от 30 до 50 лет-30 %.

Срок эксплуатации основного оборудования ТЭС является важнейшим фактором, характеризующим техническое состояние основного оборудования, а значит и степень актуальности техперевооружения ТЭС.

Имеющийся задел научно-исследовательских, конструкторских, проектных работ, выполненных с участием заводов-изготовителей, позволяет ставить вопрос о техперевооружения ТЭС на базе новых технологических процессов и современного энергетического оборудования, более совершенного в конструктивном исполнении.

Большое количество тепловых электростанций (311), многообразие типоразмеров основного оборудования (по единичным мощностям, параметрам пара, энергетическому назначению, виду топлива): 2418 энергетических котлов, 1411 паровых турбин, 725 водогрейных котлов - определили необходимость анализа состояния и путей совершенствования производства тепловой энергии по следующим критериям:

1) Основным фактором, определяющим необходимость техперевооружения ТЭС, следует считать ресурсные условия, которые характеризуют состояние физического износа, степень промышленной безопасности и надежности оборудования, а также дают представление о моральном износе и уровне технических показателей оборудования.

2) Критерием, определяющим необходимость техперевооружения основного оборудования ТЭС, принят срок отработки паркового ресурса паровой турбины.

3) Техперевооружение основного оборудования ТЭС рассматривается с позиции повышения технического уровня в целом энергоблока - энергоустановки по двум направлениям:

-замена действующего выбывающего энергоблока (энергоустановки) на основе внедрения передовой техники и технологий, что рассматривается как стратегическое обновление всего парка энергооборудования;

-замена действующего энергоблока (энергоустановки) на модернизированное паросиловое оборудование, более совершенное в конструктивном исполнении.

4) Практически, в реальных условиях на ТЭС имеют место и другие мероприятия по основному оборудованию, относящиеся к частичному повышению эффективности энергоблоков, которые позволяют при минимальных затратах добиться существенных улучшений технико-экономических показателей (КПД на 1,2 %, увеличение тепловой нагрузки до 15 %).

1.1.1.1.1 Техническое перевооружение ТЭС на основе новой техники

Для ТЭЦ на природном газе предлагается рассмотреть варианты:

-установка мощных ПГУ бинарного типа с КПД 51-53 %, а именно ПГУ-325(Т); ПГУ-170(Т); ГТЭ-110 + КУ; ГТЭ-60 + КУ, создаваемые на базе ГТЭ-110 НПП Машпроект, АР «Рыбинские моторы», ГТЭ-180 ЛМЗ, Пермский «Авиадвигатель», ГТЭ-160 ЛМЗ (лицензионная V 94,2 Сименс) и установкой котлов-утилизаторов;

-установка малых газовых турбин с котлом-утилизатором: НК-37 + КУ; ГТЭ-25 + КУ; ГТЭ-12 + КУ; ГТЭ-6 + КУ.

Выбор этих ГТУ объясняется возможностью серийного производства (НК-37), завершением заводских испытаний (ГТЭ-110) или перспективной разработкой (ГТЭ-180, ГТЭ-60).

При замене оборудования ТЭЦ трудность заключается в компенсации выбывающей тепловой мощности при сохранении электрической мощности, т.к. ПГУ и ГТУ-ТЭЦ имеют существенно большую выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Поэтому для увеличения отпуска тепла во всех вариантах замены турбин типа Т, ПТ, Р должны использоваться теплофикационные ПГУ и ГТУ-ТЭЦ с дополнительным сжиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ перед котлом-утилизатором:

а)паровым -при замене турбин типа ПТ и Р;

б) водогрейным - при замене турбин типа Т.

Использование дополнительного сжигания топлива перед котлом-утилизатором позволяет изменить тепловую нагрузку в широком диапазоне - от максимального зимнего значения до нагрузки летнего горячего водоснабжения.

При правильном выборе состава оборудования ГТУ-ТЭЦ и доли дополнительного топлива, сжигаемого перед котлом-утилизатором, возможно исключение из состава ТЭЦ пиковых водогрейных котлов.

Потребность в крупных ПГУ(Т) до 2010 г. указана в таблице 3.

Таблица 3

	Кол-во	Единичн. эл.мощн. МВт	Единичн. Тепл.мощн. МВтт	Суммарн. Эл.мощн. МВт	Суммарн. Тепл.мощн. МВтт
ПГУ-325(Т)	1	325	260	325	260
ПГУ-170(Т)	5	170	130	1190	650
ГТЭ-110 + КУ	10	110	155	1100	1550
ГТЭ-60 + КУ	14	60	35,5	840	497
Итого	30			3455	~3000

 Потребность в малых ПГУ до 2010 г. указана в таблице 4.

Таблица 4

НК-37 + КУ	140	25	35	3500	4914
ГТЭ-25 + КУ	1	25	48	25	48
ГТЭ-16 + КУ	4	16	26,5	64	106
ГТЭ-12 + КУ	52	12	17,5	624	910
ГТЭ-6 + КУ	2	6	9,8	12	19,6
				4225	~ 6000

Суммарная установленная тепловая мощность ПГУ составит 9 000 МВтт (~10 500 Гкал).

Техперевооружение ТЭС на основе модернизации

Решение по модернизации газомазутных ТЭЦ на давление 13,0 МПа принято из следующих соображений. Использование ПГУ при обеспечении заданных тепловых нагрузках приводит, как правило, к увеличению электрической мощности установок.

В этой ситуации необходимо увеличение расхода газа на электростанциях, поэтому реализация данного направления может оказаться проблематичной.

Исходя из этого, применение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения с давлением 13,0 МПа должно быть обосновано в каждом конкретном случае с учетом изучения последствий следующих мероприятий:

-снижение выработки электроэнергии на КЭС, использующих природный газ;

-целесообразность увеличения электрической мощности в месте размещения ТЭЦ;

-возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ, учитывая эффективность его использования.

Наиболее характерным теплофикационным оборудованием на давлении 13,0 является турбина Т-100-130. Всего на ТЭЦ установлено 164 турбины, которые составляют более 20 % установленной тепловой мощности (исключая мощность водогрейных котлов).

До 2010 г. по условиям паркового ресурса подлежит замене 76 турбин.

Замещающим оборудованием является турбина Т-115-130, применение которой позволит достичь годовой экономии топлива в 2010 г. в размере 655 тыс. т.у.т.

1.1.1.1.3 Мероприятия по повышению ресурса, надёжности и экономичности турбоустановок

а) Турбины с противодавлением:

В связи с изменением потребления тепла и электроэнергии большинство турбин типа Р находятся в резерве.

К малозатратным мероприятиям относится снижение противодавления с использованием пара в технологических нуждах, на отопление и в пиковых бойлерах (вытеснение пиковых водогрейных котлов).

При наличии на ТЭЦ турбин типа Т и ПТ можно использовать пар из отборов турбин типа Р для вытеснения пара отборов указанных турбин, тем самым повышая выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

б) Турбины мощностью 25-250 мВт:

Основным направлением повышения экономичности теплофикационных турбоустановок является снижение потерь тепла, поступающего в конденсатор, от вентиляционного пропуска пара и пароводяных потоков.

Уплотнение регулирующих поворотных диафрагм ЧНД позволяет свести расход пара через них до технически возможного минимума, при этом увеличение тепловой нагрузки составляет от 3 до 4 %.

Утилизация пароводяных потоков (конденсат рециркуляции, дренажи, пар уплотнений) позволяет получить экономии тепла для турбин Т-100-130 в размере 18-22 МВт.

Перевод системы концевых уплотнений на режим самоуплотнения практически исключает подачу пара на уплотнения турбин, т.к. уплотнения обеспечиваются паром протечек через уплотнения из цилиндров.

Замена более высокопотенциального пара на низкопотенциальный позволяет экономить теплоту и вырабатывать дополнительную мощность на тепловом потреблении (экономия 5-7 МВтт для турбины ПТ 60-130).

Для предварительной очистки охлаждающей воды устанавливаются самоочищающиеся фильтры. Установка шариковой очистки трубок конденсатора и фильтра предочистки позволяют повышать КПД турбины на 1-2 %.

1.1.1.1.4 Отбор тепловой энергии от энергетических котлов

Отбор тепла от энергетических котлов требует минимальных капиталовложений и уменьшенных затрат на топливо по сравнению с производством тепла в водогрейных котлах. По сравнению с отбором от ТЭЦ он не вызывает потерь мощности турбины и способствует улучшению экологических характеристик котла по вопросам золы и оксидов азота.

При всех преимуществах теплофикации, имеются определенные недостатки, а именно:

сезонность выработки тепла с получением соответствующего эффекта и отсутствие эффекта в остальное время года;

снижение электрической мощности энергоблока при неизменной паропроизводительности котла в случае отбора пара от турбины и соответственно необходимость восполнения потерянной мощности в энергосистеме строительством новых электростанций.

Поэтому особого внимания заслуживает другой способ отбора тепла от энергоблоков - не от турбин, а от котлов. Его можно рассматривать как способ отбора дополнительного тепла, так и как альтернативный.

Прогрессивным решением, взамен отбора тепла от котлов в низкотемпературных экономайзерах, является отбор тепла в высокотемпературных теплофикационных экономайзерах (ВТЭ), устанавливаемых перед воздухонагревателями.

Естественно, что тепло, которое производится в ВТЭ, лишь частично утилизацинное, а в остальном оно содержит тепло дополнительно сожженного топлива.

На газовом котле СКД, работающем в блоке с теплофикационной турбиной Т-250, в ВТЭ можно отобрать до 100 Гкал/ч.

На аналогичном газовом котле СКД, работающем в блоке с конденсационной турбиной К-300, от котла удается отобрать 50 Гкал/ч.

Сжигание в котлах низкокалорийных высоковлажных топлив сопряжено с высокой температурой уходящих газов, что позволяет обеспечивать значительную тепловую эффективность отбора тепла.

Таким образом, при сжигании газа и низкокалорийных влажных топлив создается благоприятная ситуация отбору тепла от котлов, которое при ограниченных потребностях в нем может быть конкурентоспособным с отбором тепла от турбин по тепловой эффективности и превосходить его по отсутствию потерь электрической мощности.

Если сопоставить отбор тепла от энергетических котлов с водогрейными котельными, то преимущество первых очевидно по следующим причинам:

тепло, отбираемое от энергетических котлов производится на относительно дешевом твердом топливе, а не на газе-мазуте;

отбор тепла не требует строительства котельной со вспомогательным оборудованием и специального обслуживания;

ВТЭ представляет собой дешевую конвективную поверхность нагрева;

отбор тепла от энергетических котлов обеспечивает снижение удельных расходов топлива на производство электроэнергии.

1.1.1.1.5 Водогрейные котлы

Существующие системы централизованного теплоснабжения от ТЭЦ и котельных оснащены мощными газомазутными водогрейными котлами типов ПТВМ, КВГМ.

В процессе эксплуатации этих типов котлов выявлен ряд существенных недостатков: ограничение по теплопроизводительности, низкая эксплуатационная надежность, повышенные потери тепла с уходящими газами, низкая ремонтопригодность конвективных пакетов.

Современные достижения в проектировании и технологии производства обеспечивают уже в настоящее время переход к внедрению новых эффективных решений, позволяющих повысить теплопроизводительность, экономичность, надежность и долговечность мощных водогрейных котлов ПТВМ и КВГМ.

Реализация реконструктивных мероприятий на котлах не является сложной технической задачей и возможна в период планового капитального ремонта, поскольку сохраняются прежние габаритные и присоединительные размеры, каркас, гидравлическая схема.

В результате комплексного усовершенствования котла ПТВМ-100 достигаются следующие результаты:

Обеспечивается повышение мощности котла на 23,2 МВт (20 Гкал/ч).

Снижается температура уходящих газов на 40о-45оС и обеспечивается возможность работы с оптимальными избытками воздуха б =1,03-1,05, при этом достигается экономия природного газа 2,8 %.

Увеличивается надежность и долговечность конвективной поверхности нагрева за счет установки оребренных труб с увеличением поперечного шага в два раза против существующего.

Повышается надежность и экономичность дутьевых машин - экономия эксплуатационных расходов в два раза.

Повышается эффективность и надежность котла и в целом котельной установки за счет более качественного ведения процесса сгорания и четкого соблюдения режимов эксплуатации.

Источники тепловой энергии в муниципальных системах теплоснабжения

Источниками тепловой энергии в муниципальных системах теплоснабжения являются предприятия АО-Энерго, муниципальные и ведомственные котельные. Проблемы и возможные направления развития этих источников были освещены выше. Далее пойдёт речь о второй группе источников - муниципальных и ведомственных котельных. Они производят около 0,6 млрд. Гкал/год, что немногим более одной четвертой части тепловой энергии для муниципальных систем.

Анализ современного технического состояния этих источников тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения России приводит к излагаемым ниже выводам.

Основное оборудование источников, как правило, имеет высокую степень износа. Фактический срок службы значительной части оборудования котельных больше предусмотренного технической документацией. Это оборудование физически и морально устарело и существенно уступает по экономичности современным образцам. Причина такого положения состоит в отсутствии средств у собственника или эксплуатирующей организации для замены оборудования на современное.

Значительная доля котельных не оснащена в достаточной степени приборами учёта потребляемых ресурсов, произведенных и отпущенных тепловой энергии и теплоносителей, средствами автоматического управления технологическими процессами и режимом отпуска продукции. Это приводит к невысокой экономичности даже неизношенного оборудования, находящегося в хорошем техническом состоянии. Причина такого положения такова же, как указана в п.1. К этому следовало бы добавить отсутствие у собственника или у эксплуатирующей организации действенных стимулов к улучшению эффективности оборудования.

Установленная суммарная тепловая мощность источников в городах и посёлках городского типа существенно выше присоединённой тепловой нагрузки. Это позволяет по мере возможности удовлетворять потребности населения в тепловой энергии и горячей воде. Однако эти возможности с каждым годом становятся всё меньше.

Источники тепловой энергии в системах теплоснабжения могут быть в достаточной степени обеспечены топливом. Нехватка топлива в отдельных системах является следствием причин, лежащих в сфере организации взаимоотношений между участниками процессов теплоснабжения и теплопотребления, а также в сфере управления этими процессами.

Сведения, представленные региональными подразделениями Госэнергонадзора, показывают, что источники тепловой энергии, как правило, в достаточной степени укомплектованы специалистами.

Вопросы, связанные с техническим состоянием источников, становятся объектом пристального внимания на всех уровнях управления в период подготовки к очередному отопительному сезону. Практически не уделяется внимания их развитию в перспективе ближайших 10-20 лет. Это упущение можно было бы исправить разработкой схем развития систем теплоснабжения силами местных специалистов. Однако, это мероприятие, проводившееся ещё 15-20 лет назад, сейчас не практикуется за отсутствием заказчика и средств.

Тепловая нагрузка предприятий АО-Энерго обычно существенно меньше присоединённой нагрузки, а их экономичность, как правило, существенно выше, чем муниципальных и ведомственных котельных. Очевидно, что перевод нагрузки муниципальных и ведомственных котельных на теплоснабжение от предприятий АО-Энерго мог бы способствовать снижению расхода топлива в системе и снижению тарифа на тепловую энергию. К такому же результату привёл бы перевод менее экономичных источников в режим пиковых, а более экономичных источников - в режим базовых. Однако, в настоящее время неэкономичные муниципальные и ведомственные котельные, как правило, являются основными источниками в изолированных системах теплоснабжения. Их тепловые сети обычно не связаны с тепловыми сетями предприятий АО-Энерго, что делает невозможной реализацию изложенных выше соображений.

1.1.2 Тепловые сети

1.1.2.1 Тепловые потери. Затраты на строительство и капитальный ремонт тепловых сетей по Российской Федерации

Согласно сводным данным по объектам теплоснабжения 89 регионов Российской Федерации, суммарная протяжённость тепловых сетей в двухтрубном исчислении составляет около 183 300 км. Средний процесс износа оценивается в 60-70%.

Основными показателями энергетической эффективности работы тепловых сетей являются приводимые ниже величины.

Удельный расход сетевой воды на единицу присоединенной тепловой нагрузки.

Удельный расход электрической энергии на транспорт теплоносителя.

Перепад температур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах или температура сетевой воды в обратном трубопроводе при соблюдении температуры сетевой воды в подающем трубопроводе согласно температурному графику.

Потери тепловой энергии на транспорт тепла, в т.ч. через изоляцию и с утечкой сетевой воды.

Потери сетевой воды.

Данные показатели должны устанавливаться проектом тепловой сети, заноситься в паспорт тепловой сети и проверяться при проведении энергетического обследования (энергоаудита).

Ниже, в таблице 5, приведены результаты расчётов годовых нормативных и сверхнормативных потерь тепловой энергии и топлива при средних температурах теплоносителя-воды в подающем и обратном трубопроводах в течение отопительного периода соответственно 90 и 50оС.

Таблица 5

Наименование потери	Нормативные потери, млн. Гкал	Потери топлива, млн. т.у.т. (млрд. руб)	Сверхнормативные потери (экспертно), млн. т.у.т. / / млн. Гкал / млрд. руб
Потери тепла с утечками	17	2,5 (1,2 )	4,1 / 28 / 2
Потери тепла через изоляцию	200	30 (14)	30 / 200 / 14
Годовые утечки теплоносителя	240 млн. м3	43,5 (2,4)	34,1

Ниже, в таблице 6, приведены результаты расчётов расходов электроэнергии, топлива и средств на перекачку теплоносителя на источниках и в тепловых сетях.

Таблица 6

Расход эл.энергии на транспорт теплоносителя (источник)	22 млрд. кВт/ч	7,5 млн. тут (3,5 млрд. руб.)
Расход эл.энергии на транспорт в магистральных и распределительных тепловых сетях	11 млрд. кВт/ч	3,5 млн. тут (1,75 млрд. руб.)

Тепловые потери в магистральных и распределительных сетях существенно различны. Техническое состояние магистральных сетей, как правило, значительно лучше. Кроме того суммарная поверхность магистральных сетей, через которую теряется тепловая энергия, значительно меньше поверхности намного более разветвлённых и протяжённых распределительных сетей. Поэтому на магистральные сети приходится в несколько раз меньшая доля тепловых потерь по сравнению с распределительными.

Средний возраст тепловых сетей по стране год от года повышается в связи с тем, что объём замен обветшалых трубопроводов недостаточен. В связи с этим удельная повреждаемость теплопроводов в настоящее время выросла до 70 зарегистрированных повреждений в год на 100 км тепловых сетей. Повреждения теплопроводов в течение отопительного периода наносят стране огромный ущерб, последствия которого трудно оценить, о чём свидетельствуют известные события в населённых пунктах Приморского края в отопительном сезоне 2000/2001г.г. По экспертной оценке 15% тепловых сетей требуют безотлагательной замены.

Чтобы прервать процесс старения тепловых сетей и оставить их средний возраст на существующем сейчас уровне, надо ежегодно перекладывать около 4% трубопроводов, что составляет около 7300 км сетей в двухтрубном исчислении. Это позволит снизить ежегодные тепловые потери на величину около 15 млн. Гкал/год по всей стране, если производить замену трубами в пенополиуретановой изоляции при потерях 3% тепловой энергии.

Для приведения системы транспорта теплоносителя в надежное состояние необходимо капитально отремонтировать или построить заново 150 тыс. км теплотрасс в двухтрубном исчислении.

Из приведенной ниже таблицы 7, основанной на данных региональных отделений Госэнергонадзора, выявлено, что средний диаметр магистральных и распределительных тепловых сетей составляет 200мм.

Таблица 7

Объект	Протяженность,средний диаметр	Принадлежность сетей
		АО-«Энерго»	Муниципа-льные	Ведом-ственные	Индиви-дуальные
Архангельская обл.	2205 198,9	189,15 430	1173,8 125	842,55 250
Омская обл.	4544 197,2	248,3 575	998,5 150	1537,7 200
Свердловская обл.	13961 169,3	420 503	5979,4 159	7561,6 159
Самарская обл.	2715,6 154,8	519 430	1241,9 160	954,6 190
Ростовская обл.	2571 191,7	266 300	1029 200	319 200	957 150

Стоимость строительства и приравненная к ней стоимость капитального ремонта, определенная по укрупненным базовым показателям в ценах 1984 г. и пересчитанная в текущие цены с индексом К=30, составляет для среднего диаметра 250 мм в двухтрубном исчислении:

- на 1 км тепловых сетей - 176 000 руб. в ценах 1984 г. и 5 280 000 руб. - текущие цены;

- на 150 000 км тепловых сетей - 26 млрд.руб. в ценах 1984 г.и 792 млрд.руб. - текущие цены.

1.1.2.2 Прогрессивные технологии

Прогрессивные технологии позволяют повысить долговечность тепловых сетей, увеличить их надежность и одновременно повысить экономичность транспорта тепла.

Ниже приводится краткая характеристика таких технологий.

1) Бесканальная прокладка теплопроводов типа «труба в трубе» с пенополиуретановой изоляцией в полиэтиленовой оболочке и системой контроля увлажнения изоляции.

Такие теплопроводы позволяют на 80 % устранить возможность повреждения трубопроводов от наружной коррозии, сократить потери тепла через изоляцию в 2-3 раза, снизить эксплуатационные расходы по обслуживанию теплотрасс, снизить в 2-3 раза сроки строительства, снизить в 1,2 раза капитальные затраты при прокладке теплотрасс по сравнению с канальной прокладкой. Пенополиуретановая изоляция рассчитана на длительное воздействие температуры теплоносителя до 130оС и на кратковременное пиковое воздействие температуры до 150оС. Необходимое условие надежной и безаварийной работы трубопроводов тепловых сетей - наличие системы оперативно-дистанционного контроля (ОДК) изоляции. Данная система позволяет контролировать качество монтажа и сварки стального трубопровода, заводской изоляции, работ по изоляции стыковых соединений. Система включает в себя: сигнальные медные проводники, заложенные во все элементы теплосети; терминалы по трассе и в местах контроля (ЦТП, котельная); приборы для контроля: переносные для периодического и стационарные для непрерывного контроля. Система основана на измерении проводимости теплоизоляционного слоя, которая изменяется при изменении влажности. Контроль за состоянием ОДК в процессе эксплуатации трубопровода осуществляется с помощью детектора. Один детектор позволяет одновременно контролировать две трубы до 5 км каждая. Точное местоположение поврежденного участка определяется с помощью переносного локатора. Один локатор позволяет определить место повреждения на расстоянии до 2 км от точки его подключения. Срок службы тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией прогнозируется на уровне 30 лет.

2) Сильфонные компенсаторы, в отличие от сальниковых, обеспечивают полную герметичность компенсационных устройств, уменьшают эксплуатационные затраты. Надежные сильфонные компенсаторы выпускает АО «Металкомп» для всех диаметров трубопровода при бесканальной, канальной, наземной и надземной прокладках. Применение сильфонных компенсаторов в АО «Мосэнерго», установленных на магистральных трубопроводах диаметром от 300 до 1400 мм в количестве более 2000 штук, позволило сократить удельные утечки воды с 3,52 л/м 3 ч в 1994 г. до 2,43 л/м 3 ч в 1999 г.

3) Шаровая запорная арматура повышенной плотности, шаровая запорно-регулирующая арматура с гидроприводом, применяемая в качестве клапанов «рассечки», позволяет улучшить эксплуатационные характеристики арматуры и коренным образом изменить существующие схемы защит систем отопления от повышения давления.

4) Внедрение новых схем регулирования производительности насосно-перекачивающих станций с применением частотно-регулируемых приводов, использование схем защиты от повышения давления в обратной магистрали при останове насосной позволяет значительно улучшить надежность работы оборудования и снизить расход электроэнергии при работе этих станций.

5) Вентиляция каналов и камер направлена на снижение тепловых потерь через изоляцию теплопроводов, что является одной из важнейших задач эксплуатации тепловых сетей. Одной из причин повышенных теплопотерь через изоляцию теплопровода подземной прокладки является ее увлажнение. Для уменьшения влажности и снижения тепловых потерь необходимо вентилировать каналы, камеры, что позволяет поддерживать влагосостояние тепловой изоляции на уровне, обеспечивающем минимальные тепловые потери.

6) Около трети повреждения тепловых сетей обусловлены процессами внутренней коррозии. Даже соблюдение нормативной величины утечек тепловых сетей, равной 0,25 % объема всех трубопроводов, что составляет 30 000 т/ч, приводит к необходимости жесткого контроля качества подпиточной воды.

Основным параметром, на который можно воздействовать, является значение водородного показателя (рН).

Повышение значения рН сетевой воды является надежным способом борьбы с внутренней коррозией при условии поддержания в воде нормируемого содержания кислорода. Высокая степень защиты трубопроводов при рН 9,25 определяется изменением свойств железооксидных пленок.

Уровень повышения рН, обеспечивающий надежную защиту трубопроводов от внутренней коррозии, существенным образом зависит от содержания сульфатов и хлоридов в сетевой воде.

Чем больше концентрация в воде сульфатов и хлоридов, тем выше должно быть значение рН.

7) Одним из немногих способов продления рабочего ресурса тепловых сетей, прокладываемых стандартным способом, исключая трубопроводы в ППУ изоляции являются антикоррозионные покрытия. Научно-производственным комплексом «Вектор» разработан комплект антикоррозионных покрытий «Вектор 1025», «Вектор 1214» для защиты от коррозии наружных металлических поверхностей трубопроводов, конструктивных элементов, металлических опорных конструкций, создания гидроизолирующих слоев на тепловой изоляции.

Для оценки фактического состояния металла труб, обоснования необходимости осуществления перекладки участка, определения очередности осуществления перекладок по участкам должна проводится инженерная диагностика трубопроводов подземной прокладки, включающая комплекс работ по инструментальному и визуальному контролю.

Решению поставленной задачи отвечает разработанный НПК «Вектор» способ обнаружения коррозионных повреждений металла акустическим методом. Диагностика осуществляется на действующих трубопроводах без вскрытия теплотрасс, находящихся в рабочем режиме при давлении более 0,25 МПа.

1.1.3 Конечные потребители

Потребление тепловой энергии в жилищно-коммунальном секторе России составляет около половины суммарного теплопотребления в стране, на что используется более 25% топлива, ежегодно используемого в хозяйстве страны.

Конечными потребителями тепловой энергии в муниципальном секторе являются в основном население, проживающее в многоквартирных зданиях, и организации бюджетной сферы. В числе последних - федеральные потребители: войсковые части, учреждения образования, исправительные учреждения, прокуратура и др., а также муниципальные и субфедеральные потребители: школы, больницы, детские сады и т.п.

Ознакомление с функционированием ряда систем теплоснабжения городов России, анализ материалов периодической печати и др. позволяют выявить некоторые общие характеристики технического состояния потребителей тепловой энергии.

Основной проблемой этой составляющей систем теплоснабжения страны являются расточительное использование тепловой энергии в установках отопления и горячего водоснабжения.

В регионах, где не ощущается проблем с обеспечением потребностей населения в тепловой энергии, её потребление, как правило, существенно выше необходимого. Старение зданий муниципального фонда приводит к тому, что многие из них имеют неплотности в кровле и стенах, вызывающие протечки и повышенную инфильтрацию наружного воздуха. Требуют осушения и капитального ремонта подвалы и т.д. Обветшание наружных ограждений часто приводит к ухудшению их теплотехнических характеристик. Всё это вызывает увеличение потребления тепловой энергии для целей отопления. При этом температура воздуха внутри отапливаемых помещений может быть значительно ниже комфортной.

Эксплуатация отопительных систем далеко не всегда производится в соответствии с требованиями нормативов. Вследствие этого отопительные приборы заносятся продуктами коррозии, уменьшается эффективная поверхность нагрева и не пропускает тепловую энергию, необходимую для поддержания комфортных условий в отапливаемых помещениях.

Значительные перерасходы тепловой энергии имеются в системах горячего водоснабжения зданий. Часть их связана с утечками горячей воды из неплотной водоразборной арматуры. Часть - с расточительным режимом пользования горячей водой. О величине этих потерь можно судить по тому, что установка счётчиков горячей и холодной воды в квартирах и оплата услуг горячего водоснабжения по показаниям этих приборов приводили к снижению потребления горячей воды на 20-30% в странах Балтии и внекоторых городах России. Ещё одна составляющая перерасхода тепловой энергии в системах горячего водоснабжения - это потери через стенки неизолированных стояков и разводящих трубопроводов внутри зданий. Поверхности нагрева полотенцесушителей вполне достаточно для обогрева и поддержания нормального термовлажностного режима в ванных комнатах. Поверхности трубопроводов ГВС внутри зданий должны быть покрыты слоем тепловой изоляции.

Довольно часто встречаются случаи нарушения гидравлического режима систем теплоснабжения вследствие самовольного изъятия жильцами устройств, ограничивающих расход теплоносителя в тепловых пунктах. Это приводит к резкому увеличению циркуляции теплоносителя в водяных тепловых сетях. Повышенный расход воды на источниках тепловой энергии приводит к нарушению температурного режима системы. Отсутствие специально рассчитанных ограничителей расхода теплоносителя у потребителей делает гидравлический режим системы нерасчётным. При этом через установки потребителей, расположенных близко от источника, циркулируют завышенные расходы теплоносителя с пониженной температурой, а потребители, расположенные в конце сети, получают расходы теплоносителя с пониженной температурой и, как правило, меньше требуемых. В таких условиях работа системы не может быть удовлетворительной, даже если она полностью обеспечена топливом.

В этих условиях первоочередные задачи - это приведение в штатное состояние зданий муниципального фонда, их отопительных установок и наладка гидравлического режима системы в целом. Без этого никакие мероприятия по повышению экономичности систем теплоснабжения не дадут ожидаемого эффекта.

Другой круг проблем в системах теплопотребления связан со старением теплообменного и насосного оборудования ЦТП и ИТП и высокой повреждаемостью распределительных тепловых сетей, в особенности сетей горячего водоснабжения между ЦТП и присоединёнными к ним зданиями.

В России по данным Минэнерго функционирует около 20 000 ЦТП. Многие из них сооружены 20-30 лет назад. В них используются трубчатые теплообменники, выработавшие срок службы, требующие больших площадей и объёмов помещений. Как правило, на этих ЦТП нет приборов учёта тепловой энергии и теплоносителя, отсутствуют средства автоматического управления тепловым и гидравлическим режимами. Вода для систем горячего водоснабжения чаще всего не обрабатывается. Это является причиной интенсивной внутренней коррозии трубопроводов ГВС, загрязнения и разрушения теплообменников ГВС. Плотность трубопроводов ГВС периодически нарушается, они постоянно требуют ремонта и частичной или полной замены. В ряде случаев изношенный подающий трубопровод ГВС выводится из работы. Снабжение потребителей горячей водой осуществляется по циркуляционному трубопроводу. Система ГВС становится тупиковой. К утечкам воды из системы через неплотности добавляются утренние сливы воды, охладившейся за ночь в сетях и в стояках. Всё это приводит к увеличению потерь воды и нагрузки водопроводных и канализационных сетей и т.д. Таким образом, назревает необходимость реконструкции ЦТП.

Один из путей решения этой проблемы - оборудование ИТП в каждом здании, присоединённом к ЦТП, частичный или полный демонтаж оборудования ЦТП, демонтаж изношенных наружных сетей ГВС. При этом в каждом новом ИТП устанавливаются современные компактные пластинчатые теплообменники, малошумные насосы, приборы учёта и регулирования. Такое решение весьма привлекательно, т.к. позволит резко снизить потери тепловой энергии и теплоносителя в сетях, избегать завышения платы за тепловую энергию и уменьшить потребление тепловой энергии на отопление, но его целесообразность должна быть обоснована технико-экономическими расчётами. Область его применения, по-видимому, - это системы теплопотребления с крупными ЦТП с разветвлёнными сетями большой протяжённости. Рассмотренное решение весьма актуально для многих систем теплопотребления, но не реализуется из-за отсутствия средств.

Реконструкция ЦТП с небольшой тепловой нагрузкой и с сетями малой протяжённости, по-видимому, может производиться без изменения структуры. Это потребует меньших удельных капиталовложений, чем в рассмотренном выше случае. Однако до настоящего времени эти актуальные мероприятия проводятся за неимением средств лишь на небольшой доле объектов.

ИТП многих жилых и некоторой части общественных зданий также нуждаются в установке приборов учёта тепловой энергии и теплоносителя, систем регулирования нагрузок отопления и ГВС, а в общественных зданиях и вентиляции. В последние 5-6 лет в России наблюдается большой интерес к разработке, производству и установке приборов учёта. За этот период внесено в Госреестр средств измерений свыше 200 наименований теплосчётчиков и счётчиков горячей воды и пара для систем теплоснабжения и налажен их выпуск. Признано, что приборы отечественного производства более полно учитывают особенности российских систем теплоснабжения, чем зарубежные, и предпочтительнее по этой причине, а также по стоимости.

Оборудование узлов учёта и регулирования на ИТП потребителей бюджетной сферы идёт значительно интенсивней, чем в жилых домах, вследствие поддержки из муниципального бюджета и потому, что эффект от автоматизации отопительных установок в общественных зданиях проявляется значительно сильнее. Однако, это мероприятие в жилых зданиях приведёт к существенному снижению затрат на топливо в масштабах города. Поэтому его проведение также имеет большое значение. Целесообразность его не оспаривается, но оно не реализуется в полном объёме из-за отсутствия средств и стимулов.

1.2 Взаимоотношения поставщиков и потребителей

1.2.1 Собственность

Как было показано выше, подавляющее большинство крупных источников тепла в России - ТЭЦ общего пользования - входят в состав региональных акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), а последние в свою очередь входят в холдинг РАО "ЕЭС России".

Городские районные и квартальные котельные являются либо государственной (областной) собственностью, либо муниципальной собственностью, если законодатели субъекта Федерации (области и городов Москва и Санкт-Петербург) передали их в собственность муниципалитетов областных и районных городов в соответствии с Законом "О приватизации".

Кроме указанных источников тепла в городах работает много промышленных ТЭЦ и котельных, которые входят в состав промышленных предприятий и снабжают тепловой и электрической энергией прежде всего предприятие - собственника ТЭЦ (котельной) и прилегающие к нему жилые районы, где, как правило, проживают работники этих предприятий.

Индивидуальные котельные, встроенные в здания или пристроенные к отапливаемым зданиям, обычно являются собственностью тех, кому принадлежат указанные здания. Кроме таких котельных в последнее время в России появились индивидуальные котельные, которые монтируются на крышах зданий.

Принадлежность тепловых сетей по праву собственности в принципе та же, что и источников тепла: обычно тепловая сеть принадлежит тому же собственнику, которому принадлежит источник тепла. Однако здесь есть свои особенности.

В случаях, когда источником тепла является ТЭЦ общего пользования или районная котельная в составе регионального акционерного общества энергетики и электрификации (АО-энерго), последнему принадлежат только магистральные тепловые сети, а распределительные тепловые сети, по которым тепловая энергия подается непосредственно в здания, являются обычно собственностью муниципалитетов.

В случаях, когда источником тепла является промышленная ТЭЦ или промышленная котельная, тепловые сети от этих источников до отапливаемых зданий обычно находятся в собственности муниципалитетов либо схема управления собственностью такая же, как и в случае с АО-энерго, то есть магистральные сети находятся в собственности промпредприятия, а распределительные сети - в собственности муниципалитетов.

Следует отметить, что какой-то единообразной схемы управления собственностью систем ЦТ (источников тепла и тепловых сетей) в стране нет. Многое зависит от исторически сложившейся схемы финансирования строительства города и его инженерной инфрастуктуры.

В период планового развития народного хозяйства в бывшем СССР действовал порядок, согласно которому ТЭЦ общего пользования и магистральные сети от этих ТЭЦ строились за средства Министерства энергетики и электрификации СССР. Промышленные ТЭЦ и котельные строились за средства того Министерства, которое строило предприятие. Коммунальные районные котельные и магистральные тепловые сети от них строились за счет средств Российского республиканского Министерства жилищно-коммунального хозяйства России.