Приложение к Постановлению от 23.06.2015 г № 108 Схема
Существующая схема электрических сетей позволяет обеспечить надежное питание потребителей, имеющих 3 категорию надежности электроснабжения, от ПС Федоровское, Луковцино, Яковлево, Гудково, Шортюг, подключенных к рассматриваемым транзитным ВЛ.
Техническое состояние рассматриваемых транзитных ВЛ удовлетворительное.
В настоящее время в районе размещения транзитов отсутствуют заявки на подключение новых потребителей и, соответственно, отсутствует перспектива увеличения нагрузок ПС, подключенных к данным транзитным ВЛ.
Таким образом, в период рассматриваемой перспективы отсутствует необходимость проведения реконструкции транзитных ВЛ 110 кВ Мантурово-Павино, Борок-Галич (р), Поназырево (т)-Павино, финансирование данного проекта нецелесообразно из-за неокупаемости.
97.Капитальные вложения по строительству сетевых объектов определены в ценах 2000 года по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и ЛЭП напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2014 года с учетом коэффициента, принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность в инвестициях в сетевые объекты на 2016-2020 годы представлены в таблице N 93.
Таблица N 93
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое
присоединение) и потребность в инвестициях
в сетевые объекты на 2016-2020 годы
| N п/п | Наименование | 2016 год | 2017 год | 2018 год | 2019 год | 2020 год | Всего | ||||||||||||
| ввод км | ввод МВА | инвестиции, млн. руб. | ввод км | ввод МВА | инвестиции, млн. руб. | ввод км | ввод МВА | инвестиции, млн. руб. | ввод км | ввод МВА | инвестиции, млн. руб. | ввод км | ввод МВА | инвестиции, млн. руб. | ввод км | ввод МВА | инвестиции, млн. руб. | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 |
| 1. | Новые вводы (новое строительство и расширение), в том числе: | 165,08 | 18,00 | 401,10 | 148,75 | 16,00 | 376,20 | 138,39 | 14,76 | 373,20 | 174,77 | 13,96 | 417,63 | 146,70 | 18,49 | 467,37 | 773,69 | 81,21 | 2 035,50 |
| 1) | вводы ВЛ 220 кВ и выше | ||||||||||||||||||
| 2) | вводы ВЛ 110 кВ | ||||||||||||||||||
| 3) | вводы ВЛ 35-0,4 кВ (суммарные вводы) | 165,08 | 301,32 | 148,75 | 301,65 | 138,39 | 299,90 | 174,77 | 321,53 | 146,70 | 340,06 | 773,69 | 1 564,46 | ||||||
| 4) | всего вводы ВЛ | 165,08 | 301,32 | 148,75 | 301,65 | 138,39 | 299,90 | 174,77 | 321,53 | 146,70 | 340,06 | 773,69 | 1 564,46 | ||||||
| 5) | вводы ПС 220 кВ и выше | ||||||||||||||||||
| 6) | вводы ПС 110 кВ | ||||||||||||||||||
| 7) | вводы ПС 0,4-35 кВ (суммарные вводы) | 18,00 | 99,78 | 16,00 | 74,55 | 14,76 | 73,30 | 13,96 | 96,10 | 18,49 | 127,31 | 81,21 | 471,04 | ||||||
| 8) | всего вводы ПС | 18,00 | 99,78 | 16,00 | 74,55 | 14,76 | 73,30 | 13,96 | 96,10 | 18,49 | 127,31 | 81,21 | 471,04 | ||||||
| 2. | Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в том числе: | 265,24 | 34,07 | 505,02 | 332,15 | 2,07 | 669,86 | 285,63 | 21,89 | 722,79 | 190,59 | 26,71 | 707,22 | 290,37 | 1,70 | 767,57 | 1363,98 | 86,44 | 3 372,46 |
| 1) | замена ВЛ 220 кВ всего, в т.ч. | 35,00 | 35,00 | ||||||||||||||||
| некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ Костромская ГРЭС-Иваново-1, Костромская ГРЭС-Иваново-2, Костромская ГРЭС-Кострома-2, Костромская ГРЭС-Вичуга-2 | 35,00 | 35,00 | |||||||||||||||||
| 2) | замена ВЛ 110 кВ | ||||||||||||||||||
| 3) | замена ВЛ 35-0,4 кВ (суммарно по всем ВЛ) | 265,24 | 394,78 | 332,15 | 591,15 | 285,63 | 519,52 | 190,59 | 371,05 | 290,37 | 693,28 | 1363,98 | 2 569,78 | ||||||
| 4) | всего замена ВЛ | 265,24 | 394,78 | 332,15 | 626,15 | 285,63 | 519,52 | 190,59 | 371,05 | 290,37 | 693,28 | 1363,98 | 2 604,78 | ||||||
| 5) | замена ПС 220 кВ и выше, всего, в т.ч. | 5,49 | 30,00 | 73,60 | 109,09 | ||||||||||||||
| реконструкция ПС Кострома-2 | 0,09 | 0,09 | |||||||||||||||||
| ПС Мотордеталь. Перевод присоединений из ЗРУ N 1 в ЗРУ 10 кВ N 3 | 5,40 | 30,00 | 73,60 | 109,00 | |||||||||||||||
| 6) | замена ПС 110 кВ всего, в том числе: | 32,00 | 92,95 | 1,91 | 20,00 | 117,87 | 25,00 | 324,44 | 62,56 | 77,00 | 599,73 | ||||||||
| реконструкция ПС 110 кВ Кострома-3 с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА, ячеек с МВ на ВВ, реконструкцией РЗА | 16,00 | 47,18 | 16 | 47,18 | |||||||||||||||
| ПС 110 кВ "Северная". Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА | 0,83 | 25,00 | 55,55 | 25,00 | 56,38 | ||||||||||||||
| ПС 110 кВ Буй (с/х). Реконструкция с заменой 2-х трансформаторов 6,3 МВА на 10 МВА с заменой ТСН, заменой МВ на ВВ | 1,91 | 20,00 | 95,78 | 20,00 | 97,69 | ||||||||||||||
| ПС 110 кВ СУ ГРЭС. Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА | 16,00 | 45,77 | 16,00 | 45,77 | |||||||||||||||
| ПС 110 кВ Нерехта-1. Реконструкция с заменой силового оборудования | 21,26 | 268,89 | 62,56 | 352,71 | |||||||||||||||
| 7) | замена ПС 0,4-35 кВ (суммарные вводы) | 2,07 | 11,80 | 2,07 | 11,80 | 1,89 | 11,80 | 1,71 | 11,73 | 1,70 | 11,73 | 9,44 | 58,86 | ||||||
| 8) | всего замена ПС | 34,07 | 110,24 | 2,07 | 43,71 | 21,89 | 203,27 | 26,71 | 336,17 | 1,70 | 74,29 | 86,44 | 767,68 | ||||||
| 3. | Суммарные капитальные вложения на новое строительство и замену сетей, всего | 430,32 | 52,07 | 906,12 | 480,90 | 18,07 | 1046,06 | 424,02 | 36,65 | 1095,99 | 365,36 | 40,67 | 1124,85 | 437,07 | 20,19 | 1234,94 | 2137,67 | 167,65 | 5 407,96 |
Глава 22.Электрические расчеты
98.Расчеты электрических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Костромской области выполнялись специализированной организацией при разработке "Схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области на 2014-2018 годы" при прогнозном уровне максимума мощности на 2014-2018 годы в диапазоне от 690 до 700 МВт.
Анализ результатов расчетов нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов показал, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в пределах допустимых значений.
В результате расчетов баланс реактивной мощности получен с избытком. Установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.
В связи с тем, что в период на 2016-2020 годы максимум нагрузки в базовом варианте прогнозируется на уровне от 645 до 650 МВт, что ниже данных, использованных при выполнении расчетов, а также отсутствует неучтенное ранее строительство электросетевых объектов и ввод/вывод генерирующего оборудования, расчеты электрических режимов в текущем году не проводились.
Глава 23.Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2020 года
99.Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2020 года определялась на основе:
1) перспективных балансов электрической энергии Костромской энергосистемы;
2) прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области;
3) данных о фактических удельных расходах топлива на производство электрической и тепловой энергии;
4) данных о планируемых мероприятиях по развитию на территории Костромской области применения возобновляемых и местных видов топлива;
5) данных о планируемых в рамках программы по энергосбережению мероприятиях по переводу котельных на природный газ с других видов топлива.
Оценка потребности в топливе основана на перспективных объемах производства электрической и тепловой энергии на территории Костромской области.
При этом объем производимой тепловой энергии определялся на основе прогноза потребления тепловой энергии и прогнозируемой величины потерь тепловой энергии в тепловых сетях. Величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях принята на уровне последнего зафиксированного статистикой значения в размере 9,5%% от полного потребления тепловой энергии.
Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений.
100.Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате проведения мероприятий программы по энергосбережению, реализацию которых предполагается финансировать с привлечением внебюджетных источников, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:
1) определенного изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;
2) изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (таблица N 94).
Таблица N 94
Модернизация котельного оборудования с переводом
на использование газа в качестве основного топлива
| N п/п | Наименование котельной | Адрес | Ориентировочная стоимость СМР, тыс. руб. | Год реализации | Исполнитель |
| 1. г. Галич | |||||
| 1) | котельная | ул. Фестивальная | 7 016,00 | 2015 | Органы местного самоуправления Костромской области |
| 2) | котельная | пл. Революции | 9,048 | 2015 | |
| 3) | котельная | ул. Школьная | 25 612,00 | 2015 | |
| 4) | котельная | ул. Гладышева, д. 71 | 17 696,00 | 2015 | |
| 5) | котельная | ул. Леднева | 7 400,00 | 2015 | |
| 6) | котельная | ул. Гладышева, д. 85 | 900,00 | 2015 | |
| 7) | котельная | ул. Ленина | 39 264,00 | 2015 | |
| 8) | котельная | ул. Гагарина | 37 994,00 | 2015 | |
| 9) | Котельная | ул. Советская | 24,6016 | 2015 | |
| 10) | котельная | ул. Клары Цеткен | 19,292 | 2015 | |
| Итого: | 188 820,00 | ||||
| 2. п.г.т. Судиславль | |||||
| 1) | котельная | ул. Невского, д. 18 | 14 400,00 | 2015 | Органы местного самоуправления Костромской области |
| 2) | котельная | ул. Мичурина | 23 500,00 | 2015 | |
| 5) | котельная МПМК N 1 | п. Судиславль | 7 200,00 | 2015 | |
| Итого: | 45 100,00 | ||||
| Всего: | 233 920,00 | ||||
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ определено с учетом увеличения КПД котлоагрегатов и представлено в таблице N 95.
Таблица N 95
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой
энергии в результате проведения запланированных мероприятий
по переводу котельного оборудования на природный газ, т.у.т.
| Общий расход топлива до модернизации оборудования с переводом на ГВЭР | Общий расход топлива после модернизации оборудования с переводом на ГВЭР | Экономия общего расхода топлива на производство тепловой энергии, т.у.т. | |||
| Вид топлива | природный газ | уголь | природный газ | уголь | 2 241,4 |
| Количественное значение | 0 | 7 601,9 | 5 360,5 | 0 | |
Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице N 96.
Таблица N 96
Расчет структуры топливного баланса электростанций
и котельных Костромской области в 2020 году
| Базовый вариант | ||
| Выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч | 13 022 000 | |
| Конечное потребление тепловой энергии (без учета потерь), Гкал. | 5 715 762 | |
| Потери в тепловых сетях, %% | 9,5 | |
| Конечное потребление тепловой энергии (с учетом потерь), Гкал. | 6 315 759 | |
| Удельный расход топлива на производство электроэнергии, г.у.т./кВт.ч | 307,7 | |
| Удельный расход топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал. | 174,1 | |
| Расход топлива на производство электроэнергии, т.у.т. | 3 912 098 | |
| Расход топлива на производство тепловой энергии, т.у.т. | 1 099 574 | |
| Расход топлива на производство электрической энергии, т.у.т. | всего, том числе: | 3 912 098 |
| газ | 3 854 981 | |
| нефтепродукты | 41 468 | |
| торф | 14 084 | |
| ГВЭР и отходы | 1 565 | |
| уголь | 0 | |
| Расход топлива на производство тепловой энергии (без учета мероприятий ОЦП по энергосбережению), т.у.т. | всего, том числе: | 1 099 574 |
| газ | 700 648 | |
| нефтепродукты | 46 622 | |
| торф | 169 774 | |
| ГВЭР и отходы | 71 912 | |
| уголь | 110 617 | |
| Расход топлива на производство тепловой энергии (с учетом мероприятий ОЦП по энергосбережению), т.у.т. | всего, том числе: | 1 098 844 |
| газ | 706 009 | |
| нефтепродукты | 37 661 | |
| торф | 169 774 | |
| ГВЭР и отходы | 82 385 | |
| уголь | 103 015 | |
| Общий расход топлива на производство тепловой и электрической энергии, т.у.т. | всего, том числе: | 5 010 942 |
| газ | 4 560 990 | |
| нефтепродукты | 79 129 | |
| торф | 183 858 | |
| ГВЭР и отходы | 83 950 | |
| уголь | 103 015 |
Глава 24.Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
101.Муниципальными образованиями Костромской области проведены мероприятия по разработке схем теплоснабжения поселений и городских округов в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении". Из 155 муниципальных образований Костромской области системы централизованного теплоснабжения имеются в 147 муниципальных образованиях. Информация о разработке схем теплоснабжения в Костромской области представлена в таблице N 97.
Таблица N 97
Состояние разработки схем теплоснабжения
в Костромской области
| Численность поселений | Количество муниципальных образований с централизованным теплоснабжением | Количество утвержденных схем теплоснабжения |
| 500 и выше тыс. жителей | 0 | 0 |
| От 100 до 500 тыс. жителей | 1 | 1 |
| От 10 до 100 тыс. жителей | 6 | 6 |
| Менее 10 тыс. жителей | 140 | 140 |
| Итого | 147 | 147 |
Таким образом, схемы теплоснабжения муниципальных образований Костромской области разработаны в полном объеме.
Глава 25.Модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
102.Сложившаяся парадигма развития топливно-энергетического хозяйства Костромской области, характеризующаяся избытком электрической мощности станций Костромской энергосистемы, обуславливает нецелесообразность строительства дополнительных источников когенерации вместо отопительных котельных. При этом наиболее значительная часть потребителей расположена на локальных территориях, потребность в тепловой энергии которых покрывается уже существующими ТЭЦ.
103.Исключения могут составлять:
1) города Кострома, Волгореченск, Шарья, поскольку теплоснабжение потребителей данных территорий обеспечивают существующие источники когенерации.
В этом случае имеется принципиальная возможность передать нагрузки котельных на данные источники когенерации (примером может служить закрытие районной отопительной котельной N 1 с передачей ее нагрузок на Костромскую ТЭЦ-2). При этом перспектива реализации данных мероприятий должна быть определена при разработке схемы теплоснабжения данных городов и определяется соотношением величины свободной тепловой мощности источников когенерации и договорной нагрузки котельных, а главное, технической и экономической реализуемостью и целесообразностью связанного с этим изменения схемы теплоснабжения. Нужно отметить, что схемы теплоснабжения крупных городов Костромской области в настоящий момент отсутствуют, что обуславливает невозможность окончательной оценки вероятности реализации рассмотренных выше переключений нагрузок;
2) проекты строительства новых объектов промышленности и жилья, для которых отрицательное сальдо баланса тепловой мощности по территории реализации инвестиционного проекта к моменту сдачи в эксплуатацию строящегося объекта не позволяет удовлетворить рост нагрузок.
В рамках обеспечения перспективных инвестиционных проектов необходимой инфраструктурой со стороны органов государственной власти Костромской области, энергокомпаний и самих инвесторов необходим анализ существующих вариантов подключения перспективных потребителей к источникам теплоснабжения.
В таблице N 98 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области.
Таблица N 98
Результаты мониторинга степени проработки схем
теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального
хозяйства на территории Костромской области
| N п/п | Наименование проекта развития жилищно-коммунального комплекса | Возможность подключения к существующему источнику теплоснабжения | Необходимость строительства нового источника теплоснабжения | Примечание | Теплоснабжение, Гкал./час | |
| на 2019 год | на конец реализации проекта | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1. | м/р-н "Агашкина гора-1" (ул. Магистральная) | + | 11,618 | 11,618 | ||
| 2. | пос. Волжский | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 6,769 | 6,769 | ||
| 3. | д. Каримово | + | Расстояние до источника - 2 200 м | 3,137 | 3,137 | |
| 4. | м/р-н "Солоница" | + | 1,479 | 1,479 | ||
| 5. | м/р-н "Новый город" | + | Расстояние до источника - 1 100 м | 7,157 | 7,157 | |
| 6. | хут. Чернигино | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 5,069 | 5,069 | ||
| 7. | м/р-н "Агашкина гора-2" (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе) | + | Расстояние до источника - 2 200 м | 18,208 | 18,208 | |
| 8. | м/р-н Паново-2 | + | 6,560 | 6,560 | ||
| 9. | Караваево (между ТЦ "Коллаж" и пос. Караваево | + | 3,071 | 51,028 | ||
| 10. | д. Подолец | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 2,475 | 2,475 | ||
| 11. | д. Становщиково | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 4,175 | 9,542 | ||
| 12. | д. Коряково ("Агротехнопарк") | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 4,324 | 13,300 | ||
| 13. | д. Клюшниково | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 19,222 | 19,222 | ||
| 14. | м/р-н N 11 в г. Волгореченске | + | 1,759 | 1,759 | ||
| 15. | пос. Апраксино | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,274 | 0,274 | ||
| 16. | с. Шунга | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,221 | 0,221 | ||
| 17. | м/р-н "Жужелино", г. Кострома | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,716 | 0,716 | ||
| 18. | пос. Шувалово | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,907 | 0,907 | ||
| 19. | д. Стрельниково | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,549 | 0,549 | ||
| 20. | д. Петрилово | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,477 | 0,477 | ||
| 21. | д. Пустошки | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,107 | 0,107 | ||
| 22. | Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной-Кинешемским шоссе и пос. Караваево | + | 2,475 | 5,421 | ||
| 23. | Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 1,014 | 1,014 | ||
| 24. | м/р-н "Южный" по ул. Восточной в г. Нерехте | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,137 | 0,137 | ||
| 25. | Квартал застройки м/р-н "Южный" по ул. Южной в г. Нерехте | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,268 | 0,268 | ||
| 26. | Квартал застройки в р-не д. Осипово в г. Шарье | Требуется проработка в схеме теплоснабжения | 0,197 | 0,197 | ||
Проведенный анализ показывает, что к проектам, для которых необходимо строительство новых источников теплоснабжения, могут быть отнесены участок застройки "Агашкина гора-1" и м/р-н "Солоница". Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии м/р-на "Солоница" необходимо строительство нового источника теплоснабжения взамен нерентабельной котельной по адресу: г. Кострома, ул. Водяная, 95. Для участка застройки "Агашкина гора-1" также требуется строительство нового источника теплоснабжения, так как существующая котельная ОАО "Костромской завод "Мотордеталь" не может обеспечить покрытие полной тепловой нагрузки. Однако указанные проекты не вызывают необходимости строительства новых источников когенерации, так как их потребность в тепловой энергии в силу относительно низкого значения последней наиболее целесообразно удовлетворить мощностями котельных в условиях профицита электрической мощности в Костромской энергосистеме.
Глава 26.Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Костромской области
104.Согласно статистическим данным доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует небольшую динамику снижения в 2010-2014 годах, но все равно до сих пор составляет треть в общей протяженности всех тепловых сетей (таблица N 99).
Таблица N 99
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2010-2014 годах
| Год | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км | 316,9 | 301,3 | 304,9 | 306,9 | 310,0 |
| Удельный вес сетей, нуждающихся в замене, в общем протяжении всех тепловых сетей, %% | 34,7 | 33,0 | 32,9 | 33,2 | 34,3 |
Учитывая сложившуюся динамику с износом систем теплоснабжения в Костромской области, особое значение для поддержания ее безаварийности имеют мероприятия по перевооружению, реконструкции и замене тепловых и паровых сетей.
При сохранении наблюдаемых в отчетный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,5%% и 2,1%% соответственно) к 2020 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, составит около 333 км в двухтрубном исчислении, или 36,8%% от их общей протяженности (таблица N 100).
Таблица N 100
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2015-2020 годах
| Год | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
| Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км | 314,5 | 318,2 | 321,9 | 325,6 | 329,3 | 332,5 |
| Удельный вес сетей, нуждающихся в замене, в общем протяжении всех тепловых сетей, %% | 34,0%% | 34,4%% | 34,8%% | 35,2%% | 35,6%% | 36,8 |
В таблице N 101 приведены расчеты, демонстрирующие, что для сохранения к 2020 году уровня износа сетей на текущем уровне необходимо ежегодно заменять 23,1 км в двухтрубном исчислении (2,5%% от общей протяженности). Для того чтобы к 2020 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 84,2 км в двухтрубном исчислении (9,1%% от общей протяженности). Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 925 км в двухтрубном исчислении.
Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объемов реконструкции и замены тепловых сетей.
Таблица N 101
Оценка необходимости замены тепловых сетей
| N сценария | Удельный вес сетей, нуждающихся в замене, в общем протяжении всех тепловых сетей в 2020 г., %% | Замена тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей в год | Величина капиталовложений в год, тыс. руб. | |
| %% | км | |||
| 1. | 33,2 | 2,5 | 23,1 | 225 225 |
| 2. | 20 | 5,1 | 47,2 | 448 400 |
| 3. | 10 | 7,1 | 65,7 | 624 150 |
| 4. | 0 | 9,1 | 84,2 | 799 900 |