О радиусе эффективного теплоснабжения

О радиусе эффективного теплоснабжения

Разработана методика оценки затрат в действующую систему теплоснабжения при присоединении новых абонентов и на этой основе предложен метод расчета экономически обоснованной дальности транспорта тепла.

Ключевые слова: радиус эффективного теплоснабжения, зона эффективного действия теплоисточника, экономически обоснованный соединительный теплопровод, диктующий абонент, теплоплотность застройки.

Ретроспектива исследований экономических проблем дальности транспорта тепла от крупных теплоисточников по продолжительности практически равна истории самой теплофикации. Первые публикации на эту тему относятся к 1931;1933 гг. [л.1], [л.2]. Уже в первом Генеральном плане теплофикации Москвы 1934 г. [л.3] были использованы понятия «экономического» и «предельного» радиусов теплофикации.

Методика определения «экономического» радиуса в действительности представляла собой метод расчета оптимальной мощности ТЭЦ (котельной) в районе с известной теплоплотностью и конфигурацией.

«Предельный» радиус определялся из равенства годовых расходов на транспорт тепла и экономии топлива за счет комбинированного производства тепла и электроэнергии.

Для определения минимума целевой функции приведенных затрат использовались те или иные эмпирические зависимости для оценки затрат на источниках тепла и тепловых сетях.

Большинство этих исследований завершилось к концу 60-х годов прошлого столетия. Весь этот период характеризовался большим количеством вновь строящихся систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) и полным отсутствием эффективной вычислительной техники.

Уже первые результаты численного анализа этих проблем в 70- 80 гг. показали, что оптимум экономического функционала существенно зависит от наличия существующей части, места размещения теплоисточника и т. д. л.4,5].

Само понятие «радиуса» с течением времени трансформировалось в методы математического моделирования и оптимизации развивающихся СЦТ.

Интерес к понятию «радиуса» был реанимирован принятием Федерального закона «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ.

Федеральный закон обуславливает необходимость расчета радиуса эффективного теплоснабжения (РЭТ) при выполнении схем теплоснабжения и определяет РЭТ как «максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в СЦТ, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной СЦТ нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в СЦТ».

Строгое выполнение требований Закона определяет нулевое значение РЭТ, так как присоединение любого дополнительного абонента к действующей СЦТ всегда увеличивает совокупные расходы, требует дополнительных инвестиций, расхода топлива и т. д. В действительности важно, чтобы не увеличивались удельные затраты на производство, транспорт и реализацию тепла. В условиях плановой экономики при 100% государственных инвестиций поиск минимума приведенных затрат в СЦТ обеспечивал хотя бы формально максимальный «народно-хозяйственный эффект». В рыночной экономике достигнутый в данной СЦТ минимум удельных затрат не является гарантией сбыта тепла. Естественным индикатором конкурентоспособности является цена у конкурента. В противном случае, необходимо вводить норму принудительного подключения к действующим СЦТ. Cнижение затрат в условиях локальной монополии маловероятно.

В газифицированных районах при отсутствии других источников тепла в качестве виртуального конкурента целесообразно рассматривать газовую котельную у одного или нескольких перспективных абонентов.

• — законодательно закрепленное понятие РЭТ нуждается в корректировке;
• — определение РЭТ связано с необходимостью оценки затрат на присоединение новых потребителей и сопоставление их с затратами на альтернативные теплоисточники.

Согласно разработанной в ОАО «Газпром промгаз» методике экономически обоснованная дальность транспорта тепла или РЭТ определяется как сумма протяженностей двух теплопроводов:

• — теплопровода от теплоисточника до камеры тепловой сети, в которой предусматривается подключение дополнительной нагрузки (путь снабжения);
• — экономически обоснованного соединительного теплопровода (ОСТ) от вышеуказанной камеры до нового абонента с максимально допустимым расстоянием от камеры.

Эти РЭТ включают и установленное действующим законодательством «максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии». Очевидно, что это расстояние соответствует протяженности «главного направления» до концевого участка плюс ОСТ.

Для каждой камеры тепловой сети будет собственное значение РЭТ. Как показано ниже, изменяется не только расстояние от источника до камеры, но и ОСТ. Окружности с центрами в каждой возможной точке присоединения с радиусами равными ОСТ (рисунок 1) определяют зоны эффективного действия теплоисточника и его тепловых сетей. Присутствие в этих зонах других теплоисточников или сетей от других теплоисточников должно иметь особое обоснование, основанное на сопоставлении себестоимостей поставки тепла в точку конкуренции.

Рисунок 1 Зоны эффективного действия теплоисточника и его тепловых сетей.

Каждая окружность характеризуется не только радиусом или ОСТ, но и возможной подключаемой нагрузкой. Ее величина может варьировать вместе с затратами на присоединение.

Каждый потенциальный потребитель на тепловой карте получает соответствующую привязку к возможной точке присоединения.

При этом следует отметить, что размеры вышеуказанных зон требуют перманентного обновления, так как присоединение любого дополнительного абонента изменяет гидравлический режим и соответственно условия присоединения для других новых абонентов.

Разработанная методика реализует решение следующих задач:

• — проверка технической возможности присоединения дополнительной тепловой нагрузки в любой камере тепловой сети и оценка необходимых затрат в теплоисточник и теплосетевую инфраструктуру;
• — расчет ОСТ:
  • а) при нулевых капитальных вложениях в магистральные теплопроводы источники тепла
  • б) при капиталовложениях в соответствии с тарифом на присоединение.

Методика и реализующий ее программный продукт (ПП) предназначены для расчета радиальных тепловых сетей с закрытыми перемычками, математическое описание которых соответствует графу без циклов и хорд («дереву»), в котором две любые вершины могут быть соединены единственным образом.

Проверка допустимости присоединения дополнительного потребителя осуществляется исходя из величин давлений (в основном в обратной линии) и перепада давлений в подающей и обратной линии у всех потребителей на данной тепломагистрали, а также предельно допустимой тепловой мощности источника.

При этом учитывается тот факт, что дополнительная нагрузка в одном узле может обусловить возникновение недопустимых параметров в других узлах, которые идентифицируются как контрольные или диктующие абоненты (ДА).

ПП включает четыре расчетных модуля.

Модуль I «Нагрузка»

По величине и структуре нагрузок определяются расчетные расходы сетевой воды к данному абоненту (или совокупности абонентов).

При этом принимаются во внимание схема присоединения нагрузки отопления и горячего водоснабжения, принятый в СЦТ график центрального регулирования отпуска тепла.

Модуль II «Присоединение»

По заданным координатам нового потребителя присоединение осуществляется к ближайшей тепловой камере.

При необходимости возможна реализация и других алгоритмов присоединения.

По имеющейся схеме тепловых сетей идентифицируется тепломагистраль и теплоисточник. Расчетная схема данной тепломагистрали на момент проверки возможности присоединения (она будет перманентно меняться в части диаметров) нагружается дополнительным расходом сетевой воды.

Топология сети (дерева), сопротивления участков, первоначальные узловые расходы заимствуются из ПК ZULU.

По ранее полученному значению расхода сетевой воды к абоненту выбирается диаметр теплопровода в соответствии с нормативными рекомендациями.

Длина нового присоединительного теплопровода определяется по кратчайшему пути от территории застройки до выбранной камеры присоединения (l), с учетом коэффициента 1,2, отражающего увеличение протяженности теплопровода при естественной компенсации.

По известной длине и удельным капитальным вложениям в строительство тепловых сетей оцениваются затраты в строительство участка теплопровода.

При тепловой нагрузке нового потребителя свыше 1,5 Гкал/ч дополнительно учитываются затраты в тепловые пункты.

При расчете мощности ЦТП (ИТП) учитывается изменение коэффициента часовой неравномерности потребления горячей воды в зависимости от количества жителей.

Модуль III «Гидравлика, тепловой баланс»

После присоединения нового потребителя выполняется перерасчет параметров (Р₁, Р₂, ?Р) существующих потребителей с помощью простейшего программного продукта, реализующего расчет давлений в тупиковой сети с известными гидравлическими сопротивлениями участков и заданными узловыми расходами.

Давления на коллекторах теплоисточника принимаются неизменными.

Полученные величины сопоставляются с заданными ограничениями во всех точках сети с учетом геодезических отметок местности:

• — по давлению в обратном теплопроводе;
• — по значению располагаемого перепада давления.

При невыполнении любого из условий узел (узлы) идентифицируется (ются) как ДА. Для каждого ДА определяется разница между допустимым и расчетным давлением ДР_д. Наиболее критично недопустимое повышение давления в обратной линии у большой группы абонентов (положительное значение ДР_д). Формируется массив ДА с ранжированием их по протяженности путей снабжения от источника тепла.

Одновременно проверяется обеспеченность вновь присоединяемой тепловой нагрузки располагаемой мощностью теплоисточника.

Модуль IV «Реконструкция»

Задача данного модуля определить участки теплопроводов на пути снабжения, нуждающиеся в усилении (перекладке с увеличением диаметра) с целью ликвидации положительного ДР_д (отрицательное значение ДР_д ликвидируется подпором у ДА за счет средств нового абонента).

Реализация этой задачи на проектной стадии возможна в рамках моделей динамического программирования [л.5].

Для предпроектных оценок разработан упрощенный градиентный метод.

Процедура начинается с наиболее удаленного от теплоисточника ДА. Идентифицируется путь снабжения этого абонента, для каждого участка на пути снабжения определяются удельные потери давления с учетом местных потерь при переходе на следующий типоразмер диаметра; определяется разница удельных потерь давления до и после перекладки (?h_уд), которая делится на удельные капитальные вложения при перекладке Дh_уд/К_уд.

Все участки на пути снабжения ДА ранжируются по этому показателю от max до min.

Фиксируется значение Дh_уд соответствующее максимальному значению Дh_уд/К_уд.

Необходимая длина перекладки определяется как ДP_д/Дh_i. Если длины этого участка недостаточно, то рассматривается вариант перекладки на два типоразмера диаметра и определяется Дh_уд/К_уд, которое сравнивается с Дh_уд/К_уд для остальных трубопроводов. Если оно меньше этих значений, выбирается участок, для которого Дh_уд/К_уд имеет второе по величине значение за первым по рангу участком.

Понижение давления в обратной линии за счет перекладки одновременно повышает давление в подающей линии и увеличивает располагаемый напор.

С учетом внесенных изменений в параметры тепловых сетей (или абонентов) выполняется аналогичный расчет в модулях 3 и 4 для следующего по рангу ДА и так до исчерпания всех ДА.

В конце цикла определяются суммарные необходимые капиталовложения, которые относятся на индивидуальный инвестиционный проект для заявителя.

В настоящее время отсутствует строго доказанная единственность получаемого подобным образом решения, которое возможно зависит от очередности перебора ДА. Опыт использования ПП показывает, что при относительно небольших приростах нагрузки их количество не превышает 4ч5. Количество возможных вариантов (перестановок) не превышает 5!, то есть 120. Расчет такого количества не представляет затруднений. При существенно большем количестве возможна организация направленного перебора вариантов.

Данный ПП находится в опытной эксплуатации, во второй очереди ПП будет осуществлено:

• — верификация заявляемых тепловых нагрузок новых абонентов в соответствии с действующими законодательными и нормативными актами;
• — ввод данных по резервам тепловой мощности ЦТП;
• — модернизация и использование программного комплекса ДИПР, реализующего алгоритм динамического программирования для оптимизации параметров разветвленных тупиковых тепловых сетей с учетом существующей части;
• — создание и ведение территориально привязанных баз данных по теплосберегающим проектам у существующих абонентов с целью реализации этих проектов и высвобождения тепловой нагрузки за счет средств вновь присоединяемых потребителей.

Следует подчеркнуть, что предлагаемые алгоритмы применимы только для радиальных тепловых сетей с известной конфигурацией («деревом»). Для поиска других конфигураций сети, количества и мощности теплоисточников возможно использование методик, изложенных в л.4 и л.5.

Действующий ПП дает возможность оценки капиталовложений, необходимых для присоединения заданной дополнительной нагрузки в любой точке СЦТ.

Использование модулей «Нагрузка», «Гидравлика» и «Реконструкция» в совокупности с другими блоками позволяет оценить возможный прирост тепловой нагрузки в каждом из указанных узлов присоединения (камер):

• а) без дополнительных капиталовложений в существующие тепловые сети и теплоисточник, стоимость альтернативной котельной используется только для определения протяженности ОСТ;
• б) при капиталовложениях в существующие тепловые сети и теплоисточник, не превышающих плату за присоединение по утвержденным в установленном порядке тарифам.

Формирование массива узлов присоединения, а также очередность расчета этих узлов, зависит от наличия информации относительно динамики и порядка загрузки их по теплу.

Как правило, такая информация отсутствует. При этом очередность расчета узлов не имеет значения, а предыстория по ранее рассчитанным узлам не учитывается.

На электронной схеме тепловых сетей указывается номер камеры, по которому определяется путь снабжения (магистраль) и теплоисточник.

Задается прирост тепловой нагрузки в камере в размере ДQ=0,3 Гкал/ч и определяется новый расчетный расход сетевой воды.

Значение 0,3 Гкал/ч примерно соответствует единичной нагрузке нового абонента, возможна и другая величина.

Если нагрузка допустима, то прирост увеличивается еще на ДQ Гкал/ч, и так далее до исчерпания либо пропускной способности тепловых сетей, либо мощности теплоисточника.

Исчерпание пропускной способности характеризуется достижением какого-либо из заданных ограничений у любого из абонентов на данной тепломагистрали:

• — по давлению в обратном теплопроводе;
• — по значению располагаемого перепада давлений.

Проверяется также достаточность тепловой мощности теплоисточника:

При исчерпании на шаге k резерва пропускной способности или тепловой мощности источника диапазон исследуется методом половинного деления, приближаясь к величине .

После получения положительного результата в модуле «гидравлика» величина используется в модуле R_ОСТ.

Модуль ««

• 1. По величине присоединяемой тепловой нагрузки и известной зависимости удельных капиталовложений в газовые котельные определяются:
  • — необходимые инвестиции в альтернативную котельную К_к;
  • — диаметр соединительного теплопровода и удельные капиталовложения в его строительство К_уд.
• 2. Используя модуль «Гидравлика» определяются затраты на перекачку дополнительного расхода сетевой воды SЭ.

где: — перепад напоров на коллекторах теплоисточника, м. вод. ст.;

— продолжительность отопительного периода, час;

— стоимость электроэнергии, руб. / кВт· ч;

т/ч;

Протяженность (R_ост) соединительного провода:

где: 5 лет — нормативно определенный срок, в течение которого экономия от снижения потребления энергетических ресурсов, холодной воды и теплоносителя сохраняется за регулируемой организацией;

— стоимость сэкономленного (перерасходованного) топлива по отношению к замещающей котельной .

Для теплоисточника СЦТ ТЭЦ годовая экономия на топливо определяется как:

где: 210 т у.т./год — топливный эффект от комбинированной выработки, отнесенный на производство тепла в расчете на 1Гкал/ч тепловой нагрузки (весь топливный эффект от теплофикации отнесен на производство тепла);

— стоимость топлива.

Для теплоисточника СЦТ — котельная:

В рамках данного алгоритма представляется возможным учесть и стоимость компенсации дополнительных тепловых потерь в ОСТ. Это потребует дополнительной итеративной процедуры.

При полученном значении R, d и? G определяются величины давлений на конце соединительного теплопровода.

Если вышеуказанные значения недопустимы, то прирост тепловой нагрузки ДQ снижается в соответствии со значениями, полученными при процессе половинного деления.

При определенных условиях возможен переход на независимую схему присоединения.

Алгоритм реализации расчета при наличии тарифа и платы за присоединение включает дополнительно к рассмотренному ранее два основных модуля:

• — модуль формирования и упорядочивания массива ДА;
• — модуль «Реконструкция».

Суть алгоритма с несколькими циклами состоит в следующем.

Для каждого узла i из общего количества n методом последовательного нагружения по 0,3 Гкал/ч с помощью модуля «Гидравлика» исследуется возможность присоединения дополнительной тепловой нагрузки без инвестиций в существующие тепловые сети и источник тепла.

При определенном значении тепловой нагрузки и расходе сетевой воды в узле в модуле «Гидравлика» идентифицируются один или несколько ДА, для которых не выполняются ограничения по давлениям и перепадам давлений.

Обнаруженные ДА упорядочиваются по протяженности путей снабжения — от максимума с номером до номера 1.

Параметры каждого ДА от до 1 последовательно поступают в модуль «Реконструкция», где оцениваются затраты на ликвидацию ограничений.

Полученные технические решения для ДА поступают в модуль «Гидравлика», где исследуется их влияние на гидравлические параметры остальных ДА. Ликвидация ограничений у дальних абонентов может одновременно снять ограничения у всех или части ДА.

При сохраняющихся ограничениях в модуль «Реконструкция» поступает следующий ДА с ограничениями.

На каждом цикле снятия ограничений определяются и суммируются необходимые капиталовложения.

После исчерпания списка ДА или ранее по данным модуля «Гидравлика» суммарные капиталовложения в тепловые сети и источник сопоставляются с платой за присоединение, где — тариф на присоединение.

Если, узел дополнительно нагружается на 0,3 Гкал/ч и процедура повторяется.

Если, используется процедура половинного деления.

Если, полученные величины поступают в модуль ««, в котором оценка протяженности соединительного теплопровода осуществляется по формуле:

Использование предлагаемого метода оценки РЭТ обусловливает необходимость уточнения зон эффективного применения котельных при варьировании теплоплотности застройки. Это приобретает особую актуальность при решении вопросов теплоснабжения на вновь присоединенных территориях города Москвы, где теплоплотность застройки может оказаться на границе конкурентоспособности СЦТ.

На основе имеющихся статистических данных для каждого теплового потока от 1 до 25 Гкал/ч были получены уравнения регрессии вида: d_ср=f₁(q), l_уд=f₂(q) при графике температур 95 / 70* С, где: d_ср и l_уд — соответственно средний диаметр и удельная длина теплопроводов на Гкал/ч; q — теплоплотность застройки. Это позволило определить удельные капитальные вложения в тепловые сети в зависимости от теплоплотности и нагрузки.

Таблица 1 — Удельные капитальные вложения в тепловые сети в зависимости от теплоплотности и нагрузки, млн. руб. / Гкал/ч.

Зависимость удельных капиталовложений в газовые котельные от тепловой мощности представлена на рисунке 2.

Совокупность вышеуказанных данных позволила для каждой величины теплоплотности определить зависимость общих удельных капиталовложений в источник тепла и тепловые сети в диапазоне тепловой мощности от 1 до 25 Гкал/ч (рисунок 3).

Рисунок 2 — Удельные капитальные вложения в строительство газовых котельных мощностью до 25 Гкал/ч.

Около 60% себестоимости тепла в газовых котельных формируется затратами на топливо. При использовании современного котельного оборудования к.п.д. котлов и котельных в целом практически не зависят от единичной мощности. капитальный теплоснабжение затраты Другие условно переменные расходы в расчете на Гкал/ч также слабо зависят от единичной мощности.

С достаточной для данного исследования степенью точности можно утверждать, что оптимальное значение единичной мощности котельных определяется в основном удельными капиталовложениями в источники тепла и тепловые сети.

Рисунок 3 — Общие удельные капитальные вложения в котельные и тепловые сети для застроек с различной теплоплотностью.

При высокой теплоплотности (q=0,71 Гкал/ч· га) минимум исследуемой функции соответствует тепловой нагрузке и мощности теплоисточника более 25 Гкал/ч. При этой мощности целесообразен переход на более высокую расчетную температуру подающей сетевой воды (>95°С).

Минимум целевой функции при q=0,71 Гкал/ч•га составляет около 13 млн руб./Гкал/ч (с НДС). По мере снижения теплоплотности минимальные значения функций увеличиваются, достигая соответственно величин 16,2; 17,6 и 17,8 млн руб. Гкал/ч•га, а формально оптимальные мощности котельных снижаются соответственно до 10; 9 и 7 Гкал/ч.

Левые и правые ветви функции капиталовложений относительно экстремума несимметричны. Повышение мощности приводит к относительно небольшим избыточным затратам; понижение единичной мощности резко увеличивает затраты.

Относительно РЭТ следует указать, что в большинстве случаев теплоисточник располагается на границе обслуживаемой территории, площадь которой для теплоисточников с оптимальной мощностью от 10 до 7 Гкал/ч варьирует от 21 до 35 га. Это соответствует территории микрорайона или квартала.

Таблица 2 — Зоны действия котельных

Протяженность диагонали для квадратного участка составляет от 650 до 850 м, что и соответствует максимально допустимой дальности транспорта тепла.

Для селитебных территорий города Москвы в старых границах характерны величины теплоплотности в диапазоне 0,4ч0,5 Гкал/ч•га и следовательно величины необходимых инвестиций при использовании котельных малой и средней мощности определяются в размере ~16ч17 млн руб. / Гкал/ч.

Установленная РЭК на 2013 год плата за присоединение к СЦТ составляет 13,4 млн руб. / Гкал/ч (без НДС), что практически совпадает с вышеуказанной величиной и свидетельствует о конкурентоспособности действующих в Москве СЦТ.

Дальнейшее увеличение платы за присоединение, в том числе в индивидуальном порядке, при тепловой нагрузке более 1,5 Гкал/ч и отсутствии технической возможности присоединения может стимулировать экономически и экологически неблагоприятное строительство котельных малой и средней мощности при не полностью загруженных тепловых мощностях московских ТЭЦ.

Полученные результаты позволяют утверждать, что минимальные значения удельных капиталовложений при теплоплотности 0,2 Гкал/ч· га еще обеспечивают некоторый экономический эффект от централизации теплоснабжения.

Для значительной части районов вновь присоединенных к Москве территорий теплоплотность селитебных территорий будет лежать в диапазоне 0,2ч0,3 Гкал/ч· га. Это обусловлено реализацией повышенных требований к теплозащите зданий при относительно невысокой плотности населения даже при застройке 9 этажей и выше (7 га на 1000 человек).

В этих зонах строительство даже теплоисточников средней мощности может быть оправдано только при комбинированном производстве тепла и электроэнергии.

Относительно экономически оправданной дальности транспорта тепла от ТЭЦ следует напомнить, что она на большинстве объектов ранее не превышала 10 — 12 км и определялась в основном эффективным количеством энергоблоков.

Известно, что увеличение количества теплофикационных ПТУ более 3−4х уже не приводит к снижению удельных капиталовложений в ТЭЦ. При тепловой мощности отборов 1000—1200 Гкалч, коэффициенте теплофикации 0,5 и теплоплотности 0,4 Гкалч обслуживаемый квадрат территории будет иметь размеры 8*8 км, а длина диагонали — дальность транспорта тепла 11−12 км Стоимость тепловых сетей не играла решающего значения из-за многократной разницы в удельных капиталовложениях в электрическую и тепловую инфраструктуру.

Радиусы действия крупнейших московских ТЭЦ значительно больших размеров, 18−22 км, сложились в результате длительной истории их развития в несколько очередей. Их тепловые мощности составляют 4−5 тыс. Гкалч. Гипертрофированные масштабы этих СЦТ предопределяют повышенные (до 700 руб Гкал) расходы на транспорт тепла.

Выводы

1. Известные в литературе аналитические методы расчета РЭТ применимы лишь для экспертной оценки вновь строящихся СЦТ, не имеющих значительной существующей части. Использование этих методов для расчёта уже действующих СЦТ неправомерно.

Представляется целесообразным продолжить исследования в части сбора и обработки стоимостных показателей новых и расширяемых энергоисточников с ГТУ, ПГУ, ГПА и определения рациональных зон действия от этих энергоисточников, влияния очередности ввода мощностей на их энергоэкономические показатели.

2. Предлагаемый в данной работе рыночно-ориентированный механизм определения экономически обоснованной дальности транспорта тепла и оценки на этой основе геометрических и экономических параметров зон эффективного теплоснабжения ориентирован на решение краткосрочных задач присоединения новых потребителей при оперативной деятельности и актуализации схем теплоснабжения.

Область применения предлагаемой методики может быть расширена при использовании алгоритмов направленного поиска схем циркуляции теплоносителя (деревьев), позволяющих обеспечить новые нагрузки при минимальных затратах.

• 3. Усилия по поиску универсальных формул «для расчета» РЭТ целесообразно переориентировать на разработку стандартных и утвержденных в установленном порядке методик математического моделирования и оптимизации развивающихся СЦТ и реализующих программных комплексов.
• 4. Оценочными расчетами доказано, что централизация теплоснабжения в газифицированных районах сохраняет свои преимущества при теплоплотности ~0,2 Гкал/ч· га, снижение теплоплотности застройки уменьшает и оптимальную мощность энергоисточников.
• 5. Установленная РЭК плата за присоединение к СЦТ в размере 13,4 млн руб. /(Гкал/ч) находится на границе конкурентоспособности с котельными малой и средней мощности, дальнейшее повышение тарифа на присоединение может активировать децентрализацию теплоснабжения.

Список использованных источников

• 1. Якимов Л. К. Предельный радиус действия теплофикации. — Тепло и сила, 1931 г., № 9.
• 2. Дмитриев В. В. Основные вопросы теплофикации городов. — Госстройиздат, 1933 г.
• 3. Якуб Б. М. Генеральный план теплофикации Москвы. — Изв. ВТИ, 1934 г., № 8.
• 4. Хрилёв Л. С., Смирнов И. А. Оптимизация систем теплофикации и централизованного теплоснабжения. — Энергия, Москва, 1978 г.
• 5. Сеннова Е. В., Сидлер В. Г. Математическое моделирование и оптимизация развивающихся теплоснабжающих систем. — Из-во Наука, 1987 г.
• 6. Папушкин В. Н. Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое. — «Новости теплоснабжения», № 9 (сентябрь), 2010 г.
• 7. Соколов Е. Я. Технико-экономический расчет тепловых сетей «Нормы по проектированию тепловых сетей». — 1938 г.
• 8. Шубин Е. П. Укрупненные технико-эконмические показатели для городских тепловых сетей «Проектирование городских тепловых сетей». — Госэнергоиздат, 1957 г.