«Схема теплоснабжения МО ГО Инта на период с 2014 года до 2029 года». Обосновывающие материалы - часть 23

 

363 

 

Глава 9. Оценка надежности теплоснабжения 

Используемая  для  оценки  надежности  теплоснабжения  система  показателей 

уровня  надежности  состоит  из  показателей,  характеризующих  надежность 

производства  и  передачи  тепловой  энергии,  соответствия  термодинамических  

параметров  теплоносителя  установленным  нормативам,  а  также  показателей, 

характеризующих  своевременность    и    качество    выполнения    подключения    к  

тепловым  сетям  регулируемой организации, качество обслуживания потребителей 

тепловой энергии.  

Обеспечение  соответствия  уровня  тарифов  регулируемой  организации  

(деятельность  которой  относится  к  сфере  электро-  и  теплоснабжения)  уровню 

надёжности поставляемой  тепловой энергии и оказываемых услуг осуществляется 

в  соответствии  с  методическими  указаниями  по  расчету  и  применению 

понижающих  (повышающих)  коэффициентов,  утверждаемыми  Федеральной 

службой по тарифам.  

Регулируемые    организации    подготавливают    предложения    по    плановым  

значениям показателей надежности в формате, приведенном в Приложении № 2 к 

проекту  приказа  Министра  регионального  развития  РФ  «Об  утверждении 

Методических  указаний  по  расчету  уровня  надёжности  и  качества  поставляемых 

товаров,  оказываемых  услуг  для  организаций,  осуществляющих  деятельность  по 

производству  и  (или)  передаче  тепловой  энергии»  (далее  «Методические 

указания»).  

Учет  данных  первичной  информации,  используемой  при  определении 

фактических  значений  показателей  надежности,  производится  путем  заполнения 

регулируемой  организацией  форм,  приведенных  в  Приложениях  №  3,  4,  5 

«Методических указаний».  

Плановые    значения  для  показателей:  число  нарушений  в  межотопительный 

период (Рчм), продолжительность и объем нарушений в подаче тепловой энергии в 

отопительный  период  (Рп,  Ро)  задаются  начиная  с  2013  года.  Корректировка  цен 

(тарифов),  установленных  на  долгосрочный  период  регулирования,  связанная  с 

отклонением  фактических    значений    от   плановых    по    указанным    показателям,  

первоначально осуществляется по результатам 2013 года.  

 

364 

 

Плановые значения для показателей: продолжительность и объем нарушений 

в    подаче    тепловой    энергии    в  межотопительный    период    (Рпм,    Ром),  

продолжительность нарушений в подаче тепловой энергии  для потребителей 1-ой 

категории надежности (Рп(1)), уровень отклонений термодинамических параметров 

теплоносителя  от  договорных  значений  в  части  температуры  теплоносителя  в 

подающем  трубопроводе  (Rп,  Rв,  Rвм)  задаются  начиная  с  2014  года. 

Корректировка  цен  (тарифов),  установленных  на  долгосрочный  период 

регулирования,    связанная    с  отклонением  фактических  значений  от  плановых  по 

указанным показателям, первоначально осуществляется по результатам 2014 года. 

9.1

 

Обоснование перспективных показателей надежности 

Перспективные    (плановые)  значения,  определенные  в  пунктах  2.6,  3.3  и  3.4 

«Методических  указаний»,  показателей  надежности  (

П

𝑡

пл

)  устанавливаются 

регулирующими  органами  на  каждый  расчетный  период  регулирования  t  в 

пределах долгосрочного периода регулирования начиная с:  

 - первого периода – для показателей (П), соответствующих Рч;  

 -  второго  периода,  но  не  ранее  2013  года  –  для  показателей  (П), 

соответствующих Рчм, Рп и Ро;  

 -  третьего  периода,  но  не  ранее  2014  года  –  для  показателей  (П), 

соответствующих Рпм, Рп(1), Ром, Rв, Rвм и Rп (здесь и далее П обозначает Рs или 

Rs с индексами s, соответствующими введенным показателям уровня надежности).  

Плановые  значения  показателей  надежности  определяются  для  каждой 

регулируемой организации, исходя из:  

-  средних  фактических  значений  показателей  надежности  за  те  расчетные 

периоды  регулирования  в  пределах  долгосрочного  периода  регулирования 

(расчетные  периоды  –  для  плановых  значений  на  первый  долгосрочный  период 

регулирования),  по  которым  имеются  отчетные  данные  на  момент  определения 

плановых значений на следующий долгосрочный период регулирования;  

- динамики улучшения значений показателей (начиная с 2013 года);  

-    корректировки    в    текущем    расчетном    периоде    регулирования    (t)  

плановых значений показателей,  установленных на следующий расчетный период 

регулирования  (t+1),  с  учетом  фактических  значений  показателей  за 

 

365 

 

предшествующий расчетный период регулирования (t–1).  

Плановые  значения  показателей  надежности  на  каждый  расчетный  период 

регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования (с учетом пункта 

4.1 «Методических указаний»  для первого долгосрочного периода регулирования 

и  за  исключением  2011  и  2012  годов,  когда  множитель  (1-р)  не  применяется, 

определяются по формуле:  

                        

П

𝑡

пл

 =

П

𝑑

пл

 

(1 − 𝑝)

𝑡−𝑑

       (1)  

где   

П

𝑡

пл

  –  устанавливаемое  регулирующим  органом  плановое  значение  по 

каждому  показателю  надежности  на  расчетный  период  регулирования  t  в  рамках 

долгосрочного периода регулирования, начинающегося в году d; 

                               

П

𝑑

пл

= ∑

П

𝑡−𝑗−1

ф

(1 − 𝑝)

𝑗 1

𝑛

𝑛

𝑗=1

    (2)  

где  

П

𝑡

ф

     – фактические  значения  показателей  надежности,  рассчитанные  

по  формулам  (1)-(11)  «Методических  указаний»  для  каждого  расчетного  периода 

регулирования t  кроме  последнего  в  пределах  предшествующего  долгосрочного  

периода  регулирования  (для  одного  или  двух  предшествующих  расчетных 

периодов  и  без  применения  сомножителя  (1  –  р)  для  первого  долгосрочного 

периода регулирования);  

n  –  число  расчетных  периодов  регулирования  в  пределах  предшествующего 

долгосрочного  периода  регулирования,  по  которым  имеются  отчетные  данные  

на  момент  установления  плановых  значений  на  долгосрочный  период 

регулирования,  начинающийся  в  году  d  (для  первого  долгосрочного  периода 

регулирования  n равно  1 или  2 в зависимости  от наличия фактических  данных за 

предшествующие расчетные периоды). В случае отсутствия фактических данных у 

регулируемой  организации  для  первого  расчетного  периода  регулирования,  на 

который  устанавливаются  плановые  значения  в  рамках  первого  долгосрочного 

периода  регулирования,  плановое  значение  соответствующего  показателя 

устанавливается  по  имеющимся  фактическим  данным  за  неполный  расчетный 

период,  предшествующий  первому  расчетному  периоду  регулирования,  с 

приведением  указанных данных до значений за полный период. При определении 

плановых  значений  на  последующие  расчетные  периоды  регулирования 

применяются  фактические  отчетные  данные  за  полный  соответствующий 

расчетный период;  

 

366 

 

p – коэффициент улучшения показателей надежности, определяющий (с 2013 

года)  плановую  динамику  улучшения    значений  показателей,  задается  в 

соответствии с таблицей 154. 

Таблица154 - 

 

Определение коэффициента улучшения для групп показателей 

надежности 

Группа показателей 

Коэффициент улучшения для регулируемых организаций 

Производители тепловой энергии 

(без собственных теплосетей) 

Теплосетевые организации 

(возможно с собственными 

источниками тепла) 

Показатели уровня надежности 

0,02 

0,015 

 

Корректировка  плановых  значений  показателей,  установленных  на  каждый  

расчетный период регулирования (t+1), осуществляется по формуле:  

 

П

𝑡+1

пл

= {П

𝑡+1

к

= П

𝑡+1

пл

, если П

𝑡−1

ф

≤ П

𝑡−1

к

 и нет корректировки НВВ;}

    (3) 

  

П

𝑡+1

пл

= 𝑚𝑎𝑥 {П

𝑡−1

ф

(1 − 𝑝), П

𝑡

к

(1 − р), если = П

𝑡−1

к

< П

𝑡−1

ф

  < П

𝑡−2

пл

;}

 

П

𝑡+1

пл

= 𝑚𝑎𝑥{П

𝑡

к

, П

𝑡−1

пл

}, если 𝑚𝑎𝑥{П

𝑡−1

к

, П

𝑡−2

пл

} ≤ П

𝑡−1

ф

;

 

П

𝑡+1

пл

= 𝑚𝑖𝑛{П

𝑡+1

пл

, П

𝑡−1

ф

(1 − р)

2

},

  при достижении  плановых значений  по  всем 

показателям  со  значительным  улучшением  в  году  t-1  и  соответствующей 

корректировке НВВ на год t+1 

где  

П

𝑡+1

к

     – скорректированное плановое значение по каждому показателю 

надежности на расчетный период регулирования t+1;  

П

𝑡−1

ф

            –  фактические  значения  показателей  надежности,  рассчитанные  по 

формулам    (1)-(11)    «Методических    указаний…»,    по  отчетным  данным  

предыдущего расчетного периода регулирования (t-1); 

НВВ - необходимая валовая выручка.  

Регулируемые    организации    подготавливают    предложения    по    плановым  

значениям показателей надежности на каждый расчетный период регулирования в 

пределах  долгосрочного периода  регулирования  по  форме  1.1  Приложения  № 2 к 

Методическим указаниям.  

Плановое  значение  показателя  уровня  надежности  считается  достигнутым 

регулируемой организацией по результатам расчетного периода регулирования (t), 

 

367 

 

если  фактическое  значение  показателя  соответствует  скорректированному 

плановому  значению  этого  показателя  с  коэффициентом    (1+с),  где  с  –  величина 

допустимого отклонения:  

Р

𝑠

ф

≤ Р

𝑠

к

(1+С)                   (4) 

𝑅

𝑠

ф

≤ 𝑅

𝑠

к

(1+С)                  (5) 

где  индексы  s  соответствуют  введенным  в  пунктах  2.4  и  3.3,  3.4 

«Методических  указаний» показателям из числа  учитываемых в рассматриваемом 

расчетном периоде регулирования (согласно п. 4.1).  

Величина допустимого отклонения (с) устанавливается равной:  

 -  0,5  на  2011  -  2013  годы  и  0,25  с  2014  года  –  для  показателей  уровня 

надежности, учитываемых в 2011 году;  

 -  0,4 на  2012  –  2015 годы,  0,25 на  2016  –  2020 годы  и  0,2 с  2021 года  –  для 

остальных показателей уровня надежности.  

Плановые значения показателей уровня надежности считаются достигнутыми 

регулируемой  организацией  со  значительным  улучшением,  если  фактическое 

значение  показателя  улучшает  скорректированное  плановое  значение  этого 

показателя с коэффициентом (1-с), где с – величина допустимого отклонения:  

Р

𝑠

ф

≤ Р

𝑠

к

(1-С)                   (6) 

𝑅

𝑠

ф

≤ 𝑅

𝑠

к

(1-С)                   (7) 

где  индексы  s  соответствуют  введенным  в  пунктах  2.4  и  3.3,  3.4 

«Методических  указаний» показателям из числа  учитываемых в рассматриваемом 

расчетном периоде регулирования (согласно п. 4.1).  

По результатам достижения, недостижения или достижения со значительным 

улучшением планового значения каждого показателя (П) присваивается значение 0, 

-1 или 1 соответствующего индикатора К (П). 

9.2

 

Перспективные  показатели  надежности,  определяемые  числом 

нарушений в подаче тепловой энергии  

 Численные  значения  перспективных  (плановых)  показателей  надежности, 

определяемых  числом  нарушений  в  подаче  тепловой  энергии  (Рч),  для  ООО 

«Тепловая компания» (без учета корректировки НВВ) приведены в таблице 155. В 

таблице  156  приведены  фактические  значения  количества  технологических 

 

368 

 

нарушений  в  отопительных  периодах  2008-2012гг.  и  результаты  расчета 

перспективных    (плановых)  значений  числа    технологических    нарушений    в  

очередном    (2013-2017  гг.)    долгосрочном    периоде,  которые  соответствуют 

перспективным значениям показателей Рч таблицы 155.  

Из  представленных  данных  следует,  что  ООО  «Тепловая  компания»  как 

регулируемая организация в очередном долгосрочном периоде (2012-2016 гг.) для 

повышения  надежности  поставок  тепловой  энергии  потребителям  МОГО  «Инта» 

не  должно  допустить  превышения  количества  технологических  нарушений  в 

соответствующих расчетных периодах: более  410 в 2013 году, более 400 в 2014 и 

т.д.  («Критически  допустимое  значение  количества  технологических  нарушений» 

таблица 156). 

Таблица155 - 

 

Значение перспективных (плановых)показателей Рч для ООО 

«Тепловая компания» на период 2013-2017 гг 

Предыдущий 

долгосрочный 

период (год) 

Фактическое 

значение 

показателя 

Очередной долгосрочный период (год) 

Рч 

2008 

0,00001030 

2009 

0,0000126 

2010 

0,0000101 

2011 

0,000052 

2012 

0,000063 

Среднее значение 

показателя за 

предыдущий 

период 

П

𝑑

пл

 

0,0000296 

 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Плановое значение 

П

𝑡

пл

 

0,0000296 

0,0000292 

0,0000287 

0,0000283 

0,0000279 

Скорректированное плановое 

значение 

П

𝑡+1

к

 

0,0000292 

0,0000287 

0,0000283 

0,0000279 

0,0000274 

Считается достигнутым 

Р

𝑠

к

(1+С) 

0,000041 

0,000040 

0,000040 

0,000035 

0,000034 

Считается достигнутым со 

значительным улучшением 

Р

𝑠

к

(1-С) 

0,000017 

0,000017 

0,000017 

0,000021 

0,000021 

 

Таблица156 - 

 

Число технологических нарушений в предыдущем (2008-2012 гг) 

долгосрочном периоде и перспективные (плановые) значения числа 

технологических нарушений в очередном (2013-2017 гг) долгосрочном 

периоде, соответствующие перспективным численным значениям показателя 

Рч ООО «Тепловая компания»  

Число 

технологических 

нарушений 

Предыдущий долгосрочный период (год) 

Очередной долгосрочный период (год) 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Фактическое 

значение 

количества 
нарушений 

10 

12 

20 

8 

32 

 

 

 

 

 

Среднее 

фактическое 

значение 

16 

16 

16 

16 

16 

 

 

 

 

 

 

369 

 

количества 
нарушений 

2008-2012гг 

Критически допустимое значение количества нарушений 

410 

400 

400 

350 

340 

Плановое (скорректированное) значение количества нарушений 

292 

287 

283 

279 

274 

Целевое значение количества нарушений 

170 

170 

170 

210 

210 

Скорректированные  плановые  значения  количества  технологических 

нарушений  по  отопительным  периодам  рассчитаны  по  средним  фактическим 

значениям  за  предыдущий  долгосрочный  период  регулирования  (2008-2012  гг.)  и 

могут быть использованы ООО «Тепловая компания» для подготовки предложений 

регулирующей  организации  по  определению  плановых  значений  показателя 

надежности Рч.  

ООО  «Тепловая  компания»  значительно    улучшит    надежность    поставок  

тепловой энергии,  если  не  допустит  превышения  количества  технологических  

нарушений    в  соответствующих  расчетных  периодах:  в  2013  году  -  более  170,  в 

2016 - более 210 и т.д. («Целевое значение количества нарушений» таблица 156).  

Графические  зависимости  результатов  расчета  численных  значений 

перспективных  (плановых)  значений  показателя  надежности  Рч  ООО  «Тепловая 

компания»  на период 2012-2016 гг. и соответствующих им фактических, средних, 

перспективных критически  допустимых и  скорректированных плановых значений 

количества  нарушений  очередного  долгосрочного  периода  представлены  на 

рисунке 123. 

Однако, ретроспективные  статистические  данные  по  фактическим значениям 

количества  нарушений  за  период  с  2008  г.  по  2012  г.  на  принадлежащем 

организации  оборудовании  свидетельствуют  о  достаточно  стабильном  значении 

частоты возникновения нарушений на уровне 12 случаев за отопительный период, 

что  существенно  ниже  расчетного,  приводящего  к  значительному  улучшению 

надежности  поставок  тепловой  энергии.  В  связи  с  этим,  разработчиком  «Схемы 

теплоснабжения…» рекомендуется в качестве перспективных значений показателя 

надежности  Рч  принять  значения,  рассчитанные  не  по  средним  фактическим 

значениям  за  предыдущий  долгосрочный  период  регулирования,  а  по 

фактическому  значению  количества  технологических  т.е.  12  нарушений. 

Результаты расчета рекомендуемых ООО «Тепловая компания» для представления 

регулирующей  организации  численных  значений  перспективных  (плановых) 

показателей  надежности,  определяемых  числом  нарушений  в  подаче  тепловой 

 

370 

 

энергии (Рч) (без учета корректировки НВВ), приведены в таблице 157. В таблице 

158  приведены  фактические  значения  количества  технологических  нарушений  в 

отопительных  периодах  2008-2012  гг.  и  результаты  расчета  рекомендуемых 

перспективных  (плановых)  значений  числа  технологических  нарушений  в 

очередном  (2013-2017  гг.)  долгосрочном  периоде,  которые  соответствуют 

перспективным значениям показателей Рч таблицы 157. 

Таблица157 - 

 

Предлагаемые значения перспективных (плановых) показателей Рч 

для ООО «Тепловая компания» на период 2013-2017 гг 

Предыдущий 

долгосрочный 

период (год) 

Фактическое 

значение 

показателя 

Очередной долгосрочный период (год) 

Рч 

2008 

0,00001030 

2009 

0,0000126 

2010 

0,0000101 

2011 

0,000052 

2012 

0,000063 

Среднее значение 

показателя за 

предыдущий 

период 

П

𝑑

пл

 

0,0000126 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Плановое значение 

П

𝑡

пл

 

0,0000126 

0,000012411 

0,0000125 

0,000012 

0,0000119 

Скорректированное плановое 

значение 

П

𝑡+1

к

 

0,000012411 

0,0000125 

0,000012 

0,0000119 

0,0000117 

Считается достигнутым 

Р

𝑠

к

(1+С) 

0,0000174 

0,0000171 

0,0000169 

0,0000148 

0,0000146 

Считается достигнутым со 

значительным улучшением 

Р

𝑠

к

(1-С) 

0,00000745 

0,00000733 

0,00000722 

0,0000089 

0,0000088 

Графические  зависимости  результатов  расчета  рекомендуемых  в  качестве 

перспективных  (плановых)  значений  показателя  надежности  Рч  ООО  «Тепловая 

компания» на период 2013-2017 гг. и соответствующих им фактических, средних, 

перспективных    критически    допустимых    и    скорректированных    плановых  

значений    количества    нарушений    очередного    долгосрочного  периода 

представлены на рисунке 114. 

Полученные  результаты  показывают,  что  ООО  «Тепловая  компания»  в  

очередном  долгосрочном  периоде  (2013-2017  гг.)  для  повышения  надежности 

поставок тепловой  энергии  потребителям МОГО «Инта»  не  должно  допустить  

превышения  количества    нарушений    более  174  в  период  2013  и  148-146 

нарушений  в  период  2016-2017  гг  («Критически  допустимое  значение  количества 

нарушений»  таблица  158).  

 

371 

 

 

 

Рисунок114 - 

 

Перспективные (плановые) значения показателя надежности Рч ООО «Тепловая компания» на период 2013-

2017 гг. и соответствующие им фактические, средние, перспективные критически допустимые и 

скорректированные плановые значения количества нарушений очередного долгосрочного периода 

 

 

 

372 

 

 

 

 

Рисунок115 - 

 

Предлагаемые  перспективные (плановые) значения показателя надежности Рч ООО «Тепловая компания» на 

период 2013-2017 гг. и соответствующие им фактические, средние, перспективные критически допустимые и 

скорректированные плановые значения количества нарушений очередного долгосрочного периода 

 

373 

 

Таблица158 - 

 

Число технологических нарушений в предыдущем (2008-2012 гг) 

долгосрочном периоде и перспективные (плановые) значения числа 

технологических нарушений в очередном (2013-2017 гг) долгосрочном 

периоде, соответствующие предлагаемым численным значениям показателя Рч 

ООО «Тепловая компания»  

Число 

технологических 

нарушений 

Предыдущий долгосрочный период (год) 

Очередной долгосрочный период (год) 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Фактическое 

значение 

количества 
нарушений 

10 

12 

20 

8 

32 

 

 

 

 

 

Среднее 

фактическое 

значение 

количества 
нарушений 

2008-2012гг 

 

 

 

 

12 

12 

 

 

 

 

Критически допустимое значение количества нарушений 

174 

171 

169 

148 

146 

Плановое (скорректированное) значение количества нарушений 

124 

125 

120 

119 

117 

Целевое значение количества нарушений 

75 

73 

72 

89 

88 

 

Скорректированное    плановое    значение    количества  технологических 

нарушений для всех расчетных периодов очередного долгосрочного периода равно 

124 в 2013 и 119-117 нарушений в период 2016-2017 гг и должно быть предложено 

ООО  «Тепловая  компания»  регулирующей  организации  для  определения 

планового значения показателя надежности Рч.  

ООО  «Тепловая  компания»  значительно    улучшит    надежность    поставок  

тепловой  энергии,  если  не  допустит  превышения  количества  технологических 

нарушений  более  75 в 2013 году и 89 нарушений в период 2016-2017 гг («Целевое 

значение количества нарушений» таблица 158).  

Численные  значения  перспективных  (плановых)  показателей  надежности, 

определяемых  числом  нарушений  в  подаче  тепловой  энергии  (Рч)  для  Интинской 

ТЭЦ Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс» (без учета корректировки НВВ), приведены 

в таблице 159. 

Скорректированные  плановые  значения  количества  технологических 

нарушений  по  отопительным  периодам  рассчитаны  по  средним  фактическим 

значениям  за  предыдущий  долгосрочный  период  регулирования  (2008-2012  гг.)  и 

могут  быть  использованы  Интинской  ТЭЦ  Филиала  «Коми»  ПАО  «Т  Плюс»  для 

подготовки  предложений  регулирующей  организации  по  определению  плановых 

значений показателя надежности Рч.  

 

374 

 

Таблица159 - 

 

Значение перспективных (плановых)показателей Рч для 

Интинской ТЭЦ на период 2013-2017 гг 

Предыдущий 

долгосрочный 

период (год) 

Фактическое 

значение 

показателя 

Очередной долгосрочный период (год) 

Рч 

2008 

0,00000228 

2009 

0,0000021 

2010 

0,00000186 

2011 

0,00000324 

2012 

0,00000229 

Среднее значение 

показателя за 

предыдущий 

период 

П

𝑑

пл

 

0,000002354 

 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Плановое значение 

П

𝑡

пл

 

0,000002354  0,00000231 

0,00000228 

0,00000225 

0,00000222 

Скорректированное плановое 

значение 

П

𝑡+1

к

 

0,00000231 

0,00000228 

0,00000225 

0,00000222 

0,00000218 

Считается достигнутым 

Р

𝑠

к

(1+С) 

0,00000325 

0,0000032 

0,00000315 

0,00000277 

0,00000273 

Считается достигнутым со 

значительным улучшением 

Р

𝑠

к

(1-С) 

0,00000139 

0,00000137 

0,00000135 

0,00000166 

0,00000163 

 

Таблица160 - 

 

Число технологических нарушений в предыдущем (2008-2012 гг) 

долгосрочном периоде и перспективные (плановые) значения числа 

технологических нарушений в очередном (2013-2017 гг) долгосрочном 

периоде, соответствующие перспективным численным значениям показателя 

Рч Интинской ТЭЦ 

Число 

технологических 

нарушений 

Предыдущий долгосрочный период (год) 

Очередной долгосрочный период (год) 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Фактическое 

значение 

количества 
нарушений 

91 

80 

68 

105 

79 

 

 

 

 

 

Среднее 

фактическое 

значение 

количества 
нарушений 

2008-2012гг 

85 

85 

85 

85 

85 

 

 

 

 

 

Критически допустимое значение количества нарушений 

33 

32 

32 

28 

27 

Плановое (скорректированное) значение количества нарушений 

23 

23 

23 

22 

22 

Целевое значение количества нарушений 

14 

14 

14 

17 

16 

 

Интинской  ТЭЦ  Филиала  «Коми»  ПАО  «Т  Плюс»  значительно    улучшит  

надежность    поставок    тепловой  энергии,    если    не    допустит    превышения  

количества    нарушений  в  соответствующих  расчетных  периодах:  в  2013  году  - 

более  14,  в  2016  -  более  17  и  т.д.  («Целевое  значение  количества  нарушений» 

таблица 160).  

Графические  зависимости  результатов  расчета  численных  значений 

перспективных  (плановых)  значений  показателя  надежности  Рч  Интинской  ТЭЦ 

 

375 

 

Филиала «Коми» ПАО «Т Плюс»   на период 2012-2016 гг. и соответствующих им 

фактических, 

средних, 

перспективных 

критически 

допустимых 

и 

скорректированных  плановых  значений  количества  нарушений  очередного 

долгосрочного периода представлены на рисунке 125. 

9.3

 

Перспективные  показатели  надежности,  определяемые  приведенной 

продолжительностью прекращений подачи тепловой энергии 

Численные  значения  перспективных  (плановых)  показателей  надежности, 

определяемых  приведенной  продолжительностью  прекращений  подачи  тепловой 

энергии  (Рп)  для  ООО  «Тепловая  компания»  (без  учета  корректировки  НВВ), 

приведены в таблице 161.  

Таблица161 - 

 

 Значение перспективных (плановых) показателей Рп для ООО 

«Тепловая компания» на период 2013-2017 гг 

Предыдущий 

долгосрочный 

период (год) 

Фактическое 

значение 

показателя 

Очередной долгосрочный период (год) 

Рп 

2008 

0,0000813 

2009 

0,000163 

2010 

0,000025 

2011 

0,000819 

2012 

0,000189 

Среднее значение 

показателя за 

предыдущий 

период 

П

𝑑

пл

 

0,00025546 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Плановое значение 

П

𝑡

пл

 

0,00025546  0,000251628  0,000247854  0,000244136 

0,00024047 

Скорректированное плановое 

значение 

П

𝑡+1

к

 

0,000251628  0,000247854  0,000244136  0,000240474 

0,00023687 

Считается достигнутым 

Р

𝑠

к

(1+С) 

0,000352279  0,000346995 

0,00034179  0,000300592 

0,00029608 

Считается достигнутым со 

значительным улучшением 

Р

𝑠

к

(1-С)  0,000150977  0,000148712  0,000146482  0,000180355 

0,00017765 

 

В 

таблице 

162 

приведены 

фактические 

значения 

суммарной 

продолжительности  прекращения  подачи  тепловой  энергии  в  отопительных 

периодах 2008-2012 гг. и результаты расчета перспективных (плановых) значений 

суммарной  продолжительности    прекращения    подачи    тепловой    энергии    в  

отопительных    периодах    очередного  (2013-2017  гг.)  долгосрочного  периода, 

которые соответствуют перспективным значениям показателей Рп таблицы 161.  

 

376 

 

Рисунок116 - 

 

Перспективные (плановые) значения показателя надежности Рч Интинской ТЭЦ на период 2013-2017 гг. и 

соответствующие им фактические, средние, перспективные критически допустимые и скорректированные 

плановые значения количества нарушений очередного долгосрочного периода 

 

377 

 

Таблица162 - 

 

Суммарная продолжительность прекращения подачи тепловой 

энергии (2008-2012 гг) долгосрочном периоде и перспективные (плановые) 

значения числа технологических нарушений в очередном (2013-2017 гг) 

долгосрочном периоде, соответствующие перспективным численным 

значениям показателя Рп ООО «Тепловая компания»  

Суммарная 

продолжительность 

прекращения 

подачи тепловой 

энергии 

Предыдущий долгосрочный период (год) 

Очередной долгосрочный период (год) 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Фактическая 

продолжительность 

прекращения 

подачи тепловой 

энергии, ч 

79 

155 

49 

1268 

96 

 

 

 

 

 

Средняя 

фактическая 

продолжительность 

прекращения 

подачи тепловой 

энергии 2008-

2012гг, ч 

329,4 

329 

329 

329 

329 

 

 

 

 

 

Критически допустимое значение продолжительности 

прекращения подачи тепловой энергии, ч 

3523 

3470 

3418 

3006 

2961 

Плановое (скорректированное) значение продолжительности 

прекращения подачи тепловой энергии,ч 

2516 

2479 

2441 

2405 

2369 

Целевое значение продолжительности прекращения подачи 

тепловой энергии, ч 

1510 

1487 

1465 

1803 

1777 

 

Полученные  результаты  показывают,  что  для  повышения  надежности 

поставок  тепловой  энергии  потребителям  МОГО  «Инта»  в  очередном 

долгосрочном  периоде  регулирования  ООО  «Тепловая  компания»  не  должна 

допустить  превышения  суммарной  продолжительности  прекращения  подачи 

тепловой  энергии  в  соответствующих  расчетных  периодах:  более  3523  часов  –  в 

2013  году,  более  3470  часов  –  в  2014  и  т.д.    («Критически  допустимое  значение  

количества  нарушений»).    Скорректированные    плановые    значения    суммарной  

продолжительности  прекращения  подачи  тепловой  энергии  по  отопительным 

периодам  рассчитаны  по  средним  фактическим  значениям  за  предыдущий 

долгосрочный  период  регулирования  (2008-2012  гг.)  и  могут  рассматриваться  в 

качестве предложения ООО «Тепловая компания» регулирующей организации для 

определения плановых значений показателя надежности Рп. 

ООО  «Тепловая  компания»  значительно    улучшит    надежность    поставок  

тепловой  энергии,  если  не  допустит  превышения  суммарной  продолжительности 

прекращения подачи тепловой энергии в соответствующих расчетных периодах: в 

2013 году - более 1510 часов, в 2014 - более 1487 часов и т.д. («Целевое значение 

 

378 

 

количества технологических нарушений в отопительном периоде» таблица 162).  

Графические  зависимости  результатов  расчета  численных  значений 

перспективных  (плановых)  значений  показателя  надежности  Рп  ООО  «Тепловая 

компания» на период 2012-2016 гг. и соответствующих им фактических, средних, 

перспективных критически  допустимых и  скорректированных плановых значений 

суммарной  продолжительности  прекращения  подачи  тепловой  энергии  в 

отопительных  периодах  очередного  долгосрочного  периода  представлены  на 

рисунке 117. 

Численные  значения  перспективных  (плановых)  показателей  надежности, 

определяемых  приведенной  продолжительностью  прекращений  подачи  тепловой 

энергии  (Рп)  для  Интинской  ТЭЦ  филиала  ОАО  «ТГК-9»  Коми  (без  учета 

корректировки НВВ), приведены в таблице 163.  

Таблица163 - 

 

 Значение перспективных (плановых) показателей Рп для 

Интинской ТЭЦ на период 2013-2017 гг 

Предыдущий 

долгосрочный 

период (год) 

Фактическое 

значение 

показателя 

Очередной долгосрочный период (год) 

Рп 

2008 

0,0000114 

2009 

0,0000105 

2010 

0,0000093 

2011 

0,0000162 

2012 

0,0000115 

Среднее значение 

показателя за 

предыдущий 

период 

П

𝑑

пл

 

0,00001178 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

Плановое значение 

П

𝑡

пл

 

0,00001178 

0,0000116 

0,0000114 

0,0000113 

0,0000111 

Скорректированное плановое 

значение 

П

𝑡+1

к

 

0,0000116 

0,0000114 

0,0000113 

0,0000111 

0,0000109 

Считается достигнутым 

Р

𝑠

к

(1+С) 

0,0000162 

0,0000160 

0,0000158 

0,0000139 

0,0000137 

Считается достигнутым со 

значительным улучшением 

Р

𝑠

к

(1-С) 

0,00000696 

0,00000686 

0,00000675 

0,00000832 

0,00000819 

 

В 

таблице 

164 

приведены 

фактические 

значения 

суммарной 

продолжительности  прекращения  подачи  тепловой  энергии  в  отопительных 

периодах 2008-2012 гг. и результаты расчета перспективных (плановых) значений 

суммарной  продолжительности    прекращения    подачи    тепловой    энергии    в  

отопительных    периодах    очередного  (2013-2017  гг.)  долгосрочного  периода, 

которые соответствуют перспективным значениям показателей Рп таблицы 163.