Основная информация

Дата опубликования: 21 апреля 2010г.
Номер документа: RU42000201000342
Текущая редакция: 1
Статус нормативности: Нормативный
Субъект РФ: Кемеровская область
Принявший орган: Региональная энергетическая комиссия Кемеровской области
Раздел на сайте: Нормативные правовые акты субъектов Российской Федерации
Тип документа: Постановления

Бесплатная консультация

У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:
Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732
Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192
Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749

Текущая редакция документа



РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ

1

РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ

КЕМЕРОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от  21  апреля 2010  №90

Об утверждении Положения о порядке формирования пакета расчетно – обосновывающих материалов, представляемых в Региональную энергетическую комиссию Кемеровской области, для обоснования тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке энергоснабжающими организациями региона, осуществляющими генерацию и передачу тепловой энергии в некомбинированном цикле выработки

(отменено Постановлением Региональной энергетической комиссии Кемеровской области от 12.07.2010 №108)

Руководствуясь

1. Федеральным законом от 14.04.95 №41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», Постановлением Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации», Приказом Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 № 20-э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке», Приказом  Федеральной службы по тарифам от 08.04.05 №130-э «Об утверждении регламента рассмотрения дел об установлении тарифов и (или) их предельных уровней на электрическую (тепловую) энергию (мощность) и на услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической (тепловой) энергии (мощности)», в целях установления единого подхода к вопросам ценообразования на производство и транспорт тепловой энергии, реализуемой на потребительском рынке энергоснабжающими организациями региона, осуществляющими генерацию и передачу тепловой энергии в некомбинированном цикле выработки, Региональная энергетическая комиссия Кемеровской области  постановляет:

1. Утвердить и ввести в действие «Положение о порядке формирования пакета расчетно – обосновывающих материалов, представляемых в Региональную энергетическую комиссию Кемеровской области, для обоснования тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке энергоснабжающими организациями региона, осуществляющими генерацию и передачу тепловой энергии в некомбинированном цикле выработки».

2. Признать утратившим силу с 21 апреля 2010 года постановление Региональной энергетической комиссии Кемеровской области от 09 июня 2004 года № 45 «Об утверждении «Временного порядка расчета тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительских рынках энергоснабжающими организациями Кемеровской области, не входящими в ОАО «Кузбассэнерго» (с изменениями и дополнениями)».

3. Настоящее постановление вступает в силу со дня подписания.

Председатель

Региональной энергетической комиссии

Кемеровской области

А.Р. Крумгольц

РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ

КЕМЕРОВСКОЙ ОБЛАСТИ

УТВЕРЖДЕНО

Постановлением Региональной

энергетической комиссии

Кемеровской области             

П О Л О Ж Е Н И Е

о порядке формирования пакета расчетно – обосновывающих материалов, представляемых в Региональную энергетическую комиссию Кемеровской области, для обоснования тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке энергоснабжающими организациями региона, осуществляющими генерацию и передачу тепловой энергии в некомбинированном цикле выработки

КЕМЕРОВО 2010

СОДЕРЖАНИЕ

1.

Общие положения……………………………………..………………..

4

2.

Принципы формирования регулируемых тарифов (цен) на тепловую энергию, генерируемую в некомбинированном цикле и поставляемую на потребительские рынки региона. Период регулирования………………..………………………………..………..

4

3

Расчётно – обосновывающие материалы, представляемые энергоснабжающими организациями для установления (изменения) тарифов (цен) на тепловую энергию, реализуемую на потребительских рынках……………………….……………..………..

7

4.

Расчёт тепловых нагрузок………………………….……..…………...

15

5.

Расчёт тепловых потерь…………………………………….………….

20

5.1.

Расчёт тепловых потерь с утечками тепла из тепловой сети……......

20

5.2.

Расчёт тепловых потерь через изолированную поверхность подающей и обратной линий трубопроводов при транспорте теплоносителя………..………………………………………….……...

22

5.3.

Расчёт потерь тепла на собственные нужды котельной…..…….…...

27

6.

Расчёт затрат по статье «Топливо на технологические цели с расходами по перевозке»..……………………………………….…….

34

7.

Расчёт затрат по статье «Электроэнергия»……………………….…..

46

8.

Расчёт затрат по статье «Вода на технологические цели»...…….…..

57

9.

Расчёт затрат по статье «Реагенты»……………...……………….…..

63

10.

Расчёт затрат по статьям «Затраты на оплату труда» и «Отчисления на социальные нужды»…………………………………………….…...

66

11.

Расчёт затрат по статье «Амортизация основных средств»…….…....

67

12.

Расчёт расходов по статье «Прочие затраты».………….……..……...

68

12.1.

Расчёт затрат на ремонтные работы…………………………….….….

68

12.2.

Расчёт стоимости услуг производственного характера………….…..

70

12.3.

Расчёт стоимости вспомогательных материалов…………………..…

71

12.4.

Расчёт иных экономически обоснованных прочих затрат (страхование, НИОКР и т. п.)………………………………………..…

72

12.5.

Расчёт платы за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую природную среду……..……

73

12.6.

Расчёт налогов, относимых на производственные затраты……..…...

73

13.

Расчёт затрат по статье «Другие расходы»..……………………...…...

74

13.1.

Расчёт расходов на военизированную охрану…………………..…….

74

13.2.

Расчёт расходов на пожарную охрану………...……………..………..

74

13.3.

Расчёт расходов на услуги связи………………………………..……..

74

13.4.

Расчёт расходов на услуги СЭС……………………………….………

75

13.5.

Расчёт расходов на охрану труда……………………………….……..

75

13.6.

Расчёт расходов на подготовку кадров…………………………..……

75

13.7.

Расчёт расходов, связанных с командировками…………………..….

76

13.8.

Расчёт расходов на услуги банка…………………………………..….

76

13.9.

Расчёт почтово – канцелярских расходов……………………….……

76

14.

Расчёт необходимой прибыли…………………………….……….…..

77

14.1.

Расчёт прибыли на развитие производства………………………..….

77

14.2.

Расчёт прибыли на социальное развитие………………………..…….

82

14.3.

Расчёт платы за временно согласованные (сверхлимитные) выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую природную среду…………………………………………………..……

82

14.4.

Расчёт налогов, сборов, платежей, относимых на прибыль…….…...

82

14.5.

Расчёт прибыли на другие цели……………………………………..…

82

15.

Расчёт тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке………………………………………...............

83

16.

Литература…..………………………………………………………..…

87

Приложения…………………………………………………………………..…..

91

1.

Итоговые таблицы и формы………………………………………..….

91

2.

Справочные данные для расчёта тепловых нагрузок……………...…

117

3.

Справочные данные для расчёта тепловых потерь через изолированную поверхность подающей и обратной линий трубопроводов при транспорте теплоносителя………………….…...

121

4.

Справочные данные для расчёта потерь тепла на собственные нужды котельной…..……………………………………………..….....

139

5.

Справочные данные для расчёта затрат по статье «Топливо на технологические цели с расходами по перевозке»……………….….

144

6.

Справочные данные для расчёта затрат по статье «Электроэнергия»

150

7.

Справочные данные для расчёта затрат по статье «Вода на технологические цели»…………………………………..………….….

154

8.

Справочные данные для расчёта затрат по статье «Реагенты»……...

156

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее Положение разработано в соответствии с требованиями действующих нормативных и нормативно – методических документов в сфере государственного регулирования тарифов на генерацию и передачу тепловой энергии.

1.2. Положение предназначено для использования регулирующим органом Кемеровской области и регулируемыми организациями и определяет порядок формирования и сроки предоставления пакета расчетно – обосновывающих материалов, представляемого для установления регулируемых тарифов (цен) на генерацию и передачу тепловой энергии, реализуемой на потребительских рынках. Целью настоящего Положения является формализация требований действующего законодательства при предоставлении вышеуказанных материалов для прохождения процедуры государственного регулирования тарифов (цен).

1.3. Настоящее Положение может быть использовано органами местного самоуправления муниципальных образований при определении объёмов потребляемой тепловой энергии и расчёте экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (в случае наделения их соответствующими полномочиями).

1.4. Настоящее Положение не может применяться для определения фактических показателей, используемых при финансовых расчётах между теплоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии (теплоносителей).

2. ПРИНЦИПЫ ФОРМИРОВАНИЯ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ (ЦЕН) НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ, ГЕНЕРИРУЕМУЮ В НЕКОМБИНИРОВАННОМ ЦИКЛЕ И ПОСТАВЛЯЕМУЮ НА ПОТРЕБИТЕЛЬСКИЕ РЫНКИ РЕГИОНА. ПЕРИОД РЕГУЛИРОВАНИЯ

2.1. Рассмотрение дел об установлении тарифов (цен) на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке, осуществляется Региональной энергетической комиссией Кемеровской области по заявлениям организаций, осуществляющих регулируемую деятельность (с обязательным представлением пакета расчетно – обосновывающих материалов), или по инициативе регулирующих органов в соответствии с их компетенцией.

2.2. Регулирование тарифов (цен) основывается на принципе обязательности ведения раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии с законодательством Российской Федерации.

2.3. При формировании регулируемых тарифов (цен) не допускается двойной учёт одних и тех же расходов в тарифах (ценах) на генерацию тепловой энергии, услуги по передаче тепловой энергии и иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки тепловой энергии потребителям.

2.4. Основным методом расчёта регулируемых тарифов (цен) является метод экономически обоснованных расходов. Определение состава расходов и оценка экономической обоснованности затрат, включаемых в необходимую валовую выручку от реализации тепловой энергии на потребительском рынке (далее – НВВ), производится в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере государственного регулирования тарифов и бухгалтерского учёта.

2.5. При формировании регулируемых тарифов (цен) по методу экономически обоснованных расходов, тарифы (цены) рассчитываются путём деления НВВ на планируемый организацией, осуществляющей регулируемую деятельность, объём производства продукции (услуг), определяемый на основании заключённых договоров на поставку тепловой энергии, подтверждённый соответствующими расчётами.

2.6. В случае если организация кроме регулируемой деятельности осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление не учитываются при расчёте регулируемых тарифов (цен).

2.7. В случае если по итогам расчётного периода регулирования, на основании данных статистической и бухгалтерской отчётности и иных материалов, выявлены необоснованные расходы организации, осуществляющей регулируемые виды деятельности за счёт поступлений от указанных видов деятельности, Региональная энергетическая комиссия принимает решение об исключении этих расходов из НВВ при установлении тарифов на следующий расчётный период регулирования.

2.8. Если организация, осуществляющая регулируемые виды деятельности, в течение расчётного периода регулирования понесла документально подтверждённые экономически обоснованные расходы, не учтённые при установлении тарифов (цен), связанные, прежде всего, с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию и тарифов (цен) на услуги, потребляемые в течение расчётного периода регулирования, эти расходы учитываются Региональной энергетической комиссией при установлении тарифов (цен) в последующем расчётном периоде регулирования.

2.9. Продажа энергоснабжающими организациями (далее – ЭСО) потребителям теплоносителя, отбираемого из систем горячего водоснабжения, не относится к регулируемым видам деятельности и должна учитываться отдельно от регулируемых видов деятельности.

Тарифы на отпускаемую потребителям тепловую энергию (в виде пара и горячей воды) устанавливаются, исходя из полного возврата теплоносителей в тепловую сеть и (или) на источник тепла, и не учитывают затрат на приобретение дополнительного количества воды и затрат на химводоподготовку.

Стоимость теплоносителей, отобранных потребителем, оплачивается отдельно по цене, установленной в соответствии с действующими нормативными документами.

Полученные от потребителей средства за невозврат теплоносителей являются дополнительным доходом от нерегулируемого вида деятельности и вычитаются из НВВ предприятия.

2.10. В качестве расчетного периода регулирования тарифов (цен) принимается один год. Тарифы на тепловую энергию, реализуемую на потребительских рынках, устанавливаются ежегодно до начала финансового года. Изменение указанных тарифов (цен) после начала финансового года без внесения изменений и дополнений в бюджет соответствующего муниципального образования и Кемеровской области на текущий финансовый год не допускается.

2.11. При включении ЭСО в Реестр энергоснабжающих организаций Кемеровской области, в отношении которых осуществляется государственное регулирование, первичное регулирование тарифов (цен) производится по мере представления расчётно – обосновывающих материалов.

2.12. Регулируемые тарифы (цены) на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям, устанавливаются Региональной энергетической комиссией на основании предложения организации, осуществляющей регулируемую деятельность, по одному из следующих вариантов:

одноставочный тариф, включающий в себя полную стоимость 1 гигакалории поставляемой тепловой энергии;

двухставочный тариф, включающий в себя ставку платы за потребленную тепловую энергию из расчета платы за 1 гигакалорию тепловой энергии и ставку платы за тепловую мощность из расчета платы за 1 гигакалорию в час тепловой нагрузки (устанавливается в договоре энергоснабжения), предусматривающую оплату использования тепловой мощности объектов систем теплоснабжения с учетом их развития и оптимизации.

Порядок отнесения расходов к расходам, учитываемым при определении ставки платы за потребленную тепловую энергию, и расходам, учитываемым при определении ставки платы за тепловую мощность, определяется в методических указаниях по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. При этом не допускается отнесение расходов (части расходов), учтенных при определении одной из ставок двухставочного тарифа, для определения другой ставки двухставочного тарифа.

2.13. Для потребителей тепловой энергии (мощности), рассчитывающихся по одноставочному тарифу, размер оплаты тепловой энергии (мощности) определяется как произведение фактически принятого потребителем количества тепловой энергии и тарифа на тепловую энергию, установленного Региональной энергетической комиссией.

Для потребителей тепловой энергии (мощности), рассчитывающихся по двухставочному тарифу, оплата стоимости тепловой энергии осуществляется ежемесячно исходя из величины фактически принятого потребителем количества тепловой энергии, а оплата стоимости использования тепловой мощности объектов систем теплоснабжения осуществляется ежемесячно исходя из величины тепловой нагрузки потребителя, распределяемой равномерно в течение финансового года.

2.14. Установление и изменение (пересмотр) тепловых нагрузок потребителя, устанавливаемых в договорах энергоснабжения, осуществляются на основании заявки, поданной им в энергоснабжающую организацию, в соответствии с правилами установления и изменения (пересмотра) тепловых нагрузок, утверждаемыми Министерством регионального развития Российской Федерации по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации, Министерством энергетики Российской Федерации и Федеральной службой по тарифам.

3. РАСЧЁТНО - ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ, ПРЕДСТАВЛЯЕМЫЕ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИМИ ОРГАНИЗАЦИЯМИ ДЛЯ УСТАНОВЛЕНИЯ (ИЗМЕНЕНИЯ) ТАРИФОВ (ЦЕН) НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ, РЕАЛИЗУЕМУЮ НА ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ РЫНКАХ

3.1. Организация, осуществляющая регулируемую деятельность, в срок до 1 мая года, предшествующего периоду регулирования, представляет в Региональную энергетическую комиссию сформированный в соответствии с нижеприведенным перечнем (по приложениям) пакет документов, подписанных первым руководителем (или лицом его замещающим). Материалы должны быть сшиты, пронумерованы и сопровождаться описью.

3.2. Обосновывающие документы (Устав, формы государственного статистического наблюдения, договоры, счета – фактуры, лицензии, распоряжения органов местного самоуправления и т. п.) представляются в регулирующий орган в виде надлежащим образом заверенных копий.

Представляемые в Региональную энергетическую комиссию надлежащим образом копии технологических схем и схем энергоснабжения, кроме того, должны быть утверждены в соответствии с требованиями действующих нормативных и нормативно – технических документов.

3.3. При соответствии представленных документов всем требованиям, изложенным в настоящем Положении, Региональная энергетическая комиссия регистрирует их с присвоением регистрационного номера (с указанием даты регистрации). Датой подачи документов считается представление в Региональную энергетическую комиссию организацией, осуществляющей регулируемую деятельность, полного пакета документов в соответствии с нижеприведенным перечнем.

3.4. Региональная энергетическая комиссия в 2 – х недельный срок с даты регистрации проводит анализ представленных материалов и принимает  решение об открытии (не открытии) дела об установлении (изменении) тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке. В случае отказа в открытии дела об изменении тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке, организация, осуществляющая регулируемую деятельность, письменно извещается об этом с указанием причин.

3.5. Любое изменение пакета представленных расчётно – обосновывающих материалов менее чем за 10 дней до рассмотрения на заседании Правления Региональной энергетической комиссии не допускается.

3.6. Перечень расчетно – обосновывающих материалов, представляемых в Региональную энергетическую комиссию Кемеровской области:

3.6.1. Заявка на установление (изменение) тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке – сопроводительное письмо за подписью руководителя организации и заверенное печатью организации-заявителя, осуществляющей регулируемую деятельность;

3.6.2. Пояснительная записка, обосновывающая необходимость установления (изменения) тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке, с кратким описанием технологического процесса котельной (предприятия), транспортной схемы поставки котельного топлива и его перемещений на складах. В пояснительной записке в обязательном порядке указываются:

все виды деятельности, которыми занималось предприятие в базовом периоде и планирует заниматься в регулируемом периоде;

все без исключения поставщики топливно-энергетических ресурсов (котельного топлива, электроэнергии, воды), используемых для генерации тепловой энергии на котельной (предприятии);

отражается краткий анализ расходов по всем без исключения статьям затрат в расчётном периоде регулирования;

итоги деятельности предприятия (в разрезе каждого вида деятельности) в предшествующем периоде регулирования;

схема договорных отношений по покупке, передаче и реализации тепловой энергии.

3.6.3. Решение органов местного самоуправления об установлении действующих нормативов и платежей потребителей за услуги теплоснабжения и горячего водоснабжения;

3.6.4. Форма № 1 – теп «Сведения о снабжении теплоэнергией»;

3.6.5. Форма государственной статистической отчётности 46 – ТЭ «Сведения о полезном отпуске (продаже) тепловой энергии» за предшествующий период регулирования;

3.6.6. Форма государственной статистической отчётности № 5 – з по итогам работы в предшествующем периоде регулирования;

3.6.7. Форма государственной статистической отчётности № 22 – ЖКХ «Теплоснабжение» по итогам работы в предшествующем периоде регулирования;

3.6.8. Технические характеристики оборудования энергоснабжающей организации (котельной) на расчётный период регулирования:

перечень установленного котельного оборудования (Приложение 1, табл. П.1.1, П.1.2, П.1.3, П.1.4);

технологическая схема котельной;

температурный график;

график работы котлов;

документ, подтверждающий жёсткость исходной воды;

результаты энергетических обследований (базовых энергоаудитов), выполненных сертифицированными организациями и организациями, являющимися членами саморегулируемых организаций в области энергетического обследования.

3.6.9. Расчёт тепловых нагрузок (Приложение 1, табл. П.1.5). Исходные данные для расчёта тепловых нагрузок жилых зданий и объектов социальной сферы согласовываются с органами местного самоуправления (администрациями) территорий области:

расчёт расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию (Приложение 1, табл. П.1.6);

расчёт расхода тепловой энергии на горячее водоснабжение (Приложение 1, табл. П.1.7);

сведения по присоединенной и передаваемой нагрузке в Гкал/час/мес. и в Гкал, с указанием числа часов использования мощности, согласованные потребителями и поставщиками тепловой энергии;

расчёт расхода тепловой энергии на производственные нужды предприятия (включая технологические нужды предприятия) (Приложение 1, табл. П.1.6, П.1.7);

договоры с потребителями на отпуск тепловой энергии;

расчёт потерь тепловой энергии на собственные нужды котельной;

расчёт потерь тепловой энергии в сетях, находящихся на балансе (аренде, хозяйственном ведении, техническом обслуживании и т. п.) предприятия (Приложение 1, табл. П.1.8);

заключение сертифицированной экспертной организации в области нормирования расходов топливно – энергетических ресурсов (далее – ТЭР), касающееся обоснования уровня потерь тепловой энергии при ее передаче и расхода тепловой энергии на собственные нужды теплоисточника.

3.6.10. Расчёт расхода котельного топлива на выработку тепловой энергии:

режимная карта котельной (котельных). При наличии предоставляются нормативно – технические характеристики (далее – НТХ) теплоисточника;

заключение сертифицированной экспертной организации в области нормирования расходов топливно – энергетических ресурсов (далее – ТЭР), касающееся обоснования удельных расходов котельного топлива на выработку тепловой энергии и создания неснижаемого аварийного запаса топлива;

сертификаты на поставляемое котельное топливо с указанием низшей (рабочей) теплоты сгорания (не менее чем на 50 % поставок);

заключения независимых экспертных организаций (аттестованных лабораторий) в области контроля качества топлива.

3.6.11. Расчёт затрат на котельное топливо, используемое для выработки тепловой энергии (Приложение 1, табл. П.1.9):

справка о фактических поставках котельного топлива в базовом периоде регулирования с указанием следующих параметров: объём поставок, поставщик (наименование организации, юридический адрес), периоды поставок, цена без учёта НДС (подтверждённая копиями счетов–фактур не менее чем на 50 % поставок), железнодорожный тариф (подтверждённый накладными не менее чем на 50 % поставок), расчёт стоимости тонно–километра (машино–часа) при перевозках топлива автомобильным транспортом (с приложением калькуляции или договора на перевозку);

справка об остатках котельного топлива на складе предприятия на дату открытия дела об установлении (изменении) тарифов на тепловую энергию;

справка о поставках топлива (с указанием цены по всем контрагентам) для муниципальных и государственных нужд Кемеровской области и план поставок указанного топлива на расчётный период регулирования.

3.6.12. Расчёт затрат на электрическую энергию, используемую для выработки тепловой энергии (Приложение 1, табл. П.1.10):

договор на энергоснабжение;

счета – фактуры на оплату за потребляемую электроэнергию и разрешённый максимум нагрузок;

однолинейная схема электроснабжения котельной;

расчёт расхода электроэнергии на выработку тепла (Приложение 1, табл. П.1.11);

расчёт затрат на электроэнергию для выработки тепла.

3.6.13. Расчёт стоимости воды и химических реагентов, используемых для выработки тепловой энергии, и объёма отводимых от котельной стоков (Приложение 1, табл. П.1.12, П.1.12.А, П.1.13):

договоры на поставку воды и водоотведение;

счета – фактуры на оплату за услуги водоснабжения и водоотведения;

решения органов исполнительной власти Кемеровской области и местного самоуправления муниципальных образований об установлении тарифов на услуги водоснабжения и водоотведения;

утверждённая в установленном порядке калькуляция себестоимости исходной воды при наличии собственных источников водоснабжения (артезианские скважины, водозаборы, водоводы);

решения органов местного самоуправления о нормативах потребления горячей воды на одного человека;

расчёт расхода воды на выработку тепловой энергии;

расчёт расхода воды на хозяйственно – бытовые нужды котельной и предприятия в целом;

расчёт объемов отводимых от котельной стоков;

расчёт расхода воды на химводоподготовку с предоставлением режимной карты работы установки ХВО;

договоры на поставку химических реагентов;

счета – фактуры на оплату поставляемых химических реагентов;

расчёт расхода химических реагентов на выработку тепловой энергии (Приложение 1, табл. П.1.14, П.1.14.А).

3.6.14. Бухгалтерская отчётность (баланс) предприятия с приложениями на последнюю отчётную дату (с отметкой налогового органа). К форме №2 должна быть приложена справка, поясняющая суммы фактических доходов предприятия (в том числе субсидии, компенсации из бюджета) и фактические расходы по регулируемым видам деятельности.

3.6.15. Устав предприятия.

3.6.16. Действующий приказ об учётной политике предприятия.

3.6.17. Коллективный договор.

3.6.18. Отчётные данные по выработке продукции предприятия (по видам продукции) в натуральном и денежном выражении в базовом периоде регулирования и плановые показатели на расчётный период регулирования.

3.6.19. Расчёт расходов на оплату труда (Приложение 1, табл. П.1.15, табл. П.1.15А; табл. П.1.15Б):

действующее Отраслевое тарифное соглашение;

действующее штатное расписание, утверждённое руководителем организации;

расчёт численности промышленно – производственного персонала по обслуживанию котельных и тепловых сетей, выполненный в соответствии с «Рекомендациями по нормированию труда работников энергетического хозяйства», утверждёнными приказами Госстроя России от 22.03.1999 № 65 и (или) от 03.04.2000 № 68 (расчёт численности руководителей, специалистов и служащих производится в соответствии с «Рекомендациями по нормированию труда работников энергетического хозяйства», утверждёнными приказом Госстроя России от 12.10.1999 № 74);

страховое свидетельство (уведомления о размере страховых взносов на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний);

расчёт расходов на оплату труда (фонда оплаты труда);

форма статистической отчётности П – 4 за три месяца, предшествующих дате открытия дела по установлению (изменению) тарифов (цен) на тепловую энергию.

3.6.20. Расчёт амортизационных отчислений на восстановление основных средств, участвующих в процессе генерации и передачи тепловой энергии (Приложение 1, табл. П.1.16, П.1.17):

расчёт амортизационных отчислений по видам оборудования, участвующего в процессе генерации и передачи тепловой энергии, на последнюю дату;

отчёт об использовании амортизационных отчислений в базовом периоде регулирования;

приказ о проведении переоценки основных средств ЭСО, лицензии организаций, осуществивших переоценку, договоры на проведение работ по переоценке ОС (предоставляются при проведении ЭСО переоценки ОС в период, предшествующий расчётному периоду регулирования) и документы, оформленные в результате проведенной работы, в том числе заключение экспертной организации;

надлежащим образом заключённые договоры на передачу основных средств в оперативное управление, хозяйственное ведение, на обслуживание и т. п. с приложением перечня основных средств, переданных предприятию, с указанием даты ввода в эксплуатацию, их балансовой и остаточной стоимости;

план – графики выбытия и ввода основных средств в расчётном периоде регулирования.

3.6.21. Расчёт прочих затрат:

Расчёт затрат на ремонты оборудования, участвующего в процессе генерации и передачи тепловой энергии (Приложение 1, табл. П.1.18, П.1.19):

утверждённый план (график) по ремонтам оборудования на расчётный период регулирования с подробным перечнем работ по каждой единице оборудования и приложением дефектных ведомостей по каждой единице оборудования, выводимой в ремонт;

договоры со сторонними организациями, выполняющими ремонтные работы в расчётном периоде регулирования, с приложением утверждённых в соответствующем порядке смет (в действующих ценах);

утверждённые сметы (в действующих ценах) на ремонтные работы, выполняемые хозяйственным способом в расчётном периоде регулирования;

согласованная с администрацией территории справка о финансировании ремонтных работ из бюджетов всех уровней в базовом и расчётном периодах регулирования;

отчёт о выполнении ремонтных работ в базовом периоде регулирования с приложением утверждённых в установленном порядке актов выполненных работ;

расчёт затрат по услугам производственного характера (Приложение 1, табл. П.1.20):

расчёт затрат на вывоз шлака от котельной и других автоуслуг (кроме подвоза котельного топлива);

утверждённый руководителем организации расчёт стоимости тонно–километра или машино–часа (или договор аренды автомобильного транспорта);

договор на содержание отвала (полигона отходов) на расчётный период регулирования;

расчёт стоимости услуг, оказываемых котельной другими подразделениями и цехами предприятия или другими организациями (с приложением договоров, калькуляций и копий счетов – фактур, подтверждающих оплату оказанных услуг в базовом периоде регулирования);

расчёт затрат на горюче – смазочные материалы для обеспечения хозяйственных нужд котельной (Приложение 1, табл. П.1.21);

перечень вспомогательных материалов (с указанием количества и стоимости), используемых на текущую эксплуатацию оборудования и производственно – бытовых помещений котельной и тепловых сетей (Приложение 1, табл. П.1.21);

иные экономически обоснованные прочие затраты (страхование, НИОКР, и т. п.). По данной статье необходимо представление действующих договоров с приложением расчетов;

налоги и другие обязательные платежи и сборы* (Приложение 1, табл. П.1.22):

расчёт земельного налога;

расчёт платы за пользование водными объектами;

расчёт транспортного налога;

расчёт размера платы за фактическое загрязнение окружающей природной среды, согласованный с соответствующим территориальным подразделением по охране окружающей среды (в пределах ПДВ);

налоговые декларации за предыдущий и текущий периоды

*) – все указанные ниже расчёты налоговых платежей представляются в Региональную энергетическую комиссию с отметкой налоговых органов.

3.6.22. Расчёт других расходов (Приложение 1, табл. П.1.23):

договор с предприятием связи на расчётный период регулирования (с приложением счетов – фактур на оплату услуг связи за три месяца предшествующие дате открытия дела по установлению (изменению) тарифов (цен) на тепловую энергию);

договор с пожарной охраной на расчётный период регулирования;

договор с вневедомственной охраной на расчётный период регулирования (либо договор с иной охранной структурой, либо расчет расходов на содержание собственного подразделения охраны);

договоры с соответствующими подразделениями санитарно – эпидемиологического надзора на расчётный период регулирования;

расчёт затрат по охране труда (средства защиты, спец. одежда, спец. обувь, спец. молоко, спец. питание);

расчёт затрат на обучение персонала котельной и тепловых сетей с приложением договоров с организацией, осуществляющей обучение, лицензий на право обучения, приказа на проведение обучения в расчётном периоде регулирования, счетов – фактур на оплату услуг по обучению базовом периоде регулирования;

договор аренды имущества с приложением перечня основных средств, переданных предприятию, с указанием даты ввода в эксплуатацию, их балансовой и остаточной стоимости, а также расчета размера арендной платы;

расчет иных расходов, относящихся к регулируемым видам деятельности.

3.6.23. Расчёт общехозяйственных расходов:

расчёт общехозяйственных расходов, относимых на выработку и передачу тепловой энергии, с обязательным представлением расшифровок по статьям затрат;

расчёт распределения затрат по видам деятельности предприятия в соответствии с действующим приказом об учётной политике.

3.6.24. Расчёт необходимой прибыли (Приложение 1, табл. П.1.24):

утверждённая регулирующим органом и согласованная Администрацией Кемеровской области или органами местного самоуправления муниципального образования инвестиционная Программа производственного развития предприятия (по регулируемым видам деятельности) с выделением объектов, финансирование которых предусматривается в расчётном периоде регулирования;

программа социального развития предприятия, согласованная органами местного самоуправления муниципальных образований;

расчёт налогов, сборов и обязательных платежей, относимых на прибыль*:

расчёт налога на имущество;

расчёт налога на прибыль;

расчёт платы за временно согласованные (сверхлимитные) выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую природную среду

расчёт иных налогов, сборов и обязательных платежей.

*) – все указанные ниже расчёты налоговых платежей представляются в регулирующий орган с отметкой налоговых органов.

3.6.25. Смета затрат на генерацию и передачу тепловой энергии (Приложение 1, табл. П.1.25).

3.6.26. Подписанная руководителем организации, осуществляющей регулируемую деятельность, и согласованная Региональной энергетической комиссией Кемеровской области и органами местного самоуправления муниципального образования программа повышения энергетической эффективности (снижения производственных издержек) на генерацию и передачу тепловой энергии.

По согласованию с Региональной энергетической комиссией Кемеровской области организация, осуществляющая регулируемые виды деятельности, эксплуатирующая как теплоисточники (котельные, бойлерные, ИТП и др.), так и тепловые сети, может сформировать пакет расчетно – обосновывающих материалов без распределения по видам деятельности для установления конечного тарифа на тепловую энергию для потребителей.

4. РАСЧЁТ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК

4.1. Учёт количества реализованной тепловой энергии должен производиться в точке учёта на границе раздела тепловых сетей (на основании показаний приборов учета либо расчетным методом при их отсутствии). Потери теплоэнергии тепловыми сетями относятся на счёт стороны, на балансе которой находятся тепловые сети. Потери тепловой энергии теплопроводами, проложенными в подвалах зданий после ЦТП, следует относить на счёт потребителей пропорционально нагрузкам зданий, подключенных к теплопроводам. В случае, когда по подвалу здания проложены транзитные тепловые сети до ЦТП, тепловые потери относят на счёт ЭСО.

Учитывая фактическое состояние систем теплоснабжения и теплопотребления муниципальных образований, определение тепловых нагрузок производится методом расчета. При этом полученные параметры корректируются с учетом статистических данных (за период не менее одного года) приборов учета тепловой энергии (при их наличии).

Перед проведением расчётов потребности в тепловой энергии должна быть оценена достоверность представленной исходной информации: проектных тепловых нагрузок, объёма зданий, количества жителей, пользующихся горячей водой, диаметров и протяжённости тепловых сетей, находящихся на балансе у потребителей, и т. д.

Основные климатологические данные для расчёта отопительных и вентиляционных нагрузок следует принимать по СНиП 23 – 01 - 99.

Начало и конец отопительного периода должны быть согласованы с органами местного самоуправления. Действующими СНиП продолжительность отопительного сезона определяется по числу дней с устойчивой среднесуточной температурой 8 С и ниже.

Тепловые нагрузки разнородны по характеру, поэтому расчетные расходы тепла определяют отдельно: для отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и транспорта теплоэнергии. При расчетах необходимо пользоваться принятыми нормативными документами: СНиП 2.08.02-89* «Общественные здания и сооружения», СНиП 2.04.05-86 «Отопление, вентиляция и кондиционирование», СП 2.4.2.-1178-02 «Гигиенические требования к условиям обучения в общеобразовательных учреждениях». Выбор методики определения расчетных расходов тепла зависит от исходных данных:

при наличии приборов учета - по данным приборов (необходима годовая статистика по показаниям приборов учета);

при наличии типовых или индивидуальных проектов зданий - по данным проектов;

при отсутствии приборов учета и проектов - расчетным путем.

4.2. Количество потребляемого тепла, Гкал, определяется по формуле:

,                                      (4.1)

где Q пот i – количество тепла, потребляемое i – м абонентом, Гкал;                       n – количество абонентов.

4.3. Потребляемая абонентом тепловая энергия складывается из количеств тепла, потребляемого на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, Гкал:

                                   (4.2)

где Qот - расход тепла на отопление, Гкал; Qв - расход тепла на вентиляцию, Гкал; Qгв - расход тепла на горячее водоснабжение, Гкал.

Расход тепла для отопления жилых, общественных и производственных зданий Qот принимается в соответствии с типовым или индивидуальны проектом здания или системы отопления, рекомендациями соответствующих СНиП и ОСТ.

В случае отсутствия проектных данных расчетную нагрузку здания на отопление определяют укрупненно. Для определения расходов тепла на отопление и вентиляцию по укрупненным показателям применяют удельные отопительные характеристики зданий, представляющие собой удельный расход тепла на 1 м3 здания по наружному обмеру на разность температур между температурой внутри отапливаемых помещений и средней температурой наружного воздуха.

Расходы тепла на отопление и вентиляцию за рассматриваемый период определяют по формулам:

на отопление, Гкал

                (4.3)

на вентиляцию, Гкал

                      (4.4)

где Q от – расход тепла на отопление, Гкал; Q в – расход тепла на вентиляцию, Гкал;  - поправочный коэффициент, принимаемый по табл.П.2.1 Приложения 2 в зависимости от расчётной температуры наружного воздуха; К – коэффициент, учитывающий ветровую нагрузку; Vн – наружный строительный объём здания, м3; qот – удельная отопительная характеристика здания, ккал/(м3  ч   С), при температуре наружного воздуха - 30° С, принимаемая по табл.П.2.2 Приложения 2 (либо по табл. П.2.3, П.2.3а Приложения 2); qв – удельная вентиляционная характеристика здания, ккал/(м3  ч   С), , при температуре наружного воздуха - 30° С, принимаемая по табл. П.2.2 Приложения 2; tвн – температура воздуха внутри отапливаемого помещения,  С, принимаемая табл. П.2.2; tср – средняя температура наружного воздуха за отопительный период,  С, принимаемая по табл. П.2.4 Приложения 2; Zот – продолжительность отопительного периода, сут; n – усреднённое число часов работы системы вентиляции в течении суток; nсут – число суток работы системы вентиляции.

Значения коэффициента, учитывающего ветровую нагрузку, следует принимать:

для зданий облегчённого (барачного) типа и сборно-щитовых домов–до 15 %;

для каменных зданий в первый сезон отопления:

законченных строительством в мае – июне                                – до 12 %;

законченных строительством в июне – августе                          – до 20 %;

законченных строительством в сентябре                                    – до 25 %;

законченных строительством в течение отопительного сезона– до 30 %.

для зданий, расположенных на возвышенностях, у рек, озёр, на берегу моря, на открытой местности, не защищённой от сильных ветров, при их средней скорости за три наиболее холодных месяца:

от 3 до 5 м/с                                                                                    – до 10 %;

от 5 до 10 м/с                                                                                  – до 20 %;

более 10 м/с                                                                                    – до 30 %.

Здание считается защищённым от ветра, если расстояние между ним и ближайшим ограждением защищающего строения превышает разность между уровнем кровли защищающего строения и уровнем перекрытия здания не более чем в 5 раз.

Наружный строительный объём зданий принимают по данным типовых и индивидуальных проектов или по данным бюро технической инвентаризации. Данные по строительным объёмам жилых зданий и бюджетных учреждений, срокам их строительства и ввода в эксплуатацию согласовываются с органами местного самоуправления (администрациями) территорий области.

Для зданий с чердачными перекрытиями наружный строительный объём определяется умножением площади горизонтального сечения, взятого по внешнему (наружному) обводу здания на уровне первого этажа (выше цоколя), на полную высоту здания, измеренную от уровня чистого пола первого этажа до верхней плоскости теплоизоляционного слоя чердачного покрытия; при плоских (совмещённых) крышах – до средней отметки верха крыши.

Строительный объём подземной части здания определяется умножением горизонтального сечения по внешнему обводу здания на уровне первого этажа выше цоколя на высоту, измеренную от уровня чистого пола первого этажа до уровня пола подвала или цокольного этажа.

При измерении площади полученного сечения здания выступающие на поверхности стен архитектурные детали, а так же ниши в стенах и не отапливаемые лоджии не учитываются.

При наличии отапливаемых подвалов к полученному указанными путями объёму здания прибавляют 40 % кубатуры отапливаемого подвала.

Количество тепла на нужды горячего водоснабжения Qг  на рассматриваемый период (Гкал), определяют по формуле:

  (4.5)

где: Q  сргз и Q  сргл - средний часовой расход тепла на ГВС, соответственно, в зимний и летний период, ккал/ч, nз и nл - количество часов работы системы горячего водоснабжения в сутки, соответственно, в зимний и летний периоды, часов, Zз и Zл - продолжительность работы системы горячего водоснабжения, соответственно, в зимний и летний периоды, суток.

Средний часовой расход тепловой энергии на горячее водоснабжение потребителя в зимний и летний период Q  сргз и Q  сргл, ккал/ч, с учетом тепловых потерь определяют по формулам:

для открытой системы ГВС:

                           (4.6)

           (4.7)

для закрытой системы ГВС:

                        (4.6 а)

                    (4.7 а)

         где: nз, nл  - число часов работы системы горячего водоснабжения в сутки соответственно в зимний и летний периоды, час; 650C , 550C – температуры горячей воды, соответственно, в открытой и закрытой системах ГВС; а - норма расхода воды на горячее водоснабжение, утвержденная органами местного самоуправления, л/сутки на чел; m - количество жителей, учащихся в учебных заведениях, мест в больницах и т. д.; tхз, tхл - усредненная температура холодной (водопроводной) воды, соответственно, зимой и летом, оС. При отсутствии данных tхз  принимают равной 5 С, а tхл = 15 С; С - теплоемкость воды, равная 1, ккал/(кг °С); β- коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в не отапливаемый период. Устанавливается органами местного самоуправления. При отсутствии установленной величины принимается в размере 0,8 – для жилищно – коммунального сектора, 1,0 – для предприятий.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.5 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

В случае обоснованной со стороны энергоснабжающей организации необходимости возможно установление двухставочных тарифов на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке, включающих в себя ставку платы за тепловую энергию и ставку платы за тепловую мощность. Необходимость установления двухставочных тарифов на отпускаемую тепловую энергию согласовывается с органами местного самоуправления и потребителями.

Среднее за период регулирования значение заявленной (или расчётной) тепловой мощности (в виде пара и горячей воды) Qсрти , Гкал/час, рассчитывается на основании помесячных максимальных заявленных мощностей потребителей по формуле:

                                             (4.8)

где Q ти m – заявленная (расчётная) тепловая мощность в месяце m, Гкал/час; М – количество месяцев регулирования.

5. РАСЧЁТ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ

Потери тепловой энергии Q тп , Гкал, состоят из:

потерь тепла с утечками воды из сети Q у , Гкал;

потерь тепла через изолированную поверхность подающей и обратной линий трубопроводов при транспортировке теплоносителя Q пн  и Q он , Гкал;

потерь тепла на собственные нужды котельной Q сн, Гкал.

                 (5.1)

5.1. РАСЧЁТ ПОТЕРЬ ТЕПЛА С УТЕЧКАМИ ИЗ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ

5.1.1. Для того чтобы определить размер потерь тепла с утечками из тепловой сети необходимо произвести расчёт по заполнению и подпитке систем теплоснабжения и горячего водоснабжения водой, V, м3:

                      (5.2)

где Vс – объём воды на заполнение присоединённых тепловых сетей, м3; Vо – объём воды на заполнение систем отопления зданий, присоединённых к котельной, м3; Vв – объём воды на заполнение систем вентиляции зданий, присоединённых к котельной, м3; Vг - объём воды на заполнение систем горячего водоснабжения зданий, присоединённых к котельной, м3.

                                             (5.3)

где n – количество участков тепловой сети i- го диаметра; Vi – удельный объём воды в трубопроводе i- го диаметра, м3/км; Lтс i – протяжённость участка трубопровода i- го диаметра, км.

                                          (5.4)

где Qот - расход тепла на отопление, Гкал (принимается по данным табл. П.1.5, П.1.6 Приложения 1); Zот – продолжительность отопительного периода, сут; 30 м3/Гкал/час – удельный объём воды на наполнение систем отопления.

                                          (5.5)

где Qв - расход тепла на вентиляцию, Гкал (принимается по данным табл. П.1.6 Приложения 1); n – усреднённое число часов работы системы вентиляции в течении суток; nсут – число суток работы системы вентиляции; 30 м3/Гкал/час – удельный объём воды на наполнение системы вентиляции.

Объём воды на наполнение местных систем горячего водоснабжения при открытой системе теплоснабжения определяют из расчёта 6 м3/Гкал/час среднечасовой расчётной нагрузки горячего водоснабжения.

5.1.2. Расход воды на подпитку системы теплоснабжения и горячего водоснабжения, м3/час3, определяется по формуле:

                               (5.6)

где Vптс  - объём воды на подпитку системы теплоснабжения, м3/час; Vпг – объём воды на подпитку системы горячего водоснабжения, м3/час .

                                            (5.7)

                                    (5.8)

где 0,0025 – норма утечки, 1/час.

5.1.3. Планируемый объём потерь тепла с утечками из тепловой сети, Гкал, определяется по формуле:

      (5.9)

где Vп  - расход воды на подпитку систем теплоснабжения и горячего водоснабжения, м3; Св  - удельная теплоёмкость горячей воды, ккал/(кгС), принимаемая в расчётах равной 1,0;  - плотность воды, принимаемая в расчётах равной 1000 кг/м3 ; (tп + tо)/2 – средняя температура теплоносителя подающего и обратного трубопроводов на планируемый период, С; tхв – усреднённая температура холодной (водопроводной) воды, принимаемая в расчётах + 5 С.

5.2. РАСЧЁТ ПОТЕРЬ ТЕПЛА ЧЕРЕЗ ИЗОЛИРОВАННУЮ ПОВЕРХНОСТЬ ПОДАЮЩЕЙ И ОБРАТНОЙ ЛИНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ТРАНСПОРТЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ[8]

5.2.1. Количество тепловой энергии, теряемой при транспорте теплоносителя от теплоисточника (котельной, ТЭЦ, ТЭС и т. п.) до потребителя, определяют по формулам:

Qиз.н.год = Σ(qиз.нLβ)10– 6                                 (5.10)

где qиз.н – удельные часовые тепловые потери трубопроводами каждого диаметра в зависимости от года ввода тепловых сетей в эксплуатацию, определенные пересчетом табличных значений  норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые (среднесезонные) условия эксплуатации, ккал/чм (Приложение 3);

L – длина участка трубопроводов тепловой сети, м;

β – коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий тепловые потери запорной и другой арматурой, компенсаторами и опорами (принимается 1,2 при диаметре трубопроводов до 150 мм и 1,15 – при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки, независимо от года проектирования).

5.2.2. При значениях температуры окружающей среды за планируемый период отличных от среднегодовых, принятых при расчёте норм плотности теплового потока, перерасчёт производится по формулам:

- подземная прокладка (для подающего и обратного трубопровода вместе):                                                                                                           (5.11)

                                                        (5.12)

- надземная прокладка (для подающего и обратного трубопровода раздельно):      

Подающий трубопровод:                                                                                                                                                                                                                     

(5.13)

Обратный трубопровод:

  (5.14)

5.2.3. Значения нормативных часовых тепловых потерь, Гкал/ч, участков трубопроводов тепловых сетей, аналогичных участкам трубопроводов, подвергавшихся испытаниям на тепловые потери, по типу прокладки, виду изоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются для трубопроводов подземной и надземной прокладки отдельно по формуле, аналогичной формуле (8):

                       Qиз.н.год = Σ(kиqиз.нLβ)10– 6,                                              (5.15)

где kи – поправочный коэффициент для определения нормативных часовых тепловых потерь, полученный по результатам испытаний на тепловые потери.

5.2.4. Значения поправочного коэффициента kи определяются по формуле:

                      kи = Qиз.год.и / Qиз.год.н ,                                                       (5.16)

где Qиз.год.и и Qиз.год.н – тепловые потери, определенные в результате испытаний на тепловые потери, пересчитанные на среднегодовые условия эксплуатации каждого испытанного участка трубопроводов тепловой сети, и потери, определенные по нормам для тех же участков, Гкал/ч.

5.2.5. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь паропроводов для всех участков магистралей производится на основе сведений о конструктивных особенностях теплопроводов (тип прокладки, год проектирования, наружный диаметр трубопроводов, длина участка) и норм тепловых потерь (теплового потока) пересчетом табличных значений удельных норм на средние параметры теплоносителя на каждом участке магистрали.

Для определения средних параметров теплоносителя на i - ом участке магистрали необходимо рассчитать конечные параметры теплоносителя i-го участка исходя из среднегодовых параметров (давление и температура) пара на источнике теплоснабжения и максимальных договорных расходов пара у каждого потребителя. Конечная температура ( i - го участка магистрали определяется по формуле:

                               ,                                   (5.17)

где - среднегодовая температура окружающей среды (наружный воздух – для надземной прокладки, грунт – для подземной), °С;

– температура пара в начале i - го участка, °С;

– коэффициент местных тепловых потерь (принимается согласно пункту 5.2.1.);

Ri – суммарное термическое сопротивление i - го участка, ()/ккал, определяется в соответствии с методическими указаниями по составлению энергетических характеристик для систем транспорта тепловой энергии;

– расход пара на i - ом участке, т/ч;

сi – удельная изобарная теплоемкость пара при средних значениях давления и температуры (среднее значение температуры на 1-ой итерации принимается равным °С) на i - ом участке, ккал /(кг.°С).

После вычисления уточняется удельная изобарная теплоемкость пара сi (при температуре и среднем давлении ) и расчет повторяется до получения разницы (, где и – среднегодовые температуры в конце магистрали при n и (n + 1) расчете.

Конечное абсолютное давление пара i - го участка магистрали определяется по формуле:

                             ,                (5.18)

где – абсолютное давление пара в начале i - го участка, кгс/см2;

Li – длина i - го участка паропровода, м;

Rli – удельное линейное падение давления i – го участка, ;

– коэффициент местных потерь давления i - го участка.

Удельное линейное падение давления на i - ом участке определяется по формуле:

                                            ,                                     (5.19)

где – плотность пара i - го участка паропровода, кг/м3;

dвн.i – внутренний диаметр паропровода на i - ом участке, м.

Коэффициент местных потерь давления i - го участка определяется по формуле:

                                        ,                                      (5.20)

где – сумма коэффициентов местных сопротивлений на i - ом участке.

5.2.6. Для паровых сетей в системах теплоснабжения от отопительных (производственно-отопительных) котельных с присоединенной тепловой нагрузкой (по пару) до 7 Гкал/ч ожидаемые средние значения давления пара и его температуры могут определяться по каждому паропроводу в целом по приведенным ниже формулам (5.21) и (5.22):

среднее давление пара Рср в паропроводе, кгс/см2, определяется по формуле:       

                                                           k

                            Рср = [Σ(Рн – Рк) nconst / 2] / nгод ,                                (5.21)

                                                            i

где Рн и Рк – давление пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по периодам функционирования  nconst, ч, с относительно постоянными значениями давления, кгс/см2;

nгод – продолжительность функционирования  каждого  паропровода  в течение года, ч;

k – количество паропроводов паровой сети, шт.

средняя температура пара tпср, 0С, определяется по формуле:

                                                           k

                           tпср = [Σ(tн – tк)nconst / 2] / nгод ,                                    (5.22)

                                                            i

где tн и tк – температура пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по периодам функционирования, 0С.

5.2.7. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь для условий, средних за период эксплуатации конденсатопроводов, производится согласно значениям норм тепловых потерь (теплового потока) в соответствии с годом проектирования конкретных участков тепловых сетей.

              Значения нормативных удельных часовых тепловых потерь при условиях, средних за период эксплуатации, отличающихся от значений, приведенных в соответствующих таблицах, ккал/мч, определяются линейной интерполяцией или экстраполяцией.

В случае, когда ЭСО не оказывает отдельно услуги по транспорту тепловой энергии, а осуществляет реализацию тепла, выработанного на собственных источниках, по тепловым сетям, находящимся на балансе, в аренде, хозяйственном ведении или эксплуатируемых на иных законных основаниях, потери тепла в вышеуказанных тепловых сетях учитываются в объёме нормативной выработки тепловой энергии. При этом сверхнормативные потери тепловой энергии исключаются из объёмов нормативной выработки тепла и относятся на убытки предприятия.

При расчёте платы за услуги по содержанию тепловых сетей, находящихся на балансе, в аренде, хозяйственном ведении или эксплуатируемых организацией, осуществляющей регулируемую деятельность на иных законных основаниях, стоимость тепловых потерь, Sпот, тыс. руб., с непроизводительными утечками и тепловых потерь через изолированную поверхность подающей и обратной линий трубопроводов при транспорте теплоносителя, учитываемая по статье “Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды”, рассчитывается по формуле:

                              (5.23)

где Тпок – тариф покупки тепловой энергии, руб./Гкал; Q ут  - потери тепла с утечками воды из сети, Гкал; Q пн  и Q он  - потери тепла через изолированную поверхность подающей и обратной линий трубопроводов при транспортировке теплоносителя, Гкал.

5.3. РАСЧЁТ ПОТЕРЬ ТЕПЛА НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ[9]

5.3.1. Расход тепловой энергии на собственные нужды котельных определяется опытным (режимно-наладочные испытания) или расчетным методами.

В состав общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельных в виде горячей воды или пара входят следующие элементы затрат:

- растопка, продувка котлов;

- обдувка поверхностей нагрева;

- подогрев мазута;

- паровой распыл мазута;

- деаэрация (выпар);

- технологические нужды ХВО;

- отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением тепловой энергии теплопроводами, насосами, баками и т.п.; утечки, парение при опробовании и другие потери.

Общий расход тепловой энергии на собственные нужды определяется по формуле:

                                                  N

                                       Qсн = ∑ Qснi,                                                                (5.24)

                                                   i=1

где  Qснi – тепловые потери  на i-е нужды, Гкал;

                 N     - количество статей расхода на собственные нужды котельной.

              При расчетном определении расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной используются нижеприведенные зависимости.

              Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды выполняются на каждый месяц и в целом на год. При этом, расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружного воздуха; длительность отопительного периода и др.).

              5.3.2. Потери тепловой энергии с продувочной водой, Гкал, зависят от периодичности и продолжительности продувки котла и определяются по формуле:

                                                         Ik

                                             Qпрод = ∑ Kпродi * Q im,                                                              (5.25)

                                      i=1

         где: Kпродi – коэффициент продувки i-го котла, принимаемый для непрерывной продувки паровых котлов – 0,01, для периодической продувки паровых котлов – 0,005, водогрейных котлов – 0,003, при наличии непрерывной и периодической продувки – 0,0101;

Q im - количество тепловой  энергии, Гкал, произведенное котлом за расчетный период;

I к   - количество котлов.

5.3.3. Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов Qраст, Гкал определяется:

                                                         I к           

                                         Qраст = ∑ Q k i * ( К' * N i+ К'' *i),                     (5.26)

                                  i=1 

           где: часовая выработка тепловой энергии i-ым котлом (по паспортной характеристике), Гкал;

           К' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя до 12 ч (из горячего состояния), принимаемая в отопительном периоде – 0,3, в неотопительном – 0,2;

N i  -  количество растопок из горячего состояния в расчетном периоде;

К'' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя свыше 12 ч (из холодного состояния), принимаемая в отопительном периоде – 0,65, в неотопительном – 0,45;

i - количество растопок из холодного состояния в расчетном периоде.

Расчетное количество растопок котлов определяется по отчетным данным базового года с внесением коррективов по прогнозируемому режиму потребления тепловой энергии потребителями в расчетном периоде.

5.3.4. Расход тепловой энергии  на обдувку поверхностей нагрева паровых котлов, Гкал, определяют по формуле:

                                        Ik

                Qобд  = Kобд * ∑Gkiср * (Iп – Iпв) * rk i *10-3 ,                            (5.27)

                              i=1

         где: Kобд – коэффициент обдувки, принимаемый  в размере 0,002 при  сжиганиии твердого топлива и 0,003 – при сжигании мазута;        

Gki   -  средняя за время работы производительность i-го котла, т/ч;

rk i  -  продолжительность работы i-го котла, ч;

Iп, Iпв -  энтальпия соответственно пара используемого для обдувки и питательной воды, ккал/кг;

Ik    -  количество котлов.

5.3.5. Расход тепла на нужды мазутного хозяйства, Гкал, определяется как сумма потерь (расходов) тепловой энергии при сливе мазута  (Qсл м), обогреве в резервуарах при хранении (Qхр м), обогреве мазутопроводов     (Qm м), подогреве в мазутоподогревателях и (или) расходных емкостях ( Qп м ) и паровом распыле мазута форсунками ( Q р м ).

                          Qм = Qслм + Qхрм + Qтм + Qпм + Qрм ,                          (5.28)

        5.3.5.1. Количество тепловой энергии на разогрев мазута при сливе, Гкал, определяют по формуле:

                                                          10 * Ко* rсл

                 Qслм = 450*(tk – tн)*(1 + ————— )*Мсл*10-6 ,                (5.29)

  р

где: tk    - конечная температура подогрева мазута в цистерне, оС, принимается в зависимости от марки мазута;

tн - начальная температура мазута в цистерне оС, при отсутствии данных принимается 0-(-7) оС для южного пояса, (-)7 до (-)10 оС для северного от (-)10 до (-)15 оС для Сибири (через 7 суток после наполнения температура  мазута в цистерне равна температуре наружного воздуха);

Ко   - коэффициент охлаждения, ккал/(м3чоС), принимается равным 1,65 для цистерн 60(50)т; 2,2 – для 25-тонной цистерны; 1,15 - при доставке мазута  автотранспортом;

rсл - время разогрева и слива из цистерны, ч, принимаемое в зависимости от периода и марки мазута (холодное время года М-40, М-60-8 час., М-80, М-100-10 час., теплое время – 4 час.);

р     - плотность мазута при начальной температуре, кг/м3;

Мсл   - количество сливаемого за расчетный период мазута, т.

5.3.5.2. Потери тепловой энергии  при хранении мазута, Гкал, рассчитываются по формуле:

                                   602 * F * K *(tк – tо) * rхр

                       Qхрм =  ——————————      *Mхр * 10-6,                        (5.30)

                                               р*V

где: F - поверхность охлаждения резервуара, м2; принимается по проектным,  паспортным или фактическим данным;

K - коэффициент теплопередачи стенок резервуара, ккал/(м2чоС);                принимаемый  для металлических неизолированных резервуаров - 6,0;  металлических изолированных - 3,0; для подземных резервуаров - 0,27;

tо - температура окружающего воздуха, оС; принимается как средняя для расчетного периода (для подземных резервуаров tо = 5оС);

rхр   - время хранения, ч;

V    - емкость резервуара, м3;

Mхр – количество мазута, хранимого в расчетном периоде, определяемое как среднее значение на начало и конец этого периода, т

                                                                                                       tо + tк

р - плотность мазута при среднем значении температуры  (———) ,

                                                                                                          2              кг/м3.

При отсутствии данных расход пара давлением 1-1,2 МПа и температурой 220 - 250оС на разогрев, слив и зачистку 10 железнодорожных цистерн емкостью 60 т принимается равным 7,65 т/ч (85-120 кг/т); расход пара на сливные лотки на 10 м двухпутной эстакады 0,1 т/ч, на промежуточные емкости объемом 200 м3 – 0,6 т/ч, 400 м3 – 1,2 т/ч, 600 м3 – 1,8 т/ч, 1000 м3 – 2,0 т/ч.

5.3.5.3. Расход тепловой энергии на обогрев мазутопроводов, Гкал, определяется по формуле:

                                               q

                                  Qтм = —— * L *  * rоб * 10-6,                                       (5.31)

                                            1,163

где: q - плотность теплового потока от мазутопровода в окружающую среду, ккал/мч; принимается по нормам  плотности теплового потока, приводимых в строительных нормах и правилах;

L - длина обогреваемого мазутопровода, м;

 - коэффициент, учитывающий тепловые потери  опорами, арматурой, компенсаторами; принимается 1,2 в тоннелях и каналах и помещениях,  1,25 – для  надземной прокладки мазутопроводов;

rоб - продолжительность обогрева, ч.

5.3.5.4. Расход тепловой энергии на подогрев мазута в мазутоподогревателях или расходных емкостях осуществляется до температуры, указанной в таблице 5.1:

                                                                                                                              Таблица 5.1

Расход тепловой энергии на подогрев мазута

Тип форсунок

Температура подогрева мазута, оС

М-40; М-60

М-80; М-100

начальная

конечная

начальная

конечная

-паровые; воздушные высоконапорные

-механические; паромехани-ческие

-воздушные низконапорные

50

50

50

75

75

75

70

70

70

90

90

90

Расход тепловой энергии на подогрев мазута, Гкал, определяется по формуле:

                      qп * (Iп – Iпв) * Мп

          Qпм = ------------------------- * 10-6,                                             (5.32)

                                  ηпод

          где: qп  - удельный расход пара на подогрев мазута (таблица 5.2) в диапазоне температур, приведенных в таблице 5.1, кг на тонну мазута:

                                                                                                                Таблица 5.2

Удельный расход пара на подогреем мазута

мазут

Расход пара (кг на 1 т мазута) при типах форсунок

паровые

паромеханические

воздушные

М-40; М-60

М-80; М-100

247

239

42

39

48

34

Iп, Iпв  - энтальпия соответственно пара, используемого для подогрева, и питательной воды, ккал/кг;

Мп   -  количество подогреваемого мазута за расчетный период, равное количеству мазута, поданного в топку горелочными устройствами, т;

          ηпод     - КПД подогревателя, принимаемый равным 0,98.

5.3.5.5. Расход тепловой энергии на паровой распыл мазута, Гкал, рассчитывается в случае комплектации котлоагрегатов паромеханическими форсунками по формуле:

                               Qрм = qp * Вм * (Iп – Iпв)*10-3,                                (5.33)

где qp - удельный расход пара на распыливание, кг/кг мазута; принимается 0,02-0,03 в зависимости от вязкости мазута;     

Вм  -  количество распыляемого мазута, т;

Iп, Iпв  - энтальпия соответственно пара, используемого для распыла мазута, и питательной воды, ккал/кг.

Расход пара на распыл мазута для паровых форсунок учтен удельным расходом пара на подогрев мазута, приведенным в п.5.3.5.4.

5.3.6. Расход тепловой энергии на технологические нужды химводоочистки, Гкал, определяют по формулам:

              при наличии охладителя выпара:

          Qхво = Kхво*Gхво*Квз*Св*(t"- t')* rхво* 10-3 ,                                           (5.34)

при отсутствии охладителя выпара:

          Qхво = Kхво*Gхво*Квз*Св*(t"- t')* rхво*10-3 + 0,004 * Gд*(Iвып -I')* rд*1, (5.35)

где: Kхво  - удельный расход воды на собственные нужды ХВО, исходной воды на 1 т химически очищенной воды, принимается в зависимости от общей жесткости воды, т;

         Gхво  - средний расход воды на ХВО в расчетном периоде, т/ч;

         Квз    - поправочный коэффициент, принимаемый равным 1,0 при наличии бака взрыхления и 1,2 при его отсутствии;

         Св     - теплоемкость воды, ккал/кгоС;

         t", t'    -  соответственно температура воды после и до подогревателя сырой и исходной воды, оС;

         rхво , rд – продолжительность работы соответственно ХВО и деаэратора в расчетном периоде, ч;

         Gд      -  средний расход воды на деаэрацию в расчетном периоде, т/ч;

         Iвып, I' - энтальпия соответственно выпара из деаэратора и исходной воды, ккал/кг.

             

5.3.7. Часовой расход тепловой энергии, Гкал,  на отопление помещения котельной определяется следующим образом:

                    Qо =  * Vо * qо* (tвн – tр.о.)* 10-6,                                             (5.35)

где:  Vо  - объем отапливаемого помещения (рабочей зоны), м3;

         qо   - удельная отопительная характеристика здания при tр.о = -30оС принимается для объема здания 2-10 тыс.м3 – 0,1; 10-15 тыс.м3 – 0,08 ккал/(м3чоС);

         tр.о.               -  расчетная температура наружного воздуха для проектирования

отопления, оС;

- поправочный коэффициент на  температуру наружного воздуха для проектирования отопления;

tвн – температура воздуха внутри помещения, принимаемая как средневзвешенная по всем  помещениям непосредственно котельной (котельный зал; насосное отделение; щитовое помещение и др.); принимается по действующим санитарным нормам с учетом показателей аттестации рабочих мест по условиям труда.

Расчет расхода тепловой энергии на отопление помещения котельной выполняется по двум условным зонам – рабочей (нижней) и верхней:

- высота рабочей (нижней) зоны принимается по данным аттестации рабочих мест, а при их отсутствии – до 4 м от отметки пола котельной;

- высота верхней зоны определяется расстоянием от указанной границы рабочей (нижней) зоны до перекрытия котельного зала (данная зона отапливается за счет тепловыделений от котлоагрегатов).

При отсутствии результатов аттестации минимальные значения температур воздуха в рабочей зоне помещений в холодный период определяются по таблице 5.3 (справочной).

                                                                                                                  Таблица 5.3 (справочная)

Температура воздуха в рабочей зоне помещений котельной

Наименование помещений

Характеристика

Температура воздуха, оС

Котельный зал

Зольное помещение

Химводоподготовка в отдельном помещении

Дробильные отделения

   для угля и шлака;           транспортерные галереи;                             узлы пересыпки

Насосные отделения

в отдельных помещениях

Щитовые помещения

Химические лаборатории

с постоянным обслуживающим персоналом котельной:

      на газе

      на жидком топливе

      на угле и древесных отходах с

      механизированной подачей

      на угле с ручной загрузкой и дровах

без постоянного обслуживающего персонала

с механизированным удалением золы и шлака

при ручном удалении золы и шлака

с постоянным обслуживающим персоналом

без постоянного обслуживающего персонала

с постоянным обслуживающим персоналом

без постоянного обслуживающего персонала

с постоянным обслуживающим персоналом

без постоянного обслуживающего персонала

с постоянным обслуживающим персоналом

без постоянного обслуживающего персонала

19

15

15

13

5

5

13

17

5

15

5

17

5

19

5

19

Пересчет расхода тепловой энергии на отопление в конкретном расчетном месяце  по формуле:

                                         tвн - tср

                       Qо мес = Qo ——— * rмес,                                                        (5.36)

                                         tвн - tр.о.

где:  tср - средняя за расчетный период температура наружного воздуха, оС;

        rмес - продолжительность отопления, ч.

Расход тепловой энергии на отопление и хозяйственно-бытовые нужды зданий и сооружений, расположенных на территории котельной (административное здание, гаражи, мастерские, склады и др.), к собственным нуждам не относится.

             

5.3.8. Потери тепловой энергии баками различного назначения (декарбонизаторы, баки-аккумуляторы и пр.), Гкал, определяют по формуле:

                                  G    

                       Qбак = ∑  qбј * Fбј * Кt *  nј * rбј *10-6,                                    (5.37) 

                                 j=1

где: qбј - норма плотности теплового потока через поверхность бака, ккал/м2ч; принимается по СНиП 2.04.14-88 для баков, введенных в эксплуатацию до 01.11.2003 и по СНиП 41-03-2003 для баков, введенных в эксплуатацию после 01.11.2003;

                Fбј - поверхность бака, м2;

                Кt  - температурный коэффициент, определяемый по соотношению

                       (tг – tн ср):(tг – 5);

                nј  - количество баков;

                G   - количество групп однотипных баков;

                rбј- продолжительность работы баков в расчетном периоде, ч.

5.3.9. Расход тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды, Гкал, определяется по формуле:

                 Qх = (q *Nq* Kq+ *M)*св * рв* (tг – tхв)*Тq*10-3,             (5.38)

где q - норма расхода горячей воды на одну душевую сетку, принимается    равной 0,27 м3/сут;      

Nq  - количество душевых сеток;

Kq               - коэффициент использования душевых, определяется практическим путем, при отсутствии данных принимается равным 1,0;

               - норма расхода горячей воды на 1 человека в смену, при отсутствии данных принимается равной 0,024 м3/чел в сутки;

M              - численность работающих человек в сутки;

tг , tхв               - соответственно температура горячей и исходной воды, оС;

св               - теплоемкость воды, ккал/кгоС;

Тq               - продолжительность расчетного периода, сут;

рв              - плотность воды, т/м3.

             

5.3.10. Другие потери (опробование предохранительных клапанов, потери с утечками, парением,  через теплоизоляцию трубопроводов), Гкал, принимают равными:

              - для паровых котельных  Qпр = 0,002 Qпроизв,.                                    (5.39)

              - для водогрейных котельных Qпр = 0,001Qпроизв,                                            (5.40)                где: Qпроизв. - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котельной за расчетный  период.

              5.3.11. Расход тепловой энергии на дутье под решетки слоевых топок котлов, работающих на углях, принимается по опытным данным, но не более 2,0% от произведенной тепловой энергии за расчетный период.

6. РАСЧЁТ ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «ТОПЛИВО НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ С РАСХОДАМИ ПО ПЕРЕВОЗКЕ»[10]

Определение количества топлива, требуемого на отпуск тепловой энергии в сеть, производится исходя из данных, полученных в результате расчёта тепловых нагрузок (раздел 4) и тепловых потерь (раздел 5), данных энергоаудита основного технологического оборудования котельной или технических паспортов котлоагрегатов и обосновывающих материалов Приложения 1.

Норматив удельного расхода топлива на выработанную отопительными (производственно-отопительными) котельными тепловую энергию   (максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой источником (источниками) в тепловую сеть)   определяется в целом по организации - юридическому лицу.

Норматив удельного расхода топлива на выработанную тепловую энергию котельными рассчитывается на основе индивидуальных нормативов котлоагрегатов с учетом их производительности, времени работы, средневзвешенного норматива на производство тепловой энергии всеми котлоагрегатами котельной.

В качестве расчетного топлива принимается вид топлива, указанный в техническом паспорте котла.

Нормативы определяются в килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал).

Норматив удельного расхода топлива (НУР) по организации определяется на основе результатов расчетов по котельным, находящимся у организации в собственности или во владении на иных законных основаниях.

НУР может определяться отдельно для обособленных подразделений (филиалов) организации.

При расчете НУР не допускается учитывать затраты топлива и энергии, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимов функционирования оборудования источников тепловой энергии, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений, монтаж, пуск и наладку нового оборудования котельной, на консервацию не введенного в эксплуатацию или выведенного из эксплуатации оборудования, на экспериментальные и научно-исследовательские работы.

Расчеты удельного расхода топлива выполняются для каждого из месяцев расчетного периода и в целом за весь расчетный период по результатам расчетов за каждый месяц.

Работа отдельных котлов и котельных на разных видах топлива в различные периоды года учитывается при расчете индивидуальных нормативов удельного расхода топлива в соответствующие месяцы.

Удельный расход топлива расчитывается раздельно для различных видов топлива (газ, мазут, уголь и др.) в случаях, когда организация эксплуатирует котельные (группы котельных) на разных видах топлива в качестве основного.

Основу расчетов и обоснования удельного расхода топлива составляют результаты режимно-наладочных испытаний, периодичность которых установлена правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок (для котлов, работающих на газовом топливе – три года, на твердом и жидком топливе – пять лет).

При отсутствии результатов режимно-наладочных испытаний временно до проведения режимной наладки и испытаний допускается использовать индивидуальные нормативы расхода топлива, приведенные в таблице 6.1 (рекомендуемая).

При этом, к расчету и обоснованию прилагается план проведения испытаний на три года, включая текущий и расчетный периоды.

Таблица 6.1 (рекомендуемая)

Индивидуальные нормативы расхода топлива для котлоагрегатов

на номинальной нагрузке, кг у.т./Гкал

марка котлоагрегата

теплопаро-производи-тельность (МВт; Гкал/ч; т/ч)

вид топлива

газ

мазут

каменный уголь

бурый уголь

1

2

3

4

5

6

водогрейные котлоагрегаты

КВ-Г

0,4 (0,35)

0,63 (0,5)

0,8 (0,7)

1,1 (1,0)

2,0 (1,7)

4,65 (4,0)

7,56 (6,5)

157,0

155,3

157,0

155,3

155,3

154,9

154,4

КВ-ГМ

0,5 (0,43)

1,0 (0,86)

1,5 (1,3)

2,0 (1,7)

4,65 (4,0)

7,56 (6,5)

11,63 (10)

23,26 (20)

     35,0 (30)

     58,2 (50)

116,3 (100)

153,6

153,6

153,6

154,1

152,1

151,8

155,3

160,5

157,0

154,4

153,6

157,0

157,0

157,0

154,6

158,8

158,4

162,3

164,2

162,3

156,8

155,3

КВ-ТС

4,64 (4,0)

7,56 (6,5)

11,63 (10)

23,26 (20)

35,0 (30)

58,0 (50)

174,4

173,8

176,6

177,1

177,2

167,7

176,2

174,0

-

178,2

177,2

167,7

КВ-ТК

35,0 (30)

58,2 (50)

175,3

164,2

ТВГМ

35,0 (30)

158,9

162,2

ПТВМ

35,0 (30)

58,2 (50)

116,3 (100)

158,6

159,4

161,2

162,5

162,7

164,6

КВ-Р

(Дорогобужского котлозавода)

1,5 (1,3)

2,5 (2,2)

4,65 (4,0)

7,56 (6,5)

171,0

171,7

174,0

173,7

Минск-1

0,8 (0,7)

210,0

Тула-3

0,8 (0,7)

211,6

Универсал-6М

0,58 (0,5)

213,2

Другие секционные чугунные и стальные котлы (НР-18, НИИСТУ-5 и др.)

0,16-1,16

(0,1-1,0)

173,1

178,5

213,2

238,0х)

КВр

(Дорогобужского котлозавода для работы на дровах)

0,25 (0,2)

0,4 (0,34)

дрова

173,8

177,0

КЕВ

(Бийского котлозавода для работы на дровах)

1,75 (1,5)

4,65 (4,0)

дрова

185,5

173,6

паровые котлоагрегаты (т/ч)

ДКВР-13

2,5

4,0

6,5

10

20

158,7

157,3

155,6

155,6

157,7

159,4

159,4

160,5

159,6

158,7

174,4

174,0

171,9

171,1

170,9

189,0

188,5

186,3

184,3

185,1

ДЕ

4

6,5

10; 16

25

157,1

156,7

155,1

154,8

159,4

159,0

157,0

156,8

КЕ

2,5

4

6,5

10

25

171,5

175,0

173,6

171,3

164,4

175,3

177,0

174,8

174,2

165,3

Е-1,0-9

Е-0,8-9

Е-0,4-9

1,0

0,8

0,4

166,0

166,1

174,1

174,1

199,4

213,2

213,2

204,0

-

-

1

2

3

4

5

6

ТП

20

30

35

154,7

153,5

-

154,8

155,0

166,4

162,0

170,0

163,0

Примечание: х)  Для секционных чугунных и стальных котлов старых типов (НР-18,   НИИСТУ-5 и др.), работающих на дровах, допускается применять нормативы, аналогичные данным для котлоагрегатов, работающих на буром угле.

6.1. Расчет индивидуальных нормативов удельного расхода топлива (норматив расхода расчетного вида топлива по котлоагрегату на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях) осуществляется в следующем порядке:

1) индивидуальные нормативы определяются на основании нормативных характеристик котлоагрегатов.

Под нормативной характеристикой в настоящей Инструкции понимается  зависимость расхода условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой энергии (вк.а.бр) от нагрузки (производительности) котлоагрегата при нормальных условиях его работы на данном виде топлива:

                               142,86

                   вк.а.б= ———   кг у. т./Гкал,                                                        (6.1)

                              ηк.а.бр

где: ηк.а.бр -  КПД брутто котлоагрегата во всем диапазоне его нагрузки.

              2) КПД брутто определяется по результатам режимно-наладочных испытаний котлоагрегата при сжигании топлива одного вида одинаковым способом;

              3) нормативные характеристики составляются для котлоагрегата, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии и работающего в соответствии с режимными картами.

6.2. В качестве факторов, учитываемых при расчетах, принимаются:

1) фактические технические характеристики оборудования (типы и производительность котлоагрегатов, год ввода в эксплуатацию, коэффициент полезного действия и др.) и режим;

2) режимные карты, составленные по результатам режимно-наладочных испытаний (режимные карты, составленные на основе балансовых испытаний, котлоагрегатов без проведения режимной наладки основанием для расчета НУР не являются);

3) информация о динамике основных показателей за предшествующие годы, текущие  и планируемые показатели функционирования по котельной, филиалу, энергоснабжающей организации;

4) план организационно-технических мероприятий (ОТМ) по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), разработанный на основе энергетических обследований, с указанием ожидаемой экономии топлива в т у.т, тепловой энергии в Гкал и сроков внедрения мероприятий.

6.3. Расчет нормативов выполняется в следующей последовательности:

1) определяются объемы производства и планового отпуска тепловой энергии котельной в тепловую сеть на каждый месяц и год, нагрузка котлов и число часов работы;

2) распределение тепловых нагрузок между отдельными агрегатами котельной базируется на принципе минимальных затрат топлива;

3) уточняется характеристика сжигаемого топлива: низшая теплота сгорания, для угля – марка угля, влажность, зольность, фракционный состав (содержание мелочи класса 0 - 6 мм, %) на основании сертификата (паспорта) качества топлива, поставляемого в текущем году;

4) определяются технические характеристики и параметры функционирования оборудования – номинальная тепловая мощность котлов, их оптимальная нагрузка и время работы в расчетный период;

5) на основании результатов режимно-наладочных испытаний строятся нормативные характеристики, соответствующие установленному оборудованию и виду используемого топлива;

6) по нормативным характеристикам устанавливается индивидуальный норматив удельного расход топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом.

6.4. Нормативные характеристики используются для разработки нормативных коэффициентов, учитывающих отклонения условий эксплуатации от принятых при определении индивидуальных норм:

1)  коэффициент К1, учитывающий эксплуатационную нагрузку котлов;

2) коэффициент К2, учитывающий работу паровых котлов без экономайзеров  (таблица 6.4 – рекомендуемая);

3)  коэффициент К3, учитывающий использование нерасчетных видов топлива на данном типе котлов.

Коэффициенты К1, К2 и К3 определяются как отношение значений удельного расхода топлива при планируемых  условиях работы котлоагрегатов и удельного расхода топлива на номинальной нагрузке при оптимальных условиях эксплуатации.

6.4.1. Коэффициент К1 определяется по нормативной характеристике:

                                                  (вк.а.бр)ср

                                                        К1 =   ———    ,                                                                       (6.2)

                                                  (вк.а.бр)ном

где: (вк.а.бр)ср- удельный расход условного топлива при средней производительности котлоагрегата на планируемый период работы (месяц, год), кг у.т./Гкал;

       (вк.а.бр)ном – удельный расход условного топлива при номинальной нагрузке, кг у.т./Гкал.

В случаях, когда расчеты ведутся с использованием таблицы 6.1, может применяться коэффициент К1, характеризующий изменение удельного расхода топлива в связи с изменением КПД при нагрузках, отличных от номинальной (таблица 6.3 – рекомендуемая).

Коэффициент К1 по таблице 6.3 применяется также для расчетов  в тех случаях, когда  по паспорту котла  известны только значения КПД и удельного расхода топлива для номинальной нагрузки.

Таблица 6.3 (рекомендуемая)

Величина  коэффициента К1, в зависимости от нагрузки котлоагрегатов

Марка котлоагрегата

Теплопаро-производи-тельность, Гкал/ч, т/ч

Вид

топлива

Нагрузка, %

номинальной

80

и более

70

60

50

и менее

1

2

3

4

5

6

7

Водогрейные котлоагрегаты

КВ-Г

0,35÷1,7

Г

1,000

1,000

1,000

1,000

4,0÷6,5

Г

0,994

0,992

0,990

0,989

КВ-ГМ

0,43÷1,7

Г; М

1,000

1,000

1,000

1,000

4÷20

Г; М

0,994

0,992

0,990

0,989

30

Г

М

0,994

0,994

0,992

0,990

0,990

0,988

0,989

0,988

50

Г

М

0,994

0,994

0,992

0,990

0,990

0,988

0,989

0,988

100

Г

М

0,994

0,999

0,991

1,000

0,989

1,001

0,989

1,003

КВ-ТС

4÷20

КУ

БУ

1,004

1,006

1,006

1,008

1,009

1,012

1,013

1,017

КВ-ТК

30

БУ

1,000

1,003

1,005

1,007

ТВГМ

30

Г

0,992

0,987

0,985

0,983

ПТВМ

30

Г

М

0,994

0,994

0,992

0,990

0,990

0,988

0,989

0,988

50

Г

М

0,994

0,999

0,992

0,999

0,989

1,001

0,988

1,003

100

Г

М

0,994

0,999

0,992

1,000

0,989

1,001

0,988

1,002

КВ-Р

(Дорогобужского котлозавода)

1,3÷6,5

КУ; БУ

1,000

1,000

1,000

1,000

Секционные чугун-ные и стальные котлы (Минск-1, Тула-3, Универсал-6, НР-18, НИИСТУ5 и др.)

0,1÷1,0

Г

М

КУ

БУ

0,994

0,999

1,007

1,012

0,993

1,000

1,012

1,023

0,994

1,004

1,018

1,036

0,996

1,011

1,026

1,050

КВр

(Дорогобужского котлозавода для работы на дровах)

0,2÷0,35

Д

1,000

1,000

1,000

1,000

КЕВ

(Бийского котлозавода для работы на дровах)

1,5÷4,0

Д

1,000

1,000

1,000

1,000

паровые котлоагрегаты

нагрузка, % от номинальной

80

60

40

ДКВР

2,5

Г

1,001

1,005

1,019

4

Г

М

1,001

0,992

1,002

0,991

1,020

0,998

6,5

Г

М

0,988

0,999

0,997

1,002

1,011

1,014

10

Г

М

0,996

0,993

0,998

0,992

1,001

0,998

20

Г

М

КУ

1,011

0,99

0,954

1,026

0,995

0,935

1,037

1,005

0,962

ДЕ

4÷10

Г

М

1,001

0,992

1,002

0,991

1,020

0,994

16÷25

Г

М

1,011

0,990

1,026

0,995

1,037

1,005

КЕ

2,5÷6,5

КУ

БУ

0,954

0,999

0,965

0,985

0,962

1,004

10÷25

КУ

БУ

0,954

0,999

0,965

0,985

0,962

1,004

ГМКУ

1,000

1,000

1,000

Е-1,0-0,9; Е-0,4-9

0,4-1,0

Г

0,998

0,999

1,000

ТП

20

Г

М

0,999

0,993

1,000

0,990

1,007

1,001

30

Г – газ, М – мазут, КУ – каменный уголь, БУ – бурый уголь, Д - дрова

              6.4.2. Коэффициент К2 определяется только для паровых котлов производительностью до 20 т/ч, поставлявшихся без экономайзеров (таблица 6.4).

Таблица 6.4 (рекомендуемая)

Коэффициент К2

Вид топлива

Значения коэффициента К2

Газ

Жидкое топливо (мазут; нефть; дизельное; печное)

Уголь

Другие виды твердого топлива

1,025-1,035

1,030-1,037

1,07-1,08

1,07-1,08

Меньшее из указанных значений коэффициента К2 принимается для котлов типа ДКВР, большее – для паровых котлов других типов.

6.4.3. В составе расчетных и обосновывающих материалов приводятся характеристики топлива с приложением сертификата (паспорта), в котором должны быть указаны теплота сгорания, зольность, влажность, содержание мелочи в угле.

Коэффициент К3 для стальных секционных и чугунных   котлов  типа НР-18, НИИСТУ-5, «Минск-1», «Универсал», «Тула-3» и др., а также для паровых котлов типа Е-1/9, топки которых оборудованы колосниковой решеткой с ручным обслуживанием, при сжигании рядовых углей с содержанием мелочи (класс 0÷6 мм) более 60% принимается равным: 1,15 - для антрацита; 1,17 – для каменных углей; 1,2 – для бурых углей.

Для остальных котлов коэффициент К3 определяется по потерям теплоты топок от механического недожога (q4) в зависимости от типа топочного устройства, зольности и фракционного состава топлива по формуле:

                                 q4исх(Кm -1)

                        К3 = 1 +  ---------------,                                                                              (6.3)

                                100

где: q4исх  - исходное значение потерь теплоты от механического недожога, % (принимается в зависимости от типа топочного устройства, вида сжигаемого топлива и его зольности);

Кm - поправка на содержание мелочи (класс 0÷6 мм) в топливе определяется по данным, приведенным в таблице 6.5.

Таблица 6.5 (рекомендуемая)

Содержание мелочи принимается по паспорту (сертификату) поставляемого топлива.

Содержание мелочи

(класс 0÷6 мм) в топливе, %

Поправка на содержание мелочи, Кm

65

70

75

80

1,06

1,10

1,15

1,22

6.4.4. Номинальные показатели работы слоевых топок приведены в таблице 6.6.

Таблица 6.6 (справочная)

Номинальные показатели работы слоевых топок

Тип,

Марка угля

Характеристика топлива

Потери тепла топкой от механического недожога (q4), %

золь-ность,

%

зерновая характеристика

максимальный

размер куска, мм

содержание

фракций

0÷6 мм, %

С ручным забросом топлива

Бурые рядовые типа челябинских

Бурые рядовые

типа подмосковных

Каменные

типа Г, Д

Каменные сильно-спекающиеся

типа К.ПЖ

Каменные

рядовые тощие

Антрацит АРШ

30

35

20

20

16

16

75

75

75

75

50

50

55

55

55

55

55

55

7

11

7

7

6

14

С забрасывателями и неподвижным слоем

Бурые рядовые типа челябинских

Бурые рядовые

типа подмосковных

Каменные

типа Г, Д

30

35

20

35

35

35

55

55

55

7

11

7

Каменные сильно-спекающиеся

типа К, ПЖ

Каменные

рядовые тощие

Антрацит АРШ

20

18

16

35

35

35

55

55

55

7

18

18

              6.4.5. Общий (интегральный) коэффициент К определяется по формуле:

                                  К =  К1 *  К2  * К3,                                                                      (6.4)

6.4.6. Индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии котлом, определяется по выражению:

                                          Нк.а.бр = K  * (вк.а.бр)ном, кг у.т./Гкал,                                           (6.5)

Расчет групповых нормативов на отпущенную тепловую энергию

6.5. В расчётных формулах используются условные обозначения:

1) индексы:

m = 1,2,...,12 - индекс месяца расчетного года;

i = 1,2,... ,ik - индекс котла в рамках k-ой котельной (ik - количе­ство котлов в  k-ой котельной);

к.а. - индекс, означающий, что величина относится к котлу (котельному агрегату);

кот. - индекс, означающий, что величина относится к котельной;

пр - индекс, означающий, что величина относится к предприятию;

бр - (брутто), индекс, указывающий, что величина определяется как средневзвешенная по производству тепловой энергии;  отсутствие  индекса указывает на то, что величина определяется как групповая по отпуску в тепловую сеть тепловой энергии.

2) исходные данные:

Qк.a.i,k,m - планируемая производительность (нагрузка) i-го котла k-ой котельной в m-ом месяце расчетного года, Гкал/ч;

Tк.a.i,k,m - планируемая продолжительность работы i-го котла k-ой котельной при планируемой нагрузке в m-ом месяце планируемого года, ч;

Нк.а.i,k,m - индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии i-м котлом k-ой котельной при планируемой нагрузке в m-ом месяце планируемого года, кг у.т./Гкал;

dcн.k,m - расход тепловой энергии на собственные нужды k-ой котельной в m-ом месяце расчетного года, %.

6.5.1. Определяется средневзвешенный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии всеми котлами k-ой котельной в m-ом месяце расчетного года - Нкотбрk,m, кг у.т./Гкал:

                                 Ik

                                 ∑ Нк.а.i,k,m *Qк.а. i,k,m *Тк.а. i,k,m

                                 i=1

             Нкотбрk,m = ————————————                ,                                (6.6)

                                 Ik

                                 ∑ Qк.а.i,k,m *Тк.а. i,k,m

                                 i=1

6.5.2. Для расчетного года в целом  средневзвешенный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии k-ой котельной на расчетный год  - Н котbpк,, кг у.т./Гкал определяется:

                                 12

                                 ∑ Нкотбрk,m * Rкотk,m

                                 i=1

            Нкот bp k =  ————————      ,                                                       (6.7)

                                 12

                                 ∑ Rкотk,m

                                 i=1

где: Rкотk,m – производство тепловой энергии k-ой котельной в m-ом месяце расчетного года, Гкал, определяемое как

                                          Ik

                         Rкотk,m = ∑ Q к.а.i,k,m *Тк.а. i,k,m,                                                                      (6.8)

                                         i=1

Расчёт нормативов удельного расхода топлива на тепловую энергию, выработанную организацией

              6.6. Нормативы удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии по предприятию в целом на соответствующий месяц и год определяются аналогично определению этих показателей по формулам (6.6) и (6.7) с заменой показателей котлов на показатели котельных.

             

6.7. Анализ полученных материалов включает в себя сравнение расчетных НУР на расчетный период с плановыми показателями текущего года и отчетными показателями за два предыдущих года (по форме федерального государственного статистического наблюдения № 1-ТЕП «Сведения о снабжении теплоэнергией»).

6.8. В составе обосновывающих материалов приводятся:

- таблица баланса прогнозируемых объемов производства и отпуска тепловой энергии по месяцам и на год с указанием источников их получения;

- расчеты НУР по каждой котельной на каждый месяц периода регулирования и в целом за расчетный период (расчетные таблицы; информация об источниках исходных данных);

- режимные карты и нормативные характеристики, разработанные на основании режимной наладки и режимно-наладочных испытаний;

- сводная таблица результатов расчетов нормативов удельного расхода топлива по котельной, филиалу, энергоснабжающей организации в целом;

6.9. Потребность котельной в натуральном топливе (т твёрдого или жидкого топлива, м3 газа) определяют по формуле:

                                             (6.9)

где Вут – расход условного топлива, необходимого для выработки планируемого количества теплоэнергии, т у. т.; Веу– естественная убыль топлива при перевозках, хранении на складе и подаче котельную (таблица 6.7, таблица 6.8), т; Э – калорийный эквивалент, определяемый по формуле:

                                                      (6.10)

где Qнр – низшая теплота сгорания натурального топлива, принимаемая по данным сертификатов или лабораторного анализа, ккал/кг(м3); Qрут – низшая теплота сгорания условного топлива, равная 7000 ккал/кг.

В случае использования в качестве котельного топлива природного газа Qнр принимается как средневзвешенная величина по актам сверки калорийности газа в базовом периоде.

6.10. Потребность в условном топливе для котельной, т у. т., определяется по формуле:

                                         (6.11)

где Норг - групповой норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии организацией - Норг, кг у.т./Гкал;

Qвыработка – количество выработанной тепловой энергии в расчётном периоде регулирования, Гкал.

Таблица 6.7

Нормы потерь твердого топлива, %%

Вид топлива

Наименование операций

жел/дор. перевозки

разгрузка вагонов

складские перемещения

хранение на складе в течение года

Подача со склада в котельную

Каменный уголь

0,8

0,1

0,2

0,2

-

Угольная мелочь

1,0

0,2

0,3

0,3

0,1

Бурый уголь

0,8

0,2

0,3

0,5

0,2

Кусковой торф

0,6

0,15

0,15

2,0

0,1

Фрезерный торф

1,25

0,5

0,5

3,0

0,3

Таблица 6.8

Нормы потерь жидкого топлива

Наименование операции

Потери, %%

Перевозка в железнодорожных цистернах

0,4

Прием из железнодорожных цистерн и автоцистерн в заглубленные железобетонные и наземные металлические резервуары

0,021

Хранение в резервуарных емкостях (1 кг на 1 м2 поверхности испарения в месяц):

- резервуары заглубленные железобетонные

0,003

- резервуары наземные металлические

0,006

6.11. Затраты на натуральное топливо, используемое котельной на технологические цели в расчётном периоде регулирования, руб., определяются по формуле:

(6.12)

где Внат - потребность котельной в натуральном топливе на расчётный период регулирования, т твёрдого или жидкого топлива, м3 газа; Цтоплива i – цена 1 т (1000 м3) i – го вида натурального топлива, руб./т (руб./ 1000 м3), без НДС, принимаемая по представленным ЭСО договорам на поставку топлива и счетам – фактурам, но не выше цен по прейскурантам наиболее крупных поставщиков котельного топлива в регионе; ктоплива i и ктр i – индексы – дефляторы, принятые Минэкономразвития РФ, соответственно, для отраслей топливной промышленности и транспорта на расчётный период регулирования; Цтр i – цена транспортировки 1 т твёрдого или жидкого топлива (1000 м3 газообразного топлива), включающая в себя стоимость железнодорожных или (и) автомобильных перевозок, услуг промышленного железнодорожного транспорта, затрат по погрузке (выгрузке) и складированию топлива, подаче и уборке вагонов, а для газообразного топлива – тарифные ставки за пользование распределительными газопроводами и за услуги по поставке (транспортировке газа), утверждённые ФЭК России и стоимость услуг подразделений ЭСО по обслуживанию газопроводов, находящихся на балансе (аренде, хозяйственном ведении и т. п.) предприятия.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.9 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25).

7. РАСЧЁТ ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ»[11]

Определение количества электроэнергии, требуемого на выработку и (или) транспорт тепловой энергии по сетям, находящимся на балансе, в аренде, хозяйственном ведении или эксплуатируемых ЭСО на иных законных основаниях, производится исходя из данных, полученных в результате расчёта тепловых нагрузок (раздел 4), тепловых потерь (раздел 5), количества топлива, требуемого на выработку тепла (раздел 6), данных энергоаудита основного технологического оборудования или рабочего проекта котельной и обосновывающих материалов Приложения 1.

7.1. Расход электроэнергии на производственные нужды условно можно разделить на технологические, связанные непосредственно с выработкой и транспортом тепловой энергии от теплоисточника до потребителя, и вспомогательные, связанные с энергообеспечением производственных мастерских, складов и т. п.

7.1.1. К расходам электроэнергии на обеспечение выработки (генерации) тепловой энергии относятся:

расход электроэнергии на тягодутьевые устройства (вентиляторы, дымососы);

расход электроэнергии на привод механизмов для транспортирования топлива, топливоподготовки, топливоподачи, шлакозолоудаления (дробилки, углезабрасыватели, транспортёры, скреперные лебёдки и пр.);

расход электроэнергии на насосную группу (насосы питательные, рециркуляционные, химводоочистки, вакуумные, мазутные) за исключением циркуляционных (сетевых) насосов и насосов подпитки тепловой сети;

расход электроэнергии на грузоподъёмные механизмы (краны угольных складов, электротельферы и т. п.);

расход электроэнергии на вспомогательные подразделения котельной, связанные с выработкой тепловой энергии (производственные мастерские, складское хозяйство и т. п.);

расход электроэнергии на устройства КИП и А, освещение производственно – бытовых помещений котельной и угольных складов и т. п.

7.1.2. К расходам электроэнергии на обеспечение транспорта тепловой энергии по сетям, находящимся на балансе, в аренде, хозяйственном ведении или эксплуатируемых ЭСО на иных законных основаниях, относятся:

подпиточных насосов источников теплоснабжения;

сетевых насосов источников теплоснабжения;

подкачивающих насосов на подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;

подмешивающих насосов в тепловой сети;

насосов отопления и горячего водоснабжения, а так же подпиточных насосов тепловой сети отопления (II контур) на центральных тепловых пунктах (ЦТП);

расход электроэнергии на грузоподъёмные механизмы и иные механизмы, обслуживающие объекты сетевого хозяйства;

расход электроэнергии на нужды ЦТП (кроме насосного оборудования), находящиеся на балансе предприятия;

расход электроэнергии на устройства КИП и А, освещение производственно – бытовых помещений сетевого хозяйства;

в случае, когда ЭСО занимается только обслуживанием (эксплуатацией) тепловых сетей – расход электроэнергии на вспомогательные подразделения, связанные с транспортировкой теплоэнергии (производственные мастерские, складское хозяйство и т. п.).

Планируемые значения затрат на транспорт (передачу) тепловой энергии определяются для характерных значений температуры наружного воздуха на всём протяжении планируемого периода.

Основой для определения планируемых значений затрат электроэнергии являются, кроме планируемых значений расхода теплоносителя, перекачиваемого указанными насосами, значения развиваемого насосами напора, необходимого для нормального функционирования тепловой сети, а так же характеристики насосов.

7.2. Определение количества электрической энергии, необходимой для производства тепловой энергии

7.2.1. Затраты электроэнергии на производство тепловой энергии включают:

- затраты электроэнергии на привод тягодутьевых устройств (дымососы, вентиляторы);

- затраты электроэнергии на привод питательных, циркуляционных насосов, насосов установки химводоподготовки, мазутного хозяйства, вакуумных насосов;

- затраты электроэнергии на привод механизмов транспортировки топлива, топливоподготовки, топливоподачи, шлакозолоудаления (транспортеры, дробилки, углезабрасыватели, скреперные лебедки);

- затраты электроэнергии на вентиляцию здания источника теплоснабжения, освещение.

7.2.2. Затраты электроэнергии на привод технологического оборудования, кВтч, определяются по формуле:

,                                                       (7.1)

где Ni - номинальная мощность i-го электродвигателя, кВт;

Zi - период функционирования i-го электродвигателя, ч;

KNi - коэффициент использования мощности электродвигателей;

i - КПД i-го электродвигателя;

n - количество функционирующего оборудования.

7.2.3. Мощность электродвигателей, кВт, привода механизмов транспортеров определяются по формулам:

- горизонтальный ленточный транспортер без промежуточных сбрасывателей -

,                                                        (7.2)

где Стр - производительность транспортера, т/ч;

lтр - рабочая длина транспортера, м;

п - КПД передачи.

КПД передачи п для ременной передачи можно принимать равным 0,85-0,9, для клиноременной передачи - 0,97-0,98, для зубчатой передачи - 0,98, непосредственной передачи, при помощи муфты - 1,0.

- скребковый транспортер и шнеки -

,                                               (7.3)

где R - коэффициент, учитывающий рост сопротивления материала при пуске транспортера;

Kx - коэффициент сопротивления материала;

lпер - длина перемещения топлива, м;

h - высота подъема топлива, м.

Значение коэффициента R, учитывающего рост сопротивления материала при пуске транспортера, может быть принято R = 1,2-1,5.

Значение коэффициента Kx может быть принято равным для угля 4,2-4,6, для золы - 4,0.

- ковшовый элеватор -

,                                                           (7.4)

где Ск.эл - производительность ковшового элеватора, т/ч.

7.2.4. Коэффициент использования мощности электродвигателей механизмов транспортеров определяется как отношение активной мощности отдельного электродвигателя или группы электродвигателей к номинальной мощности:

,                                                              (7.5)

где Na и Nн - активная и номинальная мощность электродвигателя, кВт.

7.2.5. Для группы электродвигателей с различными режимами функционирования целесообразно определять средний коэффициент использования мощности по выражению:

,                                                         (7.6)

где Zн - планируемый период времени, к которому отнесена средняя мощность электродвигателей, ч;

Zi - время функционирования каждого электродвигателя за планируемый период, ч.

7.2.6. При отсутствии информации для расчета количество электроэнергии, необходимое на планируемый период для топливоприготовления, топливоподачи и шлакозолоудаления, кВтч, выявляется по формуле:

Этопл = Эуд.топл Qпр Z,                                                         (7.8)

где Эуд.топл - удельные затраты электроэнергии на топливоприготовление, топливоподачу и шлакозолоудаление, кВтч/Гкал; можно принимать по таблице 7.1;

Qпр - тепловая производительность источника теплоснабжения, Гкал/ч;

Z - продолжительность функционирования оборудования в планируемом периоде, ч.

Таблица 7.1.

Удельные затраты электроэнергии на топливоприготовление

Тепловая производительность источника теплоснабжения, Гкал/ч

Удельные затраты электроэнергии на топливоприготовление, топливоподачу и шлакозолоудаление, кВтч/Гкал

Жидкое топливо

Твердое топливо

до 5

1,1

7,0

5-10

1,06-1,1

6,8-7,0

10-20

1,0-1,06

6,6-6,8

20-30

0,95-1,0

6,4-6,6

более 30

0,6-0,95

4,0-6,4

7.2.7. Электроэнергия, потребляемая электродвигателем вентилятора или дымососа, кВтч, определяется по формуле:

,                                                           (7.9)

где L - производительность вентилятора (дымососа), м3/с;

P - полное давление, создаваемое вентилятором, мм вод.ст.;

в, дв - КПД вентилятора и электродвигателя.

7.2.8. При отсутствии информации для расчетов количество электроэнергии на привод тягодутьевых машин, кВтч, можно определять:

,                                                         (7.10)

где L - удельная производительность тягодутьевых установок, м3/Гкал;

Эуд - удельные затраты электроэнергии на привод тягодутьевых машин, кВтч/103 м3.

Удельные затраты электроэнергии на привод тягодутьевых машин, кВтч/103 м3, можно принимать по таблице Приложения 6.

7.2.9. Удельная производительность тягодутьевых машин, м3/Гкал, определяется по формулам:

- для вентиляторов -

,                                             (7.11)

- для дымососов -

,                                                 (7.12)

где В - затраты топлива, кг;

Vов - теоретический удельный объем воздуха, необходимый для полного сгорания топлива, нм3/м3 (нм3/кг);

Vo - теоретический удельный объем продуктов сгорания, нм3/м3 (нм3/кг);

am, ayx - коэффициент избытка воздуха в топке и уходящих газах;

tхв, tух - температура холодного воздуха и уходящих газов, °С;

рбар - барометрическое давление, КПа.

Теоретический удельный объем воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, а также теоретический удельный объем продуктов сгорания, нм3/м3 (нм3/кг), можно принимать по таблице Приложения 6.

Таблица 6.2.

Коэффициенты избытка воздуха в топке и уходящих газах

Вид топлива

Коэффициент избытка воздуха

в топке am

в отходящих газах ayx

Мазут, природный газ

1,1

1,4

Твердое топливо

1,2-1,25

1,55-1,6

Значение температуры холодного воздуха tхв можно принимать 20 °С.

7.2.10. Затраты электроэнергии на привод насоса, кВтч, определяются по формуле:

,                                                          (7.13)

где G - расход воды, кг/ч;

H - напор, развиваемый насосом, м;

 - плотность перекачиваемой воды, кг/м3;

н - КПД насоса.

7.2.11. Затраты электроэнергии на привод компрессора, кВтч, определяются по формуле:

,                                                           (7.14)

где Lк - производительность компрессора, м3/с;

A - удельная работа сжатия от 1 кгс/см2 до конечного давления, кВт;

к - КПД компрессора.

7.2.12. Количество электроэнергии, необходимое для освещения помещений источника теплоснабжения, кВтч, определяется по количеству, мощности установленных светильников и продолжительности их функционирования за планируемый период по формуле:

,                                                         (7.15)

где Nосвi - мощность i-го светильника, кВт;

Z - продолжительность использования осветительного максимума, ч;

n - количество светильников.

При отсутствии достоверной информации для расчета можно принимать Z = 4800 ч при наличии естественного освещения и Z = 7700 ч - при его отсутствии.

7.2.13. Количество электроэнергии, необходимое для функционирования приборов автоматического регулирования, кВтч, определяется по формуле:

,                                                       (7.16)

где Nпрi - мощность i-того прибора, кВт;

Zпрi - продолжительность функционирования i-того прибора, ч;

n - количество приборов авторегулирования.

Мощность отдельного прибора может быть принята 0,065 кВт.

7.3. Определение количества электрической энергии, необходимой для передачи тепловой энергии

7.3.1. Планируемое значение затрат электроэнергии на передачу тепловой энергии определяется по мощности электродвигателей насосов, необходимой для нормального функционирования тепловой сети:

- подпиточных насосов источников теплоснабжения;

- сетевых насосов источников теплоснабжения;

- подкачивающих насосов на подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;

- подмешивающих насосов в тепловой сети;

- дренажных насосов;

- насосов отопления и горячего водоснабжения, а также подпиточных насосов тепловой сети отопления (II контур) на центральных тепловых пунктах (ЦТП).

Планируемые значения затрат электроэнергии на передачу тепловой энергии определяются для характерных значений температуры наружного воздуха на всем протяжении планируемого периода.

Основой для определения планируемых значений затрат электроэнергии являются, кроме планируемых значений расхода теплоносителя, перекачиваемого указанными насосами, значения развиваемого насосами напора, необходимого для нормального функционирования тепловой сети, а также характеристики насосов.

7.3.2. Мощность, кВт, требуемая на валу насоса для перекачки теплоносителя центробежными насосами, определяется по формуле:

,                                                       (7.17)

где G - объемный расход теплоносителя, перекачиваемого насосом, м3/ч;

 - плотность теплоносителя, кг/м3;

H - напор, развиваемый насосом при расходе G, м;

п, н - КПД передачи и насоса; при расчетах можно принимать п = 0,98.

7.3.3. При определении нормативного значения мощности электродвигателей значение расхода теплоносителя, перекачиваемого насосом, принимается по результатам гидравлического расчета тепловой сети в соответствии с местом установки рассматриваемого насоса в системе теплоснабжения. Напор насоса принимается согласно разработанному гидравлическому режиму функционирования тепловой сети с превышением необходимого значения не более 10%.

Мощность электродвигателя насоса, определенная по формуле (7.17), может быть увеличена не более чем на 20%.

7.3.4. При определении нормативного значения мощности электродвигателей, подпиточных насосов, источников теплоснабжения, значение расхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, должно соответствовать нормативному значению утечки теплоносителя из системы теплоснабжения. Требуемое значение напора определяется гидравлическим режимом функционирования тепловой сети.

7.3.5. Если насосная группа состоит из насосов одного типа, расход теплоносителя, перекачиваемого одним из этих насосов, определяется делением среднего за час суммарного значения расхода теплоносителя на количество рабочих насосов.

7.3.6. Если насосная группа состоит из насосов различных типов (или диаметры рабочих колес однотипных насосов различны), для определения расхода теплоносителя, перекачиваемого каждым из установленных насосов, необходимо построить результирующую характеристику насосов, при помощи которой можно определить расход теплоносителя, перекачиваемого каждым из насосов, при известном суммарном расходе перекачиваемого теплоносителя.

7.3.7. При дросселировании напора, развиваемого насосом (в клапане, задвижке или дроссельной диафрагме), значения напора, развиваемого насосом, и его КПД при определенном значении расхода перекачиваемого теплоносителя могут быть определены по результатам испытания насоса или его паспортной характеристике.

7.3.8. В случае регулирования напора и производительности насосов путем изменения частоты вращения их рабочих колес результирующая характеристика насосов насосной группы определяется по результатам гидравлического расчета тепловой сети: определяется расход теплоносителя для насосной группы и требуемый напор насосов, измененный по сравнению с паспортной характеристикой при полученном значении расхода теплоносителя. Найденные значения расхода теплоносителя для каждого из включенных в работу насосов и развиваемого ими при этом напора позволяют определить требуемую частоту вращения рабочих колес насосов:

,                                                   (7.18)

где H1 и H2 - напор, развиваемый насосом, при частоте вращения n1 и n2, м;

G1 и G2 - расход теплоносителя при частоте вращения n1 и n2, м3/ч ;

n - частота вращения рабочих колес насосов, мин-1.

7.3.9. Мощность электродвигателей, кВт, требуемая для перекачки теплоносителя центробежными насосами, с учетом измененной по сравнению с первоначальной частотой вращения их рабочих колес определяется по формуле (7,17) с подстановкой соответствующих значений расхода перекачиваемого теплоносителя, напора, развиваемого насосом, и КПД преобразователя частоты (последний - в знаменатель формулы).

7.3.10. Нормативное значение суммарной мощности электродвигателей каждой насосной группы определяется суммированием значений требуемой мощности электродвигателей только рабочих насосов.

7.3.11. Нормативное значение требуемой мощности электродвигателей насосов дренажных подстанций, оборудованных на тепловых сетях, ориентировочно можно выявить по мощности электродвигателей рабочих дренажных насосов и продолжительности их функционирования в сутки. Среднее часовое за сутки нормативное значение мощности электродвигателей этих насосов может быть определено по выражению:

, кВт,                                                   (7.19)

где N - мощность электродвигателя дренажного насоса, кВт;

n - продолжительность функционирования дренажного насоса в сутки, ч.

7.3.12. Нормативное значение суммарной мощности электродвигателей насосов, требуемой для перекачки теплоносителя на ЦТП, должно быть определено для подкачивающих и циркуляционных насосов систем горячего водоснабжения, подпиточных и циркуляционных насосов систем отопления при независимом присоединении их к тепловой сети, а также иных насосов, установленных на трубопроводах тепловой сети.

7.3.13. При определении нормативного значения мощности электродвигателей значение расхода горячей воды, перекачиваемой циркуляционными насосами системы горячего водоснабжения, определяется по средней часовой за неделю тепловой нагрузке горячего водоснабжения и поэтому постоянно на протяжении сезона (отопительного или неотопительного периодов).

7.3.14. При определении нормативного значения мощности электродвигателей подпиточных и циркуляционных насосов отопительных систем, подключенных к тепловой сети через теплообменники, значения расхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, определяются емкостью этих систем и их теплопотреблением для каждого из характерных значений температуры наружного воздуха.

7.3.15. При определении нормативного значения мощности электродвигателей подкачивающих и подмешивающих насосов на ЦТП значения расхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, и развиваемый ими напор определяются принципиальной схемой коммутации ЦТП, а также принципами их автоматизации.

7.3.16. Планируемые значения затрат электроэнергии на передачу тепловой энергии, кВтч, определяются как произведение значения суммарной нормативной мощности электродвигателей рабочих насосов, необходимой для нормального функционирования тепловой сети, на продолжительность их функционирования в рассматриваемом планируемом периоде с учетом коэффициентов спроса (таблица 6.3 Приложения 6):

,                                                              (7.20)

где N - суммарная нормативная мощность электродвигателей рабочих насосов, необходимая для нормального функционирования тепловой сети, кВт.

7.3.17. Планируемое значение удельных затрат электроэнергии на передачу тепловой энергии, кВтч/Гкал, для каждого из характерных значений температуры наружного воздуха определяется как отношение нормативного значения затрат электроэнергии на передачу тепловой энергии к нормативному значению отпуска тепловой энергии источниками теплоснабжения в тепловую сеть при одном и том же значении температуры наружного воздуха:

,                                                             (7.21)

где Э - планируемое среднесуточное значение затрат электроэнергии в тепловой сети при ее нормальном функционировании для определенного характерного значения температуры наружного воздуха, кВтч;

Qист - нормативное значение среднесуточного расхода теплоты, отпускаемой источниками теплоснабжения в тепловую сеть единой системы теплоснабжения при том же значении температуры наружного воздуха, Гкал (ГДж).

Значение удельных затрат электроэнергии на передачу тепловой энергии, кВтч/Гкал, можно представить и как соотношение средней часовой мощности электродвигателей, кВт, необходимой для нормального функционирования тепловой сети, и среднего часового расхода тепловой энергии, Гкал/ч, отпускаемой источниками теплоснабжения в тепловую сеть.

7.4. Затраты на электроэнергию, необходимую на выработку и транспорт тепловой энергии в расчётном периоде регулирования (раздельно на выработку и транспорт тепловой энергии), руб., определяются по формуле:

                                                (7.22)

где Э – количество электроэнергии на выработку или транспорт тепла, определённое одним из приведенных выше методов, кВт час; ТЭ – тариф покупки электроэнергии, руб./кВт час.

Фактические и ожидаемые расходы электрической энергии проставляются в таблицу П.1.10 с выделением показателей по нерегулируемому объему электрической энергии, в том числе с выделением заявленной мощности в случае покупки электроэнергии по двухставочному тарифу.

Планируемые затраты на электрическую энергию рассчитываются из расчета планируемых объемов покупки электрической энергии умноженных на планируемые РЭК тарифы на электрическую энергию в регулируемом периоде (либо действующие в ожидаемом периоде с учетом прогноза ФСТ РФ на регулируемый период). Предприятия, приобретающие электрическую энергию по одноставочному тарифу в обязательном порядке указывают число часов использование заявленной мощности в предыдущем, ожидаемом и планируемом периодах.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.10 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

8. РАСЧЁТ ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ “ВОДА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ”

8.1. Общее количество воды, потребное для выработки и транспорта тепловой энергии, м3, складывается из расходов воды на:

разовое заполнение внутренних систем абонентов и тепловых сетей, подключенных к котельной;

промывку и опрессовку теплотрасс и систем отопления, вентиляции и ГВС подключенных абонентов;

подпитку систем (восполнение потерь от утечек в сетях абонентов в зимнее и летнее время и  в тепловых сетях, подключенных к котельной);

хозяйственно – питьевые нужды котельной или организации, эксплуатирующей тепловые сети;

продувку котлов (в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии);

охлаждение оборудования (в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии);

прочие нужды, предусмотренные технологией производства тепловой энергии (обмывка котлов, золоулавливание, гидрозолоудаление и пр.);

нужды химводоподготовки.

Тарифы на отпускаемую потребителям тепловую энергию (в виде пара и горячей воды) устанавливаются, исходя из полного возврата теплоносителей в тепловую сеть и (или) на источник тепла и не учитывают затраты на теплоносители при не возврате потребителями конденсата или разборе горячей воды из систем горячего водоснабжения.

8.2. Расчёт расхода воды, м3, на вышеперечисленные нужды выполняется следующим образом:

,          (8.1)

где Vсети – объём воды для наполнения трубопроводов тепловых сетей, м3; Vподп – объём воды на подпитку системы, м3; VСН – объём воды на собственные нужды котельной, м3; Vопр – объём воды на промывку и опрессовку системы, м3; Vпот i – объём воды на заполнение систем i – го потребителя, м3; n – количество потребителей.

8.2.1. Потребный объём воды на наполнение систем отопления и вентиляции абонентов, присоединённых к тепловой сети регулируемого предприятия, м3, определяют по формуле:

,                                       (8.2)

где Vудi – удельный объём воды, м3/(Гкал/ч), определяемый, в зависимости от характеристики системы и расчётного графика температур, по табл. П.7.1 Приложения 7; Qпотi – расчётная тепловая нагрузка систем теплопотребления, Гкал/ч; n – количество систем теплопотребления.

При отсутствии данных о типе нагревательных приборов допускается ориентировочно принимать удельный объём воды на наполнение систем теплопотребления зданий по всему объёму в размере 30,0 м3/ (Гкал/час) суммарного расчётного часового расхода тепла на отопление и вентиляцию.

Объём воды на наполнение местных систем горячего водоснабжения при открытой системе теплоснабжения, VГВС, определяют из расчёта 6,0 м3/ (Гкал/час) среднечасовой расчётной нагрузки горячего водоснабжения.

8.2.2. Объём воды для наполнения трубопроводов тепловых сетей, м3, определяется по формуле:

,                                       (8.3)

где Vdi – удельный объём воды в трубопроводе i – го диаметра, м3/км, принимаемый по табл. П.7.2 Приложения 7; ldi – протяжённость участка сети i – го диаметра, км; n – количество участков сети.

Число наполнений определяется графиком работ по ремонту и испытаниям тепловых сетей.

С учётом удельного объёма воды в трубопроводах тепловых сетей удельный объём воды на заполнение наружных тепловых сетей, систем теплопотребления и ГВС подключенных абонентов допускается принимать в размере 40,0 – 50,0 м3/(Гкал/час) отпущенного тепла.

8.2.3. Расход воды на промывку и опрессовку систем, м3, определяется по формуле:

,                                         (8.4)

8.2.4. Количество подпиточной воды для восполнения потерь в системах и трубопроводах должно соответствовать величинам утечек и объемов воды, отобранных в открытых системах горячего водоснабжения. С учётом возможных колебаний величины утечек в течении года, в зависимости от режимных условий работы системы, норма утечки воды для закрытой системы теплоснабжения принимается равной 0,25 % в 1 ч от объёма воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединённых к ним систем теплопотребления зданий.

Расход воды на подпитку, м3/ч, составит:

для закрытой системы теплоснабжения

,                                    (8.5)

для открытой системы теплоснабжения

,                        (8.6)

где Vзап – разовый расход воды на заполнение трубопроводов тепловых сетей, систем теплопотребления и горячего водоснабжения подключенных абонентов, м3; 0,0025 – норма утечки, 1/ч; GГВС – среднечасовой расход воды на горячее водоснабжение, м3/ч, определяемый по формулам:

в отопительный период

,                                  (8.7)

в летний период

,                                    (8.8)

где Qсргз и Qсргл – соответственно, средний часовой расход тепла на горячее водоснабжение, Гкал/ч, в отопительный и летний периоды, определяемый по формулам 4.6 – 4.7а; Св – теплоёмкость горячей воды, равная 1000 ккал/(м3 С); tГ – расчётная температура горячей воды, принимаемая для закрытых систем 70 С, для открытых систем – 65 С; tХЗ и tХЛ – расчётная температура холодной (водопроводной) воды, соответственно, в зимний и летний периоды, при отсутствии данных принимается 5 С в отопительный период и 15 С – в летний.

Количество воды, потребное для возмещения утечек в планируемом периоде регулирования, определяют по формуле:

,                                      (8.9)

где Zподп – продолжительность планируемого периода подпитки с расходом Gподп, ч.

8.3. Для плановых расчётов количества воды, необходимого для выработки тепла котельными, работающими только на отопление и вентиляцию, можно пользоваться укрупнёнными нормативами расхода воды на разовое наполнение и подпитку систем теплопотребления и наружных тепловых сетей в размере 0,4 – 0,5 м3/Гкал.

8.4. Расход воды на собственные нужды котельной, м3, определяется по формуле:

     (8.10)

где Vпр – расход воды на продувку котлов, в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии, м3; Vохл – расход воды на охлаждение дымососов и вентиляторов больших типоразмеров, в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии, м3; VВП – расход воды на нужды химводоподготовки, в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии, м3; VХП – расход воды на хозяйственно – питьевые нужды котельной, м3; VШЗУ – расход воды на мокрое шлакозолоудаление и иные нужды, предусмотренные технологией выработки тепловой энергии, м3.

8.4.1. Расход воды на продувку котлов, в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии, м3:

                                   (8.11)

где Qвыр – количество вырабатываемого тепла, Гкал; Кпр – коэффициент продувки выбирается согласно пункта 5.3.2.

При отсутствии достоверных данных при расчёте расхода воды на продувку котлов возможно использование укрупнённых показателей. Удельные расходы воды на продувку котлов в зависимости от их мощности приведены в табл. П.7.3 Приложения 7.

8.4.2. Расход воды на охлаждение дымососов и вентиляторов больших типоразмеров, в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии, м3, определяется по формуле:

                             (8.12)

где qохл – расход воды на охлаждение единицы оборудования, м3/час, принимаемый по данным проектной документации. При отсутствии данных допускается принимать на уровне 0,5 м3/час; m – количество единиц оборудования. При несоответствии объёмов выработки тепловой энергии проектным, в расчёте учитывается количество оборудования, необходимое для выработки фактических объёмов тепла; Z - время работы оборудования в планируемом периоде регулирования, час.

8.4.3. Расход воды на хозяйственно – питьевые нужды котельной, м3, определяется по формуле:

                  (8.13)

где aq – норма расхода воды на одну душевую сетку, принимаемая равной 0,5 м3/смену; Nq – количество душевых сеток; Кq – коэффициент использования душевых сеток. Определяется практическим путём, при отсутствии данных принимается равным 1,0; a – норма расхода воды на 1 человека, при отсутствии данных принимаемая 0,045 м3/смену; М – численность работающих человек в смену, чел; n – количество смен в сутки; Z - время работы котельной в планируемом периоде регулирования, сутки.

8.4.4. Расход воды на нужды химводоподготовки, в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии, м3, определяется по формуле:

                             (8.14)

где Vфi – количество воды, требуемое на промывку i – го фильтра, м3, определяемое по табл. П.7.4 и П.7.5 Приложения 7; ni – количество одинаковых фильтров; mi – количество процессов взрыхления и регенерации для i – го фильтра; p – количество разных фильтров; Vвып – количество воды, выпариваемое в деаэраторе (при отсутствии охладителя выпара), м3, определяемое по формуле:

                              (8.15)

где GД – производительность деаэратора, м3/час; ZД – продолжительность работы деаэратора в планируемом периоде, час.

При отсутствии данных общее количество воды на нужды химводоподготовки, м3, может быть определено по формуле:

                            (8.16)

где КХВО – удельный расход воды на собственные нужды ХВО, т исходной воды на 1 т химически очищенной воды, в зависимости от общей жёсткости воды принимается по табл. 4.2 Приложения 4; КВЗ – поправочный коэффициент, принимаемый равным 1,0 при наличии бака взрыхления и 1,2 при его отсутствии; GХВО – производительность ХВО, т/час, определяемой в соответствии с паспортом и режимной картой (скорректированной на производительность).

8.4.5. На систему мокрого шлакозолоудаления должна использоваться вода после промывки фильтров, душевых, умывальников и иная вода, загрязнённая на производстве. В случае, когда проектными решениями, предусмотрено использование на нужды ШЗУ чистой воды её удельный расход, м3/т шлака и золы, принимается по табл. П.7.6 Приложения 7.

8.4.6. Количество воды на иные нужды, предусмотренные технологией выработки тепловой энергии (обмывку котлов, паровое распыливание мазута и т. п.), м3, принимается по данным проектной документации на котельную, но не выше 2 % от общего объёма воды, используемого на выработку тепла.

8.5. Стоимость воды, руб., определяется по формулам:

в случае, когда ЭСО не оказывает отдельно услуги по транспорту тепловой энергии, а осуществляет реализацию тепла, выработанного на собственных источниках, по тепловым сетям, находящимся на балансе, в аренде, хозяйственном ведении или эксплуатируемых на иных законных основаниях, а так же отпускает тепловую энергию в абонентские сети, непосредственно присоединённые к её теплоисточникам

                                  (8.17)

где СВ – тариф на холодную воду, устанавливаемый в порядке, определённом действующими нормативными документами, руб./м3. В случае, когда холодная вода забирается из собственных источников, калькуляция её стоимости утверждается руководителем ЭСО (или лицом его замещающим); VТ – общее количество воды, м3, потребное для выработки и транспорта плановых объёмов тепловой энергии в расчётном периоде регулирования, определённое по формуле 8.1.

в случае, когда ЭСО осуществляет только транспорт тепловой энергии, затраты по статье «Вода на технологические цели» не учитываются, за исключением отдельных случаев, обусловленных особенностями технологического процесса транспорта тепловой энергии.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.12, П.1.13 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25).

Укрупнено расход воды на технологию считается по табл.П.1.12А.

9. РАСЧЁТ ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «РЕАГЕНТЫ»

9.1. Затраты по статье «Реагенты» на выработку тепловой энергии при натрий – катионитном умягчении воды складываются из:

расходов на приобретение и перевозку ионообменных материалов (катионита или сульфоугля);

расходов на приобретение и перевозку соли.

9.2. Объём ионообменных материалов (катионита или сульфоугля) в фильтрах первой ступени, м3, следует определять по формуле:

                                     (9.1)

где Fк – площадь катионитных фильтров первой ступени, м2; Hк – высота слоя ионообменного материала в фильтре, м, при отсутствии данных принимаемая от 2,0 до 2,5 м (большую высоту загрузки следует принимать при жёсткости воды более 10 г – экв/м3).

Насыпная масса, т/м3, ионообменных материалов приведена в табл. П.8.1 Приложения 8.

9.3. Регенерацию загрузки ионообменных фильтров следует предусматривать технической поваренной солью. Расход поваренной соли, кг, на одну регенерацию ионообменного фильтра первой ступени следует определять по формуле:

                             (9.2)

где fК – площадь одного фильтра, м2; HК – высота слоя ионообменного материала в фильтре, м; ас – удельный расход соли на 1 г – экв рабочей обменной ёмкости катионита или сульфоугля, принимаемый 120 – 150 г/г – экв для фильтров первой ступени при двухступенчатой схеме и 150 – 200 г/г – экв при одноступенчатой схеме; ЕрабNa – рабочая обменная ёмкость катионита или сульфоугля, г – экв/м3, определяемая по формуле:

            (9.3)

где Na – коэффициент эффективности ионообменного материала, учитывающий неполноту его регенерации, принимаемый по табл. П.8.2 Приложения 8; Na – коэффициент, учитывающий снижение обменной ёмкости ионообменного материала по Са2+ и Mg2+ вследствие частичного задержания катионитов Na+, принимаемый по табл. П.8.3 Приложения 8, в которой СNa – концентрация натрия в исходной воде, г – экв/м3 (СNa = (Na+)/23); ЕПОЛН – полная обменная ёмкость ионообменного материала, г – экв/м3, определяемая по заводским паспортным данным. При отсутствии таких данных при расчётах допускается принимать: для сульфоугля крупностью 0,5 – 1,1 мм – 500 г – экв/м3, для катионита КУ – 2 крупностью 0,8 – 1,2 мм – 1500 - 1700 г – экв/м3; qуд – удельный расход воды на отмывку ионообменного материала, принимаемый равным для сульфоугля – 4, для КУ – 2 – 6; ЖО.Исх – общая жёсткость исходной воды, г – экв/м3.

Концентрацию регенерационного раствора для фильтров первой ступени следует принимать 5 – 8 %.

9.4. Аналогично производится расчёт для ионообменных фильтров второй ступени. При этом следует принимать: высоту слоя ионообменного материала – 1,5 м; удельный расход соли для регенерации ионообменного материала – 300 – 400 г на 1 г – экв задержанных катионов жёсткости; концентрацию регенерационного раствора – 8 – 12 %.

При расчёте фильтров второй ступени общую жёсткость поступающей на них воды следует принимать 0,1 г – экв/м3, рабочую ёмкость поглощения ионообменного материала – 250 – 300 г – экв/м3.

Все расчёты проводятся на основании режимной карты работы установок химводоподготовки котельной.

9.5. Затраты по статье «Реагенты» определяются по формуле:

   (9.4)

где ВК - потребность котельной в ионообменных материалах (катионите или сульфоугле) на расчётный период регулирования, т; ВС - потребность котельной в технической поваренной соли на расчётный период регулирования, т; ЦК – цена 1 т ионообменного материала, руб./т, без НДС, принимаемая по представленным ЭСО договорам на поставку и счетам – фактурам, но не выше цен по прейскурантам наиболее крупных поставщиков в регионе; ЦС – цена 1 т технической поваренной соли, руб./т, без НДС, принимаемая по представленным ЭСО договорам на поставку и счетам – фактурам, но не выше цен по прейскурантам наиболее крупных поставщиков в регионе; кК(С) и ктр – индексы – дефляторы, принятые Минэкономразвития РФ, соответственно, для отраслей химической промышленности и транспорта на расчётный период регулирования; ЦтрК – цена транспортировки 1 т ионообменных материалов, включающая в себя стоимость железнодорожных или (и) автомобильных перевозок, услуг промышленного железнодорожного транспорта, затрат по погрузке (выгрузке) и складированию, подаче и уборке вагонов; ЦтрС – цена транспортировки 1 т технической поваренной соли, включающая в себя стоимость железнодорожных или (и) автомобильных перевозок, услуг промышленного железнодорожного транспорта, затрат по погрузке (выгрузке) и складированию, подаче и уборке вагонов.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.14 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25).

10. РАСЧЁТ ЗАТРАТ ПО СТАТЬЯМ «ЗАТРАТЫ НА ОПЛАТУ ТРУДА» И «ОТЧИСЛЕНИЯ НА СОЦИАЛЬНЫЕ НУЖДЫ»

10.1. Расчёт численности рабочих, занятых обслуживанием, текущим и капитальным ремонтом оборудования отопительных котельных, наружных тепловых сетей и сетевых сооружений, производится в соответствии с Частью I «Рекомендаций по нормированию труда работников энергетического хозяйства – Нормативы численности рабочих котельных установок и тепловых сетей», утверждённых приказом Госстроя России от 22.03.1999 № 65. Указанные нормативы применяются для котельных, работающих на твёрдом, жидком и газообразном топливе, и тепловых сетей с теплоносителем в виде горячей воды и пара. Для расчёта численности указанных категорий рабочих может быть использована Часть III «Рекомендаций по нормированию труда работников энергетического хозяйства – Нормативы численности работников коммунальных электроэнергетических предприятий», утверждённых приказом Госстроя России от 03.04.2000 № 68.

10.2. Определение численности руководителей, специалистов и служащих, занятых как в процессе производства тепловой энергии, так и её транспорте и распределении, производится в соответствии с Частью II «Рекомендаций по нормированию труда работников энергетического хозяйства – Нормативы численности руководителей, специалистов и служащих коммунальных теплоэнергетических предприятий», утверждённых приказом Госстроя России от 12.10.1999 № 74.

10.3. Допускается определение численности персонала котельной по действующим отраслевым методикам при согласовании расчётов, выполненных по указанным методикам, в РЭК.

10.4. Расчёт численности персонала котельной ведётся исходя из количества оборудования, подготовленного к эксплуатации в период максимальной нагрузки в отопительный период. В случае неполной загрузки котельной, в связи с несоответствием присоединённой нагрузки установленной мощности оборудования, при расчёте численности принимается фактическое количество и суммарная производительность фактически работающего оборудования.

10.5. Если численность рабочих на конкретном рабочем месте, предусмотренная указанными выше нормативами, ниже численности, определяемой требованиями действующих правил эксплуатации и техники безопасности, то в расчёт принимается минимально необходимая численность, обеспечивающая выполнение правил.

10.6. Расходы по статье «Затраты на оплату труда» определяются на основании действующего штатного расписания, утверждённого руководителем предприятия (но не выше нормативной численности). Размер ФОТ принимается в пределах утверждённого в предыдущем периоде регулирования с учётом индекса потребительских цен, утверждённого Минэкономразвития РФ на плановый период регулирования, и действующего отраслевого тарифного соглашения. Фактический размер среднемесячной заработной платы в обязательном порядке подтверждается данными статистической отчётности (форма П – 4) и первичными бухгалтерскими документами за три месяца, предшествующих представлению расчётно – обосновывающих материалов в регулирующий орган.

10.7. Расчёт затрат по статье «Отчисления на социальные нужды» производится исходя из размера ФОТ по установленным действующими нормативно – правовыми документами нормативам.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.15 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

11. РАСЧЁТ ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «АМОРТИЗАЦИЯ ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ»

11.1. Расчёт амортизационных отчислений по основным средствам, приобретенным до 01.01.2002, производится в соответствии с постановлением Совета Министров СССР от 22.10.1990 № 1072 «О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР».

11.2. Расчёт амортизационных отчислений по основным средствам, приобретенным после 01.01.2002, производится в соответствии с главой 25 Налогового кодекса РФ и постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 № 1 «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы».

11.3. Расчёт амортизационных отчислений ведётся, в соответствии с действующим приказом об учётной политике предприятия, по каждой единице оборудования, участвующего в процессе генерации и (или) транспорта тепловой энергии, с обязательным указанием марки (типа), балансовой стоимости, даты ввода в эксплуатации, нормы амортизации, срока полезного использования (по оборудованию, введённому после 01.01.2002) и суммы амортизационных отчислений.

11.4. В обязательном порядке в РЭК представляется справка об использовании амортизационных отчислений за базовый период регулирования.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.16 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

12. РАСЧЁТ РАСХОДОВ ПО СТАТЬЕ «ПРОЧИЕ ЗАТРАТЫ»

12.1. РАСЧЁТ ЗАТРАТ НА РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ

12.1.1. Ремонтные работы могут выполняться как собственными силами предприятия, эксплуатирующего оборудование (хозяйственный способ), так и с привлечением сторонних специализированных ремонтных предприятий и заводов – изготовителей оборудования (подрядный способ). В состав затрат на проведение текущего, среднего и капитального ремонтов оборудования, участвующего в процессе генерации и (или) транспорта тепловой энергии, включаются расходы на материалы, запасные части, необходимые для их проведения, оплату труда (за исключением учтённых в статьях «Затраты на оплату труда» и «Отчисления на социальные нужды»).

При планировании расходов на проведение ремонтных работ следует учитывать требования действующих нормативно – технических документов:

«Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок», утверждённых приказом Минэнерго РФ от 24.03.2003 № 115;

«Правил технической эксплуатации коммунальных отопительных котельных», утверждённых приказом Минстроя России от 11.11.1992 № 251;

«Типовой инструкции по технической эксплуатации тепловых сетей коммунального теплоснабжения», утверждённой приказом Госстроя России от 13.12.2000 № 285;

«Положения о системе планово – предупредительных ремонтов основного оборудования коммунальных теплоэнергетических предприятий», утверждённого приказом Минжилкомхоза РСФСР от 06.04.1982.

При планировании затрат на проведение ремонтных работ могут быть использованы «Рекомендации по нормированию материальных ресурсов на техническое обслуживание и ремонт теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей» (часть I – Техническое обслуживание, часть II – Текущий ремонт, часть III – капитальный ремонт), разработанные Центром нормирования и информационных систем в ЖКХ (ЦНИС), выполняющим функции Федерального центра ценовой и тарифной политики в жилищно – коммунальном хозяйстве Российской Федерации.

Следует обратить внимание на то, что капитальный ремонт включает выполнение всех работ по текущему ремонту, а так же дополнительных работ, составляющих в сумме типовой объём капитального ремонта.

При проведении капитальных ремонтов необходимо выполнять мероприятия, направленные на увеличение длительности непрерывной работы оборудования и улучшение его технико – экономических показателей.

12.1.2. Ориентировочная структура ремонтного цикла по основному оборудования котельных приведена в табл. 12.1.

Структура ремонтного цикла [22]

Таблица 12.1

Годы ремонтного цикла

1

2

3

4

5

Виды ремонта

Т1

Т2

Т1

Т2

С

Т2

Т1

Т2

К

Т2

Обозначения:

Т1 – текущий ремонт 1 – й категории;

Т2 – текущий ремонт 2 – й категории;

С  - средний ремонт;

К  - капитальный ремонт.

Структура ремонтного цикла может быть изменена при наличии актов – предписаний надзорных инстанций, надлежаще оформленных актов осмотра (дефектовки) оборудования и иных документов, обосновывающих необходимость выполнения того или иного вида ремонта основного и вспомогательного оборудования котельных и (или) тепловых сетей.

12.1.3. Основанием для включения расходов на проведение ремонтных работ в НВВ является:

утверждённый в соответствующем порядке график проведения ремонтных работ по основному и вспомогательному оборудованию котельных и (или) тепловых сетей на расчётный период регулирования с обязательным приложением дефектных ведомостей по каждой единице оборудования;

копии надлежащим образом оформленных договоров на проведение ремонтных работ с подрядными организациями с обязательным приложением утверждённых и согласованных смет;

копии утверждённых руководителем предприятия смет на работы, выполняемые хозяйственным способом.

12.1.4. В обязательном порядке в РЭК представляется отчёт о выполнении ремонтных работ в базовом периоде регулирования с приложением утверждённых в надлежащем порядке актов приёмки выполненных работ по видам ремонта (по каждой единице основного и вспомогательного оборудования котельной и (или) тепловых сетей) в соответствии с представленными ранее сметами и договорами.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.18, П.1.19 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

12.2. РАСЧЁТ СТОИМОСТИ УСЛУГ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ХАРАКТЕРА

12.2.1. В состав затрат на услуги производственного характера включаются расходы на вывоз шлака (золы) и (или) твёрдых бытовых отходов от котельной (предприятия), содержание отвала (полигона отходов) и оплату услуг, оказываемых котельной (участку тепловых сетей) другими цехами предприятия или иными предприятиями в соответствии с представленными договорами.

12.2.2. Определение количества шлака (золы), образующегося в процессе выработки тепловой энергии, производится исходя из данных, полученных в результате расчёта количества топлива, необходимого для выработки плановых объёмов тепла в расчётном периоде регулирования (раздел 6) и обосновывающих материалов Приложения 1.

Расчёт количества шлака (золы) производится по формуле:

                                     (12.1)

где Вут – расход условного топлива, необходимого для выработки планируемого количества теплоэнергии в расчётном периоде регулирования, т у. т.; Э – калорийный эквивалент; Аr – зольность поставляемого угля, %, принимаемая либо по удостоверениям о качестве угля, выдаваемым поставщиками на каждую партию угля, либо по протоколам испытаний партии угля, выдаваемых лабораторией, аккредитованной (аттестованной) в установленном порядке.

При превышении фактической зольности угля над параметрами, зафиксированными в договорах на поставку топлива, в регулирующий орган в обязательном порядке представляются материалы по снижению стоимости поставляемого угля в соответствии с его фактическими параметрами.

Транспортные расходы на вывозку шлака (золы) принимаются в соответствии либо с договором на оказание транспортных услуг (договором аренды автотранспорта), либо с расчётом стоимости тонно-километра (машино–часа), утверждённого руководителем предприятия.

Необходимо обратить внимание, что в состав расходов на вывозку шлака (золы) и ТБО от предприятия следует включать только необходимое время работы автомобильного транспорта на выполнение этих операций.

Затраты на вывоз шлака (золы) и ТБО, руб., определяются по формуле:

                       (12.2)

где ВШ и ВТБО –количество, соответственно, вывозимых шлака и ТБО, т (м3); Цтр – стоимость транспортных расходов на вывоз 1 т (м3) шлака и (или) ТБО, руб./т(м3); ктр – индекс – дефлятор, принятый Минэкономразвития РФ для транспорта на расчётный период регулирования.

12.2.3. Затраты на содержание отвала (полигона отходов) принимаются на основании заключённых договоров. При этом в расчёт берётся количество шлака, рассчитанное по формуле 12.1.

12.2.4. Расходы на оплату услуг, оказываемых котельной (участку тепловых сетей) другими цехами предприятия или иными предприятиями, принимаются в соответствии с утверждёнными в соответствующем порядке расчётами стоимости или заключенными договорами. В регулирующий орган в обязательном порядке представляются документы, подтверждающие объёмы (количество) фактически оказанных услуг в базовом периоде регулирования и необходимость этих услуг в расчётном периоде регулирования.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.20 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

12.3. РАСЧЁТ СТОИМОСТИ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

12.3.1. В состав затрат на вспомогательные материалы включаются расходы на горюче – смазочные материалы (ГСМ) для обеспечения хозяйственных нужд предприятия (котельной и (или) участка тепловых сетей) и вспомогательные материалы, используемые на текущую эксплуатацию оборудования предприятия (котельной и (или) участка тепловых сетей) и его производственно – бытовых помещений.

12.3.2. В затраты на ГСМ для обеспечения хозяйственных нужд предприятия (котельной и (или) участка тепловых сетей) включаются расходы на приобретение указанных материалов, необходимых для эксплуатации основного и вспомогательного оборудования котельной и (или) тепловых сетей. Необходимо обратить внимание, что стоимость ГСМ, используемых для обеспечения автомобильного транспорта, находящегося на балансе предприятия (или арендованного) отражается в стоимости тонно-километра (машино–часа), утверждённого руководителем предприятия, и учитывается в соответствующих статьях затрат.

12.3.3. В затраты на вспомогательные материалы, используемые на текущую эксплуатацию оборудования предприятия (котельной и (или) участка тепловых сетей) и его производственно – бытовых помещений включаются расходы на приобретение указанных материалов.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.21 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

12.4. РАСЧЁТ ИНЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННЫХ ПРОЧИХ ЗАТРАТ (СТРАХОВАНИЕ, НИОКР И Т. П.)

12.4.1. Расходы на страхование, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются в соответствии с главой 25 Налогового кодекса РФ и подтверждаются заключёнными договорами.

12.4.2. Сумма расходов на НИОКР, включаемая в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, определяется на основании согласованной с региональной энергетической комиссией, подразделениями Администрации Кемеровской области или органами местного самоуправления территории инвестиционной программы поддержания и развития производственных мощностей ЭСО в соответствии с ПБУ 17/02 «Учёт расходов на научно – исследовательские, опытно – конструкторские и технологические работы», утверждёнными приказом Минфина России от 19.11.2002 № 115н.

Результаты проведенных расчётов заносятся в смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

12.5. РАСЧЁТ ПЛАТЫ ЗА ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ВЫБРОСЫ (СБРОСЫ) ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В ОКРУЖАЮЩУЮ ПРИРОДНУЮ СРЕДУ

В состав затрат на выработку (транспорт) тепловой энергии включаются расходы, определённые на основании расчёта размера платы за фактическое загрязнение окружающей природной среды (в пределах ПДВ), согласованного с территориальным подразделением органа по охране окружающей природной среды. Необходимо обратить внимание, что в представляемых расчётах должны учитываться только валовые выбросы (сбросы) от стационарных и передвижных источников, имеющих непосредственное отношение к процессу генерации и (или) транспорта тепловой энергии.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.22 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

12.6. РАСЧЁТ НАЛОГОВ, ОТНОСИМЫХ НА ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗАТРАТЫ

Налоги, обязательные отчисления и платежи, включаемые в производственные затраты, рассчитываются в соответствии с действующими нормативными документами. Налогооблагаемая база определяется согласно действующим законодательным и нормативным актам.

Размер земельного налога для энергоснабжающей организации рассчитывается исходя из площади, занимаемой котельной и тепловыми сетями, находящимися на её балансе или в хозяйственном ведении (или предприятием (участком) тепловых сетей), и утверждённой ставки земельного налога.

Размер транспортного налога рассчитывается исходя из характеристик (мощности двигателей) автотракторного парка, находящегося на балансе или в хозяйственном ведении ЭСО, и утверждённых органами местного самоуправления ставок транспортного налога.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.22 Приложения 1 и смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

13. РАСЧЁТ РАСХОДОВ ПО СТАТЬЕ «ДРУГИЕ РАСХОДЫ»

13.1. РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА ВОЕНИЗИРОВАННУЮ ОХРАНУ

Расходы на военизированную охрану, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются в соответствии с заключёнными договорами на охрану производственных объектов ЭСО (или сметы затрат на содержание собственной охраны предприятия). Доля затрат, относимых на охрану котельной и (или) участка тепловых сетей, определяется в соответствии с приказом об учётной политике на предприятии.

Затраты на военизированную охрану, понесённые ЭСО в базовом периоде регулирования, обязательно подтверждаются счетами – фактурами, представляемыми в орган регулирования тарифов в полном объёме.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.2. РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА ПОЖАРНУЮ ОХРАНУ

Расходы на пожарную охрану, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются в соответствии с заключёнными договорами на охрану производственных объектов ЭСО (или сметы затрат на содержание собственной ППЧ предприятия). Доля затрат, относимых на охрану котельной и (или) участка тепловых сетей, определяется в соответствии с приказом об учётной политике на предприятии.

Затраты на пожарную охрану, понесённые ЭСО в базовом периоде регулирования, обязательно подтверждаются счетами – фактурами, представляемыми в орган регулирования тарифов в полном объёме.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.3. РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА УСЛУГИ СВЯЗИ

Расходы на услуги связи, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются в соответствии с заключёнными договорами на все виды связи (в том числе сотовую, радио и пейджинговую связь) и (или) сметы затрат на содержание цеха (участка) технологической связи ЭСО. Доля затрат на услуги связи, относимые на котельную и (или) участок тепловых сетей, определяется в соответствии с приказом об учётной политике на предприятии.

Затраты на услуги связи, понесённые ЭСО в базовом периоде регулирования, обязательно подтверждаются счетами – фактурами, представляемыми в орган регулирования тарифов в полном объёме.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.4. РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА УСЛУГИ СЭС

Расходы на услуги СЭС, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются в соответствии с заключёнными договорами на все виды работ, выполняемые санэпидемстанцией для ЭСО. Доля затрат на услуги СЭС, относимые на котельную и (или) участок тепловых сетей, определяется в соответствии с приказом об учётной политике на предприятии.

Затраты на услуги СЭС, понесённые ЭСО в базовом периоде регулирования, обязательно подтверждаются счетами – фактурами, представляемыми в орган регулирования тарифов в полном объёме.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.5. РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА ОХРАНУ ТРУДА

Расходы на охрану труда, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, определяются исходя из данных, полученных в результате расчёта численности рабочих, руководителей, специалистов и служащих, занятых как в процессе производства, так и (или) транспорта тепловой энергии (раздел 10), действующих коллективного договора и иных, утверждённых в соответствующем порядке, нормативных документов.

Расчёт расходов на спец. одежду, спец. обувь, спец. молоко и спец. питание выполняется отдельно по каждой профессии с указанием нормативов выдачи, срока использования (для каждого вида спец. одежды и обуви) и стоимости.

Расчёт расходов на мыло и моющие средства выполняется в соответствии с нормативами отдельно по каждой профессии.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.6. РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА ПОДГОТОВКУ КАДРОВ

Расходы на подготовку кадров, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются в соответствии с приказами (графиками) по предприятию на проведение обучения кадров и заключёнными договорами с лицензированными организациями, осуществляющими обучение.

Затраты на обучение кадров, понесённые ЭСО в базовом периоде регулирования, обязательно подтверждаются счетами – фактурами, представляемыми в орган регулирования тарифов в полном объёме.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.7. РАСЧЁТ РАСХОДОВ, СВЯЗАННЫХ С КОМАНДИРОВКАМИ

Расходы, связанные с командировками, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются исходя из минимально необходимых затрат, связанных с функционированием ЭСО.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.8. РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА УСЛУГИ БАНКА

Расходы на услуги банка, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются в соответствии с заключёнными договорами на оказание указанных услуг (с обязательной расшифровкой стоимости каждой услуги).

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

13.9. РАСЧЁТ ПОЧТОВО – КАНЦЕЛЯРСКИХ РАСХОДОВ

Почтово–канцелярские расходы, включаемые в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, рассчитываются исходя из минимально необходимых затрат, связанных с функционированием ЭСО.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.23 Приложения 1.

Итоговые данные табл.1.23 Приложения 1 заносятся в смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

14. РАСЧЁТ НЕОБХОДИМОЙ ПРИБЫЛИ

14.1. РАСЧЁТ ПРИБЫЛИ НА РАЗВИТИЕ ПРОИЗВОДСТВА

Расчёт прибыли на развитие производства производится, исходя из утверждённой регулирующим органом и согласованной органами местного самоуправления инвестиционной программы (программы развития производства и поддержания энергетических мощностей). В состав НВВ на расчётный период регулирования включаются мероприятия, реализация которых намечена в указанном периоде. Инвестиционные программы уточняются с учётом их реализации в базовом периоде регулирования.

Программа производственного развития разрабатывается на долгосрочный период (не менее 3 лет) с разбивкой по годам, согласовывается с органами местного самоуправления муниципальных образований, на территории которых  данная организация осуществляет свою деятельность, и представляется в Регулирующий орган в двух экземплярах (приложение № 1, таблица 1.24).

14.1.1. Организация, осуществляющая регулируемую деятельность, до 1 мая года, предшествующего периоду регулирования, представляет в Регулирующий орган полный пакет документов, сформированный в соответствии с требованиями п.п. 14.1.1., 14.1.2., 14.1.3., 14.1.4. настоящего Положения. При предоставлении в регулирующий орган пакета документов, не отвечающего требованиям данного Положения, Регулирующий орган вправе отказать в принятии документов к рассмотрению.

14.1.2. В Регулирующий орган представляется следующий пакет расчетно-обосновывающих материалов:

              14.1.2.1. Согласованная органом местного самоуправления муниципального образования программа производственного развития (приложение № 1, таблица 1.24).

              14.1.2.2. Программа (проект программы) комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования (в случае ее наличия).

14.1.2.3. Обоснование необходимости реализации проектов, входящих в программу производственного развития:

- пояснительная записка, содержащая характеристики предприятия; краткий анализ финансово-экономического состояния предприятия на начало календарного года, предшествующего периоду регулирования; цели и задачи проекта (описание проблемы); способ решения проблемы; расчет основных экономических показателей (чистый дисконтированный доход от реализации проекта, срок окупаемости, дисконтированный срок окупаемости, внутренняя норма доходности, доступность товаров и услуг для потребителей), включая анализ альтернативных вариантов (расчет производится отдельно по каждому проекту);

- акты-предписания надзорных органов;

- акты обследования технического состояния оборудования, с указанием выявленных дефектов;

- план списания и ввода основных средств на регулируемый период;

- акты списания предлагаемых к замене основных средств (при их наличии).

Существенное изменение требований, нормативных, нормативно-технических документов также является основанием необходимости реализации мероприятия.

14.1.2.4. Обоснования стоимости проектов, входящих в программу производственного развития:

- проектно-сметная документация или ее проект;

- коммерческие предложения на поставку оборудования и материалов, а также  на проектные работы;

- бизнес-планы;

- надлежащим образом заверенные копии заключенных договоров, договоров намерений, протоколов намерений с подрядными организациями на производство работ;

- надлежащим образом заверенные копии итоговых протоколов определения победителей конкурсных торгов на поставку оборудования, материалов и производство работ (при условии проведения конкурса).

14.1.3. Направляемые в Регулируемый орган материалы должны быть сброшюрованы, листы пронумерованы, прошнурованы, опечатаны печатью предприятия с указанием общего количества листов в пакете.

14.1.4. Порядок рассмотрения программ производственного развития.

14.1.4.1. Один экземпляр программ производственного развития с обосновывающими материалами направляется Регулирующим органом в Федеральную службу по тарифам Российской Федерации.

14.1.4.2.  Второй экземпляр программ производственного развития с обосновывающими материалами, представленными в Регулирующий орган,  направляется на экспертизу в соответствии с требованиями действующего законодательства для разрешения вопросов:

- соответствия формы программы производственного развития требованиям действующего законодательства и настоящего  Положения;

- соответствия планируемых работ источникам финансирования;

- соответствия представленных материалов перечню, установленному данным  Положением;

- технико-экономической обоснованности представленных проектов, входящих в программу производственного развития;

- соответствия применяемых организацией подходов и методов при формировании финансовых потребностей программы производственного развития требованиям действующих нормативно-правовых и нормативно-методических документов, регламентирующих деятельность в сфере государственного регулирования.

14.1.4.3. По итогам экспертизы программы производственного развития Регулирующий орган определяет объем финансирования за счет тарифных источников, необходимый для ее для ее осуществления в очередном периоде регулирования, с разбивкой по объектам (проектам).

14.1.5. Материалы экспертного заключения по программе производственного развития выносятся на рассмотрение Регулирующего органа для принятия решения о включении необходимых финансовых затрат на реализацию проектов, входящих в программу, в тарифы на очередной период регулирования.

14.1.6. В случае необходимости уточнений, наличия недостоверной информации  Регулирующий орган вправе запрашивать у организаций дополнительную информацию, которую организация представляет не позднее пяти рабочих дней после получения запроса.

14.1.7. Срок рассмотрения Регулирующим органом программ производственного развития определен Регламентом рассмотрения дел об установлении тарифов и (или) их предельных уровней на электрическую (тепловую) энергию (мощность) и на услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической (тепловой) энергии (мощности), утвержденным приказом Федеральной службы по тарифам Российской Федерации от 08.04.2005 №130-э.

14.1.8. Контроль (мониторинг) выполнения программ производственного развития.

14.1.8.1. В целях контроля фактического выполнения программы производственного развития организация, осуществляющая регулируемую деятельность, должна в соответствии с действующим законодательством, представлять в  Регулирующий орган отчет об освоении средств программы производственного развития, заложенных в регулируемые   тарифы на тепловую энергию. Отчет представляется на бумажном носителе, заверенный подписью руководителя и печатью организации, осуществляющей регулируемую деятельность, а также в электронном виде в формате EXCEL (приложение № 1, таблица 1.25).

14.1.8.2. Отчет  представляется в Регулирующий орган ежеквартально  до 30 числа месяца, следующего за отчетным кварталом. Отчет  за  год предоставляется до 1 апреля года, следующего за отчетным. В случае необходимости Регулирующий орган вправе изменить сроки представления отчетов, направив в адрес регулируемой организации письменный запрос о представлении отчета в более ранний срок.

14.1.8.3. К годовому отчету необходимо представить надлежащим образом заверенные копии документов, подтверждающих освоение  предусмотренных в тарифах средств на финансирование программы производственного развития (счетов-фактур, актов выполненных работ, актов ввода в эксплуатацию и иных документов с приложением реестра).

14.1.8.4. В соответствии с пунктом 7 «Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации», утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 №109, в случае если по итогам расчетного, в том числе долгосрочного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, регулирующие органы обязаны принять решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный, в том числе долгосрочный период регулирования.

14.1.8.5. В соответствии с полномочиями, определенными статьей 6 Федерального закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию» от 14.04.95 № 41-ФЗ, Регулирующий орган проводит проверки хозяйственной деятельности регулируемых организаций и осуществляет контроль за использованием инвестиционных ресурсов.

14.1.8.5.1. Регулирующий орган предварительно направляет в адрес регулируемой организации уведомление о сроках проведения и перечне документов, необходимых для проверки.

14.1.8.5.2. Проверка выполнения (финансирования) мероприятий программы производственного развития осуществляется на основании представляемых регулируемой организацией отчетов, а также совместно с проверкой хозяйственной деятельности предприятия, с выездом экспертов Регулирующего органа в регулируемую организацию.

14.1.8.5.3. По результатам проверки составляется акт. Один экземпляр акта вручается руководителю регулируемой организации.

14.1.8.5.4. В случае наличия нарушений законодательства в области ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, в адрес предприятия (в порядке, предусмотренном статьей 29.13 КОАП РФ) направляется предписание с указанием требований по устранению нарушений.

14.1.8.5.5. Результаты проверки используются Регулирующим органом для дальнейшей работы в сфере тарифообразования и, в случае необходимости, при работе с правоохранительными органами.

14.1.8.6. В случае если организация, осуществляющая регулируемую деятельность, не представляет (представляет заведомо недостоверные) сведения, а равно нарушает установленные законодательством формы их представления, порядок и сроки подачи, статьей 19.7.1 Кодекса об административных правонарушениях предусмотрено наложение административных штрафов на должностных и юридических лиц.

14.1.9. Пересмотр (внесение изменений) программ производственного развития.

14.1.9.1. Внесение изменений в программы производственного развития может производиться не чаще одного раза в год, в пределах утвержденных Регулирующим органом объемов финансирования.

14.1.9.2. Внесение изменений в программы производственного развития осуществляется в порядке, предусмотренном разделом 14 настоящего Положения.

14.1.9.3. В соответствии с требованиями действующего законодательства пересмотр (внесение изменений) программ производственного развития может осуществляться:

- по обращению организации и (или) органов местного самоуправления муниципального образования об изменении приоритетности мероприятий программы производственного развития;

- при объективном изменении условий деятельности энергоснабжающих организаций;

- в случае возникновения аварийных ситуаций, стихийных бедствий и иных форс-мажорных обстоятельств.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.26 Приложения 1.

14.2. РАСЧЁТ ПРИБЫЛИ НА СОЦИАЛЬНОЕ РАЗВИТИЕ

Расчёт прибыли на социальное развитие производится, исходя из согласованной органами местного самоуправления Программы социального развития, и с учётом положений действующего Коллективного договора, а так же иных нормативных документов.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.24 Приложения 1.

14.3. РАСЧЁТ ПЛАТЫ ЗА ВРЕМЕННО СОГЛАСОВАННЫЕ (СВЕРХЛИМИТНЫЕ) ВЫБРОСЫ (СБРОСЫ) ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В ОКРУЖАЮЩУЮ ПРИРОДНУЮ СРЕДУ

В состав прибыли от реализации выработанной (транспортируемой) тепловой энергии включаются платежи, определённые на основании расчёта размера платы за фактическое загрязнение окружающей природной среды (в пределах ВСВ), согласованного с территориальным подразделением органа по охране окружающей природной среды. Необходимо обратить внимание, что представляемых расчётах должны учитываться только валовые выбросы (сбросы) от стационарных и передвижных источников, имеющих непосредственное отношение к процессу генерации и (или) транспорта тепловой энергии.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.24 Приложения 1.

14.4. РАСЧЁТ НАЛОГОВ, СБОРОВ, ПЛАТЕЖЕЙ, ОТНОСИМЫХ НА ПРИБЫЛЬ

Налоги, обязательные отчисления и платежи, включаемые в прибыль, рассчитываются в соответствии с действующими нормативными документами. Налогооблагаемая база определяется согласно действующим законодательным и нормативным актам.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.24 Приложения 1.

14.5. РАСЧЁТ ПРИБЫЛИ НА ДРУГИЕ ЦЕЛИ

14.5.1. Расчётная величина дивидендов (распределяемого дохода), учитываемая на расчётный период регулирования в составе НВВ, определяется с учётом суммы дивидендов, заявленной организацией на основании решения собрания акционеров, осуществляющей регулируемую деятельность, на расчётный период регулирования, и исходя из сумм фактически выплаченных дивидендов за последние 3 года, а так же с учётом размера оставшейся после уплаты налогов и сборов прибыли, полученной в последний отчётный период.

Экономически обоснованные расходы на уплату взносов в уставные (складочные) капиталы и на инвестиции в ценные бумаги организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, включаются в состав необходимой валовой выручки в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации.

14.5.2. Прибыль на прочие цели (с расшифровкой), включаемая в расчёт необходимой валовой выручки от реализации тепловой энергии, определяется в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

В состав прибыли на прочие цели включаются целевые средства для реализации областной (муниципальной) Программы энергосбережения и проведения проверок хозяйственной деятельности предприятий, осуществляющих регулируемую деятельность на территории Кемеровской области, в размерах, определённых действующими нормативными документами.

Результаты проведенных расчётов заносятся в табл. П.1.24 Приложения 1.

Итоговые данные табл. П.1.24 Приложения 1 заносятся в смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

15. РАСЧЁТ ТАРИФОВ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ, РЕАЛИЗУЕМУЮ НА ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ РЫНКЕ

15.1. Тарифные группы потребителей тепловой энергии (мощности):

I группа. Бюджетные потребители.

Бюджетные потребители – организации, финансируемые за счёт средств соответствующих бюджетов. Следует обратить внимание на то, что к данной группе относятся и жилищные (жилищно–эксплуатационные) организации, получающие дотации по возмещению затрат за счёт соответствующих бюджетов, а так же население, получающее тепловую энергию по прямым договорам с энергоснабжающей организацией.

II группа. Иные потребители.

15.2. С учётом особенностей структуры энергопотребления конкретного теплоснабжающего предприятия тарифы на тепловую энергию могут рассчитываться на одном уровне для каждой из указанных групп.

15.3. Средний тариф на тепловую энергию, руб./Гкал, реализуемую на потребительском рынке, рассчитывается по формуле:

                          (15.1)

где ТТ/ср – средневзвешенный тариф (цена) производства тепловой энергии на генерирующих источниках энергоснабжающей организации, руб./Гкал; Тпер – суммарная плата за услуги, связанные с транспортом тепловой энергии по сетям, находящимся на балансе, в аренде, хозяйственном ведении или эксплуатируемых энергоснабжающей организацией на иных законных основаниях, платы за иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса транспорта и распределения теплоэнергии, которые определены Федеральным Законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», руб./Гкал.

Величина средневзвешенного тарифа производства тепловой энергии, руб./Гкал, определяется по формуле:

                                     (15.2)

где НВВТген – необходимая валовая выручка ЭСО на регулируемый период по генерации тепловой энергии в паре или горячей воде, руб.; Qпот – присоединённая (расчётная) тепловая нагрузка в регулируемом периоде, Гкал/час, определённая по формуле 4.1; Z – продолжительность работы систем отопления и ГВС, час.

        Расчет  платы  за  услуги  по  передаче  тепловой  энергии Tпер в виде  тарифа  на передачу  по  тепловым  сетям  единицы тепловой мощности производится по формуле:

                                     (15.3)

где Тпер -  плата  за  услуги по  передаче  тепловой   энергии   (руб./Гкал/час в мес.);  НВВТпер – необходимая валовая выручка ЭСО на регулируемый период по транспорту тепловой энергии в паре или горячей воде, руб.; Р – суммарная тепловая нагрузка по совокупности договоров теплоснабжения потребителей тепловой энергии в паре или горячей воде, заключенных с энергоснабжающей организацией на регулируемый период, тыс. Гкал/час; М – продолжительность периода регулирования, мес.

В случае если в рамках одной СЦТ для ПЭ (ЭСО) устанавливаются одноставочные тарифы на тепловую энергию (мощность), то размер платы за услуги по передаче тепловой энергии по решению регулирующего органа на основании предложения регулируемой организации рассчитывается в виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы тепловой энергии по следующей формуле:

                                  (15.4)

где:    Т-  плата  за  услуги по  передаче  тепловой  энергии, руб./Гкал;    Q  - плановый объем тепловой  энергии,  отпускаемой  из сети в паре или горячей воде, тыс. Гкал.

В случае, когда ЭСО не оказывает отдельно услуги по транспорту тепловой энергии, а осуществляет реализацию тепла, выработанного на собственных источниках, по тепловым сетям, находящимся на балансе, в аренде, хозяйственном ведении или эксплуатируемых на иных законных основаниях, тариф на тепловую энергию, руб./Гкал, поставляемую на потребительский рынок (до границы балансовой принадлежности тепловых сетей), определяется по формуле:

                                     (15.5)

где НВВТ – необходимая валовая выручка ЭСО на регулируемый период по генерации и транспорту тепловой энергии в паре или горячей воде, руб.; Qпот – присоединённая (расчётная) тепловая нагрузка в регулируемом периоде, Гкал/час, определённая по формуле 4.1; Z – продолжительность работы систем отопления и ГВС, час.

Когда теплоисточник находится на балансе (в аренде, хозяйственном ведении и т. п.) организации, потребляющей тепловую энергию и на собственные производственные нужды (выработку товарной продукции и т. п.), необходимая валовая выручка на генерацию и транспорт тепла, руб., реализуемого на потребительском рынке, определяется по формуле:

                        (15.6)

где Qотп – планируемый отпуск тепловой энергии в расчётном периоде регулирования, Гкал; Qотппр – планируемый отпуск тепловой энергии на потребительский рынок в расчётном периоде регулирования, Гкал; Зi – экономически обоснованные затраты на генерацию и транспорт тепловой энергии в расчётном периоде регулирования, руб.; ПТ – необходимая прибыль от реализации тепловой энергии на потребительском рынке в расчётном периоде регулирования, руб.

Результаты проведенных расчётов заносятся в смету затрат на генерацию и (или) транспорт тепловой энергии (Приложение 1 табл. П.1.25 или П.1.26).

16. ЛИТЕРАТУРА

Федеральный закон от 14.04.1995 № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»;

Федеральный закон от 10.01.2003 № 6-ФЗ «О внесении изменений и дополнений в статью 2 Федерального закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»»;

Федеральный закон от 26.03.2003 № 38-ФЗ «О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»»;

«Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» и «Правила государственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», утверждённые постановлением Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации»;

Методические указания по расчёту регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утверждённые постановлением Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31.07.2002 № 49 – э/8;

Постановление Администрации Кемеровской области от 18.12.2001 № 123 «Об утверждении Положения о региональной энергетической комиссии Кемеровской области»;

Постановление Администрации Кемеровской области от 27.05.2003 № 84 «О внесении изменения и дополнения в Положение о региональной энергетической комиссии Кемеровской области»;

Приказ Минэнерго РФ № 325 от 30.12.2008 г. «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии»;

Приказ Минэнерго РФ № 323 от 30.12.2008 г. «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных»;

Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий. – М.: СНТИ АКХ им. К. Д. Памфилова, 1994. – 91 с.;

Мелехин В. Т. Нормирование расхода топлива и электроэнергии на выработку и отпуск тепла котельной: Конспект лекций / ПЭИпк. - СПб, 1995. – 74 с.;

Строй А. Ф., Скальский В. Л. Расчёт и проектирование тепловых сетей. – Киев.: Будивелвник, 1981. – 144 с.;

Справочник по теплоснабжению и вентиляции: Справочник / Щекин Р. В., Кореневский С. М. - Киев.: Будивелвник, 1976. – 180 с.;

Торчинский Я. М. Нормирование расхода газа для отопительных котельных. – Л.: Недра, 1991. – 163 с.;

Хижняков С. В. Практические расчёты тепловой изоляции промышленного оборудования и трубопроводов. – М.: Энергия, 1964. – 144 с.;

Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник / Манюк В. И., Каплинский Я. И., Хиж Э. Б. и др. – М.: Стройиздат, 1988. – 432 с.;

Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – 5-е изд., перераб. – М.: Энергоиздат, 1982. – 360 с.;

Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промышленных предприятий: Учебник для техникумов / Голубков Б. Н., Данилов О. Л., Зосимовский Л. В. И др. – М.: Энергия, 1979. – 544 с.;

Эстеркин Р. И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. для техникумов. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд – ние, 1989. – 280 с.;

Электротехнический справочник в трёх томах. Т. 3. Производство и распределение электрической энергии: Справочник / Герасимов В. Г., Грудинский П. Г., Лабунцов В. А. и др.; Под ред. Орлова И. Н. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 690 с.;

СНиП 23 – 01 – 99. Строительная климатология. Взамен СНиП 2.01.01 – 82. / Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2000. – 57 с.;

ГОСТ Р 50831 – 95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие технические требования. – Введ. 01.01.1997. – М.: Изд – во стандартов, 1996. – 23 с.;

СНиП 2.04.05 – 91. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нормы проектирования. – М.: ЦИТП, 1991. – 70 с.;

СНиП 2.04.14 – 88*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. / Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2001. – 28 с.;

СНиП 2.08.02-89* «Общественные здания и сооружения»/ Консультант плюс;

СНиП 2.04.05-86 «Отопление, вентиляция и кондиционирование» »/ Консультант плюс;

СНиП 2.04.02 – 84*. Водоснабжение. Наружные тепловые сети и сооружения. / Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 1998. – 108 с.;

СП 2.4.2.-1178-02 «Гигиенические требования к условиям обучения в общеобразовательных учреждениях» »/ Консультант плюс;

МДК 4-05.2004 «Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения» утверждена Заместителем председателя Госстроя России 12.08.2003 г.;

Методические указания по организации учёта топлива на тепловых электростанциях: РД 34.09.105 – 96. – М.: СПО ОРГРЭС, 1997. – 75 с.;

Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях: РД 34.09.255 – 97. – М.: СПО ОРГРЭС, 1998. – 87 с.;

Методические указания по определению тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях: МУ 34– 70 – 080 – 84. – М.: СПО СТЭ, 1985. – 83 с.;

Методические указания по калькулированию себестоимости химически очищенной воды и конденсата на электростанциях. – М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1971. – 34 с.;

Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива: РД 153 – 34. 0 – 09. 115 – 98. М.: СПО ОРГРЭС, 1998. – 20 с.;

Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утверждённые приказом Минэнерго РФ от 24.03.2003 № 115;

Рекомендации по нормированию труда работников энергетического хозяйства. Часть I. Нормативы численности рабочих котельных установок и тепловых сетей. – М., ЦНИС, 2004. – 97 с. Утверждены приказом Госстроя России от 22.03.1999 № 65;

Рекомендации по нормированию труда работников энергетического хозяйства. Часть II. Нормативы численности руководителей, специалистов и служащих коммунальных теплоэнергетических предприятий. – М., ЦНИС, 2002. – 32 с. Утверждены приказом Госстроя России от 12.10.1999 № 74;

Рекомендации по нормированию труда работников энергетического хозяйства. Часть III. Нормативы численности работников коммунальных электроэнергетических предприятий. – М., ЦНИС, 2002. – 64 с. Утверждены приказом Госстроя России от 03.04.2000 № 68;

Рекомендации по нормированию труда руководителей, специалистов служащих многоотраслевых предприятий жилищно – коммунального хозяйства. – М., ЦМЭП, 2003. – 32 с.;

Рекомендации по нормированию труда на работы по ремонту теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей. – М., ЦНИС, 2004. – 80 с.;

Налоговый кодекс Российской Федерации. Части первая и вторая (с учётом главы 25 «Налог на прибыль организаций» и главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых»). – М.: ООО «ВИТРЭМ», 2001. – 464 с.;

Водоподготовка и химическая обработка воды на тепловых электростанциях: Учебное пособие./Т. И. Боброва. – СПб.: ПЭИпк, 2003. – 39 с;

Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения. – М., Роскоммунэнерго, 2003. – 108 с. Утверждена Госстроем России 12.08.2003;

Методика определения нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения. – М., Роскоммунэнерго, 2001. – 65 с. Утверждена приказом Госстроя России от 01.10.2001 № 225;

Организационно – методические рекомендации по пользованию системами коммунального теплоснабжения в городах и других населённых пунктах Российской Федерации МДС 41 – 3.2000, утверждённые приказом Госстроя России от 21.04.2000 № 92;

Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения. – М., Роскоммунэнерго, 2002. – 137 с. Утверждена приказом Госстроя России от 13.12. 2000 № 285;

Методические рекомендации по финансовому обоснованию цены на тепловую энергию и теплоноситель. – М., ЦНИС, 2002. – 56 с. Утверждены приказом Госстроя России от 28.12.2000 № 304;

Рекомендации по нормированию материальных ресурсов на техническое обслуживание и ремонт теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей. Часть I. Техническое обслуживание. – М., ЦНИС, 2002. – 36 с.;

Рекомендации по нормированию материальных ресурсов на техническое обслуживание и ремонт теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей. Часть II. Текущий ремонт. – М., ЦНИС, 2003. – 60 с.;

Рекомендации по нормированию материальных ресурсов на техническое обслуживание и ремонт теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей. Часть III. Капитальный ремонт. – М., ЦНИС, 2003. – 72 с.

Приказ ФСТ РФ от 06.08.2004 N 20-э/2 (ред. от 31.12.2009) "Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 20.10.2004 N 6076).

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ

Таблица П.1.1

Технические параметры котлов

Марка котла

Тип котла (водогрейный, паровой)

Вид топлива

КПД котла брутто, %

Удельный расход условного топлива, кг у. т./Гкал

Мощность, МВт (Кал)

Паропроизводительность, т/ч

Температура, ° С

Год ввода в эксплуатацию

основное

резервное

на основном топливе

на резервном топливе

пара (воды) на выходе

питательной воды

Таблица П.1.2

Технические параметры насосного оборудования

Марка насоса

Назначение

Мощность электродвигателя, кВт

паспортная (проектная)

фактическая

Таблица П.1.3

Технические параметры тяго–дутьевых машин

Марка вентилятора (дымососа)

Назначение

Мощность электродвигателя, кВт

паспортная (проектная)

фактическая

Таблица П.1.4

Характеристика тепловых сетей, находящихся на балансе (аренде, хозяйственном ведении, техническом обслуживании) предприятия

Наименование участка эксплуатации тепловых сетей

Протяжённость сетей по трассе, м

Год прокладки

К – во тепловых камер, ед.

Условный диаметр, мм

К – во труб в тепловой сети, шт.

Теплоноситель

Способ прокладки

Разность геодезии-

ческих отметок

Объём обслуживания, усл. ед.

РАСЧЁТ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК

Таблица П.1.5

Структура отпуска тепловой энергии (в расчёте на календарный год)

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Расход теплоэнергии на отопление зданий, всего, в т. ч.:

тыс.Гкал

1.1.

- жилые здания

- « -

1.2.

- объекты соц. сферы

- « -

1.3.

- иные

- « -

1.4.

- производственные здания

- « -

1.5.

технологические нужды предприятия

2.

Расход теплоэнергии на горячее водоснабжение, всего, в т. ч.:

- « -

2.1.

- население

- « -

2.2.

- объекты соц. сферы

- « -

2.3.

- иные

- « -

2.4.

- нужды предприятия

- « -

3.

Полезный отпуск теплоэнергии (стр.1+стр.2)

- « -

4.

Расход теплоэнергии на собственные и хоз. – бытовые нужды котельной

- « -

5.

Потери теплоэнергии в магистральных и разводящих тепловых сетях, находящихся на балансе (аренде, хоз. ведении и т. п.) предприятия

- « -

6.

Покупная (транспортируемая) теплоэнергия

- « -

7.

Нормативная выработка теплоэнергии (стр.3+стр.4+стр.5-стр.6)

- « -

Таблица П.1.6

Исходные данные для расчёта расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию жилых, общественных и промышленных зданий

Объект

Продолжительность отопительного перода (Zот), сут

Средняя температура наружного воздуха (tср), °С

Наружный строит. объём здания (Vн), м3

Удельная отопит. Характ. Здания (qот),

ккал/(м3·ч·°С)

Удельная вент. Характ. Здания (qв),

ккал/(м3·ч·°С)

Суммарный годовой расход тепла на отопление и вентиляцию, Гкал

Таблица П.1.7

Исходные данные для расчёта расхода тепловой энергии на горячее водоснабжение жилых, общественных и промышленных зданий

Объект

К-во жителей (учащихся, мест в б-цах и т.п.), пользующихся ГВС (m), чел

Норма расхода гор. Воды на 1 чел (а), л/сут

Коэффициент, учит. изменение среднего расхода воды в неотапливаемый период (β)

Продолжит. работы системы ГВС в зимний период (Zз), сут

Продолжит. работы системы ГВС в летний период (Zл), сут

Годовая потребность в тепловой энергии на ГВС, Гкал

Таблица П.1.8

Исходные данные для расчёта потерь тепловой энергии в сетях, находящихся на балансе (аренде, хозяйственном ведении, техническом обслуживании) предприятия

Способ прокладки теплотрассы

Температура теплоносителя на участке, °С

Диаметр подающего трубопровода, мм

Диаметр обратного трубопровода, мм

Длина, п.м

Потери тепловой энергии, Гкал

от котельной до ЦТП

от ЦТП до нагрузки

от котельной до нагрузки

1

2

3

4

5

6

7

8

подающая линия отопления

подземная бесканальная

подземная в непроходных каналах

надземная на открытом воздухе

надземная внутри помещений

обратная линия отопления

подземная бесканальная

подземная в непроходных каналах

надземная на открытом воздухе

надземная внутри помещений

подающая линия горячего водоснабжения

подземная бесканальная

подземная в непроходных каналах

надземная на открытом воздухе

надземная внутри помещений

обратная линия горячего водоснабжения

подземная бесканальная

подземная в непроходных каналах

надземная на открытом воздухе

надземная внутри помещений

РАСЧЁТ ЗАТРАТ НА КОТЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Таблица П.1.9

Исходные данные для расчёта затрат на котельное топливо, используемое в процессе выработки тепловой энергии

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Нормативная выработка тепловой энергии (табл. П.1.5, стр. 7)

тыс.Гкал

Отпуск в сеть

тыс.Гкал

2.

Удельная норма расхода условного топлива

кг у. т./Гкал

3.

Тепловой эквивалент:

- уголь каменный

- уголь бурый

- мазут

- природный газ

4.

Удельная норма расхода натурального топлива:

- уголь каменный

кг/Гкал

- уголь бурый

- « -

- мазут

- « -

- природный газ

м3/Гкал

5.

Расход натурального топлива:

- уголь каменный

тыс. т

- уголь бурый

- « -

- мазут

- « -

- природный газ

тыс. м3

6.

Цена натурального топлива (без НДС и транспортных расходов)

- уголь каменный

руб./т

- уголь бурый

руб./т

- мазут

руб./т

- природный газ

руб./тыс. м3

7.

Стоимость натурального топлива, всего, в т. ч.:

тыс. руб.

- уголь каменный

- « -

- уголь бурый

- « -

- мазут

- « -

- природный газ

- « -

8.

Транспортные расходы, всего, в т. ч.:

- « -

- железнодорожные перевозки

- « -

- автомобильные перевозки

- « -

- расходы на транспортировку газа

- « -

9.

Стоимость услуг по погрузке – разгрузке и буртовке

- « -

10.

Стоимость натурального топлива с расходами по перевозке (стр.7+стр.8+стр.9)

- « -

РАСЧЁТ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ, ИСПОЛЬЗУЕМУЮ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ И ТРАНСПОРТА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Таблица П.1.10

Расчёт расхода электроэнергии на выработку и транспорт тепловой энергии

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого

года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Нормативная выработка тепловой энергии (табл. П.1.5, стр. 7)

тыс.Гкал

2.

Общий расход электроэнергии (табл. П.1.11), всего, в т. ч.:

тыс. кВт·ч

- по высокому напряжению

тыс. кВт·ч

- по СН I (35 кВ)

тыс. кВт·ч

- по СН II (6-10 кВ)

тыс. кВт·ч

- по низкому напряжению

тыс. кВт·ч

В т.ч. по регулируемому тарифу

- по высокому напряжению

- по СН I (35 кВ)

- по СН II (6-10 кВ)

- по низкому напряжению

тыс. кВт·ч

тыс. кВт·ч

тыс. кВт·ч

тыс. кВт·ч

тыс. кВт·ч

В т.ч. по нерегулируемому тарифу

тыс. кВт·ч

- по высокому напряжению

тыс. кВт·ч

- по СН I (35 кВ)

тыс. кВт·ч

- по СН II (6-10 кВ)

тыс. кВт·ч

- по низкому напряжению

тыс. кВт·ч

3.

Удельный расход электроэнергии

кВт·ч/Гкал

4.

Число часов использования мощности

час.

5.

Одноставочный тариф* по регулируемому тарифу:

руб./ кВт·ч

- по высокому напряжению

руб./ кВт·ч

- по СН I (35 кВ)

руб./ кВт·ч

- по СН II (6-10 кВ)

руб./ кВт·ч

- по низкому напряжению

руб./ кВт·ч

Одноставочный тариф* по нерегулируемому  тарифу

руб./ кВт·ч

- по высокому напряжению

руб./ кВт·ч

- по СН I (35 кВ)

руб./ кВт·ч

- по СН II (6-10 кВ)

руб./ кВт·ч

- по низкому напряжению

руб./ кВт·ч

6.

Стоимость электроэнергии по одноставочному тарифу (Σ стр.5хстр.2)

тыс. руб.

7.

Заявленная мощность, всего, в т. ч.:

МВт

- по высокому напряжению

МВт

- по СН I (35 кВ)

МВт

- по СН II (6-10 кВ)

МВт

- по низкому напряжению

МВт

8.

Плата за мощность*

руб./МВт/мес.

- по высокому напряжению

руб./МВт/мес.

- по СН I (35 кВ)

руб./МВт/мес.

- по СН II (6-10 кВ)

руб./МВт/мес.

- по низкому напряжению

руб./МВт/мес.

9.

Плата за энергию*по регулируемому тарифу

руб./ кВт·ч

- по высокому напряжению

руб./ кВт·ч

- по СН I (35 кВ)

руб./ кВт·ч

- по СН II (6-10 кВ)

руб./ кВт·ч

- по низкому напряжению

руб./ кВт·ч

Плата за энергию*по не регулируемому тарифу

руб./ кВт·ч

- по высокому напряжению

руб./ кВт·ч

- по СН I (35 кВ)

руб./ кВт·ч

- по СН II (6-10 кВ)

руб./ кВт·ч

- по низкому напряжению

руб./ кВт·ч

10.

Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу

(стр.7хстр.8+стр.2хстр.8)

тыс. руб.

11.

Стоимость электроэнергии

тыс. руб.

* - при использовании нескольких уровней напряжения определяется как средневзвешенная величина.

Таблица П.1.11

Исходные данные для расчёта затрат на электрическую энергию, используемую в процессе выработки и транспорта тепловой энергии

Наименование оборудования

Установленная мощность, кВт

К какому уровню напряжения подкл.

Коэффициент спроса

Продолжительность работы, час

Расход электроэнергии, тыс. кВт·ч

Всокое

СН I

СН II

Низкое

Итого

РАСЧЁТ ЗАТРАТ НА ВОДУ И ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ И ТРАНСПОРТА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, А ТАК ЖЕ УСЛУГИ ВОДООТВЕДЕНИЯ

Таблица П.1.12

Расчёт расхода воды на выработку и транспорт тепловой энергии и объёма отводимых сточных вод

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Нормативная выработка тепловой энергии (табл. П.1.5, стр.7)

тыс.Гкал

2.

Удельная норма расхода воды при закрытом водоразборе (табл. П.1.12А)

м3/Гкал

3.**

Расход воды на выработку тепловой энергии (стр.1хстр.2)

тыс.м3

4.

Численность жителей

чел.

5.

Норма расхода горячей воды на 1 жителя

м3/сут

6.

Объём воды на ГВС населения (стр.4хстр.5хпродолжит. работы системы ГВС (сутки))

тыс.м3

7.

Объём воды на ГВС объектов соц. сферы (по договорам)

тыс.м3

8.

Объём воды на ГВС прочих потребителей (по договорам)

тыс.м3

9.

Объём воды на ГВС предприятия *

тыс.м3

10.**

Объём воды на хозпитьевые нужды котельной *

тыс.м3

11.**

Объём воды на нужды химводоподготовки *

тыс.м3

12.

Всего расход воды (стр.3+стр.6+стр.7+стр.8+стр.9) или

(стр.6+стр.7+стр.8+стр.9+стр.10+стр.11)

тыс.м3

13.

Объём отводимых от котельной стоков

тыс.м3

* - расчёты представляются отдельно.

**- если расчет ведется по удельной норме расхода воды при закрытом водоразборе, то 10, 11 строки не считаются, т.к. они уже учтены в удельной норме.

Таблица П.1.12.А

Удельный расход воды на выработку и транспорт тепловой энергии при закрытой системе ГВС [16]

Мощность котлов в котельной, Гкал/час

Удельный расход воды, м3/Гкал, при использовании котельного топлива*

газ, мазут

твёрдое топливо

до 0,60

1,10

1,75

от 0,60 до 3,00

1,10 – 0,70

1,75 – 1,15

от 3,00 до 20,00

0,70 – 0,40

1,15 – 0,60

свыше 20,00

0,40 – 0,30

0,60 – 0,40

*-Удельным расходом воды, уже учтены все расходы по воде, кроме ГВС, включая наполнение систем отопления, наполнение магистральных трубопроводов тепловой сети, промывку и опресовку систем предприятия, расход воды на возмещение утечек, продувку котлов, охлаждение насосов, химводоподготовку, хознужды, иные нужды и т.д.

Таблица П.1.13

Расчёт стоимости воды на выработку и транспорт тепловой энергии и отводимых сточных вод

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Нормативная выработка тепловой энергии (табл. П.1.5 строка 7)

тыс.Гкал

2.

Расход воды на выработку и транспорт тепловой энергии ( табл. П 1.12 строка 12)

тыс.м3

3.

Тариф на воду (себестоимость воды)

руб./м3

4.

Стоимость воды (стр.2хстр.3)

тыс. руб.

5.

Объём отводимых от котельной стоков*

тыс.м3

6.

Тариф на услуги водоотведения (себестоимость)

руб./м3

7.

Стоимость отводимых от котельной стоков (стр.5хстр.6)

тыс. руб.

8.

Стоимость воды и отводимых от котельной стоков (стр.4+стр.7)

тыс. руб.

*-Расход воды на собственные нужды включается в объем стоков. Количество воды, необходимой для покрытия собственных нужд источника теплоснабжения, м3, складывается из количеств воды, требуе­мой для продувки паровых котлов, для функционирования установки водоподготовки, на хозяйственно-питьевые нужды и на обмывку котлов  методика Госстроя п.7.5.

При наличии нескольких поставщиков воды и (или) собственного водоподъёма в табл. П.1.13 указываются данные по объёмам полученной (поднятой) воды по каждому из них, а так же утверждённые тарифы по каждому из поставщиков.

Аналогично приводятся данные по каждой организации, оказывающей услуги по водоотведению и очистке сточных вод.

Таблица П.1.14

Расчёт стоимости химических реагентов на выработку и транспорт тепловой энергии

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Расход химически очищенной воды

тыс.м3

2.

Удельный расход реагентов (табл. П.1.14.А):

- катионит КУ - 2

г/ м3

- сульфоуголь

- « -

- соль

кг/ м3

- кислота серная

- « -

3.

Расход реагентов:

- катионит КУ - 2

т

- сульфоуголь

- « -

- соль

- « -

- кислота серная

- « -

4.

Цена реагентов

- катионит КУ - 2

руб./т

- сульфоуголь

- « -

- соль

- « -

- кислота серная

- « -

5.

Стоимость реагентов

- катионит КУ - 2

тыс. руб.

- сульфоуголь

- « -

- соль

- « -

- кислота серная

- « -

6.

Всего стоимость реагентов

- « -

Таблица П.1.14.А

Удельный расход химических реагентов на выработку и транспорт тепловой энергии в зависимости от жёсткости исходной воды [35]

Наименование реагентов

Ед. измер.

Общая жёсткость исходной воды, мг – экв/кг

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Сульфоуголь

г/ м3

1,95

2,70

3,00

3,75

4,50

4,80

4,95

5,20

5,70

6,10

6,40

Катионит КУ-2

г/ м3

0,74

1,03

1,14

1,40

1,70

1,80

1,90

2,00

2,20

2,30

2,40

Соль

кг/ м3

0,22

0,25

0,27

0,30

0,33

0,35

0,37

0,40

0,43

0,45

0,48

Серная кислота

кг/ м3

0,07

0,09

0,10

0,12

0,13

0,15

0,16

0,18

0,19

0,21

0,22

РАСЧЁТ РАСХОДОВ НА ОПЛАТУ ТРУДА

Таблица П.1.15

Расчёт расходов на оплату труда

№№

Профессия

Перечень обслуживаемого оборудования (выполняемых работ)

Количество работающих, чел

Среднемесячная заработная плата на 1 работающего, руб.

ФОТ за месяц,

тыс. руб.

ФОТ на расчётный период  регулирования, тыс. руб.

факт

норматив

факт прошлого года

расчётный период регулирования

Производственные рабочие

Цеховый персонал

АУП предприятия

Ремонтный персонал

Итого

Справочно:

размер действующей тарифной ставки 1 – го разряда (факт прошлого года) –

размер тарифной ставки 1 – го разряда в расчётном периоде регулирования –

Таблица П.1.15 А

Расчет тарифного коэффициента

Номер

п. п.

Ступень по оплате труда

руководители

специалисты, служащие, рабочие

Итого

*Тарифный коэффициент

Фактическая численность

Тарифный коэффициент

Фактическая численность

Тарифный коэффициент

Фактическая численность

-

-

чел.

-

чел.

-

чел.

1

2

3

4

5

6

7

8

2

1

1,0

1,0

3

2

1,12

1,12

4

3

1,25

1,25

5

4

1,4

1,4

6

5

1,57

1,57

7

6

1,76

1,76

8

7

1,97

1,97

9

8

2,21

2,21

10

9

2,48

2,48

11

10

2,78

2,78

12

11

3,11

3,11

13

12

3,48

3,48

14

13

3,9

3,9

15

14

16

15

17

16

18

17

19

18

20

19

21

20

22

21

23

22

Итого

*Тарифный коэффициент показывает, во сколько раз тарифная ставка данного разряда больше тарифной ставки 1 разряда

Рекомендации по заполнению таблицы:

По строке «Итого» в столбцах 3,5,7 проставляется средний тарифный коэффициент.

По строке «Итого» в столбцах 4,6,8 проставляется общая численность по столбцу.

Таблица П.1.15 Б

Расчет расходов на оплату труда

№ п.п.

Показатели

Ед.изм.

Базовый период регулирования

Ожидаемое текущего года

Период регулирования

1

2

3

4

5

6

1.

Численность предприятия всего

чел.

1.1.

Численность персонала по регулируемой деятельности, всего

чел.

1.1.1.

рабочих, служащих и специалистов

чел.

1.1.2.

руководителей

чел.

2.

Средняя оплата труда

2.1.

Тарифная ставка рабочего 1-го разряда

руб./чел.

2.2.

Дефлятор по заработной плате

-

2.3.

Тарифная ставка рабочего 1-го разряда с учетом дефлятора

руб./чел.

2.4.

Средняя ступень по оплате труда

-

2.4.1.

рабочих, служащих и специалистов

-

2.4.2.

руководителей

-

2.5.

Тарифный коэффициент соответствующий ступени по оплате труда

-

2.5.1.

рабочих, служащих и специалистов

-

2.5.2.

руководителей

-

2.6.

Среднемесячная тарифная ставка

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руководителей

2.7.

Выплаты,связанные с режимом работы и условиями труда 1 работника

2.7.1.

процент выплат

%

рабочих, служащих и специалистов

%

руководителей

%

2.7.2.

сумма выплат

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руб./чел.

руководителей

руб./чел.

2.8.

Текущее премирование

2.8.1.

процент выплат

%

рабочих, служащих и специалистов

%

руководителей

%

2.8.2.

сумма выплат

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руб./чел.

руководителей

руб./чел.

2.9.

Вознаграждение за выслугу лет

2.9.1.

процент выплат

%

рабочих, служащих и специалистов

%

руководителей

%

2.9.2.

сумма выплат

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руб./чел.

руководителей

руб./чел.

2.10.

Выплаты по итогам  года

2.10.1.

процент выплат

%

рабочих, служащих и специалистов

%

руководителей

%

2.10.2.

сумма выплат

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руб./чел.

руководителей

руб./чел.

2.11.

Выплаты по  районному коэффициенту и северные надбавки

2.11.1.

процент выплат

%

рабочих, служащих и специалистов

%

руководителей

%

2.11.2.

сумма выплат

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руб./чел.

руководителей

руб./чел.

2.12.

Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника                        

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руб./чел.

руководителей

руб./чел.

3.

Расчет средств на оплату труда персонала по регулируемому виду деятельности (включенных в себестоимость)

3.1.

Льготный проезд к месту отдыха

тыс.руб.

рабочих, служащих и специалистов

тыс.руб.

руководителей

тыс.руб.

3.2.

По постановлению от 3.11.94г.№1206

тыс.руб.

рабочих, служащих и специалистов

тыс.руб.

руководителей

тыс.руб.

3.3.

Прочие выплаты (с расшифровкой)

тыс.руб.

рабочих, служащих и специалистов

тыс.руб.

руководителей

тыс.руб.

3.4.

Итого средства на оплату труда персонала по регулируемому виду деятельности (включенные в себестоимость)

тыс.руб.

Итого средства на оплату труда рабочих, служащих и специалистов

тыс.руб.

Итого средства на оплату труда руководителей

тыс.руб.

3.5.

Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника                        

руб./чел.

рабочих, служащих и специалистов

руб./чел.

руководителей

руб./чел.

СПРАВОЧНО:

4.

среднемесячная заработная плата в субъекте РФ по данным Федеральной службы государственной статистики

руб./чел.

5.

Базовая тарифная ставка рабочего 1-го разряда по Отраслевому тарифному соглашению

руб./чел.

6.

Минимальная тарифная ставка рабочего 1-го разряда по Отраслевому тарифному соглашению

руб./чел.

примечание

1.Тарифная ставка 1 разряда (стр. 2.1) принимается согласно Отраслевому тарифному соглашению в жилищно-коммунальном хозяйстве Российской Федерации, либо на основании постановления администрации муниципального образования.

2.Средняя ступень оплаты труда принимается по данным таблицы П.1.15.А

3. Дефлятор по заработной плате принимается согласно прогнозу Минэкономразвития, либо прогнозному росту тарифной ставки согласно Отраслевому тарифному соглашению;

4.Средняя ступень по оплате труда принимается по данным таблицы П.1.15.А.

РАСЧЁТ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ

Таблица П.1.16

Амортизационные отчисления

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Наименование основных средств:

тыс. руб.

- здания

- « -

- сооружения

- « -

- передаточные устройства

- « -

- машины и оборудование

- « -

- автотранспорт

- « -

- оргтехника

- « -

- лабораторное оборудование и измерительные приборы

- « -

2.

Ввод основных средств

- « -

3.

Выбытие основных средств

- « -

Итого

- « -

Таблица П.1.17

Расчёт амортизационных отчислений на выработку и транспорт тепловой энергии

Наименование оборудования

Год ввода в эксплуатацию

Балансовая стоимость, тыс. руб.

Норма амортизации

Годовая сумма амортизации, тыс. руб.

Остаточная стоимость, тыс. руб.

РАСЧЁТ ЗАТРАТ НА РЕМОНТЫ ОБОРУДОВАНИЯ

Таблица П.1.18

Расчёт затрат на ремонты оборудования, участвующего в процессе генерации и транспорта тепловой энергии

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

Подрядный способ

1.

Капитальный ремонт, всего, в т. ч.:

тыс. руб.

- материалы

- « -

2.

Текущий ремонт, всего, в т. ч.:

- « -

- материалы

- « -

Хозяйственный способ

3.

Капитальный ремонт, всего, в т. ч.:

- « -

- материалы

- « -

- оплата труда с отчислениями

- « -

4.

Текущий ремонт, всего, в т. ч.:

- « -

- материалы

- « -

- оплата труда с отчислениями

- « -

Итого

- « -

Таблица П.1.19

Справка о финансировании ремонтных работ

Объект ремонта

Утверждено на базовый период регулирования, тыс. руб.

В течение базового периода

Остаток финансирования,

тыс. руб.

План на расчётный период регулирования,

тыс. руб.

Источник финансирования

Освоено фактически, тыс. руб.

Профинансировано, тыс. руб.

Капитальный ремонт

Текущий ремонт

РАСЧЁТ ЗАТРАТ ПО УСЛУГАМ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ХАРАКТЕРА

Таблица П.1.20

Расчёт затрат по услугам производственного характера

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Автоуслуги (кроме услуг по подвозке котельного топлива), в том числе:

тыс. руб.

- вывозка шлака от котельной

- « -

2.

Содержание отвала

- « -

3.

Услуги, оказываемые котельной цехами предприятия

- « -

4.

Прочие

- « -

Итого

РАСЧЁТ ЗАТРАТ НА ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ГСМ НА ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ

Таблица П.1.21

Расчёт затрат на вспомогательные материалы и ГСМ

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Материалы на содержание и текущую эксплуатацию зданий и оборудования котельной (за исключением материалов на текущий ремонт)

тыс. руб.

2.

ГСМ

- « -

3.

- « -

4.

- « -

5.

- « -

6.

7.

8.

9.

10.

11.

Итого

- « -

НАЛОГИ И ДРУГИЕ ОБЯЗАТЕЛЬНЫЕ ПЛАТЕЖИ И СБОРЫ, ВКЛЮЧАЕМЫЕ В ЗАТРАТЫ НА ПРОИЗВОДСТВО И ТРАНСПОРТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Таблица П.1.22

Расчёт налогов и других обязательных платежей и сборов, включаемых в затраты на производство и передачу тепловой энергии

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Земельный налог

тыс. руб.

2.

Плата за пользование водными объектами

- « -

3.

Транспортный налог

- « -

4.

Плата за фактическое загрязнение окружающей природной среды (в пределах ПДВ)

- « -

Итого

- « -

РАСЧЁТ ДРУГИХ РАСХОДОВ

Таблица П.1.23

Расчёт других расходов

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Услуги связи

тыс. руб.

2.

Пожарная охрана

- « -

3.

Военизированная охрана

- « -

4.

СЭС

- « -

5.

Расходы на охрану труда

- « -

6.

Расходы на подготовку и переподготовку кадров

- « -

7.

Почтово – канцелярские расходы

- « -

8.

Командировки

- « -

9.

Услуги банка

- « -

- « -

Итого

- « -

РАСЧЁТ НЕОБХОДИМОЙ ПРИБЫЛИ, ПРИНИМАЕМОЙ ПРИ УСТАНОВЛЕНИИ ТАРИФОВ НА ПРОИЗВОДСТВО И ТРАНСПОРТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Таблица 1.24

Программа производственного развития

СОГЛАСОВАНО:

(должность, подпись, дата)

МП

Программа производственного развития

__________________________________на 20__n_г.

(Наименование организации)

                                                                                                                                                                                                                               тыс.руб.  в ценах 200_n_г.

№№ п.п

Наименование строек                                объектов, видов работ

Цели реализации мероприятия

Объемные показатели

Сметная стоимость

План на 200_n_г.

План на 20_n+1_г.

План на 20n+2г.

Подрядчик

Источник финансирования.

Всего

Остаток на 1.01 200_n_г.

Всего

В т.ч. по кварталам

I

II

III

IV

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

              _____________________________                                           ____________________                                          /_________________/

           (Руководитель организации)                                                       (подпись)

                                          М.П.             

                                                                                                                                                          «____» _____________20__ г.

Таблица 1.25

Отчет об освоении средств программы производственного развития

Реквизиты организации

Организационно-правовая форма

Наименование

ИНН

Примечание

Вид деятельности

Является ли организация филиалом

Наименование филиала

Почтовый адрес:

Ответственный за предоставление информации от организации:

Фамилия Имя Отчество

Должность

(код) телефон

Продолжение таблицы 1.25

Справка о финансировании и освоении капитальных вложений по                                                                                                                                                               __________________________________                                                                                                                                                                                                          (наименование предприятия) 

Всего

Источник финансирования

Утверждено на 20__ год

В течение  20__ года

Профинансировано

Освоено фактически

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Всего

прибыль

амортизация

заемные средства

инвест.надбавка

плата за подключение

бюджетные источники

прочие источники

Производство тепловой энергии

тыс.руб.

Наименование строек

Утверждено на 20__ год

В течение  20__ года

Источник финансирования

Профинансировано

Освоено фактически

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

15

Всего

Передача теплоэнергии по региональным тепловым сетям

тыс.руб.

Наименование строек

Утверждено на 20__ год

В течение  20__ года

Источник финансирования

Профинансировано

Освоено фактически

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

15

Всего

Прочие объекты и мероприятия, относимые к регулируемому виду деятельности

тыс.руб.

Наименование строек

Утверждено на 20__ год

В течение  20__ года

Источник финансирования

Профинансировано

Освоено фактически

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

Всего

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

15

Всего

Таблица. П.1.26

Расчёт необходимой прибыли

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1.

Прибыль на развитие производства, в том числе:

тыс. руб.

- капитальные вложения

- « -

2.

Прибыль на социальное развитие, в том числе:

- « -

- капитальные вложения

- « -

3.

Прибыль на поощрение

- « -

4.

Прибыль на другие цели, в том числе:

- « -

- дивиденды по акциям

- « -

- % за пользование кредитом

- « -

- другие (с расшифровкой)

- « -

- целевые средства для реализации областной (муниципальной) Программы энергосбережения

- « -

5.

Прибыль, облагаемая налогом

- « -

6.

Налоги, сборы, платежи, относимые на прибыль, в том числе:

- « -

- на прибыль

- « -

- на имущество

- « -

- плата за временно согласованные выбросы (сбросы) загрязняющих веществ (в пределах ВСВ)

- « -

- другие (с расшифровкой)

- « -

7.

Прибыль от реализации тепловой энергии на потребительском рынке

- « -

СМЕТЫ ЗАТРАТ НА ГЕНЕРАЦИЮ И (ИЛИ) ТРАНСПОРТ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Таблица. П.1.27

Смета затрат на генерацию и транспорт тепловой энергии

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1

2

3

4

5

6

1.

Нормативная выработка тепловой энергии

тыс. Гкал

2.

Полезный отпуск тепловой энергии, в том числе:

- « -

- потребительский рынок, в том числе:

- « -

жилищные организации

- « -

бюджетные потребители

- « -

иные потребители

- « -

- производственные нужды предприятия

- « -

Покупная тепловая энергия

- « -

3.

Потери тепловой энергии, в том числе:

- « -

на собственные нужды котельной

- « -

в тепловых сетях, находящихся на балансе предприятия

- « -

4.

Расходы на оплату покупной тепловой энергии

тыс. руб.

5.

Сырьё и материалы на технологические цели с расходами по перевозке, всего, в том числе:

- « -

- вода

- « -

- реагенты

- « -

6.

Топливо на технологические цели с расходами по перевозке, всего, в том числе:

- « -

- стоимость натурального топлива

- « -

7.

Электроэнергия

- « -

8.

Затраты на оплату труда

- « -

- из них на ремонт

- « -

- численность ППП

чел.

- средняя заработная плата

руб.

9.

Отчисления на социальные нужды

- « -

- из них на ремонт

- « -

10.

Амортизация основных средств

- « -

11.

Прочие затраты, всего, в том числе:

- « -

- затраты на ремонтные работы

- « -

- услуги производственного характера

- « -

- вспомогательные материалы

- « -

- НИОКР

- « -

- страховые платежи

- « -

- налоги, относимые на производственные затраты

- « -

12.

Общехозяйственные расходы

- « -

13.

Другие расходы

- « -

14.

Итого расходов

- « -

15.

Себестоимость 1 Гкал.

руб./Гкал

Таблица П.1.27 (продолжение)

1

2

3

4

5

6

16.

Необходимая прибыль (убытки), всего, в том числе:

тыс. руб.

прибыль на развитие производства

- « -

прибыль на социальное развитие

- « -

прибыль на поощрение

- « -

дивиденды по акциям

- « -

% за пользование кредитом

- « -

целевые средства для реализации областной (муниципальной) программы энергосбережения

- « -

налоги, сборы, платежи, всего, в т. ч.:

- « -

налог на прибыль

- « -

налог на имущество

- « -

плата за временно согласованные выбросы (сбросы) загрязняющих веществ

- « -

17.

Необходимая валовая выручка (НВВ), всего, в том числе:

- « -

- на потребительском рынке

- « -

18.

Тариф на тепловую энергию, реализуемую на потребительском рынке, в том числе:

руб./Гкал

- для бюджетных потребителей (в том числе для жилищных организаций)

руб./Гкал

- для иных потребителей

- « -

19.

Рентабельность производства тепловой энергии, отпускаемой на потребительский рынок

%

20.

Рентабельность производства тепловой энергии

Таблица. П.1.28

Смета затрат на транспорт тепловой энергии

№№

Показатели

Ед. измер.

Факт прошлого года

Базовый период регулирования

Расчётный период регулирования

1

2

3

4

5

6

1.

Получено тепловой энергии

тыс. Гкал

2.

Полезный отпуск тепловой энергии, в том числе:

- « -

- потребительский рынок, в том числе:

- « -

жилищные организации

- « -

бюджетные учреждения

- « -

иные потребители

- « -

- производственные нужды предприятия

- « -

3.

Потери тепловой энергии, в том числе:

- « -

в тепловых сетях, находящихся на балансе предприятия

- « -

4.

Сырьё и материалы на технологические цели с расходами по перевозке

тыс. руб.

5.

Электроэнергия

- « -

6.

Затраты на оплату труда

- « -

- из них на ремонт

- « -

- численность ППП

чел.

- средняя заработная плата

руб.

7.

Отчисления на социальные нужды

- « -

- из них на ремонт

- « -

8.

Амортизация основных средств

- « -

9.

Прочие затраты, всего, в том числе:

- « -

- затраты на ремонтные работы

- « -

- услуги производственного характера

- « -

- вспомогательные материалы

- « -

- НИОКР

- « -

- страховые платежи

- « -

- налоги, относимые на производственные затраты

- « -

10.

Общехозяйственные расходы

- « -

11.

Другие расходы

- « -

12.

Итого расходов

- « -

13.

Себестоимость транспорта 1 Гкал.

руб./Гкал

14.

Необходимая прибыль (убытки), всего, в том числе:

тыс. руб.

прибыль на развитие производства

- « -

прибыль на социальное развитие

- « -

прибыль на поощрение

- « -

дивиденды по акциям

- « -

% за пользование кредитом

- « -

целевые средства для реализации областной (муниципальной) программы энергосбережения

- « -

налоги, сборы, платежи, всего, в т. ч.:

- « -

налог на прибыль

- « -

налог на имущество

- « -

плата за временно согласованные выбросы загрязняющих веществ

- « -

1

2

3

4

5

6

15.

Необходимая валовая выручка (НВВ), всего, в том числе:

- « -

- на потребительском рынке

- « -

16.

Размер платы за транспорт тепловой энергии, реализуемой на потребительском рынке, в том числе:

руб./Гкал

- для бюджетных потребителей (в том числе для жилищных организаций)

руб./Гкал

- для иных потребителей

- « -

17.

Рентабельность транспорта тепловой энергии, отпускаемой на потребительский рынок

%

Все вышеуказанные приложения подписываются первым руководителем (либо лицом его замещающим) и скрепляются печатью предприятия.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК

Таблица П.2.1

Поправочный коэффициент на расчётную температуру наружного воздуха [10]

tно, С

0

- 5

- 10

- 15

- 20

- 25

- 30

- 35

- 40

- 45

- 50

- 55



2,05

1,67

1,45

1,29

1,17

1,08

1,00

0,95

0,90

0,85

0,82

0,80

Таблица П.2.2

Удельные отопительные характеристики жилых, общественных и промышленных зданий [10, 13]

Здания

Температура воздуха внутри отапливаемого помещения С,

tвн

Объем здания по наружному обмеру м3,



Удельная отопительная характеристика, ккал/(м3  ч   С)

отопительная,

qот

вентиляционная,



1

2

3

4

5

Жилые здания, общежития, административные здания

18

<5000

5000-10000

>10000

0,52*

0,48*

0,46*

-

-

-

Детские сады и ясли, поликлиники, амбулатории, диспансеры, больницы

20

<5000

>5000

0,44

0,40

0,13

0,12

Школы, высшие и средние специальные учебные заведения, школы – интернаты, лаборатории, клубы, дома культуры

16

<5000

5000-10000

>10000

0,45

0,41

0,38

0,10

0,09

0,08

Кинотеатры

14

<5000

5000-10000

>10000

0,42

0,37

0,35

0,50

0,45

0,44

Предприятия общественного питания, столовые, фабрики-кухни

16

<5000

5000-10000

>10000

0,41

0,38

0,35

0,81

0,76

0,70

Таблица П.2.2 (продолжение)

1

2

3

4

5

Торговые центры, магазины, комбинаты бытового обслуживания, театры, пожарные депо

15

<5000

5000-10000

>10000

0,44

0,38

0,36

-

0,09

0,31

Гаражи, мастерские

Бани

10

<2000

2000-3000

3000-5000

0,70

0,60

0,55

-

0,81

0,76

Бани                                                 25                     <5000

25

<5000

0,28

1,16

Чугунолитейные цехи

10000-15000

2000-3000

3000-5000

0,30-0,25

1,10-1,00

50000-100000

0,25-0,22

1,00-0,90

100000-150000

0,22-0,18

0,90-0,80

Термические цехи

<10000

2000-3000

3000-5000

0,40-0,30

1,30-1,20

10000-30000

0,30-0,25

1,20-1,00

30000-75000

0,25-0,20

1,00-0,60

Кузнечные цехи

<10000

2000-3000

3000-5000

0,40-0,30

0,70-0,60

10000-50000

0,30-0,25

0,60-0,50

50000-100000

0,25-0,15

0,50-0,30

Механосборочные, механические и слесарные отделения инструментальных цехов

5000-10000

0,55-0,45

0,40-0,25

10000-15000

2000-3000

3000-5000

0,45-0,40

0,25-0,15

50000-100000

0,40-0,38

0,15-0,12

100000-200000

0,38-0,35

0,12-0,08

Деревообделочные цехи

<5000

2000-3000

3000-5000

0,60-0,55

0,60-0,50

5000-10000

0,55-0,45

0,50-0,45

10000-50000

2000-3000

3000-5000

0,45-0,40

0,45-0,40

Цехи металлических конструкций

50000-100000

0,38-0,35

0,53-0,45

100000-150000

2000-3000

3000-5000

0,35-0,30

0,45-0,35

Цехи покрытий (гальванических и других)

<2000

2000-3000

3000-5000

0,66-0,60

5,00-4,00

2000-5000

0,60-0,50

4,00-3,00

5000-10000

0,55-0,45

3,00-2,00

Ремонтные цехи

5000-10000

0,60-0,50

0,20-0,15

10000-20000

0,50-0,45

0,15-0,10

Паровозное депо

<5000

2000-3000

3000-5000

0,70-0,65

0,40-0,30

5000-10000

0,64-0,60

0,30-0,25

Котельные цехи

100000-250000

2000-3000

3000-5000

0,25

0,60

Котельные (отопительные и паровые)

2000-5000

0,10

0,30-0,50

5000-10000

0,10

0,30-0,50

10000-20000

0,08

0,20-0,40

Насосные

<500

2000-3000

3000-5000

1,05

-

500-1000

1,00

-

1000-2000

0,60

-

2000-3000

0,50

-

Таблица П.2.2 (продолжение)

1

2

3

4

5

Компрессорные

<500

2000-3000

3000-5000

0,70

-

500-1000

0,70-0,60

-

1000-2000

0,60-0,45

-

2000-5000

0,45-0,40

-

5000-10000

0,45-0,40

-

Газогенераторные

5000-10000

0,10

1,80

Регенерация масел

2000-3000

0,75-0,60

0,60-0,50

Склады химикатов, красок и т. п.

<1000

2000-3000

3000-5000

0,85-0,75

-

1000-2000

0,75-0,65

-

2000-5000

0,65-0,58

0,60-0,45

Склады моделей и главные магазины

1000-2000

0,80-0,70

-

2000-5000

0,70-0,60

-

5000-10000

0,60-0,45

-

Бытовые и административно-вспомогательные помещения

500-1000

0,60-0,45

-

1000-2000

0,45-0,40

-

2000-5000

0,40-0,33

0,14-0,12

5000-10000

0,33-0,30

0,12-0,11

10000-20000

0,30-0,25

0,11-0,10

Проходные

<500

2000-3000

3000-5000

1,30-1,20

-

500-2000

1,20-0,70

-

* - определена как средневзвешенная величина с учётом фактического состояния жилого фонда и административных зданий области на основании данных ГПКО «ЖКХ Кемеровской области».

При необходимости проведения уточнённых расчётов (и в случае, когда малоэтажные дома, подключенные к тепловым сетям предприятия, составляют 50% и более от общего количества отапливаемого жилищного фонда) удельная отопительная характеристика жилых зданий принимается по табл. П.2.3, П.2.3а. Необходимость уточнённых расчётов согласовывается с администрациями территорий области.

Таблица П.2.3

Удельная отопительная характеристика жилых зданий [43]

Объем здания по наружному обмеру м3,



Удельная отопительная характеристика qот,

ккал/(м3  ч   С)

Объем здания по наружному обмеру м3,



Удельная отопительная характеристика qот,

ккал/(м3  ч   С)

постройка до 1958 года

постройка после 1958 года

постройка до 1958 года

постройка после 1958 года

1

2

3

4

5

6

100

0,74

0,92

4000

0,40

0,47

200

0,66

0,82

4500

0,39

0,46

300

0,62

0,78

5000

0,38

0,45

400

0,60

0,74

6000

0,37

0,43

500

0,58

0,71

7000

0,36

0,42

600

0,56

0,69

8000

0,35

0,41

700

0,54

0,68

9000

0,34

0,40

800

0,53

0,67

10000

0,33

0,39

900

0,52

0,66

11000

0,32

0,38

1000

0,51

0,65

12000

0,31

0,38

1100

0,50

0,62

13000

0,30

0,37

1200

0,49

0,60

14000

0,30

0,37

1300

0,48

0,59

15000

0,29

0,37

1400

0,47

0,58

20000

0,28

0,37

1500

0,47

0,57

25000

0,28

0,37

1700

0,46

0,55

30000

0,28

0,36

2000

0,45

0,53

35000

0,28

0,35

2500

0,44

0,52

40000

0,27

0,35

3000

0,43

0,50

45000

0,27

0,34

3500

0,42

0,48

50000

0,26

0,34

Таблица П.2.3а

Удельная отопительная характеристика зданий, построенных до 1930 года [43]

Объем здания по наружному обмеру м3,



Удельная отопительная характеристика qот, ккал/(м3  ч   С), для районов с расчётной температурой наружного воздуха для проектирования отопления

≤ - 30 º С

- 20 º С – 30 º С

≥ -20 º С

1

2

3

4

500 – 2000

0,37

0,41

0,45

2001 – 5000

0,28

0,30

0,38

5001 – 10000

0,24

0,27

0,29

10001 – 15000

0,21

0,23

0,25

15001 - 25000

0,20

0,21

0,23

≥ 25000

0,19

0,20

0,22

Таблица П.2.4

Климатические данные некоторых городов и населённых пунктов Кемеровской области [21]

Города и населённые пункты

Продолжитель-ность отопитель-ного периода

Zсут, сут.

Отопительный период

Температура воздуха, С

расчётная для проектирования

средняя отопительного периода, tср

отопления tно

вентиляции tнв

1

2

3

4

5

Кемерово

231/246

- 39

- 24

- 8,3/- 7,2

Киселёвск

227/242

- 39

- 22

- 7,3/- 6,7

Кондома

236/254

- 40

- 24

- 7,8/- 6,6

Мариинск

235/251

- 40

- 23

- 7,7/- 6,6

Тайга

240/259

- 39

- 24

- 8,3/- 7,0

Тисуль

236/253

- 40

- 22

- 7,3/- 6,2

Топки

235/251

- 39

- 23

- 8,2/- 7,1

Усть - Кабырза

241/259

- 41

- 27

- 9,0/- 7,7

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ ЧЕРЕЗ ИЗОЛИРОВАННУЮ ПОВЕРХНОСТЬ ПОДАЮЩЕЙ И ОБРАТНОЙ ЛИНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ТРАНСПОРТЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ [8]

НОРМЫ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ (ПЛОТНОСТИ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА) ТЕПЛОПРОВОДАМИ, СПРОЕКТИРОВАНЫМИ В ПЕРИОД С 1959 г. ПО 1989 г ВКЛЮЧИТЕЛЬНО.

Таблица 3.1

Нормы тепловых потерь трубопроводов внутри помещений

с расчетной температурой воздуха tн = + 250С

Условный диаметр, мм

Температура теплоносителя,0С

50

75

100

125

150

200

250

300

350

400

450

Тепловые потери, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

175

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1400

12

13

14

15

16

22

27

31

35

38

42

45

50

53

60

66

82

95

110

135

150

210

20

22

23

26

27

34

40

45

50

52

59

65

70

75

83

90

110

125

145

165

190

260

28

31

32

37

39

45

53

60

66

70

78

85

92

98

109

120

140

160

180

205

225

300

35

40

43

49

52

57

65

72

80

85

95

104

112

120

133

145

170

190

220

240

265

350

43

49

53

58

62

68

76

84

93

100

111

122

131

140

155

170

195

220

250

275

300

400

58

65

70

78

82

90

101

112

124

132

146

160

175

190

205

220

253

280

315

345

370

500

74

84

90

99

105

113

126

140

153

165

183

200

218

235

253

270

310

340

380

415

450

585

90

102

108

120

126

137

152

166

182

196

218

240

260

280

303

325

370

405

445

480

525

680

105

119

127

141

149

160

176

192

212

227

253

278

300

322

349

375

425

470

515

555

600

780

120

136

145

162

170

182

201

220

242

260

289

317

344

370

400

430

485

530

580

625

670

870

136

154

165

183

193

205

226

247

273

290

323

355

385

415

448

480

540

590

645

695

745

970

Таблица 3.2

Нормы тепловых потерь изолированными теплопроводами на открытом воздухе с расчетной температурой наружного воздуха tнв= + 50С

Условный диаметр, мм

Разность температуры теплоносителя

и наружного воздуха,0С

45

70

95

120

145

195

245

295

345

395

445

Тепловые потери, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

175

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1400

15

18

21

25

28

31

35

38

42

46

53

60

71

82

89

95

104

115

135

155

180

230

23

27

30

35

38

43

48

50

58

60

70

80

93

105

113

120

133

145

168

190

220

280

31

36

40

45

50

55

60

65

73

78

87

100

114

128

136

145

160

176

200

225

255

325

38

45

49

55

60

67

74

80

88

95

107

120

135

150

160

170

190

206

233

260

292

380

46

53

58

66

71

77

85

94

103

110

125

140

156

173

185

196

218

238

266

296

330

430

62

72

78

86

93

101

111

120

130

140

160

180

199

218

235

245

275

297

330

370

407

532

77

90

96

108

114

125

136

148

162

175

198

220

240

260

280

300

330

358

398

440

485

630

93

108

115

128

136

148

162

175

192

208

233

260

283

306

330

350

385

420

464

515

565

740

108

125

134

148

158

172

188

205

223

240

268

300

326

352

375

400

440

480

535

585

640

840

124

144

153

170

180

195

212

230

250

270

305

340

370

398

420

450

500

542

600

655

720

940

140

162

173

190

202

218

239

260

280

302

340

380

410

440

470

500

555

602

665

725

793

1040

Таблица 3.3

Нормы тепловых потерь изолированными водяными теплопроводами

в непроходных каналах и при бесканальной прокладке с расчетной

температурой грунта tгр= + 50С на глубине заложения теплопроводов

Условный  диаметр,

мм

Нормы тепловых потерь трубопроводами, ккал/чм

обратным трубопроводом

при разности  температур теплоносителя и грунта 450С

(t2 = 500С)

2-х трубной прокладки при разности  температур теплоносителя и грунта 52,50С

(t1 = 650С)

2-х трубной прокладки при разности температур теплоносителя и грунта 650С

(t1 = 900С)

2-х трубной прокладки при разности температур теплоносителя и грунта 750С

(t1 = 1100С)

25

50

70

80

100

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1200

1400

20

25

29

31

34

42

51

60

68

76

82

91

101

114

125

141

155

170

200

228

45

56

64

69

76

94

113

132

149

164*

180*

198*

216*

246*

272*

304*

333*

366*

429

488

52

65

74

80

88

107

130

150

168

183

203

223

243

277

306

341

373

410

482

554

58

72

82

88

96

117

142

163

183

202

219

241

261

298

327

364

399

436

508

580

Примечания:

              1) отмеченные *) значения норм тепловых потерь приведены как оценочные в силу отсутствия в Нормах соответствующих значений удельных часовых тепловых потерь подающим трубопроводом отмеченных диаметров;

2) значения удельных часовых тепловых потерь трубопроводами диаметром 1200 и 1400 мм в связи с отсутствием в Нормах определены экстраполяцией и приведены как рекомендуемые.

Таблица 3.4

Нормы тепловых потерь изолированными паропроводами и конденсатопроводами в непроходных каналах при расчетной температуре грунта tгр = + 50С

на глубине заложения теплопроводов

Конденсатопровод

Паропровод

Суммарные тепловые потери при

2-х трубной прокладке конденсато-

провода и паропровода

(tп = 1500С), ккал/чм

Паропровод

Суммарные тепловые потери при

2-х трубной прокладке конденсато-

провода и паропровода

(tп = 2000С), ккал/чм

Температура конденсата

tк = 700С

Температура пара tп = 1500С

Температура пара tп = 2000С

Услов-

ный

диаметр,

мм

Тепло-

вые

потери,

ккал/чм

Услов-

ный

диаметр,

мм

Тепло-

вые

потери,

ккал/чм

Услов-

ный

диаметр,

мм

Тепло-

вые

потери,

ккал/чм

20

25

50

50

50

80

100

100

100

150

150

200

200

250

300

21

27

33

33

33

41

45

45

45

55

55

67

67

77

83

25

50

65

80

100

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

49

61

68

73

80

96

115

131

146

158

182

184

199

223

239

70

88

101

106

113

137

160

176

191

213

237

251

266

300

322

25

50

65

80

100

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

61

75

84

90

98

116

139

158

175

188

202

217

226

262

287

82

102

117

123

131

157

184

203

220

243

277

284

293

339

370

Таблица 3.4а

Нормы тепловых потерь изолированными паропроводами и конденсатопроводами в непроходных каналах при расчетной температуре грунта

tгр = + 50С на глубине заложения теплопроводов

Паропровод

Конденсатопровод

Суммарные тепловые потери при

2-х трубной прокладке, ккал/чм

Температура пара tп = 2500С

Температура конденсата tк = 700С

Условный

диаметр,

мм

Тепловые

потери,

ккал/чм

Условный

диаметр,

мм

Тепловые

потери,

ккал/чм

25

50

65

80

100

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

73

89

99

105

115

136

170

182

202

217

233

251

270

302

326

20

25

50

50

50

80

100

100

100

150

150

200

200

250

300

21

27

33

33

33

41

45

45

45

55

55

67

67

77

88

98

116

132

138

148

177

215

227

247

272

288

318

337

379

414

Таблица 3.4б

Нормы тепловых потерь изолированными паропроводами и конденсатопроводами в непроходных каналах при расчетной температуре грунта

tгр = + 50С на глубине заложения теплопроводов

Паропровод

Конденсатопровод

Суммарные тепловые потери при

2-х трубной прокладке, ккал/чм

Температура пара tп = 3000С

Температура конденсата tк = 1200С

Условный

диаметр,

мм

Тепловые

потери,

ккал/чм

Условный

диаметр,

мм

Тепловые

потери,

ккал/чм

100

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

130

154

183

206

227

244

260

277

295

332

360

50

65

100

100

150

150

200

200

250

250

300

51

58

67

67

81

81

98

98

110

110

124

181

212

250

273

308

325

358

375

405

442

484

     Таблица 3.4в

Нормы тепловых потерь изолированными паропроводами и конденсатопроводами в непроходных каналах при расчетной температуре грунта

tгр = + 50С на глубине заложения теплопроводов

Паропровод

Конденсатопровод

Суммарные тепловые потери при

2-х трубной прокладке, ккал/чм

Температура пара tп = 4000С

Температура конденсата tк = 1200С

Условный

диаметр,

мм

Тепловые

потери,

ккал/чм

Условный

диаметр,

мм

Тепловые

потери,

ккал/чм

100

150

200

250

300

350

400

160

188

221

254

279

299

316

50

65

100

100

150

150

200

51

58

67

67

81

81

98

211

246

288

321

360

380

414

НОРМЫ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ (ПЛОТНОСТИ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА) ТЕПЛОПРОВОДАМИ, СПРОЕКТИРОВАНЫМИ

В ПЕРИОД С 1990г. ПО 1997 г. ВКЛЮЧИТЕЛЬНО

Таблица 3.5

Нормы тепловых потерь трубопроводов, расположенных на открытом воздухе

Условный диаметр, мм

Продолжительность эксплуатации

до 5 000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5 000 ч/год

Температура теплоносителя,0С

20

50

100

150

200

250

300

350

400

450

20

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

5

7

8

9

9

11

13

15

19

22

26

30

33

35

39

46

52

58

65

71

13

15

16

20

22

24

28

30

38

44

51

57

63

69

76

86

98

110

121

133

24

28

31

35

39

43

48

54

66

76

87

96

105

114

123

142

158

176

194

212

36

42

46

52

57

63

70

77

94

108

120

133

146

157

169

194

215

239

263

286

49

57

61

70

75

83

92

101

122

138

156

172

187

200

216

248

274

304

334

362

63

74

78

89

96

106

120

132

158

178

199

219

237

256

277

314

347

384

419

457

77

90

97

109

118

129

144

159

190

213

239

262

285

304

326

372

409

452

494

535

93

108

116

131

140

153

172

188

225

252

279

305

332

354

380

429

473

520

568

615

109

128

137

153

164

179

200

220

261

289

322

352

380

405

435

490

538

592

644

697

128

149

158

178

190

207

231

253

298

331

366

401

432

460

493

554

608

667

725

783

4

6

6

8

9

9

10

12

15

18

22

24

26

28

31

36

41

46

51

56

11

13

15

16

18

21

23

26

32

37

42

47

52

56

61

71

79

89

97

107

22

25

27

31

34

37

42

46

56

65

72

80

88

94

102

117

130

144

158

173

32

38

40

46

50

55

60

66

80

91

101

113

122

131

143

162

180

183

218

237

45

51

55

62

66

73

80

88

105

119

133

146

159

169

181

206

227

251

274

298

57

66

71

80

85

94

105

115

137

154

170

187

203

217

233

263

290

319

348

377

71

82

88

98

105

115

128

141

167

185

206

224

243

259

277

312

343

377

410

444

85

99

106

118

126

138

153

167

196

218

241

263

284

302

323

363

398

436

474

512

101

117

125

139

148

161

179

194

229

253

279

304

327

347

371

415

455

498

540

582

118

136

144

161

172

186

206

224

262

290

318

347

372

396

422

471

515

562

610

656

Криволинейные пов-ти диаметром более 1020 мм и плоские

Нормы поверхностной плотности теплового потока, ккал/чм2

22

38

61

76

93

114

131

142

163

180

16

30

46

60

73

90

103

116

129

142

                                                                                                    Таблица 3.6

Нормы тепловых потерь трубопроводов, расположенных в помещении и тоннеле

Условный диаметр, мм

Продолжительность эксплуатации

до 5 000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5 000 ч/год

Температура теплоносителя,0С

50

100

150

200

250

300

350

400

450

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

9

11

13

15

17

19

22

24

31

36

41

46

52

55

61

70

78

88

98

108

22

25

28

32

35

39

44

48

60

70

79

89

97

105

114

131

146

163

180

197

34

40

42

49

53

59

66

73

89

101

114

126

139

149

162

185

206

228

251

273

46

55

58

67

72

80

88

98

118

133

150

166

181

194

209

238

266

294

323

351

60

71

77

87

93

102

116

128

154

173

194

213

231

250

270

307

339

375

411

446

75

89

95

107

114

126

142

156

186

208

232

257

279

298

321

364

402

443

484

525

91

107

114

128

138

151

169

185

220

247

274

301

326

348

374

423

465

513

559

605

108

126

134

151

162

176

197

216

257

286

316

347

375

400

429

483

531

584

636

688

126

146

157

175

188

204

229

249

294

328

362

397

427

455

487

548

601

660

718

777

9

10

11

13

14

15

18

21

25

29

34

38

41

45

49

58

64

72

80

88

19

22

24

28

30

34

38

42

51

58

66

73

80

87

94

108

120

133

146

160

30

35

38

43

46

52

57

63

76

86

96

107

116

125

134

154

171

189

207

225

42

49

52

59

64

70

77

84

101

114

128

141

153

163

176

200

220

243

266

288

55

64

69

77

83

90

101

112

133

150

166

182

198

211

227

256

282

311

340

368

68

80

85

96

102

112

125

138

163

181

200

220

237

253

272

306

336

370

402

435

83

96

103

115

123

134

151

163

194

214

237

259

279

297

318

357

392

429

467

504

99

115

122

137

145

158

176

192

224

249

274

299

322

342

366

410

449

491

533

574

116

134

143

159

169

183

204

221

259

286

315

342

368

391

417

466

509

556

604

652

Криволинейные поверхности диаметром более 1020 мм и плоские

Нормы поверхностной плотности теплового потока, ккал/чм2

31

54,2

73,1

90,3

114

130

146

162

180

24,9

43

58,5

71,4

89,4

102

115

128

142

Примечание: при расположении трубопроводов в тоннеле к нормам тепловых потерь, приведенным в данной таблице, необходимо вводить коэффициент 0,85.

Таблица 3.7

Нормы тепловых потерь трубопроводов водяной тепловой сети

при бесканальной прокладке

Условный диаметр, мм

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

Продолжительность эксплуатации

до 5000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5000 ч/год

трубопровод

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

Температура теплоносителя,0С

65

50

90

50

65

50

90

50

25

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

31

38

43

44

47

52

59

66

71

78

87

93

100

106

120

134

145

23

29

33

34

36

40

45

51

54

59

65

69

74

78

89

96

105

41

52

58

59

64

70

78

87

95

105

114

120

130

140

160

175

194

22

28

31

32

34

38

42

46

51

55

59

63

67

71

81

86

94

28

34

39

40

42

46

52

57

62

68

74

78

83

90

101

108

120

22

27

29

30

33

35

40

43

47

51

56

58

62

67

75

80

88

38

46

52

52

56

62

69

77

83

90

97

104

111

119

134

146

160

21

25

28

29

30

34

37

41

44

48

52

54

58

62

69

74

80

Примечание: при применении в качестве теплоизоляционного слоя пенополиуретана, фенольного поропласта и полимербетона значения норм тепловых потерь для трубопроводов следует определять с коэффициентом Киз, приведенным в таблице 3.7а:

Таблица 3.7а

Материал

теплоизоляционного слоя

Условный диаметр трубопроводов, мм

25 – 65

80 – 150

200 – 300

350 – 500

Коэффициент Киз

пенополиуретан,

фенольный поропласт ФЛ

0,5

0,6

0,7

0,8

полимербетон

0,7

0,8

0,9

1,0

Таблица 3.8

Нормы тепловых потерь паропроводов и конденсатопроводов

при их совместной прокладке в непроходных каналах

Условный

диаметр, мм

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

паропровод

конденсатопровод

Расчетная температура теплоносителя,0С

115

100

150

100

200

100

250

100

300

100

350

100

25

30

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

25

25

25

25

30

40

40

50

70

80

100

125

150

180

200

250

300

300

300

24

25

27

29

33

38

40

45

48

56

63

69

76

81

87

93

104

113

122

19

19

19

19

22

23

23

25

28

30

33

35

40

44

46

52

58

58

58

31

33

34

37

44

47

51

55

59

70

77

86

93

99

107

114

126

137

148

19

19

19

19

22

23

23

25

28

30

33

34

39

43

46

52

57

57

57

42

45

46

53

60

64

68

74

80

92

102

114

122

131

138

147

164

177

191

19

19

19

19

22

22

22

24

27

29

32

34

39

43

46

51

57

57

57

52

56

60

66

73

77

83

90

97

112

123

137

147

157

167

178

196

210

227

19

19

19

19

22

22

22

24

27

29

32

34

38

42

46

51

56

56

56

66

71

76

82

90

95

101

110

119

135

151

164

176

188

200

213

234

250

-

19

19

19

19

21

22

22

24

27

29

32

34

38

42

45

51

56

55

-

82

86

90

97

107

112

120

130

146

158

177

192

206

219

231

247

269

289

-

19

19

19

19

21

22

22

24

27

29

32

34

38

42

45

51

55

54

-

Таблица 3.9

Нормы тепловых потерь трубопроводов водяных тепловых сетей

в непроходных каналах

Условный диаметр, мм

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

Продолжительность эксплуатации

до 5000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5000 ч/год

трубопровод

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

Температура теплоносителя,0С

65

50

90

50

110

50

65

50

90

50

110

50

25

30

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1200

1400

15

16

18

19

23

25

28

29

33

41

46

53

58

65

66

76

84

92

112

119

131

159

175

10

11

12

13

16

17

19

20

22

27

30

34

38

40

42

46

50

54

62

65

67

74

77

22

23

25

28

33

35

40

42

46

57

65

75

80

94

96

108

120

140

156

163

171

221

244

9

10

11

12

14

15

16

17

19

22

25

28

29

32

34

37

39

40

41

49

51

57

59

27

28

31

34

40

44

49

52

56

71

80

89

101

106

116

144

147

159

183

201

214

258

277

9

9

10

11

12

13

15

15

16

20

22

24

25

26

28

28

30

33

36

38

42

46

50

14

15

15

17

20

22

24

27

28

34

39

43

47

50

58

58

68

77

86

91

101

124

131

9

10

11

12

14

15

16

18

19

23

26

28

32

33

37

38

43

47

52

57

61

68

71

20

21

22

24

29

31

35

36

38

46

55

60

65

71

80

84

94

108

120

130

136

159

181

9

9

10

11

13

14

15

15

16

19

22

24

26

28

31

33

35

37

39

46

49

55

58

24

26

28

30

34

38

41

43

47

58

66

72

81

87

92

101

114

130

140

160

165

197

217

8

9

9

10

11

12

13

14

15

18

20

22

22

24

25

28

29

32

34

37

40

45

48

НОРМЫ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ (ПЛОТНОСТИ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА) ТЕПЛОПРОВОДАМИ, СПРОЕКТИРОВАНЫМИ

В ПЕРИОД С 1998 г. ПО 2003 г. ВКЛЮЧИТЕЛЬНО

Таблица 3.10

Нормы тепловых потерь трубопроводов, расположенных на открытом воздухе

Условный диаметр, мм

Продолжительность эксплуатации

до 5 000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5 000 ч/год

Разность температур теплоносителя и наружного воздуха,0С

15

45

95

145

195

245

295

345

395

445

15

45

95

145

195

245

295

345

395

445

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

4

6

6

7

8

9

10

13

15

18

22

25

27

29

32

38

42

47

53

58

10

13

14

16

18

20

22

25

31

36

41

46

52

57

62

71

81

90

100

109

20

23

26

29

32

35

40

45

54

62

71

79

86

93

101

116

130

144

159

175

29

34

38

43

46

52

57

63

77

89

99

109

120

128

139

159

176

196

216

235

40

46

50

58

61

69

76

83

101

114

128

141

153

164

177

203

225

249

273

297

55

61

65

73

79

87

98

108

130

146

163

180

194

210

227

257

285

316

343

374

64

74

80

89

96

106

119

131

156

175

196

215

233

249

267

304

335

371

405

439

77

89

95

108

115

125

141

155

185

206

229

250

273

291

311

352

388

427

465

504

89

105

112

126

135

147

164

181

214

237

264

288

311

332

357

402

441

485

528

571

105

122

130

146

156

170

190

207

244

272

300

329

354

378

404

454

499

547

594

642

3

4

5

6

7

8

9

9

13

15

17

20

21

23

25

29

34

37

41

46

9

10

12

13

15

16

19

21

26

30

34

39

42

46

50

57

65

71

79

87

17

21

22

25

28

30

34

38

46

52

58

65

71

76

83

95

105

116

128

140

26

31

33

38

40

45

49

53

65

74

83

91

99

106

116

131

145

148

176

192

36

41

45

50

53

59

65

71

85

96

108

119

129

138

147

167

184

204

222

241

46

53

57

65

69

76

85

94

111

125

138

152

164

175

189

213

235

259

282

305

57

66

71

79

85

94

104

114

135

150

167

181

196

210

224

253

278

305

332

359

69

80

86

95

102

112

124

135

159

177

195

213

230

244

262

294

323

353

384

415

82

95

101

113

120

131

145

157

186

205

225

246

265

281

300

336

369

403

438

471

95

110

117

131

139

151

167

181

212

235

258

280

302

321

342

382

417

456

494

531

Криволинейные пов-ти диаметром более 1020 мм и плоские

Нормы поверхностной плотности теплового потока, ккал/чм2

18

31

50

62

77

94

108

116

134

147

4

24

38

49

59

73

83

94

105

115

Таблица 3.11

Нормы тепловых потерь трубопроводов, расположенных в помещении и тоннеле

Условный диаметр, мм

Продолжительность эксплуатации

до 5 000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5 000 ч/год

Температура теплоносителя,0С

50

100

150

200

250

300

350

400

450

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

8

9

10

12

14

15

17

19

25

29

33

36

41

44

49

56

63

71

78

86

17

20

22

26

28

31

35

39

48

56

64

71

77

84

91

105

117

131

144

157

27

32

34

40

43

47

53

58

71

81

91

101

112

119

129

148

164

182

201

218

37

44

46

53

58

64

71

78

95

107

120

132

144

155

167

191

212

236

258

280

48

57

61

70

74

82

93

102

123

138

155

170

185

200

216

246

271

300

329

357

60

71

76

85

91

101

114

125

149

167

186

206

223

239

256

291

322

354

387

421

73

85

91

102

110

120

135

148

176

198

219

241

261

279

299

339

372

410

447

484

86

101

108

121

129

141

157

173

206

229

253

278

300

320

343

387

425

467

509

550

101

117

126

140

151

163

183

200

236

262

290

316

341

364

390

439

481

528

574

621

7

9

9

10

11

12

15

16

20

23

27

30

33

36

40

46

51

58

64

71

15

18

19

22

24

27

30

34

40

46

53

58

64

70

75

86

95

107

117

128

24

28

30

34

37

41

46

50

60

69

77

85

93

100

108

123

137

151

166

181

34

40

42

47

51

56

62

67

81

91

102

113

122

131

141

160

176

194

212

246

44

51

55

62

67

72

81

89

107

120

132

146

158

169

181

205

225

249

272

294

54

64

68

77

82

89

100

110

130

145

160

176

190

202

218

245

269

296

322

348

67

77

83

92

98

108

120

131

155

171

189

207

223

237

255

286

314

343

374

402

79

92

98

109

116

126

141

154

180

199

219

239

257

273

293

329

359

393

427

459

93

108

114

127

136

146

163

177

207

229

252

273

294

313

334

373

408

445

483

521

Криволинейные поверхности диаметром более 1020 мм и плоские

Нормы поверхностной плотности теплового потока, ккал/чм2

25

43

58

72

91

104

117

129

144

20

34

46

57

71

82

92

102

114

Примечание: при расположении трубопроводов в тоннеле к нормам тепловых потерь, приведенным в данной таблице, необходимо вводить коэффициент 0,85.

Таблица 3.12

Нормы тепловых потерь конденсатопроводов и паропроводов, проложенных совместно в непроходных каналах

Условный

диаметр, мм

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

паропровод

конденсатопровод

Расчетная температура теплоносителя,0С

115

100

150

100

200

100

250

100

300

100

350

100

25

30

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

25

25

25

25

30

40

40

50

70

80

100

125

150

180

200

250

300

300

300

19

20

22

23

27

30

33

36

39

45

50

55

60

65

70

74

83

90

98

15

15

15

15

18

20

20

21

23

23

27

28

33

36

38

43

47

47

47

26

28

28

31

37

40

42

46

50

58

65

71

77

83

89

95

106

114

123

15

15

15

15

18

20

20

21

23

25

27

28

33

36

38

43

47

47

47

35

37

39

45

50

53

57

62

67

77

85

95

101

109

115

123

137

148

159

15

15

15

15

18

20

20

21

23

25

27

28

33

36

38

43

47

47

47

44

46

50

55

61

70

70

76

81

93

102

114

123

132

139

149

163

175

189

15

15

15

15

18

19

19

20

22

24

27

28

32

35

38

42

46

46

46

55

59

63

68

76

84

84

92

99

113

126

137

147

157

166

178

195

209

-

15

15

15

15

17

19

19

20

22

24

27

28

32

35

37

42

46

46

-

68

71

76

82

89

101

101

108

122

132

148

160

172

183

193

206

224

241

-

15

15

15

15

17

18

18

20

22

24

27

28

32

35

37

41

46

46

-

                                                                                                                   Таблица 3.13

Нормы тепловых потерь трубопроводов, проложенных в непроходных каналах и бесканально

Условный диаметр, мм

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

Продолжительность эксплуатации

до 5000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5000 ч/год

трубопровод

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

Температура теплоносителя,0С

65

50

90

50

110

50

65

50

90

50

110

50

25

30

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1200

1400

13

14

15

16

20

22

24

25

28

35

40

46

50

56

60

65

71

78

91

101

111

135

149

9

9

10

11

14

15

16

17

20

22

26

29

32

34

36

40

42

46

52

55

57

63

66

19

20

22

24

28

30

34

36

40

47

56

64

68

75

82

92

102

120

129

139

145

187

207

9

9

10

11

12

13

14

15

16

19

22

23

25

28

28

31

33

35

39

41

44

47

51

22

24

27

29

34

37

41

45

47

61

68

76

84

90

99

112

125

135

156

171

182

219

236

9

9

9

10

11

12

14

15

16

17

18

21

22

22

23

24

26

28

31

32

36

40

42

12

13

14

15

17

18

21

22

23

28

33

37

40

43

46

50

58

65

73

77

86

98

112

8

9

9

10

11

12

14

15

16

20

22

24

27

28

31

32

36

40

44

48

52

58

60

17

17

19

21

25

27

30

33

36

42

46

52

55

60

68

72

80

92

102

110

120

136

154

8

9

9

10

11

12

13

14

15

16

18

21

22

24

27

28

30

32

33

37

40

46

50

21

22

23

26

29

32

35

37

40

50

57

61

69

74

78

86

96

110

120

129

140

163

193

7

8

9

9

10

11

12

13

14

15

17

18

19

21

22

23

27

27

29

32

34

38

41

НОРМЫ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ (ПЛОТНОСТИ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА) ТЕПЛОПРОВОДАМИ, СПРОЕКТИРОВАНЫМИ

В ПЕРИОД С 2004 г.

Таблица 3.14

Нормы тепловых потерь трубопроводов, расположенных на открытом воздухе

Условный диаметр, мм

Продолжительность эксплуатации

до 5 000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5 000 ч/год

Разность температур теплоносителя и наружного воздуха,0С

15

45

95

145

195

245

295

345

395

445

15

45

95

145

195

245

295

345

395

445

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1400

4

5

6

7

8

9

10

11

14

16

19

23

26

28

31

36

40

46

51

55

75

10

12

14

15

17

19

22

23

29

34

38

46

52

56

61

71

78

88

96

106

142

20

22

25

28

31

34

38

41

51

58

65

79

86

94

101

116

129

143

157

171

227

29

33,5

37

41

45

49

54

60

71

82

91

110

120

129

139

159

175

194

213

231

305

40

45

49

56

59

65

72

79

94

107

119

141

153

165

178

202

223

246

268

292

382

51

58

63

71

76

83

97

106

126

143

158

174

188

202

218

245

270

298

324

351

458

63

71

77

86

92

100

118

128

151

171

189

207

224

241

258

291

319

350

381

412

534

76

85

92

103

110

120

139

151

178

201

222

243

261

280

300

336

369

404

439

475

612

89

100

108

121

129

139

163

176

206

232

255

279

300

321

343

384

421

460

500

538

691

103

116

126

139

148

161

186

202

236

264

291

316

340

363

388

433

474

518

561

604

772

4

4

5

6

7

8

9

9

12

14

15

19

22

23

26

29

33

37

40

45

60

9

10

12

14

15

16

18

20

24

28

34

39

42

46

50

58

65

71

78

86

114

17

20

22

25

27

29

33

36

43

49

58

66

72

78

84

96

107

118

129

140

185

27

30

33

37

40

43

47

52

62

71

82

93

101

109

117

132

146

162

176

191

250

36

40

44

50

53

58

64

69

82

92

107

120

131

140

151

169

187

205

223

242

313

46

52

57

64

67

73

80

87

102

114

132

149

161

172

185

207

227

249

271

292

378

58

65

70

77

83

89

98

114

132

149

164

179

192

206

220

246

269

295

320

344

442

70

77

84

93

99

107

117

134

157

175

193

210

225

241

257

286

313

341

370

398

508

82

91

99

109

116

126

137

157

182

203

223

242

259

277

295

329

358

390

421

453

576

95

106

114

126

134

144

157

180

208

232

255

275

295

314

335

372

404

439

475

509

645

Криволинейные поверхности диаметром более 1400 мм и плоские

Нормы поверхностной плотности теплового потока, ккал/чм2

16

30

46

60

73

85

96

108

121

136

13

23

35

46

57

66

77

86

95

115

Таблица 3.14

Нормы тепловых потерь трубопроводов, расположенных в помещении

Условный диаметр, мм

Продолжительность эксплуатации

до 5 000 ч/год включительно

Продолжительность эксплуатации

более 5 000 ч/год

Температура теплоносителя,0С

50

100

150

200

250

300

350

400

450

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

25

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1400

7

9

9

11

12

14

15

18

22

26

29

33

36

40

44

50

56

63

70

77

103

17

20

22

25

28

30

34

38

46

53

60

66

73

79

86

98

109

121

134

146

194

27

31

34

39

42

46

52

57

69

79

89

97

106

115

124

141

157

174

190

207

273

37

42

46

53

57

63

70

77

92

105

117

128

139

151

163

184

203

224

245

266

349

48

55

60

68

73

80

89

97

115

132

146

160

173

187

200

226

249

275

300

325

423

60

69

75

84

90

99

108

119

140

159

176

193

208

224

240

270

297

326

355

384

499

73

83

90

101

108

118

130

141

167

187

207

226

244

262

281

316

346

379

412

445

574

87

98

107

120

127

138

151

165

194

218

240

261

282

302

323

361

396

433

470

507

652

101

114

124

138

147

160

175

190

222

249

274

298

321

342

366

409

447

488

530

570

731

7

8

9

10

11

12

14

15

19

22

25

28

31

34

37

42

47

52

58

64

85

15

18

20

22

24

27

30

33

40

46

52

57

62

67

72

83

92

101

112

121

161

24

28

31

35

38

41

46

50

60

68

76

83

91

98

106

120

132

145

159

173

226

34

39

43

48

52

56

62

68

80

91

101

111

120

129

138

156

172

189

206

223

290

45

51

55

62

66

72

79

86

101

115

127

138

150

161

172

194

212

232

253

273

353

56

63

69

77

82

89

97

106

124

139

154

168

181

194

207

231

254

277

301

324

417

68

77

83

92

98

107

117

126

148

166

182

198

212

227

243

271

296

323

350

377

482

81

90

98

109

116

126

137

148

172

193

212

230

246

262

280

312

340

371

401

431

549

95

105

114

126

134

145

158

171

198

221

242

262

280

299

318

354

385

419

453

486

616

Криволинейные поверхности диаметром более 1400 мм и плоские

Нормы поверхностной плотности теплового потока, ккал/чм2

22

40

54

67

79

90

102

114

125

20

35

48

59

71

81

91

101

112

                                                                                                                    Таблица 3.15

Нормы тепловых потерь трубопроводов водяных тепловых сетей

при канальной прокладке

Условный

диаметр, мм

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

Продолжительность

эксплуатации до 5000 ч/год

включительно

Продолжительность

эксплуатации более 5000 ч/год

Температура теплоносителя,0С

65/50

90/50

110/50

65/50

90/50

110/50

25

32

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1200

1400

18

21

22

25

28

30

34

38

42

52

61

70

77

84

92

101

115

130

144

160

175

206

235

22

25

27

29

34

36

40

46

51

61

71

81

90

99

108

118

134

151

168

186

201

238

272

27

28

30

34

39

41

46

52

57

70

81

90

101

110

120

131

150

167

186

206

224

262

300

16

18

19

22

25

27

29

34

36

45

52

58

65

70

77

83

95

106

118

130

143

168

190

21

22

24

26

30

32

34

40

43

52

61

68

76

83

89

97

111

124

138

151

165

194

220

24

26

28

30

34

37

40

45

49

60

69

77

85

93

101

109

125

138

152

169

182

215

243

Таблица 3.16

Нормы тепловых потерь конденсатопроводов и паропроводов,

расположенных совместно в непроходных каналах

Условный

диаметр, мм

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

пар

конд

паропровод

конденсатопровод

Расчетная температура теплоносителя,0С

115

100

150

100

200

100

250

100

300

100

350

100

25

30

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

25

25

25

25

30

40

40

50

70

80

100

125

150

180

200

250

300

300

300

19

20

22

23

27

30

33

36

39

45

50

55

60

65

70

74

83

90

98

15

15

15

15

18

20

20

21

23

23

27

28

33

36

38

43

47

47

47

26

28

28

31

37

40

42

46

50

58

65

71

77

83

89

95

106

114

123

15

15

15

15

18

20

20

21

23

25

27

28

33

36

38

43

47

47

47

35

37

39

45

50

53

57

62

67

77

85

95

101

109

115

123

137

148

159

15

15

15

15

18

20

20

21

23

25

27

28

33

36

38

43

47

47

47

44

46

50

55

61

70

70

76

81

93

102

114

123

132

139

149

163

175

189

15

15

15

15

18

19

19

20

22

24

27

28

32

35

38

42

46

46

46

55

59

63

68

76

84

84

92

99

113

126

137

147

157

166

178

195

209

-

15

15

15

15

17

19

19

20

22

24

27

28

32

35

37

42

46

46

-

68

71

76

82

89

101

101

108

122

132

148

160

172

183

193

206

224

241

-

15

15

15

15

17

18

18

20

22

24

27

28

32

35

37

41

46

46

-

Таблица 3.17

Нормы тепловых потерь трубопроводов водяных тепловых сетей,

проложенных бесканально

Условный

диаметр, мм

Нормы плотности теплового потока, ккал/чм

Продолжительность

эксплуатации до 5000 ч/год

включительно

Продолжительность

эксплуатации более 5000 ч/год

Температура теплоносителя,0С

65/50

90/50

110/50

65/50

90/50

110/50

25

32

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

450

500

600

700

800

900

1000

1200

1400

26

28

30

34

40

44

49

56

64

80

95

108

120

134

148

163

188

212

239

267

293

345

402

30

33

35

40

47

52

58

65

74

92

108

124

139

152

169

184

214

249

268

300

336

390

450

34

37

40

46

52

57

64

72

81

101

119

135

152

167

183

200

231

260

293

327

356

422

488

23

25

27

30

35

39

42

48

54

66

79

90

101

112

122

134

154

173

194

215

237

280

323

28

30

32

35

42

45

50

57

63

80

91

104

116

127

139

151

176

197

221

244

268

316

366

31

34

36

40

46

51

57

63

71

86

101

114

127

140

152

167

192

214

240

265

291

342

396

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ПОТЕРЬ ТЕПЛА НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ

Таблица П.4.1

Потери тепла при растопке водогрейных котлов [10]

Тип водогрейного котла

Мощность котла, Гкал/час

Потери тепла, Гкал

1

2

3

ПТВМ - 50

50,00

0,72

ПТВМ - 30

35,00

1,08

ТВГМ - 30

35,00

1,08

КВГМ - 50

50,00

1,17

КВГМ - 30

30,00

2,34

КВГМ - 20

20,00

2,16

КВГМ - 10

10,00

1,71

ТВГ – 8м

8,00

4,23

ТВГ – 4п

4,00

2,97

ОРЭ – 3р

3,00

2,25

ОРЭ - 2

2,00

2,25

ОРЭ - 1

1,00

1,89

ЗИО - 60

0,90

1,44

Минск – 1, Универсал и др.

1,00

1,89

Энергия и др.

0,60

1,17

Таблица П.4.2

Удельный расход воды на собственные нужды химводоочистки [10]

Схема ХВО

Ионит

Удельный расход воды на собственные нужды ХВО, т исходной воды на 1 т химочищенной воды при жёсткости исходной воды (общей), мг-экв/кг

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Na - катионирование

сульфоуголь

0,031

0,047

0,063

0,078

0,094

0,110

0,125

-

-

-

-

катионит

КУ - 2

0,015

0,023

0,031

0,039

0,047

0,055

0,062

-

-

-

-

Н – катионирование с «голодной» регенерацией

сульфоуголь

-

0,052

0,075

0,098

0,122

0,144

0,167

0,190

0,214

0,235

0,258

Таблица П.4.3

Плотность теплового потока через изоляцию стальных вертикальных цилиндрических баков – аккумуляторов [10]

Характеристики стальных вертикальных цилиндрических баков - аккумуляторов

Плотность теплового потока через изоляцию, Гкал/час

D=4,73 м, Н=5,98 м, V=100 м3

0,0043

D=6,63 м, Н=5,98 м, V=200 м3

0,0068

D=7,58 м, Н=7,45 м, V=300 м3

0,0094

D=8,53 м, Н=7,45 м, V=400 м3

0,0109

D=10,43 м, Н=8,95 м, V=700 м3

0,0161

D=12,33 м, Н=8,94 м, V=1000 м3

0,0205

Примечание: размеры резервуаров приняты по данным института «Проектстальконструкция».

Таблица П.4.4

Конечная температура подогрева мазута [11]

Место подогрева

Температура подогрева мазута,  С

М 40 - 60

М 80 - 100

в железнодорожных цистернах перед сливом

30

60

в приёмной ёмкости и хранилищах

40 - 60

30 - 80

перед форсунками:

- механическими или паромеханическими

100

120

- воздушными низконапорными

90

110

- паровыми или воздушными высоконапорными

85

105

Таблица П.4.5

Фактическое время разогрева и слива мазута из цистерны [11]

Марка мазута

Фактическое время разогрева, час

в холодное время года

с 15.10 по 15.04

в тёплое время года

с 15.04 по 15.10

М20

6

3

М40

8

4

М60, М80, М100

10

4

Таблица П.4.6

Расход пара на подогрев мазута в мазутоподогревателях или расходных ёмкостях [11]

Мазут

Расход нормального пара, кг/1 т мазута, при типах форсунок

воздушных

паровых

механических

флотский

46

243

36

топочный М 40

48

247

42

топочный М 100

34

239

39

Таблица П.4.7

Расход пара на разогрев мазута в цистернах, мазутовозах и резервных ёмкостях [10]

Температура мазута в цистернах, мазутовозах, резервных ёмкостях, С

Расход нормального пара, кг/1 т мазута, на разогрев мазута

в железнодорожных цистернах и мазутовозах

в резервных ёмкостях

марка мазута

марка мазута

флотский

М40

М100

флотский

М40

М100

1

2

3

4

5

6

7

- 15

33,1

42,6

71,0

26,5

34,1

56,8

- 14

32,2

41,6

70,0

25,7

33,3

56,0

- 13

31,2

40,7

69,1

25,0

32,6

55,3

- 12

30,3

39,7

68,2

24,3

31,3

54,5

- 11

29,3

38,8

67,2

23,5

31,1

53,8

- 10

28,4

37,8

66,3

22,7

30,3

53,0

- 9

27,4

36,9

65,3

21,9

29,5

52,2

- 8

26,5

35,9

64,4

21,2

28,7

51,5

- 7

25,5

35,0

63,4

20,4

28,0

50,7

- 6

24,6

34,1

62,5

19,7

27,3

50,0

- 5

23,6

33,1

61,5

18,9

26,5

49,2

- 4

22,7

32,2

60,6

18,2

25,7

48,5

- 3

21,7

31,2

59,6

17,4

25,0

47,7

- 2

20,8

30,3

58,7

16,6

24,3

46,9

- 1

19,8

29,3

57,7

15,9

23,5

46,2

0

18,9

28,4

56,8

15,1

22,7

45,4

+ 1

17,9

27,4

55,8

14,4

21,9

44,7

+ 2

17,0

26,5

54,9

13,6

21,2

43,9

+ 3

16,1

25,5

53,9

12,8

20,4

43,1

+ 4

15,2

24,6

53,0

12,1

19,7

42,4

+ 5

14,2

23,6

52,0

11,3

18,9

41,6

+ 6

13,2

22,7

51,1

10,6

18,2

40,9

+ 7

12,3

21,7

50,2

9,8

17,4

40,1

+ 8

11,3

20,8

49,2

9,0

16,6

39,4

+ 9

10,4

19,8

48,3

8,3

15,9

38,6

+ 10

9,4

18,9

47,3

7,6

15,1

37,8

+ 11

8,5

17,9

46,4

6,8

14,4

37,1

+ 12

7,5

17,0

45,4

6,0

13,6

36,1

+ 13

6,6

16,1

44,5

5,3

12,8

35,6

+ 14

5,6

15,2

43,5

4,5

12,1

34,8

+ 15

4,7

14,2

42,6

3,8

11,3

34,1

+ 16

3,7

13,2

41,6

3,0

10,6

33,3

+ 17

2,8

12,3

40,7

2,3

9,8

32,5

+ 18

1,8

11,3

39,7

1,5

9,0

31,8

+ 19

0,9

10,4

38,8

0,7

8,3

31,0

Таблица П.4.7 (продолжение)

1

2

3

4

5

6

7

+ 20

-

9,4

37,8

-

7,6

30,3

+ 21

-

8,5

36,9

-

6,8

29,5

+ 22

-

7,5

35,9

-

6,0

28,7

+ 23

-

6,6

35,0

-

5,3

28,0

+ 24

-

5,6

34,1

-

4,5

27,3

+ 25

-

4,7

33,1

-

3,8

26,5

+ 26

-

3,7

32,2

-

3,0

25,7

+ 27

-

2,8

31,2

-

2,3

25,0

+ 28

-

1,8

30,3

-

1,5

24,3

+ 29

-

0,9

29,3

-

0,7

23,5

+ 30

-

-

28,4

-

-

22,7

+ 31

-

-

27,4

-

-

21,9

+ 32

-

-

26,5

-

-

21,2

+ 33

-

-

25,5

-

-

20,4

+ 34

-

-

24,6

-

-

19,7

+ 35

-

-

23,6

-

-

18,9

+ 36

-

-

22,7

-

-

18,2

+ 37

-

-

21,7

-

-

17,4

+ 38

-

-

20,8

-

-

16,6

+ 39

-

-

19,8

-

-

15,9

+ 40

-

-

18,9

-

-

15,1

+ 41

-

-

17,9

-

-

14,4

+ 42

-

-

17,0

-

-

13,6

+ 43

-

-

16,1

-

-

12,8

+ 44

-

-

15,2

-

-

12,1

+ 45

-

-

14,2

-

-

11,3

+ 46

-

-

13,2

-

-

10,6

+ 47

-

-

12,3

-

-

9,8

+ 48

-

-

11,3

-

-

9,0

+ 49

-

-

10,4

-

-

8,3

+ 50

-

-

9,4

-

-

7,6

+ 51

-

-

8,5

-

-

6,8

+ 52

-

-

7,5

-

-

6,0

+ 53

-

-

6,6

-

-

5,3

+ 54

-

-

5,6

-

-

4,5

+ 55

-

-

4,7

-

-

3,8

+ 56

-

-

3,7

-

-

3,0

+ 57

-

-

2,8

-

-

2,3

+ 58

-

-

1,8

-

-

1,5

+ 59

-

-

0,9

-

-

0,7

+ 60

-

-

-

-

-

-

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «ТОПЛИВО НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ С РАСХОДАМИ ПО ПЕРЕВОЗКЕ»

Таблица П.5.1

Удельные нормы расхода условного топлива на выработку тепла [9]

Тип котлоагрегата

Норма расхода условного топлива для котлоагрегатов на номинальной нагрузке, кг у.т./Гкал, при работе на

газе

жидком топливе

каменном угле

буром угле

1

2

3

4

5

паровые котлоагрегаты

ГМ50 – 1, ГМ50 – 14, ГМ50 – 14/250

156,6

157,7

-

-

К35 – 40, ТП35 - У, ТП35

-

-

162,0

163,0

ТП35

-

155,0

-

-

Б35 – 40, ТС – 35У

-

-

-

168,7

ЛМЗ (30 т/ч)

151,0

-

-

-

ТП40

153,5

154,8

-

-

Б25 – 15ГМ, Б25 – 14ГМ, Б25-24ГМ

154,8

157,5

-

-

СУ20 – 39, ТС20М, ТС20У, ТП20У

-

-

166,4

170,0

ТП20

154,7

-

-

-

ТС20

155,0

155,4

-

-

ДКВР20 - 13

157,1

160,4

174,6

189,0

ДКВР10 - 13

157,6

160,1

174,6

189,0

ДКВР6,5 - 13

158,1

160,1

174,6

189,0

ДКВР4 - 13

158,7

160,1

174,8

189,0

ДКВР2 - 13

160,3

160,4

175,4

189,2

ДКВ10 - 13

161,0

167,2

187,9

-

ДКВ6,5 - 13

162,0

167,2

189,6

-

ДКВ4 - 13

162,6

167,4

189,8

-

ДКВ2 - 8

163,0

167,7

190,0

-

ДЕ25 - 14

155,9

158,8

166,2

167,5

КЕ25 - 14

155,9

158,8

166,2

167,5

ДЕ16 - 14

157,5

162,6

-

-

ДЕ10 - 14

156,9

161,0

178,3

179,6

КЕ10 - 14

156,9

161,0

178,3

179,6

ДЕ6,5 - 14

158,9

163,0

178,3

179,6

КЕ6,5 - 14

158,9

163,0

178,3

179,6

ДЕ4 - 14

160,1

163,9

178,3

179,6

КЕ4 - 14

160,1

163,9

178,3

179,6

Таблица П.5.1 (продолжение)

1

2

3

4

5

КЕ2,5 - 14

-

-

178,3

179,6

Шухова, в том числе:

12

-/164,0

-

-

-

9,5

-/164,8

-

-

-

7,5

-/165,2

-

-

-

5,5

-/166,0

-

-

-

4,7

-/167,4

-

-

-

2,0

-/174,2

-

-

-

ШБА – 7

164,3/167,4

168,0/172,5

171,9/-

185,1/-

ШБА – 5

164,5/168,6

168,0/174,3

173,6/186,9

185,1/192,0

ШБА – 3

164,5/169,5

168,0/176,0

175,5/190,2

187,2/196,0

КРШ - 4

-/169,4

-

-

-

Бабкок - Вилькокс

167,0

170,0

-

-

ВВД5 - 13

157,1/169,3

160,5/170,0

-

-

Ланкаширский

165,0

173,1

210,0

230,3

Корнваллийский

165,0

173,1

204,0

230,0

Е1/9, Е0,8/9, Е0,4/9

166,0

174,1

199,4

204,0

ТМЗ1/8

170,6

-

260,0

-

ММЗ0,8/8

170,8

-

261,0

-

ВГД28/8

170,4

-

-/250,5

-

МЗК

175,7

180,1

-

-

водогрейные котлоагрегаты

ПТВМ – 100, КВГМ - 100

157,6

159,1

-

-

ПТВМ – 50, КВГМ - 50

160,5

163,9

-

-

ПТВМ – 30, КВГМ – 30, КВТС – 30, КВТСВ - 30

156,8

162,7

177,3

174,3

КВГМ – 20, КВТС – 20, КВТСВ - 20

158,4

164,9

177,0

172,8

КВГМ – 10, КВТС – 10, КВТСВ - 10

158,4

164,9

177,0

172,8

КВГМ – 6,5, КВТС – 6,5, КВТС – 4, КВГМ - 4

157,3

164,8

174,2

175,0

ТВГ

168,0

174,2

-

-

Секционные чугунные и стальные (НР – 18, НИИСТУ – 5 и др.)

173,1

178,5

213,2

238,0

Примечания:

в знаменателе приведены нормы для котлов без хвостовых поверхностей нагрева;

при наличии резервного топлива в котельной удельные нормы расхода топлива определяются дифференцированно в зависимости от продолжительности работы котельной на резервном топливе.

Таблица П.5.2

Коэффициенты, учитывающие энергетическую ценность отпускаемого тепла, для пара различных параметров [5]

№№

Коэффициент

Давление пара, кгс/см2

Значение

1

2

3

4

1

Кр

р=1

отборный пар 1,2 – 2,5

1,00

2

р=2

отборный пар 2,5 – 7,0

1,20

3

р=3

отборный пар 7,0 – 13,0

1,29

4

р=4

отборный пар 13,0

1,45

5

р=5

острый и редуцированный пар

1,60

Примечание: в зависимости от особенностей теплоснабжения могут применяться иные значения коэффициента Кр.

Таблица П.5.3

Нормы естественной убыли антрацитов, каменных и бурых углей и брикетов из каменных и бурых углей при перевозках железнодорожным транспортом [30]

Котельное топливо

Нормы естественной убыли (% массы груза) при перевозках на расстояние, км

до 500

501-1000

1001-1500

1501-2000

свыше 2000

до 500

501-1000

1001-1500

1501-2000

свыше 2000

без покрытия поверхности погруженного в вагон угля защитной плёнкой

с покрытием поверхности погруженного в вагон угля защитной плёнкой

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Классы М, С, Ш антрацитов, каменных углей всех марок, угольный концентрат и отсев

0,55

0,60

0,65

0,70

0,80

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

Промпродукт и шлам

0,55

0,60

0,65

0,70

0,80

-

-

-

-

-

Рядовые антрациты и каменные угли всех марок

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

Среднекрупные сорта П, К, О антрацитов и каменных углей всех марок. Брикеты из каменных углей

0,20

0,25

0,30

0,35

0,45

-

-

-

-

-

Бурые угли всех марок и классов

0,55

0,60

0,65

0,70

0,80

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

Брикеты из бурых углей

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

-

-

-

-

-

Примечание: дополнительная норма естественной убыли устанавливается на перегрузку из вагона в вагон в размере 0,65 %.

Таблица П.5.4

Нормы естественной убыли антрацитов, каменных и бурых углей и брикетов из каменных и бурых углей при перевозках автомобильным транспортом [30]

Котельное топливо

Нормы естественной убыли (% массы груза) при перевозках на расстояние, км

до 50

51 - 100

101 - 250

свыше 250 (за каждые последующие 100 км)

Антрациты, каменные и бурые угли всех марок

0,20

0,40

0,50

0,10*

Брикеты из каменных и бурых углей

0,15

0,20

0,30

0,05*

*) – но не более 0,8 % на всё расстояние транспортирования.

Таблица П.5.5

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при железнодорожных перевозках [30]

Виды перевозок

Группы нефтепродуктов

Нормы естественной убыли во все периоды года

кг/т груза

% массы груза

Железнодорожные перевозки наливом в цистернах

6 (только моторное топливо и мазуты)

0,10

0,01

Примечание: нормы естественной убыли применяются независимо от расстояния перевозок.

Таблица П.5.6

Нормы естественной убыли антрацитов, каменных и бурых углей, брикетов из каменных и бурых углей и жидкого топлива при хранении на складе (% от массы) [30]

Наименование

Топливо

каменные угли

бурые угли

жидкое *

1

2

3

4

перегрузка, перемещение на складе и подача в котельную

0,80

0,80

 0,7 кг/т

каждая перевалка увеличивает потери на

0,20

0,20

0

каждая перегрузка увеличивает потери на

0,45

0,45

0

Уменьшение теплоты сгорания Qнр при хранении в штабелях в течение года

0,20

0,40

В течение 1 месяца от 0,75 до 1,05 % на каждую тонну *

*) – при хранении в наземных и заглубленных ёмкостях: для лёгких топлив – больше, для мазута и светлых топлив – меньше.

Примечание: предельные сроки хранения твёрдого топлива на складах: антрациты – 2 года, АСШ, Т – 1,5 года; каменные и бурые угли, кроме длиннопламенных, - 1 год; длиннопламенные угли – 0,5 года.

Таблица П.5.7

Нормативные коэффициенты, учитывающие эксплуатационные нагрузки котлоагрегатов [9]

Тип котлоагрегата

Вид топлива

Нагрузка, % от номинальной

90

80

70

60

50

40

1

2

3

4

5

6

7

8

паровые котлоагрегаты

ДКВР 20 - 13

Г

1,004

1,011

1,018

1,026

1,032

1,037

М

0,995

0,990

0,990

0,995

1,000

1,005

КУ

0,987

0,954

0,935

0,935

0,944

0,962

ДКВР 10 - 13

Г

0,997

0,996

0,998

0,998

0,999

1,001

М

0,996

0,993

0,992

0,992

0,994

0,998

ДКВР 6,5 - 13

Г

0,993

0,998

0,997

0,997

1,003

1,011

М

0,999

0,999

1,002

1,002

1,007

1,014

ДКВР 4 - 13

Г

1,000

1,001

1,002

1,002

1,008

1,020

М

0,997

0,992

0,991

0,991

0,991

0,994

ДКВР 2,5 - 13

Г

1,000

1,001

1,005

1,005

1,011

1,019

водогрейные колоагрегаты

ПТВМ – 100

Г

0,997

0,994

0,992

0,989

0,988

0,988

М

0,999

0,999

1,000

1,001

1,002

1,004

ПТВМ – 50

Г

0,997

0,994

0,992

0,990

0,988

0,988

М

0,997

0,994

0,990

0,988

0,987

0,988

ТВГМ – 30

Г

0,996

0,992

0,987

0,985

0,983

0,982

Секционные чугунные и стальные (НР – 18, НИИСТУ – 5 и др.)

Г

0,996

0,994

0,993

0,994

0,996

0,998

М

0,999

0,999

1,000

1,004

1,011

1,030

КУ

1,003

1,007

1,012

1,018

1,026

1,036

БУ

1,005

1,012

1,023

1,036

1,050

1,065

Примечание: Г – газ; М – мазут; КУ – каменный уголь; БУ – бурый уголь.

Таблица П.5.8

Нормативные показатели работы слоевых топок [9]

Тип, марка угля

Характеристика топлива

Давление воздуха под решёткой, кг/м2

Коэффициент избытка воздуха за котлом,

αух

Потери тепла топкой от недожога, %

Зольность, %

Зерновая характеристика

макси-

мальный размер куска, мм

содержание фракции

0 – 6 мм, %

механи-

ческого, q4

хими-

ческого, q3

1

2

3

4

5

6

7

8

с ручным забросом топлива

Бурые рядовые

35,00

75,00

55,00

100,00

1,65

11,00

3,00

Каменные марки Д, Г

20,00

75,00

55,00

80,00

1,65

7,00

5,00

Каменные сильноспекающиеся марки К

20,00

75,00

55,00

100,00

1,65

7,00

4,00

Каменные марки Т

16,00

50,00

55,00

100,00

1,65

6,00

3,00

Антрациты марки А

16,00

50,00

55,00

100,00

1,75

14,00

2,00

с забрасывателями и неподвижным слоем

Бурые рядовые

35,00

35,00

55,00

60,00

1,65

11,00

1,00

Каменные марки Д, Г

20,00

35,00

55,00

60,00

1,65

7,00

1,00

Каменные сильноспекающиеся марки К

20,00

35,00

55,00

60,00

1,65

7,00

1,00

Каменные марки Т

18,00

35,00

55,00

100,00

1,85

18,00

0,50

Антрациты марки А

16,00

35,00

55,00

100,00

1,85

18,00

0,50

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ»

Таблица П.6.1

Коэффициенты спроса приёмников и потребителей энергии [20]

Потребитель электроэнергии

Коэффициент спроса, Кс

1

2

Металлорежущие станки мелкосерийного производства с нормальным режимом работы: токарные, строгальные, долбёжные, фрезерные, сверлильные, карусельные, точильные и т. п.

0,14

Переносной электроинструмент

0,10

Подъёмно – транспортные механизмы:

- элеваторы, шнеки, транспортёры, конвейеры несблокированные

0,50

- то же сблокированные

0,65

- краны, тельферы при ПВ 25 %

0,10

-то же при ПВ 40 %

0,20

Сварочное оборудование:

- трансформаторы для ручной сварки

0,35

- трансформаторы для автоматической и полуавтоматической сварки

0,50

Насосы, компрессоры, двигатели - генераторы

0,75

Вентиляторы, эксгаустеры, вентиляционное оборудование

0,70

Литейные машины, очистные и кантовочные барабаны, бегуны, шаровые мельницы и т. п.

0,40

Однопостовые двигатели - генераторы

0,35

То же многопостовые

0,70

Механизмы непрерывного транспорта:

- питатели пластинчатые, барабанные, дисковые и т. п.

0,60

- конвейеры лёгкие мощностью до 10 кВт

0,60

- то же мощностью более 10 кВт

0,60 – 0,80

- транспортёры ленточные

0,60 – 0,80

- транспортёры винтовые

0,70

- элеваторы ковшовые, вертикальные и наклонные, шнеки, конвейеры и т. п. несблокированные

0,50

- то же сблокированные

0,65

Механизмы дробления и измельчения:

- дробилки шнековые и конусные для крупного дробления

0,5

- то же для среднего дробления

0,70 – 0,80

- дробилки конусные для мелкого дробления, валковые и молотковые мощностью до 100 кВт

0,85

- то же мощностью более 100 кВт

0,90

- грохоты

0,60 – 0,70

- мельницы шаровые

0,85

Таблица П.6.1 (продолжение)

1

2

Краны, тельферы, подъёмники:

- грейферные

0,40

- скиповой подъёмник

0,10

- электротележки

0,20

Дымососы

0,95

Газодувки

0,95

Воздуходувки

0,75

Компрессоры

0,80

Таблица П.6.2

Коэффициент спроса осветительных нагрузок [20]

Потребитель электроэнергии

Коэффициент спроса, Кс

1

2

Мелкие производственные здания и торговые помещения

1,00

Производственные здания, состоящие из отдельных больших пролётов

0,95

Административные здания, библиотеки, предприятия общественного питания

0,90

Производственные здания, состоящие из нескольких отдельных помещений

0,85

Лабораторные и конторско-бытовые здания, лечебные, детские и учебные учреждения

0,80

Складские здания, распределительные устройства и подстанции

0,60

Наружное и аварийное освещение

1,00

Таблица П.6.3

Удельные расходы электроэнергии на выработку и транспорт тепловой энергии по котельным малой мощности [10]

Расчётная тепловая нагрузка отопительных котельных малой мощности, Гкал/час

Удельные расходы электроэнергии на выработку и транспорт тепла, кВтчас/Гкал

1

2

до 0,50

20

0,51 – 1,00

20

1,01 – 2,00

19

2,01 – 3,00

18

3,01 – 5,00

18

5,01 – 10,00

18

10,01 – 50,00

18

Таблица П.6.4

Удельные затраты электроэнергии на привод тягодутьевых машин [29]

Тип вентилятора, дымососа

Частота вращения, мин-1

Удельные затраты эл. энергии на перемещение воздуха или уходящих газов, кВтч/м3 103

1

2

3

ВД 2,6

1000

0,75

ВД 6

970

0,45 

1450

1,02

ВДВ

730

0,44

970

0,78

485

0,30

ВД 10

730

0,65

970

1,24

ВДН 8

1000

0,43

1500

1,34

ВДН 9

1000

0,68

1500

2,20

ВДН 10

1000

0,49

1500

1,53

ВДН 11,2

1000

1,23

1500

3,85

485

0,42

ВД 12

730

0,96

970

1,70

485

0,53

ВД 13,5

730

1,16

970

2,14

585

1,01

ВД 15,5

730

1,54

970

2,70

Ц 13-50 № 4

1450

0,63

Ц9-57 № 4

1450

0,50

Ц9-57 № 5

1450

0,83

Ц9-57 № 6

1450

0,90

Ц14-46 № 4

1450

0,85

Ц14-46 № 5

970

0,47

ЭВР 4

1450

0,60

ЭВР 6

960

0,61

Д 3,5

1500

0,33

Д 5,7

1450

0,57

Д 8

730

0,28

970

0,49

485

0,19

Д 10

730

0,51

970

0,72

485

0,28

Д 12

730

0,63

970

1,03

Д 11,2

1000

0,32

1500

1,03

Д 12,5

1000

0,39

1500

1,22

485

0,33

Д 13,5

730

0,71

970

1,30

Д 15,5

585

0,74

730

1,68

Таблица П.6.5

Максимальные значения удельной электрической мощности районных котельных, кВт/(Гкал/ч) [29]

Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч

Максимальные значения удельной электрической мощности, кВт/(Гкал/ч), без учета мощности электродвигателей сетевых насосов

Закрытая система теплоснабжения

Открытая система теплоснабжения

каменный и бурый угли

мазут

газ

каменный и бурый угли

мазут

газ

1

2

3

4

5

6

7

300

-

5,7

4,5

-

8,2

7,2

280

-

5,8

4,5

-

8,3

7,3

260

-

5,9

4,6

-

8,4

7,4

240

-

6,0

4,6

-

8,4

7,5

220

-

6,2

4,6

-

8,5

7,6

200

-

6,2

4,7

-

8,6

7,7

180

-

6,2

4,7

-

8,7

7,8

160

-

6,3

4,8

-

8,8

7,8

140

-

6,4

4,8

-

9,0

7,9

120

-

6,5

4,9

-

9,4

8,2

100

7,2

6,6

5,3

10,6

9,7

8,5

80

7,7

6,8

5,7

11,5

10,3

9,0

60

8,6

7,4

6,1

12,6

10,7

9,6

50 и менее

9,3

7,7

6,4

13,5

11,0

10,0

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «ВОДА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ»

Таблица П.7.1

Удельный объём воды на разовое наполнение систем теплопотребления [10]

Оборудование теплопотребляющей системы

Удельный объём воды на разовое наполнение систем теплопотребления, м3/(Гкал/ч), при перепаде температур воды в системе теплоснабжения,  С

95 - 70

110 - 70

130 - 70

140 - 70

150 - 70

180 - 70

1

2

3

4

5

6

7

система отопления:

- радиаторы высотой 500 мм;

19,5

17,6

15,1

14,6

13,3

11,1

- радиаторы высотой 1000 мм;

31,0

28,2

24,2

23,2

21,6

18,2

- ребристые трубы;

14,2

12,5

10,9

10,4

9,2

8,0

- плинтусные конвекторы;

5,6

5,0

4,3

4,1

3,7

3,2

- регистры из гладких труб.

37,0

32,0

27,0

26,0

24,0

22,0

отопительно – вентиляционная система, оорудованная калориферами

8,5

7,5

6,5

6,0

5,5

4,4

Таблица П.7.2

Удельный объем воды в трубопроводах [16]

Наружный диаметр трубы, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Объём воды, м3/км

1

2

3

4

48

41

3,50

1,32

57

50

3,50

1,96

76

69

3,50

3,74

89

81

4,00

5,15

108

100

4,00

7,85

133

125

4,00

12,27

159

150

4,50

17,66

219

203

8,00

32,35

273

257

8,00

51,85

273

255

9,00

51,04

325

309

8,00

74,95

325

307

9,00

73,99

325

305

10,00

73,02

377

357

10,00

100,05

Таблица П.7.2. (продолжение)

1

2

3

4

426

412

7,00

133,25

426

410

8,00

131,96

478

462

8,00

167,55

478

460

9,00

166,11

478

458

10,00

164,66

529

515

7,00

208,20

529

509

10,00

203,34

630

612

9,00

294,02

630

610

10,00

292,10

Таблица П.7.3

Удельный расход воды на продувку котлов в зависимости от их мощности [43]

Вид топлива

Удельный расход продувочной воды, т/ч, при мощности одного котлоагрегата, Гкал/час

0,50

1,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

20,00

Твёрдое

1,75

1,53

1,30

1,00

0,80

0,70

0,65

0,60

Газообразное и жидкое

1,10

1,00

0,80

0,60

0,50

0,48

0,45

0,40

Таблица П.7.4

Количество воды на взрыхляющую промывку осветлительных фильтров [10]

Осветлительные фильтры

Количество воды на взрыхляющую промывку осветлительных фильтров, м3, при диаметре фильтра, мм

1000

1500

2000

2600

3000

3400

однопоточные антрацитовые

2,3

6,2

11,2

18,7

25,0

32,0

однопоточные кварцевые и двухслойные кварцево - антрацитовые

4,1

9,3

16,7

28,1

37,5

48,1

Таблица П.7.5

Количество воды на взрыхление и регенерацию фильтров [10]

Процесс

Количество, м3, воды на взрыхление и регенерацию фильтров при диаметре стандартного фильтра, мм

450

700

1000

1500

2000

2600

3000

3400

1

2

3

4

5

6

7

8

9

взрыхляющая промывка

0,5

1,1

2,1

4,6

8,4

14,0

18,8

24,6

натрий – катионитовые фильтры первой ступени

регенерация:

без использования отмывочных вод на взрыхление

2,1

4,8

9,3

21,2

45,5

76,0

101,8

133,2

с использованием отмывочных вод на взрыхление

1,6

3,7

7,3

16,2

37,0

62,0

83,0

108,6

Таблица П.7.5 (продолжение)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

водородно – катионитовые фильтры (при «голодной» регенерации)

регенерация:

без использования отмывочных вод на взрыхление

-

-

11,2

25,3

54,8

92,0

122,9

160,9

с использованием отмывочных вод на взрыхление

-

-

9,1

20,6

45,5

78,0

104,1

136,3

натрий – катионитовые фильтры второй ступени (при использовании конструкции фильтров первой ступени)

регенерация:

без использования отмывочных вод на взрыхление

2,3

5,3

10,3

23,3

50,4

74,5

113,1

147,2

с использованием отмывочных вод на взрыхление

1,8

4,2

8,2

18,7

42,0

70,5

94,3

123,2

Таблица П.7.6

Удельный расход воды на нужды шлакозолоудаления [10]

Способ шлакозолоудаления

Удельный расход воды на 1 т шлака или золы, м3

ручное (вагонетками)

0,1 – 0,2

механизированное мокрое скрепером или скребками

0,1 – 0,5

пневматическое

0,1 – 0,2

гидравлическое с багерными и песковыми насосами

10,0 – 30,0

гидравлическое с аппаратами Москалькова

15,0 – 45,0

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА ЗАТРАТ ПО СТАТЬЕ «РЕАГЕНТЫ»

Таблица П.8.1

Некоторые технические характеристики ионообменных материалов [27]

Материал

Размер зёрен, мм, не менее

Насыпная масса, т/м3

Влажность товарного продукта, %

Технические условия, ГОСТ

товарного продукта

в набухшем состоянии

1

2

3

4

5

6

Сульфоуголь 1 – го сорта:

- крупный СК - 1

0,50 – 1,20

0,67 – 0,70

-

 30

ГОСТ 5696 - 51

- мелкий СМ - 1

0,25 – 0,70

0,69 – 0,79

-

 30

то же

Сульфоуголь 2 – го сорта:

- крупный СК - 2

0,50 – 1,20

0,67 – 0,70

-

 30

то же

- мелкий СМ - 2

0,25 – 0,70

0,69 – 0,79

-

 30

то же

катионит КУ - 1

0,30 – 2,00

0,60 – 0,75

0,33

 50

ХТУ № 107 – 58

катионит КУ – 2 - 8

0,315 – 1,25

0,70 – 0,88

0,34

40 – 60

ГОСТ 5.1428 – 72

катионит КУ – 2 – 8чС

0,40 – 1,50

0,75 – 0,90

0,33

45 – 65

МРТУ 6-05-952-65

катионит КБ – 4 – П2:

0,30 – 2,00

0,68 – 0,82

не более:

 75

МРТУ 6-05-902-63

- в натриевой форме

-

-

0,17

-

- в водородной форме

-

-

0,33

-

анионит АН - 31

0,40 – 2.00

0,72 – 0,75

0,31

 10

ГОСТ 13504 - 68

анионит АВ – 17 - 8

0,355 – 1,25

0,74

0,33

35 – 50

то же

анионит АВ – 17 – 8чС

0,40 – 1,25

0,74

0,33

40 - 60

то же

Таблица П.8.2

Коэффициент эффективности ионообменного материала [27]

Удельный расход поваренной соли на регенерацию ионообменного материала, г на г – экв рабочей обменной ёмкости

100

150

200

250

300

Коэффициент эффективности регенерации Na

0,62

0,74

0,81

0,86

0,90

Таблица П.8.3

Коэффициент снижения обменной ёмкости ионообменного материала [27]

СNa/ЖО.Исх

0,01

0,05

0,10

0,50

1,00

5,00

10,00

Na

0,93

0,88

0,83

0,70

0,65

0,54

0,50

[8] Пункт 11.3.1. инструкции, утвержденной  приказом Минэнерго РФ №325 от 30.12.2008 г.

[9] Пункт 51 инструкции, утвержденной приказом Минэнерго РФ №323 от 30.12.2009 г.

[10] Пункты 45-50  инструкции, утвержденной приказом Минэнерго РФ №323 от 30.12.2009 г.

[11] Глава 6 МДК 4-05.2004

Дополнительные сведения

Государственные публикаторы: "Информационный бюллетень Региональной энергетической комиссии Кемеровской области" № 04(91) от 30.04.2010 стр. 25
Рубрики правового классификатора: 090.010.070 Энергетика

Вопрос юристу

Поделитесь ссылкой на эту страницу:

Новые публикации

Статьи и обзоры

Материалы под редакцией наших юристов
Статья

Объясняем простым языком, что такое Конституция, для чего она применяется и какие функции она исполняет в жизни государства и общества.

Читать
Статья

Кто возглавляет исполнительную власть в РФ? Что включает в себя система целиком? Какими функциями и полномочиями она наделена?

Читать
Статья

Основная структура ветви законодательной власти - Федеральное собрание. Рассмотрим особенности и полномочия каждого подразделения.

Читать