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. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-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/(кгС), 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,
Vн
Удельная отопительная характеристика, ккал/(м3 ч С)
отопительная,
qот
вентиляционная,
qв
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,
Vн
Удельная отопительная характеристика qот,
ккал/(м3 ч С)
Объем здания по наружному обмеру м3,
Vн
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,
Vн
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, кВтчас/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
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/(кгС), 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,
Vн
Удельная отопительная характеристика, ккал/(м3 ч С)
отопительная,
qот
вентиляционная,
qв
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,
Vн
Удельная отопительная характеристика qот,
ккал/(м3 ч С)
Объем здания по наружному обмеру м3,
Vн
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,
Vн
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, кВтчас/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:
