Страницы: 1 2
| 1. | ОЭС | | |
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
| 1.1.| в сети ВН | | |
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
| 1.2.| в сети СН | | |
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН1 | | |
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
| | в т.ч. СН11 | | |
|-----|----------------------------------------|--------|--------------|
| 1.3.| в сети НН | | |
------------------------------------------------------------------------
";
61. Таблицу П1.6 изложить в следующей редакции:
"Таблица N П1.6
Структура
полезного отпуска электрической энергии
(мощности) по группам потребителей ЭСО
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N |Группа потребителей| Объем полезного отпуска | Заявленная (расчетная) | Число |Доля потребления на разных|
|п/п| | электроэнергии, | мощность, тыс. кВт | часов | диапазонах напряжений, % |
| | | млн. кВт.ч | | использования,| |
| | |-------------------------|------------------------| час |--------------------------|
| | |Всего| ВН |СН1 |СН11| НН |Всего |ВН |СН1 |СН11| НН| |Всего | ВН |СН1 |СН11| НН |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12| 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
|---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Базовый период |
|---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
|1. |Базовые потребители| | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
| |Потребитель 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
| |Потребитель 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
| |... | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|2. |Бюджетные | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |потребители | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|3. |Население | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|4. |Прочие потребители | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|5. |Итого | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Период регулирования |
|---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
|1. |Базовые потребители| | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
| |Потребитель 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
| |Потребитель 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
| |... | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|2. |Бюджетные | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |потребители | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|3. |Население | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|4. |Прочие потребители | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---|-------------------|-----|----|----|----|----|------|---|----|----|---|---------------|------|----|----|----|----|
|5. |Итого | | | | | | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
";
62. В примечаниях к Таблицам П1.7 и П1.8 слова "узлам
теплоснабжения" заменить на "СЦТ";
63. Строку 8 Таблицы П1.18.2 исключить;
64. В Таблицу П1.18.2 добавить строку 15: "15. Абонентная плата
РАО "ЕЭС России".";
65. В строке 2.4 Таблицы П1.20 слова "Республиканского бюджета"
заменить на "Местного бюджета";
66. Строки 4.1, 4.2 и 4.3 в Таблице П1.22 исключить;
67. Таблицу П1.24 изложить в следующей редакции:
"Таблица N П1.24
Расчет платы за услуги по содержанию электрических
сетей ЭСО (региональные электрические сети)
------------------------------------------------------------------
| N | | Единицы |Базовый период| Период |
|п/п| |измерения| |регулирования|
| | | |--------------|-------------|
| | | |всего| из них |всего|из них |
| | | | |на сбыт | |на сбыт|
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| 1 |Расходы, отнесенные| | | | | |
| |на передачу| | | | | |
| |электрической | | | | | |
| |энергии (п. 11 табл.| | | | | |
| |П. 1.18.2) |тыс. руб.| | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|1.1|ВН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|1.2|СН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН11 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|1.3|НН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|2 |Прибыль, отнесенная| | | | | |
| |на передачу| | | | | |
| |электрической энергии| | | | | |
| |(п. 8 табл.| | | | | |
| |П1.21.3) |тыс. руб.| | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|2.1|ВН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|2.2|СН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН11 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|2.3|НН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|3 |Рентабельность (п.| | | | | |
| |2/п. 1 x 100%) | % | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|3 |Необходимая валовая| | | | | |
| |выручка, отнесенная| | | | | |
| |на передачу| | | | | |
| |электрической энергии| | | | | |
| |(п. 1 + п. 2) |тыс. руб.| | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|3.1|ВН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|3.2|СН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН11 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|3.3|НН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|4 |Среднемесячная за| | | | | |
| |период суммарная| | | | | |
| |заявленная | | | | | |
| |(расчетная) мощность| | | | | |
| |потребителей в| | | | | |
| |максимум нагрузки ОЭС| МВт. мес| | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|4.1|Суммарная по ВН, СН и| | | | | |
| |НН (п. 1.1 + п. 1.2 +| | | | | |
| |п. 1.3 табл. П1.5) | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|4.2|Суммарная по СН и НН| | | | | |
| |(п. 1.2 + п. 1.3| | | | | |
| |табл. П1.5) | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|4.3|В сети НН (п. 1.3| | | | | |
| |табл. П1.5) | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|5 |Плата за услуги на| | | | | |
| |содержание | | | | | |
| |электрических сетей| | | | | |
| |по диапазонам| | | | | |
| |напряжения в расчете| | | | | |
| |на 1 МВт согласно|руб./МВт | | | | |
| |формулам (31) - (33) | мес. | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|5.1|ВН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|5.2|СН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН11 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|5.3|НН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|6 |Плата за услуги на| | | | | |
| |содержание | | | | | |
| |электрических сетей| | | | | |
| |по диапазонам| | | | | |
| |напряжения в расчете| | | | | |
| |на 1 МВтч согласно| руб./ | | | | |
| |формулам (34) - (36) | МВт.ч | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|6.1|ВН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|6.2|СН | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН1 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
| |в т.ч. СН11 | | | | | |
|---|---------------------|---------|-----|--------|-----|-------|
|6.3|НН | | | | | |
------------------------------------------------------------------
";
68. Таблицу П1.25 изложить в следующей редакции:
"Таблица N П1.25
Расчет ставки по оплате технологического
расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу
по сетям ЭСО (региональных электрических сетей)
-----------------------------------------------------------------------------
| N | | Единицы | Базовый| Период |
|п/п | |измерения| период | регулирования |
| | | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|1. | Ставка за электроэнергию тарифа | руб./ | | |
| | покупки | МВт.ч | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|2. | Отпуск электрической энергии в | | | |
| | сеть с учетом величины | | | |
| | сальдо-перетока электроэнергии | млн. | | |
| | | кВт.ч | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|2.1.| ВН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|2.2.| СН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН1 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН11 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|2.3.| НН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|3. | Потери электрической энергии | % | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|3.1 | ВН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|3.2.| СН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН1 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН11 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|3.3.| НН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4. | Полезный отпуск электрической | | | |
| | энергии | млн. | | |
| | | кВт.ч | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4.1.| ВН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4.2.| СН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН1 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН11 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4.3.| НН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|5. | Расходы на компенсацию потерь |тыс. руб.| | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|5.1.| ВН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|5.2.| СН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН1 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН11 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|5.3.| НН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4. | Ставка на оплату технологического | | | |
| | расхода (потерь) электрической | руб./ | | |
| | энергии на ее передачу по сетям | МВт.ч | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4.1.| ВН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4.2.| СН | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН1 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
| | в т.ч. СН11 | | | |
|----|-----------------------------------|---------|--------|---------------|
|4.3.| НН | | | |
-----------------------------------------------------------------------------
";
69. Слова строк 6, 7 и 8 в Таблице П1.26 "(п. 5/п. 2)", "п. 6)" и
"((п. 6 x п. 1 - п. 8 x п. 4 - п. 7 x п. 2)/п. 3)" заменить
соответственно на: "п. 4/п. 1.1", "п. 5/п. 1.3" и "(п. 5 x п. 1 - п. 6
x п. 1.1 - п. 7 x п. 1.3)/п. 1.2)";
70. В строке 6.2 Таблицы П1.27 обозначение "В5" исключить;
71. В Таблицах П1.28, П1.28.1 и П1.28.2 слова "узлам
теплоснабжения" заменить на: "СЦТ";
72. Таблицу П1.29 изложить в следующей редакции:
"Таблица N П1.29
Укрупненная структура тарифа на электроэнергию
для конечных потребителей
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Показатель | Ед. изм. | Стоимость | Ставка | Диапазоны напряжения| Зонные тарифы |
|п/п | | | покупки | абонентной|---------------------|---------------------------|
| | | | единицы | платы | ВН |СН1 |СН11 | НН |Ночная|Полупиковая |Пиковая|
| | | |электроэнергии | | | | | | зона |зона | зона |
| | | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
|1. | Базовые потребители | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
|1.1.| Потребитель 1 | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Двухставочный тариф | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за мощность | руб./МВт. | | | | | | | | | |
| | | мес | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за энергию | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
|1.2.| Потребитель 2 | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Двухставочный тариф | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за мощность | руб./МВт. | | | | | | | | | |
| | | мес | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за энергию | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
|1.3.| ... | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
|2. | Бюджетные | | | | | | | | | | |
| | потребители | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Двухставочный тариф | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за мощность | руб./МВт. | | | | | | | | | |
| | | мес | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за энергию | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
|3. | Население | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
|4. | Прочие потребители | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Двухставочный тариф | | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за мощность | руб./МВт. | | | | | | | | | |
| | | мес | | | | | | | | | |
|----|----------------------|-----------|---------------|-----------|----|----|-----|-----|------|------------|-------|
| | Ставка за энергию | руб./тыс. | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
";
73. Формулу строки 3 столбца 7 Таблицы П2.1 изложить в следующей
редакции:
"7 = 5 x 6/100";
74. В последнем абзаце Примечаний к Таблице N П2.2 слова "нижней
границе номинального напряжения" заменить на: "первичному напряжению";
75. Дополнить Примечание к Таблице N П2.2 абзацем:
"Условные единицы электрооборудования понизительных подстанций
относятся на уровень высшего напряжения подстанций.";
76. Приложение 3 изложить в следующей редакции:
"Приложение N 3
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ЗАТРАТ (ПОТЕРЬ) РЕСУРСОВ, УЧИТЫВАЕМЫХ ПРИ РАСЧЕТЕ УСЛУГ
ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ
К эксплуатационным технологическим затратам ресурсов относятся
затраты и потери тепловой энергии и теплоносителей, обусловленные
примененными техническими решениями и техническим состоянием
оборудования, обеспечивающими надежное теплоснабжение потребителей и
безопасные условия эксплуатации систем транспорта, находящихся на
балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и
теплоносителей.
К эксплуатационным технологическим затратам и потерям относятся:
- затраты и потери теплоносителя (сетевой воды, пара) в пределах
установленных норм;
- потери тепловой энергии с затратами и потерями теплоносителя и
через теплоизоляционные конструкции;
- затраты электрической энергии на привод насосного и другого
оборудования, обеспечивающего функционирование систем транспорта
тепловой энергии и теплоносителей, находящихся на балансе организации,
осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителей.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ И ПОТЕРЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ
1.1. Теплоноситель "вода"
1.1.1. К технологическим затратам сетевой воды относятся:
- затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых
сетей перед пуском после плановых ремонтов, а также при подключении
новых участков тепловых сетей;
- технологические сливы теплоносителя средствами автоматического
регулирования тепловой нагрузки и защиты;
- технически обусловленные затраты теплоносителя на плановые
эксплуатационные испытания.
1.1.2. К утечке теплоносителя относятся технически неизбежные в
процессе передачи и распределения тепловой энергии потери
теплоносителя через неплотности в арматуре и трубопроводах тепловых
сетей в регламентированных в [4] пределах.
1.1.3. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях
нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные
значения показателей, приведенных выше, в утечку не включаются и
являются непроизводительными потерями.
1.1.4. Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом
в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после
планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере
1,5-кратной емкости тепловой сети, находящейся на балансе организации,
осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителей [5], [6].
1.1.5. Технологические затраты теплоносителя, обусловленные его
сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и систем
теплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения
нормального функционирования этих приборов.
Размеры затрат устанавливаются на основе паспортной информации
или технических условий на указанные приборы и уточняются в результате
их регулировки. Значения годовых потерь теплоносителя в результате
слива из этих приборов определяются по формуле:
Gа,н = SUM(m x N x n), м3, (1)
где:
m - технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого
каждым из установленных средств автоматики или защиты, м3/ч;
N - количество функционирующих средств автоматики и защиты одного
типа, шт.;
n - продолжительность функционирования однотипных средств
автоматики и защиты в течение года, ч.
1.1.6. Технологические затраты теплоносителя при плановых
эксплуатационных испытаниях тепловых сетей включают потери
теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении
участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении.
Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом
регламентируемой нормативными документами периодичности проведения
упомянутых работ, а также эксплуатационных норм затрат, утвержденных в
установленном порядке, для каждого вида работ в тепловых сетях и
системах теплопотребления, находящихся на балансе организации,
осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя.
1.1.7. Нормативные значения годовых потерь теплоносителя,
обусловленных утечкой теплоносителя, определяются по формуле:
альфа x Vср.год x nгод
Gут.н = ------------------------ = му.год.н x nгод, м3, (2)
100
где:
альфа - норма среднегодовой утечки теплоносителя, (м3/чм3),
установленная [4], в пределах 0,25% среднегодовой емкости
трубопроводов тепловой сети в час;
Vcp.год - среднегодовая емкость тепловой сети и систем
теплопотребления, м3;
nгод - продолжительность функционирования тепловой сети в течение
года, ч;
му.год.н - среднечасовая норма потерь теплоносителя,
обусловленных утечкой, м3/ч.
Значение среднегодовой емкости тепловых сетей определяется по
формуле:
Vот x nот + Vл x nл Vот x nот + Vл x nл
Vгод = --------------------- = --------------------- м3 (3)
nот + nл nгод
где:
Vот и Vл - емкость трубопроводов тепловой сети соответственно в
отопительном и неотопительном периодах, м3;
nот и nл - продолжительность функционирования тепловой сети
соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч.
При определении емкости трубопроводов тепловых сетей
рекомендуется пользоваться информацией, приведенной в [7], [8].
1.1.8. При необходимости разделение затрат системы теплоснабжения
по сезонам работы осуществляется в соответствии с [7], [8].
1.2. Теплоноситель "пар"
1.2.1. Потери теплоносителя - пара - могут не учитываться, если
доля отпуска тепловой энергии с паром в общем количестве отпускаемого
тепла составляет менее 20%.
1.2.2. При преобладающей доле паровой нагрузки в общем балансе
тепловой нагрузки системы теплоснабжения, а также при необходимости
учета потерь теплоты с потерями пара, нормируемые потери пара могут
быть определены по нормам для водяных тепловых по формуле:
ср.г
G = 0,0025 x V x ро x n x 1Е(-3), т (4)
пп пар пар
где:
ро - плотность пара при средних давлении и температуре по
пар
магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м3;
ср.г
V - среднегодовой объем паровых сетей на находящихся
пар
балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и
теплоносителя, м3, определяемый по формуле (3);
n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.
ср
1.2.3. Среднее давление пара Р в паровых сетях определяется
п
по формуле:
k Рн + Рк
SUM(--------- x nconst)
1 2
Рср = -------------------------, кгс/см2 (5)
nгод
где:
Рн, Рк - соответственно, начальное и конечное давления пара на
источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали по
периодам работы nconst (ч), с относительно постоянными значениями
давлений, кгс/см2;
nгод - число часов работы каждой паровой магистрали в течение
года, ч;
k - количество паровых магистралей.
ср
Средняя температура пара Т определяется по формуле:
п
Т + Т
k н к
SUM(--------- x n )
ср 1 2 const
Т = -------------------------, град. С (6)
п n
год
где:
Т , Т - соответственно, начальная и конечная температуры пара
н к
на источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали
по периодам работы n (ч), с относительно постоянными
const
значениями давлений.
1.2.4. Потери конденсата учитываются по норме для водяных
тепловых сетей в размере 0,0025 от среднегодового объема
ср.г
конденсатопроводов V , м3, при соответствующей плотности воды
конд
(конденсата) ро , по формуле:
конд
ср.г
G = 0,0025 x V x ро x n x 1Е(-3), т (7)
пк конд конд
При этом не учитывается "невозврат" конденсата (при его
использовании или потере) потребителем.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ И ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Нормативные затраты и потери тепловой энергии определяются двумя
составляющими:
- затратами и потерями тепловой энергии с потерями теплоносителя;
- потерями тепловой энергии через теплоизоляционные конструкции
трубопроводов и оборудование систем транспорта.
2.1. Определение нормативных эксплуатационных технологических
затрат и потерь тепловой энергии с потерями теплоносителя "вода".
Потери тепловой энергии определяются по отдельным составляющим
затрат и потерь сетевой воды в соответствии с разделом 1.1 настоящего
Приложения с последующим суммированием.
2.1.1. Нормативные значения годовых технологических тепловых
потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей
определяются по формуле:
Qy.н = my.н.год x рогод x с x [b x t1год + (1-b) x
x t2год - tх.год] x nгод x 1E(-6), Гкал (ГДж) (8)
где:
рогод - среднегодовая плотность теплоносителя при среднем
значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
тепловой сети, кг/м3;
t1год, t2год - среднегодовые значения температуры соответственно
теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, град.
С;
tх.год - среднегодовое значение температуры холодной воды,
подаваемой на источник теплоснабжения и используемой затем для
подпитки тепловой сети, град. С;
с - удельная теплоемкость теплоносителя (сетевой воды), ккал/кг x
град. С;
b - доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим
трубопроводом (при отсутствии данных принимается равной 0,75).
Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и
обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние из
ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по
применяемому в системе теплоснабжения графику регулирования тепловой
нагрузки, соответствующих ожидаемым среднемесячным значениям
температуры наружного воздуха на всем протяжении функционирования
тепловой сети в течение года.
Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха
определяются как средние из соответствующих статистических значений по
информации метеорологической станции за последние 5 лет (при
отсутствии таковой - по климатологическому справочнику или
соответствующей главе СНиП).
Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на
источник теплоснабжения для подпитки тепловой сети, определяется по
формуле:
tх.от x nот + tх.л x nл
tx.год = -------------------------, град. С (9)
nот + nл
где:
tx.от, tх.л - значения температуры холодной воды, поступающей на
источник теплоснабжения соответственно в отопительном и неотопительном
периодах, град. С (при отсутствии достоверной информации tx.от = 5
град. C, tх.л = 15 град. C).
2.1.2. Нормативные технологические затраты тепловой энергии на
заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в
эксплуатацию новых сетей определяются по формуле:
Qзап = 1,5 x Vтр x с x ро x (tзап - tx) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (10)
где:
1,5 x Vтр - затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов и
оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей
передачу тепловой энергии, м3;
tзап, tx - соответственно температуры сетевой воды при заполнении
и холодной воды в этот период, град. С.
2.1.3. Нормативные технологические затраты тепловой энергии со
сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) определяются по
формуле:
Qa.н = Ga.н x c x ро x (tсл - tx) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (11)
где:
Ga.н - затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в
соответствии с п. 1.1.5, м3;
tсл, tx - соответственно температура сетевой воды, определяемая в
зависимости от места установка САРЗ, и температура холодной воды за
этот же период, град. С.
2.1.4. Если установлены нормативы затрат сетевой воды на
проведение плановых эксплуатационных испытаний (см. п. 1.1.6), то
определяются потери тепловой энергии и с этой составляющей потерь
сетевой воды по аналогичным формулам.
2.2. Определение нормативных эксплуатационных технологических
потерь тепловой энергии с потерями теплоносителя "пар".
2.2.1. Нормативные потери тепловой энергии с потерями пара
определяются по формуле:
Qпп = Gпп x c x ро x (iп - ix) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (12)
где:
Gпп - годовые потери пара, определяемые по формуле (4), м3;
iп - энтальпия пара при средних давлениях и температурах пара по
магистралям на источнике теплоты и у потребителей, ккал/кг;
ix - энтальпия холодной воды, ккал/кг (град. С).
2.2.2. Нормативные потери тепловой энергии с потерями конденсата
определяются по формуле:
Qконд = Gпк x c x ро x (tк - tx) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (13)
где:
Gпк - годовые потери конденсата, определяемые по формуле (7), м3;
tк, tx - соответственно средние за период работы паропроводов
температуры конденсата и холодной воды, град. С.
2.3. Определение нормативных технологических потерь тепловой
энергии через теплоизоляционные конструкции.
2.3.1. Эксплуатационные тепловые потери через теплоизоляционные
конструкции трубопроводов тепловых сетей для средних за год условий
функционирования нормируются на год, следующий после проведения
тепловых испытаний, и являются нормативной базой для нормирования
тепловых потерь согласно [7], [8].
2.3.2. Нормирование эксплуатационных тепловых потерь через
изоляционные конструкции на расчетный период производится исходя из
значений часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях
функционирования тепловой сети.
2.3.3. Нормирование эксплуатационных часовых тепловых потерь
производится в следующем порядке:
- для всех участков тепловой сети, на основе сведений о
конструктивных особенностях тепловой сети на участках (типы прокладки,
виды тепловой изоляции, диаметр трубопроводов, длина участков) и норм
тепловых потерь [1] (если изоляция трубопроводов соответствует этим
нормам) или [2], [3] (если изоляция соответствует СНиП 2.04.14-88),
пересчетом табличных значений на среднегодовые условия
функционирования, определяются значения часовых тепловых потерь через
изоляционные конструкции;
- для участков тепловой сети, характерных для нее по типам
прокладки и видам теплоизоляционных конструкций и подвергавшихся
тепловым испытаниям согласно [7 - 9], в качестве нормативных
принимаются полученные в результате испытаний значения действительных
(фактических) часовых тепловых потерь, пересчитанные на среднегодовые
условия функционирования тепловой сети;
- для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым
испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и
условиям эксплуатации, в качестве нормативных принимаются значения
часовых тепловых потерь, определенные по нормам [1] или [2], [3] с
введением поправочных коэффициентов, определенных по результатам
тепловых испытаний;
- для участков тепловой сети, не имеющих аналогов среди участков,
подвергавшихся тепловым испытаниям по [7 - 9], в качестве нормативных
принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные
теплотехническим расчетом для среднегодовых условий функционирования
тепловой сети с учетом технического состояния [7];
- для участков тепловой сети, вводимых в эксплуатацию после
монтажа, реконструкции или капитального ремонта, с изменением типа или
конструкции прокладки и теплоизоляционного слоя, как нормативные
принимаются значения часовых тепловых потерь при среднегодовых
условиях функционирования тепловой сети, определенные теплотехническим
расчетом (7) на основе исполнительной технической документации.
2.3.4. Значения часовых тепловых потерь в тепловой сети в целом
при среднегодовых условиях функционирования определяются суммированием
значений часовых тепловых потерь в трубопроводах на отдельных ее
участках.
2.3.5. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь
для среднегодовых условий функционирования тепловой сети, сооруженной
в соответствии с [1], производится в соответствии [7] по формулам:
- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным
трубопроводам вместе:
k
Qиз.н.год = SUM(qиз.н x L x бета) x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч) (14)
1
- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным
трубопроводам раздельно:
k
Qиз.н.год.п = SUM(qиз.н.п x L x бета) x
1
x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч) (15)
k
Qиз.н.год.о = SUM(qиз.н.о x L x бета) x
1
x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч) (15а)
где:
qиз.н, qиз.н.п и qиз.н.о - удельные часовые тепловые потери
трубопроводов каждого диаметра, определенные пересчетом табличных
значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые
условия функционирования тепловой сети, подающих и обратных
трубопроводов подземной прокладки - вместе, надземной - раздельно,
ккал/м. ч (кДж/м. ч);
L - длина трубопроводов участка тепловой сети подземной прокладки
в двухтрубном исчислении, надземной - в однотрубном, м;
бета - коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий потери
запорной арматурой, компенсаторами, 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);
k - количество участков трубопроводов различного диаметра.
2.3.6. Значения нормативных удельных часовых тепловых потерь при
среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и
окружающей среды (грунта или воздуха), отличающихся от значений,
приведенных в [1], определяются линейной интерполяцией (или
экстраполяцией).
2.3.7. Среднегодовые значения температуры теплоносителя в
подающем и обратном трубопроводах тепловой сети tп год и tо год
определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений
температуры теплоносителя по действующему в системе теплоснабжения
температурному графику регулирования тепловой нагрузки,
соответствующих ожидаемым значениям температуры наружного воздуха.
2.3.8. Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного
воздуха и грунта определяются как средние за последние 5 лет (по
информации местной гидрометеорологической станции о статистических
климатологических значениях) температуры наружного воздуха и грунта на
глубине заложения трубопроводов тепловых сетей).
2.3.9. Определение значений нормативных часовых тепловых потерь
трубопроводами тепловых сетей, изоляционные конструкции которых
соответствуют [2], [3], [7], производится аналогично п. 2.3.5.
2.3.10. Значения нормативных часовых тепловых потерь участков
тепловой сети, аналогичных участкам, подвергавшимся тепловым
испытаниям по типам прокладки, видам изоляционных конструкций и
условиям эксплуатации, определяются для трубопроводов подземной и
надземной прокладки отдельно, по формулам:
- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным
трубопроводам вместе:
k
Qиз.н.год = SUM(kи x qиз.н x L x бета) х
1
x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч) (16)
- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным
трубопроводам раздельно:
k
Qиз.н.год.п = SUM(kи.п x qиз.н.п x L x бета) х
1
x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч) (17)
k
Qиз.н.год.о = SUM(kи.о x qиз.н.о x L x бета) х
1
x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч) (17а)
где:
kи, kи.п и kи.о - поправочные коэффициенты для определения
нормативных часовых тепловых потерь, полученные по результатам
тепловых испытаний.
2.3.11. Поправочные коэффициенты для участков тепловой сети,
аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки,
видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации,
определяются по формулам:
- при подземной прокладке, подающие и обратные трубопроводы
вместе:
Qиз.год.и
kи = -----------, (18)
Qиз.год.н
где:
Qиз.год.и и Qиз.год.н - соответственно тепловые потери,
определенные тепловыми испытаниями, пересчитанные на среднегодовые
условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети, и
потери, определенные по [1] или [2] для тех же участков, ккал/ч
(кДж/ч);
- при надземной прокладке и раздельном расположении подающих и
обратных трубопроводов:
Qиз.год.п.и
kи.п = -------------, (19)
Qиз.год.п.н
Qиз.год.о.и
kи.о = -------------, (19а)
Qиз.год.о.н
где:
Qиз.год.п.и и Qиз.год.о.и - соответственно тепловые потери,
определенные тепловыми испытаниями и пересчитанные на среднегодовые
условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети,
для подающих и обратных трубопроводов, ккал/ч (кДж/ч);
Qиз.год.п.н и Qиз.год.о.н - тепловые потери, определенные по [1]
или [2] для тех же участков, ккал/ч (кДж/ч).
Максимальные значения поправочных коэффициентов к нормативным
значениям по [1] не должны быть больше значений, приведенных в [7].
2.3.12. Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь
через изоляционные конструкции трубопроводов (Гкал (ГДж)), участков
тепловой сети, введенных в эксплуатацию после строительства,
капитального ремонта или реконструкции, определяются по формулам (14)
- (15а) с использованием значений удельных тепловых потерь, найденных
в результате теплотехнических расчетов для соответствующих участков.
2.3.13. Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь
через изоляционные конструкции трубопроводов по периодам
функционирования (отопительный и неотопительный) и за год в целом
определяются в соответствии с [7 - 8], как суммы нормативных значений
эксплуатационных тепловых потерь за соответствующие месяцы.
2.4. Определение нормативных технологических потерь тепловой
энергии через теплоизоляционную конструкцию при теплоносителе "пар".
Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии
через теплоизоляционные конструкции при теплоносителе "пар"
принципиально не отличается от определения потерь тепловой энергии при
теплоносителе "вода" и в общем виде определяются вышеприведенными
положениями и формулами. Для учета отдельных особенностей пара, как
теплоносителя, следует руководствоваться [9] в части, касающейся
паровых сетей.
2.5. Определение нормативных технологических затрат электрической
энергии на услуги по передаче тепловой энергии и теплоносителей.
2.5.1. Нормативные технологические затраты электрической энергии
определяются затратами на привод насосного и другого оборудования,
находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой
энергии и теплоносителя. К ним относятся:
- подкачивающие насосы на подающем и обратном трубопроводах
тепловой сети;
- подмешивающие насосы на тепловой сети;
- дренажные насосы;
- насосы зарядки-разрядки баков-аккумуляторов;
- насосы отопления и горячего водоснабжения и насосы подпитки II
контура отопления центральных тепловых пунктов (ЦТП);
- привод электрифицированной запорно-регулирующей арматуры.
2.5.2. Затраты электрической энергии определяются раздельно по
каждому виду насосного оборудования по формуле:
k GрHрnн
Энас = SUM(----------) x 1E(-3), кВт. ч (20)
1 367этану
где:
Gp - нормативный расход теплоносителя, перекачиваемого насосами,
(м3/ч), определяемый в зависимости от их назначения;
Нр - располагаемый напор, развиваемый насосами при нормативном
расходе, (м);
nн - число часов работы насосов при нормативных расходах и
напорах;
этану - КПД насосной установки (насосов и электродвигателей);
k - количество групп насосов.
Нормативные расходы теплоносителя, перекачиваемого насосными
установками, определяются в соответствии с [7 - 8]. При этом
располагаемые напоры принимаются согласно расчетному гидравлическому
режиму функционирования системы теплоснабжения.
2.5.3. 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.
2.5.4. 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.
2.5.5. При дросселировании напора, развиваемого насосом (в
клапане, задвижке или дроссельной диафрагме), значения напора,
развиваемого насосом, и КПД насоса при определенном значении расхода
перекачиваемого теплоносителя могут быть определены по результатам
испытания насоса или его паспортной характеристике.
2.5.6. 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 следующим образом. 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 по формуле:
Н1 G1 2 n1 2
--- = (----) = (----) , (21)
Н2 G2 n2
где:
Н1 и Н2 - соответственно напоры, развиваемые насосом при частотах
вращения соответственно n1 и n2, м;
G1 и G2 - соответственно расходы теплоносителя при частотах
вращения n1 и n2, м3/ч.
2.5.7. Мощность электродвигателей (кВт), требуемая для перекачки
теплоносителя центробежными насосами, при измененной (по сравнению с
номинальной) частоте вращения их рабочих колес, определяется по
формуле (20) с подстановкой значений расхода перекачиваемого
теплоносителя, напора, развиваемого насосом, и КПД преобразователя
частоты (последний - в знаменатель формулы), соответствующих расчетной
частоте вращения рабочих колес.
2.5.8. При определении нормативного расхода электрической энергии
значение расхода горячей воды, перекачиваемой циркуляционными насосами
системы горячего водоснабжения, определяется по средней часовой за
неделю тепловой нагрузке горячего водоснабжения и постоянно на
протяжении сезона (отопительного или неотопительного периодов).
2.5.9. При определении нормативного расхода электрической энергии
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.
2.5.10. При определении нормативного расхода электрической
энергии 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.
2.5.11. Расходы сетевой воды, располагаемые напоры и
продолжительность работы насосов зарядки-разрядки баков-аккумуляторов,
если они не учтены в затратах на выработку энергии на источниках
теплоты, определяются разработанными режимами работы
баков-аккумуляторов в зависимости от режима водопотребления на горячее
водоснабжение и мощности подпиточных устройств источников теплоты.
2.5.12. Затраты электрической энергии на привод
запорно-регулирующей арматуры и средств автоматического регулирования
и защиты определяются в зависимости от установленной мощности
электродвигателей, назначения и числа часов работы оборудования, КПД
привода по формуле:
k mпрNпрnгод
Эпр = SUM(------------), (22)
1 этапр
где:
mпр - количество однотипных приводов электрифицированного
оборудования, шт.;
Nпр - установленная мощность электроприводов, кВт;
этапр - КПД электроприводов;
nгод - годовое число часов работы электроприводов каждого вида
оборудования, ч;
k - количество групп электрооборудования.".Страницы: 1 2 |