| | | |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|
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|1. | Объем полезного | млн. кВт.ч| | | | | | | | | | | | | | | |
| | отпуска | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|2. | Заявленная мощность | МВт | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|3. | Тариф на покупку |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | | | | | | |
| | электрической | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | энергии | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|3.1. | Ставка за мощность | руб./ | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | МВт. мес. | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|3.2. | Ставка за энергию |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|4. | Стоимость единицы |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | | | | | | |
| | услуг | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|4.1. | Плата за услуги по |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | | | | | | |
| | передаче | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | электрической | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | энергии | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|4.1.1.| Ставка на содержание | руб./ | | | | | | | | | | | | | | | |
| | электросетей | МВт. мес. | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|4.1.2.| Ставка по оплате |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | | | | | | |
| | потерь | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|4.2. | Плата за иные услуги | руб./ | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | МВт. мес. | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|5. | Средний |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | | | | | | |
| | одноставочный тариф | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | п. 3 + п. 4 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|5.1. | Плата за мощность | руб./ | | | | | | | | | | | | | | | |
| | П. 3.1 + п. 4.1.1 + | МВт. мес. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | п. 4.2 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|5.2. | Плата за энергию |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | | | | | | |
| | п. 3.2 + п. 4.1.2 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|6. | Товарная продукция | тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | всего п. 5 x п. 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
| | в том числе | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|6.1. | - за электроэнергию | тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (мощность) п. 3 x | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | п. 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|6.2. | - за услуги п. 4 x | тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | п. 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-----------------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
| То же п. 6 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-----------------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|6.1. | - за мощность п. 5.1 | тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | x п. 2 x М | | | | | | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|---|----|----|----|------|----|----|----|---|
|6.2. | - за электрическую | тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | энергию п. 5.2 x п. | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Продолжение Таблицы N П1.27
-----------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Группа потребителей | Ед. изм. | Потребителям по прямым | Всего |
| | | | договорам (субъектам | |
| | | | оптового рынка) | |
| | | |-------------------------|-------------------------|
| | | |Всего| ВН |СН1 |СН11| НН |Всего| ВН |СН1 |СН11| НН |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|1. | Объем полезного | млн. кВт.ч| | | | | | | | | | |
| | отпуска | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|2. | Заявленная мощность | МВт | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|3. | Тариф на покупку |руб./МВт.ч | - | - | - | - | - | | | | | |
| | электрической | | | | | | | | | | | |
| | энергии | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|3.1. | Ставка за мощность | руб./ |- |- |- |- |- | | | | | |
| | | МВт. мес. |- |- |- |- |- | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|3.2. | Ставка за энергию |руб./МВт.ч |- |- |- |- |- | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|4. | Стоимость единицы |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | |
| | услуг | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|4.1. | Плата за услуги по |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | |
| | передаче | | | | | | | | | | | |
| | электрической | | | | | | | | | | | |
| | энергии | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|4.1.1.| Ставка на содержание | руб./ | | | | | | | | | | |
| | электросетей | МВт. мес. | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|4.1.2.| Ставка по оплате |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | |
| | потерь | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|4.2. | Плата за иные услуги | руб./ |- |- |- |- |- | | | | | |
| | | МВт. мес. | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|5. | Средний |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | |
| | одноставочный тариф | | | | | | | | | | | |
| | п. 3 + п. 4 | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|5.1. | Плата за мощность | руб./ | | | | | | | | | | |
| | п. 3.1 + п. 4.1.1 + | МВт. мес. | | | | | | | | | | |
| | п. 4.2 | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|5 2 | Плата за энергию п. |руб./МВт.ч | | | | | | | | | | |
| | 3.2 + п. 4.1.2 | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|6. | Товарная продукция | тыс. руб. | | | | | | | | | | |
| | всего п. 5 x п. 1 | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
| | в том числе | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|6.1. | - за электроэнергию | тыс. руб. |- |- |- |- |- | | | | | |
| | (мощность) п. 3 x | | | | | | | | | | | |
| | п. 1 | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|6.2. | - за услуги п. 4 x | тыс. руб. | | | | | | | | | | |
| | п. 1 | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|То же п . 6 | | | | | | | | | | | |
|------- -------------------- |-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|6.1. | - за мощность | тыс. руб. | | | | | | | | | | |
| | п. 5.1 x п. 2 x М | | | | | | | | | | | |
|------|----------------------|-----------|-----|----|----|----|----|-----|----|----|----|----|
|6.2. | - за электрическую | тыс. руб. | | | | | | | | | | |
| | энергию п. 5.2 x | | | | | | | | | | | |
| | п. 1 | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица N П1.28
Расчет одноставочных экономически обоснованных тарифов
на тепловую энергию по СЦТ (ЭСО)
--------------------------------------------------------------------------------------------------------
| | Потребители | Энергия, | Ставка за | Ставка за | Одноставочный | Сумма |
| | | тыс. | мощность, | энергию, | тариф руб./ | реализации,|
| | | Гкал | тыс. руб./| руб./Гкал | Гкал | тыс. руб. |
| | | | Гкал/час | | | |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
|1. | Потребитель, получающий тепловую | | | | | |
| | энергию непосредственно с | | | | | |
| | коллекторов ТЭЦ и котельных | | | | | |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
| | - горячая вода | | | | | |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
| | - пар от 1.2 до 2.5 кгс/см2 | | | | | |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
| | - пар от 2.5 до 7.0 кгс/см2 | | | | | |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
| | - пар от 7.0 до 13.0 кгс/см2 | | | | | |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
| | - пар свыше 13.0 кгс/см2 | | | | | |
|---|----------------------------------|----------|-----------|-----------|---------------|------------|
| | - острый и редуцированный пар | | | | | |
--------------------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица N П1.28.1
Расчет ставок платы за тепловую мощность
для потребителей пара и горячей воды по СЦТ (ЭСО)
-----------------------------------------------------------------------------------
| | | Единицы |Базовый| Период |
| | |измерения |период | регулирования |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
|1 | Общая составляющая постоянных расходов и|тыс. руб. | | |
| | прибыли энергоснабжающей организации | | | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
|2 | Средняя за период регулирования тепловая| Гкал/час | | |
| | нагрузка (в виде пара и горячей воды)| | | |
| | всех потребителей | | | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
|3 | Общая ставка платы за тепловую мощность |руб./Гкал/| | |
| | | час | | |
-----------------------------------------------------------------------------------
Таблица N П1.28.2
Расчет дифференцированных ставок
за тепловую энергию для потребителей
пара различных параметров и горячей воды по СЦТ (ЭСО)
-----------------------------------------------------------------------------------
| | | Единицы |Базовый| Период |
| | |измерения |период | регулирования |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| 1 | Приведенный удельный расход топлива | кг/Гкал | | |
| | на 1 Гкал теплоэнергии, отпущенной с | | | |
| | коллекторов ТЭС | | | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| 2 | Тарифные ставки за энергию для | руб./Гкал| | |
| | потребителей пара | | | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| | - отборный пар от 1.2 до 2.5 кгс/см2 | руб./Гкал| | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| | - отборный пар от 2.5 до 7.0 кгс/см2 | руб./Гкал| | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| | - отборный пар от 7.0 до 13.0 кгс/см2 | руб./Гкал| | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| | - отборный пар свыше 13.0 кгс/см2 | руб./Гкал| | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| | - острый и редуцированный пар | руб./Гкал| | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| 3 | Тарифная ставка за энергию для | руб./Гкал| | |
| | потребителей горячей воды с | | | |
| | коллекторов ТЭС | | | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| 4 | Удельный расход топлива на 1 Гкал | кг/Гкал | | |
| | теплоэнергии, отпущенной в виде | | | |
| | горячей воды | | | |
|---|-----------------------------------------|----------|-------|----------------|
| 5 | Тарифные ставки за энергию для | руб./Гкал| | |
| | потребителей горячей воды | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------
Таблица N П1.28.3
Расчет экономически обоснованных тарифов
на тепловую энергию (мощность)
по группам потребителей
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Группа потребителей | Ед. изм. |Всего| Всего по потребителям | В том числе бюджетные потребители |
|-------|----------------------|----------|-----|-------------------------------------------------------------|--------------------------------------------------------------|
| | | | |горячая |отборный | в том числе |горячая |отборный| в том числе |
| | | | |вода |пар |------------------------------------------|вода |пар |-------------------------------------------|
| | | | | | |1,2 -|2,5 -|7,0 -|> 13 | острый и | | |1,2 -|2,5 -|7,0 -|> 13 | острый и |
| | | | | | | 2,5 | 7,0 |13,0 | кг/ | редуцированный | | | 2,5 | 7,0 |13,0 |кг/см2| редуцированный |
| | | | | | | кг/ | кг/ | кг/ | см2 | | | | кг/ | кг/ | кг/ | | |
| | | | | | | см2 | см2 | см2 | | | | | см2 | см2 | см2 | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|1. | Объем полезного |тыс. Гкал | | | | | | | | | | | | | | | |
| | отпуска | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|2. | Расчетная | Гкал/час | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (присоединенная) | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | тепловая мощность | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (нагрузка) | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|3. | Тариф на покупку |руб./Гкал | | | | | | | | | | | | | | | |
| | тепловой энергии | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|3.1. | Ставка за мощность |тыс. руб./| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | Гкал/час | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|3.2. | Ставка за энергию |руб./Гкал | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|4. | Средний |руб./Гкал | | | | | | | | | | | | | | | |
| | одноставочный тариф | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|5. | Плата за услуги по |тыс. руб./| | | | | | | | | | | | | | | |
| | передаче тепловой | Гкал/ч | | | | | | | | | | | | | | | |
| | энергии | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|6. | Товарная продукция |тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | всего п. 5 x п. 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
| | в том числе | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|6.1. | - за тепловую |тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | энергию п. 3 x п. 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|-------|----------------------|----------|-----|--------|---------|-----|-----|-----|-----|------------------|---------|--------|-----|-----|-----|------|------------------|
|6.2. | - за услуги п. 4 x |тыс. руб. | | | | | | | | | | | | | | | |
| | п. 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица N П1.29
Укрупненная структура тарифа
на электрическую энергию для потребителей
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Показатель | Ед. изм. |Стоимость | Стоимость| Стоимость | Диапазоны | Зонные тарифы |
| | | |покупки | услуг, | услуг по | напряжения | |
| | | |единицы | всего | передаче |-------------------|-----------------------------|
| | | |электроэнергии | | | ВН |СН1 |СН11| НН |Ночная |Полупиковая |Пиковая |
| | | | | | | | | | | зона |зона | зона |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
|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. | Население | | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
|3. | Прочие потребители | | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Двухставочный тариф | | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Ставка за мощность | руб./МВт. мес.| | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Ставка за энергию | руб./тыс. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
|3.1.| В том числе | | | | | | | | | | | |
| | бюджетные | | | | | | | | | | | |
| | потребители | | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Одноставочный тариф | руб./тыс. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Двухставочный тариф | | | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Ставка за мощность | руб./МВт. мес.| | | | | | | | | | |
|----|---------------------|---------------|----------------|----------|-----------|----|----|----|----|-------|------------|--------|
| | Ставка за энергию | руб./тыс. | | | | | | | | | | |
| | | кВт.ч | | | | | | | | | | |
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Приложение 2
СИСТЕМА УСЛОВНЫХ ЕДИНИЦ
ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СУММЫ
ТАРИФНОЙ ВЫРУЧКИ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица N П2.1
Объем воздушных линий электропередач
(ВЛЭП) и кабельных линий электропередач (КЛЭП)
в условных единицах в зависимости от протяженности,
напряжения, конструктивного использования и материала опор
----------------------------------------------------------------------------------
| |Напряжение, |Количество | Материал | Количество |Протяженность | Объем |
| | кВ |цепей | опор | условных | |условных|
| | |на опоре | | единиц (у) | | единиц |
| | | | | на 100 км | | |
| | | | | трассы ЛЭП | | |
|-------|------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| | | | | у/100км | км | у |
|-------|------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |7 = 5 x |
| | | | | | |6/100 |
|-------|------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
|ВЛЭП |1150 | - | металл | 800 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |750 | 1 | металл | 600 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |400 - 500 | 1 | металл | 400 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 300 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |330 | 1 | металл | 230 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 170 | | |
| | |-----------|----------|------------|--------------|--------|
| | | 2 | металл | 290 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 210 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |220 | 1 | дерево | 260 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | металл | 210 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 140 | | |
| | |-----------|----------|------------|--------------|--------|
| | | 2 | металл | 270 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 180 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |110 - 150 | 1 | дерево | 180 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | металл | 160 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 130 | | |
| | |-----------|----------|------------|--------------|--------|
| | | 2 | металл | 190 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 160 | | |
|-------|------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
|КЛЭП |220 | - | - | 3000 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |110 | - | - | 2300 | | |
|-----------------------------------------------------------------------|--------|
| ВН, всего | |
|-----------------------------------------------------------------------|--------|
|ВЛЭП |35 | 1 | дерево | 170 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | металл | 140 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 120 | | |
| | |-----------|----------|------------|--------------|--------|
| | | 2 | металл | 180 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон | 150 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |1 - 20 | - | дерево | 160 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | |дерево на | 140 | | |
| | | | ж/б | | | |
| | | | пасынках | | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон, | 110 | | |
| | | | металл | | | |
|-------|------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
|КЛЭП |20 - 35 | - | - | 470 | | |
| |------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
| |3 - 10 | - | - | 350 | | |
|-----------------------------------------------------------------------|--------|
| СН, всего | |
|-----------------------------------------------------------------------|--------|
|ВЛЭП |0,4 кВ | - | дерево | 260 | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | дерево на| 220 | | |
| | | | ж/б | | | |
| | | | пасынках | | | |
| | | |----------|------------|--------------|--------|
| | | | ж/бетон, | 150 | | |
| | | | металл | | | |
|-------|------------|-----------|----------|------------|--------------|--------|
|КЛЭП |до 1 кВ | - | - | 270 | | |
|-----------------------------------------------------------------------|--------|
| НН, всего | |
----------------------------------------------------------------------------------
Примечание.
При расчете условных единиц протяженность ВЛЭП - 0,4 кВ от линии
до ввода в здании не учитывается.
Условные единицы по ВЛЭП - 0,4 кВ учитывают трудозатраты на
обслуживание и ремонт:
а) воздушных линий в здание и
б) линий с совместной подвеской проводов.
- Условные единицы по ВЛЭП 0,4 - 20 кВ учитывают трудозатраты
оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
- Кабельные вводы учтены в условных единицах КЛЭП напряжением до
1 кВ.
Таблица N П2.2
Объем подстанций 35 - 1150 кВ,
трансформаторных подстанций (ТП), комплексных
трансформаторных подстанций (КТП) и распределительных
пунктов (РП) 0,4 - 20 кВ в условных единицах
-----------------------------------------------------------------------------------------
|п/п| Наименование | Единица |Напряжение,|Количество |Количество| Объем |
| | | измерения | кВ | условных | единиц |условных |
| | | | |единиц (у) |измерения | единиц |
| | | | |на единицу | | |
| | | | | измерения | | |
| | | | |-----------|----------|---------|
| | | | | у/ед.изм. | ед. изм. | у |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |7 = 5 x 6|
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 1 | Подстанция | П/ст | 1150 | 1000 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 750 | 600 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 400 - 500 | 500 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 330 | 250 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 220 | 210 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 110 - 150 | 105 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 35 | 75 | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 2 | Силовой |Единица | 1150 | 60 | | |
| | трансформатор |оборудования |-----------|-----------|----------|---------|
| | или реактор | | 750 | 43 | | |
| | (одно- или | |-----------|-----------|----------|---------|
| | трехфазный), или | | 400 - 500 | 28 | | |
| | вольтодобавочный | |-----------|-----------|----------|---------|
| | трансформатор | | 330 | 18 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 220 | 14 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 110 - 150 | 7,8 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 35 | 2,1 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 1 - 20 | 1,0 | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 3 | Воздушный |3 фазы | 1150 | 180 | | |
| | выключатель | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 750 | 130 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 400 - 500 | 88 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 330 | 66 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 220 | 43 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 110 - 150 | 26 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 35 | 11 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 1 - 20 | 5,5 | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 4 | Масляный | - " - | 220 | 23 | | |
| | выключатель | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 110 - 150 | 14 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 35 | 6,4 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 1 - 20 | 3,1 | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 5 | Отделитель с |Единица | 400 - 500 | 35 | | |
| | короткозамыкателем |оборудования |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 330 | 24 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 220 | 19 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 110 - 150 | 9,5 | | |
| | | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 35 | 4,7 | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 6 | Выключатель | - " - | 1 - 20 | 2,3 | | |
| | нагрузки | | | | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 7 | Синхронный | - " - | 1 - 20 | 26 | | |
| | компенсатор мощн. | | | | | |
| | 50 Мвар | | | | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 8 | То же, 50 Мвар и | - " - | 1 - 20 | 48 | | |
| | более | | | | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
| 9 | Статические | 100 конд. | 35 | 2,4 | | |
| | конденсаторы | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | | 1 - 20 | 2,4 | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
|10 | Мачтовая |ТП | 1 - 20 | 2,5 | | |
| | (столбовая) ТП | | | | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
|11 | Однотрансформаторная |ТП, КТП | 1 - 20 | 2,3 | | |
| | ТП, КТП | | | | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
|12 | Двухтрансформаторная |ТП, КТП | 1 - 20 | 3 | | |
| | ТП, КТП | | | | | |
|---|-----------------------|--------------|-----------|-----------|----------|---------|
|13 | Однотрансформаторная |п/ст | 35 | 3,5 | | |
| | подстанция 34/0,4 кВ | | | | | |
|---|--------------------------------------|-----------|-----------|----------|---------|
|14 | Итого | ВН | - | - | |
| | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | СН | - | - | |
| | |-----------|-----------|----------|---------|
| | | НН | - | - | |
-----------------------------------------------------------------------------------------
Примечание. В п. 1 учтены трудозатраты оперативного персонала
подстанций напряжением 35 - 1150 кВ.
Условные единицы по п. п. 2 - 9 учитывают трудозатраты по
обслуживанию и ремонту оборудования, не включенного в номенклатуру
условных единиц (трансформаторы напряжения, аккумуляторные батареи,
сборные шины и т.д.), резервного оборудования.
Условные единицы по п. 2 "Силовые трансформаторы 1 - 20 кВ"
определяются только для трансформаторов, используемых для собственных
нужд подстанций 35 - 1150 кВ.
По п. п. 3 - 6 учтены дополнительные трудозатраты на обслуживание
и ремонт устройств релейной защиты и автоматики, а для воздушных
выключателей (п. 3) - дополнительно трудозатраты по обслуживанию и
ремонту компрессорных установок.
Значение условных единиц п. п. 4 и 6 "Масляные выключатели 1 - 20
кВ" и "Выключатели нагрузки 1 - 20 кВ" относятся к коммутационным
аппаратам, установленным в распределительных устройствах 1 - 20 кВ
подстанций 35 - 1150 кВ, ТП, КТП и РП 1 - 20 кВ, а также к
секционирующим коммутационным аппаратам на линиях 1 - 20 кВ.
Объем РП 1 - 20 кВ в условных единицах определяется по количеству
установленных масляных выключателей (п. 4) и выключателей нагрузки (п.
6). При установке в РП трансформаторов 1 - 20/0,4 кВ дополнительные
объемы обслуживания определяются по п. 11 или 12.
По п. п. 10 - 12 дополнительно учтены трудозатраты оперативного
персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
По п. п. 1, 2 условные единицы относятся на уровень напряжения,
соответствующий первичному напряжению.
Условные единицы электрооборудования понизительных подстанций
относятся на уровень высшего напряжения подстанций.
Приложение 3
РАЗДЕЛЬНЫЙ УЧЕТ В НВВ
ВН
РАСХОДОВ НА СОДЕРЖАНИЕ ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА, ОТНОСИМЫХ К ЕДИНОЙ
НАЦИОНАЛЬНОЙ (ОБЩЕРОССИЙСКОЙ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
(ЕНЭС) (ИНДЕКС ВН1) И НЕ ОТНОСИМЫХ К ЕНЭС
(ИНДЕКС ВН11)
НВВ = НВВ + НВВ (1)
вн вн1 вн11
п пр
НВВ = Р + Р (2)
вн1 вн1 вн1
п пр
НВВ = Р + Р (3)
вн11 вн11 вн11
п п п
Р = Р + Р (4)
вн вн1 вн11
пр пр пр
Р = Р + Р (5)
вн вн1 вн11
У = У + У (6)
вн вн1 вн11
НИ = НИ + НИ (7)
вн вн1 вн11
НЗ = НЗ + НЗ (8)
вн вн1 вн11
А = А + А (9)
вн вн1 вн11
ПРН = ПРН + ПРН (10)
вн вн1 вн11
У
пр п вн1
Р = (НВВ - Р ) x ----- (11)
вн1 вн вн У
вн
У
пр п вн11
Р = (НВВ - Р ) x ----- (12)
вн11 вн вн У
вн
Приложение 4
I. Определение нормативных эксплуатационных
технологических затрат и потерь теплоносителей
1. Теплоноситель "вода"
1.1. К эксплуатационным 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 обоснованный расход теплоносителя на плановые
эксплуатационные испытания.
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 нормативными актами технической
эксплуатации электрических станций и сетей пределах.
Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой
определяются по формуле:
альфа x V x n
ср.год год
G = ------------------------- = m x n , м3, (1)
ут.н 100 у.год.н год
где:
альфа - норма среднегодовой утечки теплоносителя (м3/чм3),
установленная правилами технической эксплуатации электрических станций
и сетей и правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок
в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в
час;
V - среднегодовая емкость тепловой сети, м3;
ср.год
n - продолжительность функционирования тепловой сети в
год
течение года, ч;
m - среднечасовая годовая норма потерь теплоносителя,
у.год.н
обусловленных утечкой, м3/ч.
Значение среднегодовой емкости тепловых сетей определяется по формуле:
V x n + V x n V x n + V x n
от от л л от от л л
V = --------------------- = ---------------------, м3, (2)
год n + n n
от л год
где:
V и V - емкость трубопроводов тепловой сети соответственно
от л
в отопительном и неотопительном периодах, м3;
n и n - продолжительность функционирования тепловой сети
от л
соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч.
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.
1.4. 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 в ведении организации,
осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителей, с учетом
требований нормативных актов по технической эксплуатации систем
транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей) и
нормативных актов по технической эксплуатации тепловых сетей систем
коммунального теплоснабжения.
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:
G = SUM(m x N x n), м3, (3)
а.н.
где:
m - технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого
каждым из установленных типов средств автоматики или защиты, м3/ч;
N - количество функционирующих средств автоматики и защиты одного
типа, шт.;
п - продолжительность функционирования однотипных средств
автоматики и защиты в течение года, ч.
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.
2. Теплоноситель "пар"
2.1. Нормируемые потери пара могут быть определены по нормам для
водяных тепловых сетей по формуле:
ср.г -3
G = 0,0025 x V x ро x n x 10 , 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, находящихся в
пар
ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и
теплоносителя, м3, определяемый по формуле (2);
n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.
ср
2.2. Среднее давление пара Р в паровых сетях определяется по
п
формуле:
Р + Р
k н к
SUM(--------- x n )
1 2 const
Р = --------------------------, кгс/см2, (5)
ср n
год
где:
Р , Р - соответственно, начальное и конечное давления пара на
н к
источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали по
периодам работы n (ч), с относительно постоянными значениями
const
давлений, кгс/см2;
n - число часов работы каждой паровой магистрали в течение
год
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. C, (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 давления.
2.3. Потери конденсата учитываются по норме для водяных
тепловых сетей в размере 0,0025 от среднегодового объема
ср.г
конденсатопроводов V , м3/ч при соответствующей плотности воды
конд
(конденсата) ро , по формуле:
конд
ср.г -3
G = 0,0025 x V x ро x n x 10 , т (7)
пк конд конд
II. Определение нормативных эксплуатационных
технологических затрат и потерь тепловой энергии
3. Нормативные затраты и потери тепловой энергии определяются
двумя составляющими:
- затратами и потерями тепловой энергии с потерями теплоносителя;
- потерями тепловой энергии теплопередачей через
теплоизоляционные конструкции трубопроводов и оборудование систем
транспорта.
4. 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 п. п. 2, 3 настоящего
Приложения с последующим суммированием.
4.1. Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь
с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей определяются
по формуле:
Q = m x ро x с x [b x t + (1 - b) x t -
у.н у.н.год год 1год 2год
-6
- t ] x n x 10 , Гкал (ГДж), (8)
x.год год
где:
ро - среднегодовая плотность теплоносителя при среднем
год
значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах
тепловой сети, кг/м3;
t , t - среднегодовые значения температуры теплоносителя
1год 2год
в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, град. С;
t - среднегодовое значение температуры холодной воды,
х.год
подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки
тепловой сети, град. С;
с - удельная теплоемкость теплоносителя (сетевой воды), ккал/кг х
град. С;
b - доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим
трубопроводом (при отсутствии данных принимается в пределах от 0,5 до
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 - в соответствии со строительными нормами и
правилами по строительной климатологии или климатологическим
справочником).
Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на
источник теплоснабжения для подпитки тепловой сети, определяется по
формуле:
t x n + t x n
х.от от х.л л
t = ---------------------------, град. С, (9)
х год n + n
от л
где:
t , t - значения температуры холодной воды, поступающей
х.от х.л
на источник теплоснабжения в отопительном и неотопительном
периодах, град. С (при отсутствии достоверной информации
t = 5 град. С, t = 15 град. С).
х.от х.л
4.2. Нормативные технологические затраты тепловой энергии на
заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в
эксплуатацию новых сетей определяются по формуле с учетом плотности
воды ро, используемой для заполнения:
-6
Q = 1,5 x V x c x ро x (t - t ) x 10 , Гкал (ГДж), (10)
зап тр зап x
где:
1,5 x V - затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов
тр
и оборудования, находящегося на балансе организации,
осуществляющей передачу тепловой энергии, м3;
t , t - соответственно, температуры сетевой воды при
зап x
заполнении и холодной воды в этот период, град. С.
4.3. Нормативные технологические затраты тепловой энергии со
сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) определяются по
формуле:
-6
Q = G x c x ро x (t - t ) x 10 , Гкал (ГДж), (11)
а.н а.н сл x
где:
1,5 x V - затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов
тр
и оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей
передачу тепловой энергии, м3;
t , t - соответственно, температуры сетевой воды при
зап x
заполнении и холодной воды в этот период, град. С.
ро - среднегодовая плотность сетевой воды в подающем или в
обратном трубопроводе, в зависимости от точек отбора сетевой воды,
используемой в САРЗ.
4.4. Если установлены нормативы затрат сетевой воды на проведение
плановых эксплуатационных испытаний (см. п. 2), то определяются потери
тепловой энергии и с этой составляющей потерь сетевой воды по
аналогичным формулам.
5. Определение нормативных эксплуатационных технологических
потерь тепловой энергии с потерями теплоносителя "пар".
5.1. Нормативные потери тепловой энергии с потерями пара
определяются по формуле:
-6
Q = G x c x ро x (i - i ) x 10 , Гкал (ГДж), (12)
пп пп пар п x
где:
G - затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в
а.н
соответствии с п. 2.6, м3;
t , t - температура сливаемой сетевой воды, определяемая в
сл х
зависимости от места установка САРЗ, и температура холодной воды за
этот же период, град. С;
5.2. Нормативные потери тепловой энергии с потерями конденсата
определяются по формуле:
-6
Q = G x c x ро x (t - t ) x 10 , Гкал (ГДж), (13)
конд пк конд к x
где:
Q - годовые потери конденсата, определяемые по формуле (7), м3;
пк
t , t - средние за период работы паропроводов значения
к x
температуры конденсата и холодной воды, град. С.
5.3. Определение нормативных технологических потерь тепловой
энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции
трубопроводов тепловых сетей.
Эксплуатационные тепловые потери через теплоизоляционные
конструкции трубопроводов тепловых сетей для средних за год условий
функционирования нормируются на год, следующий после проведения
тепловых испытаний на тепловые потери, и являются нормативной базой
для нормирования тепловых потерь согласно действующим нормативным
актам определения нормативных значений показателей функционирования
водяных тепловых сетей коммунального теплоснабжения и нормативным
актам по составлению энергетических характеристик для систем
транспорта тепловой энергии.
5.4. Нормирование эксплуатационных тепловых потерь через
изоляционные конструкции на расчетный период производится, исходя из
значений часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях
функционирования тепловой сети.
Нормирование эксплуатационных часовых тепловых потерь
производится в следующем порядке:
- для всех участков тепловой сети на основе сведений о
конструктивных особенностях тепловой сети (типы прокладки, виды
тепловой изоляции, диаметр трубопроводов, длина участков) и норм
тепловых потерь, указанных в таблицах 1.1 и 1.2 настоящего приложения
(если изоляция трубопроводов соответствует этим нормам) либо в
таблицах 2.1 - 2.3 или 3.1 - 3.3 (если изоляция соответствует нормам,
указанным в строительных нормах и правилах на тепловую изоляцию
трубопроводов и оборудования), пересчетом табличных значений на
среднегодовые условия функционирования;
- для участков тепловой сети, характерных для нее по типам
прокладки и видам теплоизоляционных конструкций и подвергавшихся
тепловым испытаниям, согласно действующим нормативным актам по
определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях, 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 тепловых потерь с
введением поправочных коэффициентов, определенных по результатам
тепловых испытаний;
- для участков тепловой сети, не имеющих аналогов среди участков,
подвергавшихся тепловым испытаниям, в качестве нормативных принимаются
значения часовых тепловых потерь, определенные теплотехническим
расчетом для среднегодовых условий функционирования тепловой сети с
учетом технического состояния с применением зависимостей, указанных в
действующих нормативных актах по составлению энергетической
характеристики для систем транспорта тепловой энергии по показателю
"тепловые потери";
- для участков тепловой сети, вводимых в эксплуатацию после
монтажа, реконструкции или капитального ремонта, с изменением типа или
конструкции прокладки и теплоизоляционного слоя, в качестве
нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь при
среднегодовых условиях функционирования тепловой сети, определенные
теплотехническим расчетом на основе исполнительной технической
документации.
5.5. Значения часовых тепловых потерь в тепловой сети в целом при
среднегодовых условиях функционирования определяются суммированием
значений часовых тепловых потерь на отдельных ее участках.
5.6. Значения часовых тепловых потерь по проектным нормам
тепловых потерь для среднегодовых условий функционирования тепловой
сети определяются по формулам:
- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным
трубопроводам вместе:
i -6
Q = SUM(q x - x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (14)
из.н.год 1 из.н
- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным
трубопроводам раздельно:
i -6
Q = SUM(q x - x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (15)
из.н.год.п 1 из.н.н
i -6
Q = SUM(q x - x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (15а)
из.н.год.о 1 из.н.о
где:
q , q и q - удельные часовые тепловые потери
из.н из.н.п из.н.о
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);
- - 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);
i - количество участков трубопроводов различного диаметра.
5.7. Значения нормативных проектных удельных часовых тепловых
потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя
и окружающей среды (грунта или воздуха), отличающихся от значений,
приведенных в соответствующих нормах тепловых потерь, определяются
линейной интерполяцией (или экстраполяцией).
5.8. Среднегодовые значения температуры теплоносителя в
подающем и обратном трубопроводах тепловой сети t и t
п год О 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.
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) или, при отсутствии
данных, с использованием строительных норм и правил по строительной
климатологии и справочника по климату для соответствующего или
ближайшего к нему объекта.
5.9. Значения нормативных часовых тепловых потерь участков
тепловой сети, аналогичных участкам, подвергавшимся тепловым
испытаниям (ан.исп.) 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:
i -6
Q = SUM(k x q x - x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч),
из.н.ан.исп.год 1 и из.н
(16)
- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным
трубопроводам раздельно:
i -6
Q = SUM(k x q x - x бета) x 10 ,
из.н.ан.исп.год.п 1 и.п из.н.п
Гкал/ч (ГДж/ч), (17)
i -6
Q = SUM(k x q x - x бета) x 10 ,
из.н.ан.исп.год.о 1 и.о из.н.о
Гкал/ч (ГДж/ч), (17а)
где:
k , k и k - поправочные коэффициенты для
и и.п и.о
определения нормативных часовых тепловых потерь, полученные по
результатам тепловых испытаний.
5.10. 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:
Q
из.год.и
k = -----------, (18)
и Q
из.н.год
где:
Q и Q - соответственно тепловые потери,
из.год.и из.н.год
определенные тепловыми испытаниями, пересчитанные на среднегодовые
условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети, и
потери, определенные по проектным нормам тепловых потерь по формуле 14
для тех же участков, ккал/ч (кДж/ч);
- при надземной прокладке, и раздельном расположении подающих и
обратных трубопроводов:
Q
из.год.п.и
k = --------------, (19)
и.п Q
из.год.п.н
Q
из.год.о.и
k = -------------, (19а)
и.о Q
из.год.о.н
где:
Q и Q - соответственно тепловые потери,
из.год.п.и из.год.о.и
определенные тепловыми испытаниями и пересчитанные на среднегодовые
условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети,
для подающих и обратных трубопроводов, ккал/ч (кДж/ч);
Q и Q - тепловые потери, определенные по
из.год.п.н из.год.о.н
проектным нормам тепловых потерь по формулам 15 и 15а для тех же
участков, ккал/ч (кДж/ч).
Максимальные значения поправочных коэффициентов к нормативным
значениям не должны быть больше значений, приведенных в нормативном
акте по составлению энергетических характеристик тепловых сетей и
нормативном акте по определению нормативных значений показателей
функционирования водяных тепловых сетей коммунального теплоснабжения.
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через
изоляционные конструкции трубопроводов по периодам функционирования
(отопительный и неотопительный) и за год в целом определяются как
суммы нормативных значений эксплуатационных тепловых потерь за
соответствующие месяцы.
6. 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 особенностей пара, как
теплоносителя, следует руководствоваться нормативными актами по
определению тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях,
действующими в части, касающейся паровых сетей.
7. Определение нормативных технологических затрат электрической
энергии на услуги по передаче тепловой энергии и теплоносителей.
7.1. 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.
7.2. Затраты электрической энергии определяются раздельно по
каждому виду насосного оборудования по формуле:
G H ро n
k p р н -3
Э = SUM (-------------------) 10 , кВт.ч, (20)
нас - 367эта
ну
где:
G - нормативный расход теплоносителя, перекачиваемого
p
3
насосами, (м /ч), определяемый в зависимости от их назначения;
Н - располагаемый напор, развиваемый насосами при нормативном
p
расходе (м);
ро - плотность теплоносителя, кг/м3;
n - число часов работы насосов при нормативных расходах и
н
напорах;
эта - КПД насосной установки (насосов и электродвигателей);
ну
k - количество групп насосов.
Нормативные расходы теплоносителя, перекачиваемого насосными
установками, определяются в соответствии с гидравлическим режимом. При
этом располагаемые напоры принимаются согласно расчетному
гидравлическому режиму функционирования тепловой сети.
7.3. 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.
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.
7.4. 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.
7.5. 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:
Н G n
1 1 2 1 2
---- = (----) = (----) , (21)
Н G n
2 2 2
где:
H и Н - соответственно напоры, развиваемые насосом при
1 2
частотах вращения соответственно n и n , м;
1 2
G и G - соответственно расходы теплоносителя при частотах
1 2
вращения n и п , м3/ч.
1 2
7.6. Мощность электродвигателей (кВт), необходимая 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, соответствующих расчетной
частоте вращения рабочих колес, и КПД преобразователя частоты
(последний - в знаменатель формулы) без учета числа часов работы
насосов.
7.7. При определении нормативного расхода электрической энергии
значение расхода горячей воды, перекачиваемой циркуляционными насосами
системы горячего водоснабжения, определяется по средней часовой за
неделю тепловой нагрузки горячего водоснабжения и постоянно на
протяжении сезона (отопительного или неотопительного периода).
7.8. 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.
7.9. 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.
7.10. 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.
7.11. 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 пр пр год
Э = SUM (---------------), (22)
пр 1 эта
пр
где:
m - количество однотипных приводов электрифицированного
пр
оборудования, шт.;
N - установленная мощность электроприводов, кВт;
пр
эта - КПД электроприводов;
пр
n - годовое число часов работы электроприводов каждого вида
год
оборудования, ч;
k - количество групп электрооборудования.
|