Последнее обновление: 22.12.2024
Законодательная база Российской Федерации
8 (800) 350-23-61
Бесплатная горячая линия юридической помощи
- Главная
- ПОСТАНОВЛЕНИЕ ФЭК РФ от 31.07.2002 N 49-э/8 (ред. от 14.05.2003) "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ"
Приложения
Приложение 1
ПЕРЕЧЕНЬ ТАБЛИЦ ДЛЯ РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАННЫХ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Таблица N П1.1
Баланс электроэнергии и мощности ЭСО (ПЭ)
Расчет полезного отпуска электрической энергии по ЭСО (ПЭ) <*>
<*> По ПЭ заполняются п. п. 1 - 6.
млн. кВт.ч
Расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных электрических сетях)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Баланс электрической энергии в сети ВН, СН и НН (ЭСО, региональные электрические сети)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
(млн. кВт.ч)
Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО (региональные электрические сети)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
(тыс. кВт)
Структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей ЭСО
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Расчет полезного отпуска тепловой энергии ЭСО (ПЭ)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
тыс. Гкал
Примечание. Заполняется всего и отдельно по СЦТ.
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Таблица N П1.8
Структура полезного отпуска тепловой энергии (мощности) по группам потребителей ЭСО
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Примечание. Заполняется всего и отдельно по СЦТ.
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Таблица N П1.9
Расчет расхода топлива по электростанциям (котельным) ЭСО (ПЭ)
Расчет баланса топлива по ЭСО (ПЭ)
<*> К таблице прилагается расшифровка по поставщикам топлива с указанием объемов поставок и согласованных (договорных) цен.
Таблица N П1.11
Расчет расходов на топливо для выработки электрической и тепловой энергии по ЭСО (ПЭ)
Расчет стоимости покупной энергии на технологические цели ЭСО (ПЭ)
При покупке энергии по зонным тарифам столбцы 3, 5 и 10 заполняются по конкретному поставщику по периодам: пик, полупик, ночь.
При использовании одноставочного тарифа столбцы 4, 6, 7, 8 и 9 не заполняются.
Таблица N П1.13
Расчет суммы платы за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России (до утверждения Правительством РФ перечня соответствующих услуг)
| п.п. | Наименование показателей | Объем электроэнергии, млн. кВт.ч | Размер платы за услуги, руб./ тыс. кВт.ч | Сумма платы за услуги, тыс. руб. |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Базовый период | ||||
| Период регулирования | ||||
Расчет суммы платы за пользование водными объектами предприятиями гидроэнергетики (водный налог) ЭСО (ПЭ)
Смета расходов <*>
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
тыс. руб.
Расчет расходов на оплату труда <*>
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
| N | Показатели | Ед. изм. | Базовый период | Период регулирования |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | Численность | |||
| Численность ППП | чел. | |||
| 2. | Средняя оплата труда | |||
| 2.1. | Тарифная ставка рабочего 1 разряда | руб. | ||
| 2.2. | Дефлятор по заработной плате | |||
| 2.3. | Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора | руб. | ||
| 2.4. | Средняя ступень оплаты | |||
| 2.5. | Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда | руб. | ||
| 2.6. | Среднемесячная тарифная ставка ППП | - " - | ||
| 2.7. | Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника | |||
| 2.7.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.7.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.8. | Текущее премирование | |||
| 2.8.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.8.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.9. | Вознаграждение за выслугу лет | |||
| 2.9.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.9.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.10. | Выплаты по итогам года | |||
| 2.10.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.10.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.11. | Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки | |||
| 2.11.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.11.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.12. | Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника | руб. | ||
| 3. | Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость) | |||
| 3.1. | Льготный проезд к месту отдыха | тыс. руб. | ||
| 3.2. | По Постановлению от 03.11.94 N 1206 | - " - | ||
| 3.3. | Итого средства на оплату труда ППП | - " - | ||
| 4. | Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль) | |||
| 4.1. | Численность, принятая для расчета (базовый период - фактическая) | чел. | ||
| 4.2. | Среднемесячная оплата труда на 1 работника | руб. | ||
| 4.3. | Льготный проезд к месту отдыха | тыс. руб. | ||
| 4.4. | По Постановлению от 03.11.94 N 1206 | тыс. руб. | ||
| 4.5. | Итого средства на оплату труда непромышленного персонала | тыс. руб. | ||
| 5. | Расчет по денежным выплатам | |||
| 5.1. | Численность всего, принятая для расчета (базовый период - фактическая) | чел. | ||
| 5.2. | Денежные выплаты на 1 работника | руб. | ||
| 5.3. | Итого по денежным выплатам | тыс. руб. | ||
| 6. | Итого средства на потребление | тыс. руб. | ||
| 7. | Среднемесячный доход на 1 работника | руб. |
Расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов <*>
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, по передаче тепловой энергии.
(тыс. руб.)
Калькуляция расходов, связанных с производством и передачей электрической энергии
(тыс. руб.)
Калькуляция расходов, связанных с производством электрической энергии ЭСО (ПЭ)
(тыс. руб.)
Калькуляция расходов, связанных с передачей электрической энергии по ЭСО (по региональным электрическим сетям)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
(тыс. руб.)
| п.п. | Калькуляционные статьи затрат | Базовый период | Период регулирования | ||
| всего | из них расходы на сбыт | всего | из них расходы на сбыт | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | Основная оплата труда производственных рабочих | ||||
| 2. | Дополнительная оплата труда производственных рабочих | ||||
| 3. | Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих | ||||
| 4. | Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе: | ||||
| 4.1. | амортизация производственного оборудования | ||||
| 4.2. | отчисления в ремонтный фонд | ||||
| 4.3. | другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования | ||||
| 5. | Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы) | ||||
| 6. | Цеховые расходы | ||||
| 7. | Общехозяйственные расходы, всего, в том числе: | ||||
| 7.1. | Целевые средства на НИОКР | ||||
| 7.2. | Средства на страхование | ||||
| 7.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ | ||||
| 7.4. | Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования | ||||
| 7.5. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе: | ||||
| - налог на землю | |||||
| - налог на пользователей автодорог | |||||
| 7.6. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе: | ||||
| 7.6.1. | Арендная плата | ||||
| 8. | Исключена. | ||||
| (в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | |||||
| 9. | Недополученный по независящим причинам доход | ||||
| 10. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||||
| 11. | Итого производственные расходы | ||||
| 12. | Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч | ||||
| 13. | Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч | ||||
| 14. | Условно - постоянные затраты, в том числе: | ||||
| 14.1. | Сумма общехозяйственных расходов | ||||
| 15. | Абонентная плата РАО "ЕЭС России". | ||||
| (в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | |||||
Калькуляция расходов, связанных с производством и передачей тепловой энергии
(тыс. руб.)
Калькуляция расходов, связанных с производством тепловой энергии ЭСО (ПЭ)
(тыс. руб.)
Калькуляция расходов, связанных с передачей тепловой энергии по ЭСО (по региональным тепловым сетям)
(тыс. руб.)
Расчет источников финансирования капитальных вложений
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
(тыс. руб.)
| п.п. | Наименование | Базовый период | Период регулирования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Объем капитальных вложений - всего | ||
| в том числе: | |||
| - на производственное и научно - техническое развитие | |||
| - на непроизводственное развитие | |||
| 2. | Финансирование капитальных вложений из средств - всего | ||
| 2.1. | Амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (100%) | ||
| 2.2. | Неиспользованных средств на начало года | ||
| 2.3. | Федерального бюджета | ||
| 2.4. | Местного бюджета | ||
| (в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | |||
| 2.5. | Регионального (республиканского, краевого, областного) бюджета | ||
| 2.6. | Прочих | ||
| 2.7. | Средства, полученные от реализации ценных бумаг | ||
| 2.8. | Кредитные средства | ||
| 2.9. | Итого по пп. 2.1 - 2.8 | ||
| 2.10. | Прибыль (п. 1 - п. 2.9): | ||
| - отнесенная на производство электрической энергии | |||
| - отнесенная на передачу электрической энергии | |||
| - отнесенная на производство тепловой энергии | |||
| - отнесенная на передачу тепловой энергии | |||
Справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам электроэнергии (производство электроэнергии) по ЭСО (ПЭ)
(тыс. руб.)
Справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам теплоэнергии (производство теплоэнергии) по ЭСО (ПЭ)
(тыс. руб.)
Справка о финансировании и освоении капитальных вложений в электросетевое строительство (передача электроэнергии) по ЭСО (по региональным электрическим сетям)
(тыс. руб.)
Справка о финансировании и освоении капитальных вложений в теплосетевое строительство (передача теплоэнергии) по ЭСО (по региональным тепловым сетям)
(тыс. руб.)
Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на электрическую и тепловую энергию
(тыс. руб.)
Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на производство электрической энергии ЭСО (ПЭ)
(тыс. руб.)
Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на производство тепловой энергии ЭСО (ПЭ)
(тыс. руб.)
Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу электрической энергии ЭСО (региональные электрические сети)
(тыс. руб.)
Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу тепловой энергии ЭСО (региональные тепловые сети)
(тыс. руб.)
Расчет экономически обоснованного тарифа продажи ЭСО (ПЭ)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
| п.п. | Показатели | Ед. изм. | Электроэнергия | Теплоэнергия | Всего | |||
| Узел теплоснабжения N 1 | Узел теплоснабжения N 2 | Узел теплоснабжения N ... | Всего: | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1. | Условно - переменные расходы | тыс. руб. | ||||||
| 1.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 1.2. | С оптового рынка | |||||||
| 1.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 2. | Условно - постоянные расходы | тыс. руб. | ||||||
| 2.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т. ч. по источникам | ||||||||
| 2.2. | С оптового рынка | |||||||
| 2.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 3. | Расходы всего (п. 1 + п. 2) | тыс. руб. | ||||||
| 3.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| 3.2. | в т.ч. по источникам | |||||||
| 3.3. | С оптового рынка | |||||||
| ПЭ1 - всего | ||||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 4. | Прибыль | тыс. руб. | ||||||
| 4.1. | Исключена. | |||||||
| (в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||||||
| 4.2. | Исключена. | |||||||
| (в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||||||
| 4.3. | Исключена. | |||||||
| (в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||||||
| 5. | Рентабельность (п. 4 / п. 3 х 100%) | % | ||||||
| 5.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 5.2. | С оптового рынка | |||||||
| 5.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 6. | Необходимая валовая выручка | тыс. руб. | ||||||
| 6.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 6.2. | С оптового рынка | |||||||
| 6.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 7. | Установленная мощность, тыс. кВт | тыс. кВт (Гкал/ час) | ||||||
| 7.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 7.2. | С оптового рынка | |||||||
| 7.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 8. | Отпуск энергии | млн. кВт.ч (тыс. Гкал) | ||||||
| 8.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 8.2. | С оптового рынка | |||||||
| 8.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 9. | Средний одноставочный тариф продажи Т(гк(ср)) | руб./ тыс. кВт.ч (руб./ Гкал) | ||||||
| 9.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 9.2. | С оптового рынка | |||||||
| 9.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам (расчетный) | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 10. | Ставка за мощность | руб./ тыс. кВт (руб./ Гкал/ час.) | ||||||
| 10.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 10.2. | С оптового рынка | |||||||
| 10.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам (расчетный) | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 11. | Ставка за энергию | руб./ тыс. кВт.ч (руб./ Гкал/) | ||||||
| 11.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 11.2. | С оптового рынка | |||||||
| 11.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам (расчетный) | ||||||||
| ... | ... | |||||||
Расчет экономически обоснованного тарифа покупки электроэнергии потребителями ЭСО
Расчет платы за услуги по содержанию электрических сетей ЭСО (региональные электрические сети)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Расчет платы за услуги по содержанию тепловых сетей ЭСО (региональные тепловые сети)
Расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям ЭСО (региональных электрических сетей)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) тепловой энергии на ее передачу по сетям ЭСО (региональных тепловых сетей)
Расчет дифференцированных по времени суток ставок платы за электроэнергию по ЭСО (ПЭ)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
| Единицы измерения | Базовый период | Период регулирования | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | Полезный отпуск электроэнергии ПЭ (энергоснабжающей организации), всего, в т.ч.: | млн. кВт.ч | ||
| 1.1. | - в период ночных провалов графика нагрузки; | |||
| 1.2. | - в часы максимальных (пиковых) нагрузок; | млн. кВт.ч | ||
| 1.3. | - в остальное время суток (полупик) | млн. кВт.ч | ||
| 4. | Условно - переменные расходы электроэнергии, отпущенной ПЭ (энергоснабжающей организацией) в период ночных провалов графика нагрузки | тыс. руб. | ||
| 5. | Средний одноставочный тариф на электроэнергию по ПЭ (энергоснабжающей организации) | руб./ тыс. кВт.ч | ||
| 6. | Тарифная ставка за электроэнергию в ночной зоне - тариф ночь (п. 4/п. 1.1) | руб./ тыс. кВт.ч | ||
| (в ред Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||
| 7. | Тарифная ставка за электроэнергию в полупиковой зоне - тариф полупик (п. 5/п. 1. | руб./ тыс. кВт.ч | ||
| (в ред Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||
| 8. | Тарифная ставка за электроэнергию в пиковой зоне - тариф пик (п. 5 x п. 1 - п. 6 x п. 1.1 - п. 7 x п. 1.3)/п. 1.2) | руб./ тыс. кВт.ч | ||
| (в ред Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||
Экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей ЭСО
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
| N | Группа потребителей | Ед. изм. | Базовые потребители | В том числе | Бюджетные потребители | |||||||||
| Потребитель 1 | ||||||||||||||
| Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 10 | 11 | 12 | 13 | |
| 1. | Объем полезного отпуска | млн. кВт.ч | ||||||||||||
| 2. | Заявленная мощность | МВт | ||||||||||||
| 3. | Тариф на покупку электрической энергии | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 3.1. | Ставка за мощность | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 3.2. | Ставка за энергию | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4. | Стоимость единицы услуг | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.1. | Плата за услуги по передаче электрической энергии | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.1.1. | Ставка на содержание электросетей | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 4.1.2. | Ставка по оплате потерь | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.2. | Плата за иные услуги | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 5. | Средний одноставочный тариф п. 3 + п. 4 | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 5.1. | Плата за мощность п. 3.1 + п. 4.1.1 + п. 4.2 | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 5.2. | Плата за энергию п. 3.2 + п. 4.1.2 | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 6. | Товарная продукция всего п. 5 х п.1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| в том числе | ||||||||||||||
| 6.1. | - за электроэнергию (мощность) п. 3 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| 6.2. | - за услуги п. 4 х п. 1 + | тыс. руб. | ||||||||||||
| (в ред Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||||||||||||
| То же п. 6 | ||||||||||||||
| 6.1. | - за мощность п. 5.1 х п. 2 х М | тыс. руб. | ||||||||||||
| 6.2. | - за электрическую энергию п. 5.2 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
Расчет одноставочных экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию по СЦТ ЭСО (ПЭ)
(в ред Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Расчет ставок платы за тепловую мощность для потребителей пара и горячей воды по СЦТ ЭСО (ПЭ)
(в ред Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Расчет дифференцированных ставок за теплоэнергию для потребителей пара различных параметров и горячей воды по СЦТ ЭСО (ПЭ)
(в ред Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Расчет экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (мощность) по группам потребителей ЭСО
Укрупненная структура тарифа на электроэнергию для конечных потребителей
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Таблица N П2.1
Система условных единиц для распределения общей суммы тарифной выручки по классам напряжения
Объем воздушных линий электропередач (ВЛЭП) и кабельных линий электропередач (КЛЭП) в условных единицах в зависимости от протяженности, напряжения, конструктивного использования и материала опор
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
| Напряжение, кВ | Количество цепей на опоре | Материал опор | Количество условных единиц (у) на 100 км трассы ЛЭП | Протяженность | Объем условных единиц | |
| у/100 км | км | у | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 = 5 x 6/100 |
| (в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1) | ||||||
| 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 ж/б пасынках | 140 | |||||
| ж/бетон, металл | 110 | |||||
| КЛЭП | 20 - 35 | 470 | ||||
| 3 - 10 | 350 | |||||
| СН, всего | ||||||
| ВЛЭП | 0,4 кВ | дерево | 260 | |||
| дерево на ж/б пасынках | 220 | |||||
| ж/бетон, металл | 150 | |||||
| КЛЭП | до 1 кВ | 270 | ||||
| НН, всего | ||||||
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 здании 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
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
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.
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Условные единицы электрооборудования понизительных подстанций относятся на уровень высшего напряжения подстанций.
(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
Приложение 3
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ (ПОТЕРЬ) РЕСУРСОВ, УЧИТЫВАЕМЫХ ПРИ РАСЧЕТЕ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ(в ред. Постановления ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1)
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 ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ1.1. 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 - 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 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:
ро_пар - плотность пара при средних давлении и температуре по магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м3;
- среднегодовой объем паровых сетей на находящихся балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя, м3, определяемый по формуле (3);
n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.
1.2.3. Среднее давление пара 
в паровых сетях определяется по формуле:
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.
Средняя температура пара 
определяется по формуле:
Т_н, Т_к - соответственно, начальная и конечная температуры пара на источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали по периодам работы n_const (ч), с относительно постоянными значениями давлений.
1.2.4. Потери конденсата учитываются по норме для водяных тепловых сетей в размере 0,0025 от среднегодового объема конденсатопроводов 
, м3, при соответствующей плотности воды (конденсата) ро_конд, по формуле:
При этом не учитывается "невозврат" конденсата (при его использовании или потере) потребителем.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ И ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИНормативные 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 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:
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:
- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:
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:
- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:
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 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 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:
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:
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:
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.
АЛГОРИТМ ВЫЧИСЛЕНИЯ РАСХОДА ХОЛОДНОЙ ВОДЫ НА ПОДПИТКУ СИСТЕМ ГВС И МОЩНОСТИ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НС, ТП И ЦТПРасход холодной воды Gn определяется по расчетному среднему расходу воды на подпитку закрытой системы горячего водоснабжения 
и потерям в системе ГВС:
1,2 - коэффициент, выбранный исходя из расчетного среднего расхода воды на горячее водоснабжение с учетом потерь тепла трубопроводами ГВС;
0,0025 - коэффициент утечек горячей воды из системы ГВС;
Vг - удельный расход горячей воды на единицу тепловой мощности, рассчитывается по формуле:
Vг = 34,8 х Qг (м3/ч), (1.1)
где:
34,8 - коэффициент расчетного среднего расхода воды на горячее водоснабжение с учетом потерь тепла трубопроводами ГВС.
При параллельной схеме присоединения водонагревателей величина расчетного среднего расхода воды на подпитку закрытой системы горячего водоснабжения определяется по следующей формуле:
Qг - средний тепловой поток на горячее водоснабжение;
- температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети в 1 точке излома графика температуры воды, град. С;
- температура воды после параллельно включенного водоподогревателя горячего водоснабжения в точке излома графика температуры воды, град. С (рекомендуется принимать тау3 = 30 град. С).
При двухступенчатых схемах присоединения водонагревателей величина расчетного среднего расхода воды на подпитку закрытой системы горячего водоснабжения определяется по следующей формуле:
0,2 - коэффициент потерь тепла трубопроводами ГВС;
55 - средняя температура в системе ГВС;
t' - температура воды после первой ступени подогрева;
tс - температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 5 град. С);
т' - температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети, 2 град. С.
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение Qг вычисляется по формуле:
- средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых зданий в отопительный период, вычисляется как сумма тепловых потоков для каждого здания, вычисляемых по формуле:
где: m - число человек, проживающих в здании;
а - норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55 град. С на одного человека в сутки (рекомендуется - 85 л/сут. на человека);
1,2 - коэффициент расчетного среднего расхода воды на горячее водоснабжение с учетом потерь тепла трубопроводами ГВС;
1/24 - коэффициент перевода нормы расхода воды на горячее водоснабжение на одного человека из л/сут. в л/час;
tс - температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 5 град. С);
c - удельная теплоемкость теплоносителя, Ккал/кг град. С.
- средний тепловой поток на горячее водоснабжение общественных зданий в отопительный период, вычисляется как сумма тепловых потоков для каждого здания
m - число человек, проживающих в здании;
b - норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемое в общественных зданиях при температуре 55 град. С на одного человека в сутки (рекомендуется - 25 л/сут. на человека);
с - удельная теплоемкость теплоносителя, Ккал/кг град. С;
tc - температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 5 град. С).
- средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых зданий в неотопительный период, вычисляется как сумма тепловых потоков для каждого здания, (18.3):
- температура холодной (водопроводной) воды в c неотопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 15 град. С);
бета - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду (при отсутствии данных принимается для жилищно - коммунального сектора 0,8, для курортов 1,2 - 1,5, для предприятий - 1,0);
с - удельная теплоемкость теплоносителя, Ккал/кг град. С.
- средний тепловой поток на горячее водоснабжение
m - число человек, проживающих в здании;
b - норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемое в общественных зданиях при температуре 55 град. С на одного человека в сутки (рекомендуется - 25 л/сут. на человека);
бета - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду (при отсутствии данных принимается для жилищно - коммунального сектора 0,8, для курортов 1,2 - 1,5, для предприятий - 1,0).
2. Мощности насосного оборудования НС, ТП и ЦТП определяются по следующим формулам:
2.1. Мощность сетевых насосов для закрытых систем горячего водоснабжения Nr.B.c. определяется по формуле:
Nгвс = Нг х Gг / (360 х эта), кВт, (7)
где:
Нг - суммарные потери напора в сетях ГВС, м (из проектной документации на строительство соответствующей тепловой сети);
Gг - расход сетевой воды на ГВС, м3/ч;
эта - средневзвешенный КПД насосов.
2.2. Мощность подкачивающих насосов Nподк рассчитывается по формуле:
Nподк = Н х Оподк / (360 х эта), кВт, (8)
где:
Н - напор насосов, (м), вычисляется по формуле:
где
дельтаР - перепад давлений, кПа;
гамма - удельный вес теплоносителя, кгс/м3;
Gподк - часовой объем сетевой воды, прокачиваемой подкачивающими насосами, т/ч.
Перепад давления DP, расход сетевой воды Gnдодк определяются по максимальному расходу данного участка сети в отопительный период. При практических расчетах следует принимать 10 кПа (1000 кгс/м2), что соответствует напору 1 м.
2.3. Мощность смесительных насосов Nсм определяется по формуле:
Nсм = дельтаР х Gподм / (360 эта х гамма), кВт, (9)
где:
дельтаРсм - перепад давлений на перемычке (из проектной документации на строительство соответствующей тепловой сети определяется по наибольшему возможному перепаду давлений между подающим и обратным трубопроводами в месте установки насоса);
Gподм - определяется по формулам:
для смесительного насоса на перемычке
Gподм = 1,3Gpup, (9.1)
где:
1,3 - коэффициент, выбранный из условий оптимального режима работы насоса, обеспечивающего только смесительные функции;
Gр - расчетный расход сетевой воды на систему отопления;
uр - коэффициент смешения; для смесительного насоса за подмешивающей перемычкой
где:
1,2 - коэффициент, выбранный из условий оптимального режима работы насоса, обеспечивающего смесительно - подкачивающие функции.
- Главная
- ПОСТАНОВЛЕНИЕ ФЭК РФ от 31.07.2002 N 49-э/8 (ред. от 14.05.2003) "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ"