Законодательная база Российской Федерации

ПОСТАНОВЛЕНИЕ ФЭК РФ от 14.05.2003 N 37-э/1 "О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ, УТВЕРЖДЕННЫЕ ПОСТАНОВЛЕНИЕМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМИССИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОТ 31 ИЮЛЯ 2002 Г. N 49-Э/8"

1. Пункт 2 изложить в следующей редакции:

"Методические указания предназначены для использования Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации, региональными энергетическими комиссиями субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления, регулируемыми организациями для расчета экономически обоснованных уровней регулируемых тарифов и цен на розничном (потребительском) рынке электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности) в рамках устанавливаемых предельных уровней (минимальный и (или) максимальный) указанных тарифов и цен.";

2. Подпункт 5.2 пункта 5 дополнить абзацем:

"Тариф на тепловую энергию, отпускаемую потребителям, рассчитывается с учетом платы за услуги по передаче тепловой энергии.";

3. Абзац шестой подпункта 5.5 пункта 5 изложить в следующей редакции:

"Экономически обоснованным уровнем тарифа (цены) признается тариф (цена), рассчитанный по настоящим Методическим указаниям и обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов и получение прибыли, определяемыми в соответствии с Основами ценообразования.";

4. Абзац два подпункта 7.2 пункта 7 изложить в следующей редакции:

"плату за услуги по передаче энергии по региональным электрическим сетям, дифференцированную по уровням напряжения: высокое (ВН), среднее первое (СН1), среднее второе (СН11) и низкое (НН)";

5. Абзац два пункта 11 изложить в следующей редакции:

"Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности, осуществляемыми организацией, по решению региональной комиссии, производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:";

6. Пункт 11 перед абзацем три дополнить абзацем:

"- в соответствии с учетной политикой, принятой в организации;";

7. Абзац двадцать пункта 12 дополнить словами:

", проведение предусмотренных законодательством Российской Федерации обязательной сертификации, лицензирования, идентификации опасных производственных объектов, обязательных энергетических обследований.";

8. Дополнить пункт 12 абзацами:

"При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов до их утверждения допускается в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации использовать экспертные оценки на основе отчетных данных и результатах энергетических обследований, проводимых в установленном порядке.

Региональная комиссия на основе предварительно согласованных с ней мероприятий по сокращению расходов регулируемой организации, в соответствии с пунктом 30 Основ ценообразования, в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на провидение этих мероприятий сохраняет расчетный уровень удельных расходов, сложившихся в период, предшествующий сокращению расходов.";

9. Абзац восемь пункта 13 изложить в следующей редакции:

"отчисления из прибыли на другие цели, в том числе на осуществление энергосберегающих мероприятий - в соответствии с законодательством Российской Федерации.";

10. Пункт 16 после слов "дачно-строительных" дополнить словами:

"и гаражно-строительных";

11. Дополнить пункт 17 абзацем:

"Расчет размера платы за тепловую энергию, потребляемую содержащимися за счет прихожан религиозными организациями, рекомендуется производить аналогично расчету размера платы за тепловую энергию, потребляемую населением.";

12. Абзац 19 пункта 16 изложить в следующей редакции:

"Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по четырем уровням напряжения:

- высокое (110 кВ и выше);

- среднее первое (35 кВ);

- среднее второе (20-1 кВ);

- низкое (0,4 кВ и ниже);";

13. Дополнить пункт 18 абзацами:

"При расчете тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую другим ЭСО, учитывается наличие в их составе базовых потребителей, тарифы для которых устанавливаются в соответствии с настоящими Методическими указаниями. ЭСО, имеющая суммарную заявленную мощность, равную или более 250 МВт, и годовое число часов ее использования более 7000, рассматривается как базовый потребитель.

При установлении Правительством Российской Федерации единых по субъекту Российской Федерации предельных уровней тарифов на электрическую энергию, отпускаемую потребителям 4 группы (прочие потребители), ставки за электрическую энергию и мощность могут рассчитываться на одном уровне для всех потребителей указанной группы.

Тарифы на тепловую энергию, отпускаемую в горячей воде, для всех потребителей в одной системе, в которой теплоснабжение потребителей осуществляется от источника (источников) тепла через общую тепловую сеть (далее - система централизованного теплоснабжения (СЦТ)), могут рассчитываться на едином уровне.".

В случае если потребитель (покупатель, другая ЭСО) получает электрическую энергию от нескольких ЭСО (ПЭ), имеющих различную структуру поставки электрической энергии (собственная генерация, покупка у различных производителей, поставщиков, ЭСО), цены на электрическую энергию и мощность, получаемые потребителем (покупателем, другим ЭСО) от данных ЭСО (ПЭ), рассчитываются отдельно и могут быть различными;

14. Пункт 21 изложить в следующей редакции:

"Суммарная плата за услуги по передаче электрической энергии (Тусл) дифференцируется по диапазонам напряжения (ВН, СН1, СН11, НН).";

15. Дополнить пункт 28 абзацем:

"Не включаются в НВВ электростанции расходы на содержание данного пристанционного узла (распределительного устройства) в части транзита электрической мощности (в пределах пропускной способности пристанционного узла), определяемой в соответствии с учетной политикой, принятой на электростанции.";

16. Пункт 30 изложить в следующей редакции:

"30. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электрической энергии ПЭ производится путем разделения НВВэ на производство электрической энергии и на содержание электрической мощности.";

17. Пункт 31, подпункты 31.1, 31.2 и 31.3 пункта 31 изложить в следующей редакции:

"31. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электрической энергии ПЭ производится по формулам:

- ставка платы за электрическую энергию:

- ставка платы за электрическую мощность

где:

Зтопл - суммарные затраты на топливо на технологические цели на тепловых электростанциях, входящих в состав ПЭ;

ВН - водный налог (плата за пользование водными объектами гидравлическими электростанциями, входящими в состав ПЭ);

Пэ - прибыль ПЭ, относимая на производство электрической энергии (мощности);

К - коэффициент, равный отношению суммы Зтопл и ВН к расходам (без учета расходов из прибыли) ПЭ, отнесенным на производство электрической энергии и на содержание электрической мощности;

Эотп - суммарный отпуск электрической энергии с шин всех тепловых и гидравлических электростанций, входящих в состав ПЭ;

Nуст - суммарная установленная электрическая мощность всех тепловых и гидравлических электростанций, входящих в состав ПЭ;

М - число месяцев в периоде регулирования.";

18. В пункте 32 слова "по узлам теплоснабжения, включающих в себя единую (неразрывную) систему тепловых сетей, питаемую от одного или нескольких тепловых источников (ТЭЦ, котельных) с единым тепловым и водным балансами, с учетом климатических особенностей соответствующей местности" заменить на:

"СЦТ";

19. В пункте 33 слова "узлам теплоснабжения" заменить на: "СЦТ";

20. В пункте 35 слова "узел теплоснабжения" заменить на: "СЦТ";

21. Пункт 36 изложить в следующей редакции:

"36. Расчет двухставочных тарифов продажи тепловой энергии с коллекторов генерирующих источников производится по формулам:

36.1. Ставка платы за тепловую энергию:

- по k-й ступени параметров пара s-го источника пара

- по i-му источнику горячей воды

где:

b_s,k, b_i - удельные расходы условного топлива на тепловую энергию, отпускаемую соответственно в паре k-й ступени параметров s-м источником и в горячей воде i-м источником, кг у.т./Гкал;

Q_s,k, Q_i - количество тепловой энергии, отпускаемой соответственно s-м источником в паре k-й ступени параметров и i-м источником в горячей воде, тыс. Гкал;

Ц_s, Ц_i - цена условного топлива, используемого соответственно s-ым и i-ым источниками тепла, руб./т у.т.;

- части прибыли ЭСО по отпуску тепла, относимые соответственно на Q_s,k и Q_i, тыс. руб.

36.2. Ставка платы за тепловую мощность рассчитывается на едином уровне для всех генерирующих источников тепла (в паре и горячей воде) и для всех СЦТ ЭСО по формуле:

P_s,k, P_i - соответственно расчетные (присоединенные) тепловые мощности (нагрузки) s-oro источника в теплоносителе "пар" k-й ступени параметров и i-го источника в теплоносителе "горячая вода", Гкал/ч;

L, m - количество соответственно ступеней параметров пара на s-м источнике и источников пара в ЭСО;

n, r - количество соответственно источников горячей воды в СЦТ и СЦТ в ЭСО.";

22. Пункт 37 исключить;

23. Пункт 38 изложить в следующей редакции:

"38. Общехозяйственные расходы и прибыль ЭСО (ПЭ), относимые на тепловую энергию, распределяются между генерирующими источниками в соответствии с пунктами 11 и 14 настоящих Методических указаний.";

24. Пункты 39, 40, 41, 42 и 43 исключить;

25. В абзаце девять пункта 44 слово "квартал" заменить на:

"год";

26. В пункте 46 слова "узлам теплоснабжения" заменить на:

"СЦТ";

27. Абзац 3 пункта 49 заменить на абзацы в следующей редакции:

"на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;

на среднем втором напряжении: (СН11) 20-1 кВ.";

28. Пункт 50 изложить в следующей редакции:

"Если граница раздела балансовой принадлежности сетей рассматриваемой организации и сетей потребителя (покупателя, другой ЭСО) находится на шинах распределительного устройства подстанции (с учетом коммутационной аппаратуры, находящейся в собственности или на иных законных основаниях у рассматриваемой организации), за уровень напряжения для расчета платы за услуги по передаче электрической энергии в объеме потребления от данной подстанции принимается значение первичного напряжения подстанции, независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, другой ЭСО).

Данное положение распространяется в том числе на случаи, когда граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей находится на шинах распределительного устройства подстанции (в случае наличия абонентских ячеек), выводах линейных коммутационных аппаратов, кабельных наконечниках или проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях или линейных порталах.";

29. Пункт 51 изложить в следующей редакции:

"При определении платы за услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным четырем уровням напряжения не учитываются сети потребителей, находящиеся у них на правах собственности или иных законных основаниях при условии, что содержание, эксплуатация и развитие этих сетей производится за счет средств потребителей. В этом случае не учитывается плата за услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным сетям.";

30. Абзац первый пункта 52 изложить в следующей редакции:

"Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВсети) сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче электрической энергии по сетям высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения, определяется исходя из:";

31. Абзац третий пункта 53 заменить на абзацы в следующей редакции:

32. Абзац шестой пункта 53 изложить в следующей редакции:

33. Абзац восьмой пункта 53 изложить в следующей редакции:

34. Абзац второй и третий пункта 54 изложить в следующей редакции:

"- плата за услуги по содержанию электрических сетей соответствующего уровня (диапазона) напряжения в расчете на МВт в месяц заявленной (расчетной) мощности потребителя (покупателя - другой энергоснабжающей организации) - руб./МВт.ч)";

- оплата технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям соответствующего уровня напряжения - руб./МВт.ч)";

35. Пункт 55 изложить в следующей редакции:

"55. Тарифы на содержание электрических сетей, дифференцированные по диапазонам (уровням) напряжения, рассчитываются в следующем порядке.

Высокое напряжение 110 (60) кВ

Часть НВВ_вн , учитываемая при расчете тарифов на передачу для сетей среднего напряжения

в том числе:

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

Низкое напряжение ниже 1 кВ

- мощность, отпускаемая в сеть высокого, среднего (первого 1 и второго 11 уровней напряжения), низкого напряжения;

- полезный отпуск мощности потребителям, получающим электроэнергию от сетей ВН, СН1, СН11, и НН;

альфа_вн, альфа_сн1, альфа_сн11, альфа_нн - нормативы потерь в электрических сетях ВН, СН1, СН11 и НН;

валовой выручки сети более высокого напряжения (нижний индекс), учитываемая при расчете тарифа на передачу смежной сети меньшего напряжения (верхний индекс).

М - количество месяцев в периоде регулирования.";

36. Пункт 56 изложить в следующей редакции:

"Для нахождения платы на содержание электрических сетей по диапазонам (уровням) напряжения в расчете на МВт.ч для потребителей (покупателей, других ЭСО), рассчитывающихся по одноставочному тарифу, необходимо разделить плату на передачу мощности по диапазонам напряжения (руб./МВт) на число часов использования заявленной (расчетной) мощности по данной группе потребителей (покупателей, других ЭСО), получающих электроэнергию на соответствующем диапазоне напряжения:

(34)

(35.1)

(35.2)

(36)

где:

- плата за содержание электрических сетей соответствующего диапазона (уровня) напряжения в расчете на МВт.ч;

h_вн, h_сн1, h_сн11, h_нн - среднегодовое число часов использования заявленной (расчетной) мощности одноставочных потребителей (покупателей, других ЭСО), получающих электроэнергию на соответствующем диапазоне напряжения.";

37. Пункт 57 изложить в следующей редакции:

"57. Расчет ставки, учитывающей оплату потерь (технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям, определяется по формулам:

Высокое напряжение 110 (60) кВ

где

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

где

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

Низкое напряжение ниже 1 кВ

где:

- суммарный плановый (расчетный) на предстоящий период регулирования отпуск электроэнергии в сеть высокого, среднего (первого и второго уровня) и низкого напряжения, млн. кВт.ч;

- плановая (расчетная) поставка электроэнергии в сеть высокого и среднего напряжения непосредственно от генерирующих источников, а также с ФОРЭМ и от других внешних поставщиков, млн. кВт.ч;

- расчетный поток электроэнергии из сети ВН в сеть СН1 и СН11, а также из сети СН1 в сеть СН11, млн. кВт.ч;

альфа_вн, альфа_сн1, альфа_сн11, альфа_нн - нормативы технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям ВН, СН1, СН11, НН соответственно, %;

- расходы на оплату потерь в сетях соответствующего уровня напряжения, тыс. руб;

- часть затрат на оплату потерь сетей более высокого напряжения (нижний индекс), учитываемая при расчете Т(пот) для смежных сетей более низкого напряжения (верхний индекс), тыс. руб.;

38. Абзац первый пункта 58 изложить в следующей редакции:

"58. Экономически обоснованный размер платы за услуги по передаче электрической энергии (Тусл вн, Тусл сн1, Тусл сн11, Тусл нн - руб./МВт.ч) определяется следующим образом:";

39. Абзац третий пункта 58 заменить на абзацы следующего содержания:

40. Пункт 60 исключить;

41. Пункт 61 изложить в следующей редакции:

"61. Плата за услуги по передаче электрической энергии не взимается с потребителя (покупателя, другой ЭСО), подключенного непосредственно к шинам генераторного напряжения одной или нескольких электростанций производителя энергии и получающего от нее (них) всю покупаемую электрическую энергию.

Расчет за покупаемую электрическую энергию этот потребитель (покупатель, другая ЭСО) производит по тарифу указанного производителя энергии.

В случае получения указанным потребителем (покупателем, другой ЭСО) части электрической энергии из общей сети расчет за электрическую энергию производится исходя из следующих положений:

- за часть электрической энергии, получаемой с шин генераторного напряжения - как для потребителя (покупателя, другой ЭСО), подключенного непосредственно к шинам генераторного напряжения одной или нескольких электростанций производителя энергии;

- за остальную часть электрической энергии, полученной потребителем (покупателем, другой ЭСО) из общей сети - с учетом:

стоимости покупаемой электрической энергии, определяемой по средней стоимости единицы электрической энергии в соответствии с пунктом 7 настоящих Методических указаний;

платы за передачу электрической энергии, определяемой как произведение ставки платы за содержание электрических сетей соответствующего уровня напряжения и заявленной мощности, умноженной на коэффициент, равный частному от деления указанной части электрической энергии на полезный отпуск электрической энергии потребителю (покупателю, другой ЭСО) за календарный год, предшествующий расчетному периоду регулирования.

В тарифе для данного потребителя (покупателя, другой ЭСО) учитываются также расходы на сбыт электрической энергии и расходы на оплату услуг по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России.";

42. Пункт 62 изложить в следующей редакции:

"62. Расчет платы за услуги по передаче электрической энергии по участкам электрических сетей (выделенным участкам электрических сетей), используемым для передачи электрической энергии конкретному потребителю (покупателю, другой ЭСО), производится при наличии в электросетях соответствующих приборов учета и контроля.

При расчете платы за услуги по передаче электрической энергии по выделенным участкам электросетей учитываются только те расходы ЭСО, которые необходимы для содержания указанных участков электросетей (с соответствующими устройствами преобразования электрической энергии), компенсации возникающих в них потерь электрической энергии и резервного питания потребителя (покупателя, другой ЭСО).

При этом необходимая валовая выручка каждого уровня напряжения распределяется между выделенным участком электросети и прочими участками пропорционально условным единицам на планируемый период регулирования.";

43. Пункты 64, 65 и 66 изложить в следующей редакции:

"64. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям определяется исходя из следующих видов расходов:

- расходы на эксплуатацию тепловых сетей;

- расходы на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).

Расходы на эксплуатацию тепловых сетей должны обеспечивать:

- содержание в соответствии с технологическими нормами, требованиями и правилами тепловых сетей и сооружений на них, устройств защиты и автоматики, а также зданий и сооружений, предназначенных для эксплуатации тепловых сетей;

- безопасную эксплуатацию тепловых сетей;

- передачу тепловой энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной организации, так и отпускаемой в тепловые сети других организаций;

- уровень надежности теплоснабжения каждого потребителя в соответствии с проектной категорией надежности;

- поддержание качества передаваемых тепловой энергии и теплоносителей в пределах, устанавливаемых в договорах и обязательных к применению правилах, утвержденных в установленном порядке;

- поддержание в состоянии эксплуатационной готовности тепловых сетей, а также оборудования, зданий и сооружений, связанных с эксплуатацией тепловых сетей.

65. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии Т в виде одноставочного тарифа на передачу по тепловым сетям

передi единицы тепловой мощности производится по формуле:

где:

Т_передi - плата за услуги по передаче тепловой энергии (руб./Гкал/час в мес.);

оказанию услуг по передаче тепловой энергии в паре или в горячей воде, тыс. руб.;

Pi - суммарная расчетная (присоединенная) тепловая мощность (нагрузка) по совокупности потребителей тепловой энергии в паре или горячей воде по заключенным договорам теплоснабжения с энергоснабжающей (энергосбытовой) организацией на регулируемый период, тыс. Гкал/час;

М - продолжительность периода регулирования, мес.

66. При расчете величины платы за услуги по передаче тепловой энергии по паровым и водяным тепловым сетям, НВВ регулируемой организации, осуществляющей деятельность по передаче тепловой энергии в паре и в горячей воде, распределяется между тепловыми и паровыми сетями.

66.1. Прямые расходы на развитие и содержание паровых и водяных тепловых сетей учитываются раздельно. Общехозяйственные расходы и прибыль регулируемой организации распределяются между СЦТ пропорционально прямым расходам. При невозможности отнесения какой-либо составляющей прямых расходов (материальные расходы, оплата труда, отчисления в ремонтный фонд, прочие прямые расходы) по видам услуг по передаче тепловой энергии (пар, горячая вода) по прямому признаку, расчет указанных расходов производится пропорционально условным единицам тепловых сетей или в соответствии с учетной политикой, принятой в регулируемой организации.

66.2. В состав расходов по передаче тепловой энергии включаются расходы на развитие, содержание, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт трубопроводов тепловых сетей, бойлерных установок, каналов, смотровых колодцев, прочего оборудования и сооружений тепловых сетей, а также расходы на осуществление диспетчерского управления и эксплуатацию средств измерений и автоматики.

66.3. В составе материальных расходов учитываются расходы на приобретение воды, электрической и тепловой энергии, расходуемых на технологические цели, включая расходы на компенсацию следующих нормативных технологически необходимых затрат и технически неизбежных потерь ресурсов:

тепловые потери через изоляцию трубопроводов тепловых сетей и с потерями теплоносителей;

потери (в том числе с утечками) теплоносителей (пар, конденсат, горячая вода) - без тепловой энергии, содержащейся в каждом из них;

затраты электроэнергии на привод насосов (подкачивающих, смесительных, циркуляционных, дренажных и т.п.), а также другого оборудования, обеспечивающего технологический процесс передачи и распределения тепловой энергии.

66.4. Расходы на компенсацию указанных в подпункте 66.3 потерь и затрат ресурсов определяются по действующим тарифам и ценам на каждый из видов ресурсов, получаемых по договорам с поставщиками (производителями), или по расходам на их производство в тех случаях, когда ЭСО, наряду с оказанием услуг по передаче тепловой энергии и теплоносителя, осуществляет производство данных ресурсов с последующим их потреблением в процессе передачи тепловой энергии. Количественные значения приведенных выше технологических затрат и потерь ресурсов определяются по утвержденным в установленном порядке эксплуатационным показателям (энергетическим характеристикам) тепловых сетей в соответствии с Приложением N 3 к Методическим указаниям.";

44. Дополнить пункт 69 абзацами:

"Одноставочный тариф рассчитывается исходя из ставок за электрическую энергию и мощность и дифференцируется в зависимости от числа часов использования заявленной мощности.

Дифференциация устанавливается для следующих диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности:

от 6000 до 7000 часов;

от 5000 до 6000 часов;

от 4000 до 5000 часов;

от 3000 до 4000 часов;

от 2000 до 3000 часов.";

45. В формулах (85) и (87) пункта 71 обозначение "Эбаз1" заменить на "Эотпбаз1";

46. В формулах (87) и (89) пункта 71 обозначение "Эпол1" заменить на "Эотп1";

47. Формулу (94) пункта 71 заменить на:

48. В пункте 73 слова: "в элементе "прочие"" исключить;

49. Пункт 77 изложить в следующей редакции:

"77. Для потребителей, применяющих одноставочные тарифы на электроэнергию, рассчитанные согласно настоящим Методическим указаниям, двухставочные тарифы преобразуются в

где h_maxj - годовое число часов использования заявленной мощности. Для диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности применяются следующие расчетные значения h_maxj:

от 6000 до 7000 часов - 6500;

от 5000 до 6000 часов - 5500;

от 4000 до 5000 часов - 4500;

от 3000 до 4000 часов - 3500;

от 2000 до 3000 часов - 2500.";

50. Абзац второй пункта 78 после слов "в ОАО "СО - ЦДУ ЕЭС"" добавить:

"информации";

51. В пункте 78 слова "условно-переменных затрат" заменить на: "сумма расходов на топливо";

52. Пункт 78 дополнить абзацами:

"Допускается производить дифференциацию тарифов на электрическую энергию по двум зонам суток - "день" и "ночь". При расчете данных тарифов используют следующие соотношения:

где:

Тцень, Тн - тарифные ставки продажи электроэнергии соответственно в дневной и ночной зонах суточного графика нагрузок;

Эдень, Эн - объемы потребления электроэнергии соответственно в дневной и ночной периоды.

Тарифная ставка продажи электроэнергии в ночной зоне определяется по выражению (107).

Тарифная ставка продажи электроэнергии в дневной зоне суточного графика нагрузок определяется по выражению:

53. В абзаце первом подпункта 81.1 пункта 81 слова "по состоянию на 1 апреля каждого года" заменить на:

"в соответствии с законодательством Российской Федерации";

54. В абзаце шестом подпункта 81.1 пункта 81 слова "состоянию на 1 апреля текущего года тариф" заменить на:

"ценам (тарифам) на продукцию (услуги), потребляемые регулируемыми организациями, сложившимся на дату установления региональной комиссией тарифа";

55. В абзаце седьмом подпункта 81.1 пункта 81 слова: "(с 1 апреля текущего года до 1 января последующего года)" исключить;

56. В абзацах семь и восемь подпункта 81.1 пункта 81 слова: "(без учета легкой и пищевой промышленности)" исключить;

57. Подпункт 81.1 пункта 81 дополнить абзацем:

"В соответствии с законодательством Российской Федерации государственное регулирование тарифов может производиться отдельно в отношении электрической энергии, поставляемой населению, в пределах социальной нормы потребления и сверх социальной нормы потребления.";

58. Таблицу П1.3 изложить в следующей редакции:

"Таблица N П1.3

Расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных электрических сетях)

";

59. Таблицу П1.4 изложить в следующей редакции:

"Таблица N П1.4

Баланс электрической энергии в сети ВН, СН и НН (ЭСО, региональные электрические сети)

(млн. кВт.ч)

";

60. Таблицу П1.5 изложить в следующей реакции:

"Таблица N П1.5

Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО (региональные электрические сети)

(тыс. кВт)

";

61. Таблицу П1.6 изложить в следующей редакции:

"Таблица N П1.6

Структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей ЭСО

";

62. В примечаниях к Таблицам П1.7 и П1.8 слова "узлам теплоснабжения" заменить на "СЦТ";

63. Строку 8 Таблицы П1.18.2 исключить;

64. В Таблицу П1.18.2 добавить строку 15: "15. Абонентная плата РАО "ЕЭС России".";

65. В строке 2.4 Таблицы П1.20 слова "Республиканского бюджета" заменить на "Местного бюджета";

66. Строки 4.1, 4.2 и 4.3 в Таблице П1.22 исключить;

67. Таблицу П1.24 изложить в следующей редакции:

"Таблица N П1.24

Расчет платы за услуги по содержанию электрических сетей ЭСО (региональные электрические сети)

";

68. Таблицу П1.25 изложить в следующей редакции:

"Таблица N П1.25

Расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям ЭСО (региональных электрических сетей)

";

69. Слова строк 6, 7 и 8 в Таблице П1.26 "(п. 5/п. 2)", "п. 6)" и "((п. 6 x п. 1 - п. 8 x п. 4 - п. 7 x п. 2)/п. 3)" заменить соответственно на: "п. 4/п. 1.1", "п. 5/п. 1.3" и "(п. 5 x п. 1 - п. 6 x п. 1.1 - п. 7 x п. 1.3)/п. 1.2)";

70. В строке 6.2 Таблицы П1.27 обозначение "В5" исключить;

71. В Таблицах П1.28, П1.28.1 и П1.28.2 слова "узлам теплоснабжения" заменить на: "СЦТ";

72. Таблицу П1.29 изложить в следующей редакции:

"Таблица N П1.29

Укрупненная структура тарифа на электроэнергию для конечных потребителей

";

73. Формулу строки 3 столбца 7 Таблицы П2.1 изложить в следующей редакции:

"7 = 5 x 6/100";

74. В последнем абзаце Примечаний к Таблице N П2.2 слова "нижней границе номинального напряжения" заменить на: "первичному напряжению";

75. Дополнить Примечание к Таблице N П2.2 абзацем:

"Условные единицы электрооборудования понизительных подстанций относятся на уровень высшего напряжения подстанций.";

76. Приложение 3 изложить в следующей редакции:

"Приложение N 3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ (ПОТЕРЬ) РЕСУРСОВ, УЧИТЫВАЕМЫХ ПРИ РАСЧЕТЕ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ

К эксплуатационным технологическим затратам ресурсов относятся затраты и потери тепловой энергии и теплоносителей, обусловленные примененными техническими решениями и техническим состоянием оборудования, обеспечивающими надежное теплоснабжение потребителей и безопасные условия эксплуатации систем транспорта, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителей.

К эксплуатационным технологическим затратам и потерям относятся:

- затраты и потери теплоносителя (сетевой воды, пара) в пределах установленных норм;

- потери тепловой энергии с затратами и потерями теплоносителя и через теплоизоляционные конструкции;

- затраты электрической энергии на привод насосного и другого оборудования, обеспечивающего функционирование систем транспорта тепловой энергии и теплоносителей, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителей.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ И ПОТЕРЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ

1.1. Теплоноситель "вода"

1.1.1. К технологическим затратам сетевой воды относятся:

- затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском после плановых ремонтов, а также при подключении новых участков тепловых сетей;

- технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты;

- технически обусловленные затраты теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания.

1.1.2. К утечке теплоносителя относятся технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии потери теплоносителя через неплотности в арматуре и трубопроводах тепловых сетей в регламентированных в [4] пределах.

1.1.3. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, приведенных выше, в утечку не включаются и являются непроизводительными потерями.

1.1.4. Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости тепловой сети, находящейся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителей [5], [6].

1.1.5. Технологические затраты теплоносителя, обусловленные его сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и систем теплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения нормального функционирования этих приборов.

Размеры затрат устанавливаются на основе паспортной информации или технических условий на указанные приборы и уточняются в результате их регулировки. Значения годовых потерь теплоносителя в результате слива из этих приборов определяются по формуле:

Gа,н = SUM(m x N x n), м3, (1)

где:

m - технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных средств автоматики или защиты, м3/ч;

N - количество функционирующих средств автоматики и защиты одного типа, шт.;

n - продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты в течение года, ч.

1.1.6. Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях тепловых сетей включают потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения упомянутых работ, а также эксплуатационных норм затрат, утвержденных в установленном порядке, для каждого вида работ в тепловых сетях и системах теплопотребления, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя.

1.1.7. Нормативные значения годовых потерь теплоносителя, обусловленных утечкой теплоносителя, определяются по формуле:

где:

альфа - норма среднегодовой утечки теплоносителя, (м3/чм3), установленная [4], в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час;

Vcp.год - среднегодовая емкость тепловой сети и систем теплопотребления, м3;

nгод - продолжительность функционирования тепловой сети в течение года, ч;

му.год.н - среднечасовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, м3/ч.

Значение среднегодовой емкости тепловых сетей определяется по формуле:

где:

Vот и Vл - емкость трубопроводов тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, м3;

nот и nл - продолжительность функционирования тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч.

При определении емкости трубопроводов тепловых сетей рекомендуется пользоваться информацией, приведенной в [7], [8].

1.1.8. При необходимости разделение затрат системы теплоснабжения по сезонам работы осуществляется в соответствии с [7], [8].

1.2. Теплоноситель "пар"

1.2.1. Потери теплоносителя - пара - могут не учитываться, если доля отпуска тепловой энергии с паром в общем количестве отпускаемого тепла составляет менее 20%.

1.2.2. При преобладающей доле паровой нагрузки в общем балансе тепловой нагрузки системы теплоснабжения, а также при необходимости учета потерь теплоты с потерями пара, нормируемые потери пара могут быть определены по нормам для водяных тепловых по формуле:

где:

ро_пар - плотность пара при средних давлении и температуре по магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м3;

передачу тепловой энергии и теплоносителя, м3, определяемый по формуле (3);

n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.

где:

Рн, Рк - соответственно, начальное и конечное давления пара на источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали по периодам работы nconst (ч), с относительно постоянными значениями давлений, кгс/см2;

nгод - число часов работы каждой паровой магистрали в течение года, ч;

k - количество паровых магистралей.

где:

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

(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 ЭНЕРГИИ

Нормативные затраты и потери тепловой энергии определяются двумя составляющими:

- затратами и потерями тепловой энергии с потерями теплоносителя;

- потерями тепловой энергии через теплоизоляционные конструкции трубопроводов и оборудование систем транспорта.

2.1. Определение нормативных эксплуатационных технологических затрат и потерь тепловой энергии с потерями теплоносителя "вода".

Потери тепловой энергии определяются по отдельным составляющим затрат и потерь сетевой воды в соответствии с разделом 1.1 настоящего Приложения с последующим суммированием.

2.1.1. Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей определяются по формуле:

Qy.н = my.н.год x рогод x с x [b x t1год + (1-b) x 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:

где:

tx.от, tх.л - значения температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения соответственно в отопительном и неотопительном периодах, град. С (при отсутствии достоверной информации tx.от = 5 град. C, tх.л = 15 град. C).

2.1.2. Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей определяются по формуле:

Qзап = 1,5 x Vтр x с x ро x (tзап - tx) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (10)

где:

1,5 x Vтр - затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов и оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии, м3;

tзап, tx - соответственно температуры сетевой воды при заполнении и холодной воды в этот период, град. С.

2.1.3. Нормативные технологические затраты тепловой энергии со сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) определяются по формуле:

Qa.н = Ga.н x c x ро x (tсл - tx) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (11)

где:

Ga.н - затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в соответствии с п. 1.1.5, м3;

tсл, tx - соответственно температура сетевой воды, определяемая в зависимости от места установка САРЗ, и температура холодной воды за этот же период, град. С.

2.1.4. Если установлены нормативы затрат сетевой воды на проведение плановых эксплуатационных испытаний (см. п. 1.1.6), то определяются потери тепловой энергии и с этой составляющей потерь сетевой воды по аналогичным формулам.

2.2. Определение нормативных эксплуатационных технологических потерь тепловой энергии с потерями теплоносителя "пар".

2.2.1. Нормативные потери тепловой энергии с потерями пара определяются по формуле:

Qпп = Gпп x c x ро x (iп - ix) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (12)

где:

Gпп - годовые потери пара, определяемые по формуле (4), м3;

iп - энтальпия пара при средних давлениях и температурах пара по магистралям на источнике теплоты и у потребителей, ккал/кг;

ix - энтальпия холодной воды, ккал/кг (град. С).

2.2.2. Нормативные потери тепловой энергии с потерями конденсата определяются по формуле:

Qконд = Gпк x c x ро x (tк - tx) x 1E(-6), Гкал (ГДж) (13)

где:

Gпк - годовые потери конденсата, определяемые по формуле (7), м3;

tк, tx - соответственно средние за период работы паропроводов температуры конденсата и холодной воды, град. С.

2.3. Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии через теплоизоляционные конструкции.

2.3.1. Эксплуатационные тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей для средних за год условий функционирования нормируются на год, следующий после проведения тепловых испытаний, и являются нормативной базой для нормирования тепловых потерь согласно [7], [8].

2.3.2. Нормирование эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции на расчетный период производится исходя из значений часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования тепловой сети.

2.3.3. Нормирование эксплуатационных часовых тепловых потерь производится в следующем порядке:

- для всех участков тепловой сети, на основе сведений о конструктивных особенностях тепловой сети на участках (типы прокладки, виды тепловой изоляции, диаметр трубопроводов, длина участков) и норм тепловых потерь [1] (если изоляция трубопроводов соответствует этим нормам) или [2], [3] (если изоляция соответствует СНиП 2.04.14-88), пересчетом табличных значений на среднегодовые условия функционирования, определяются значения часовых тепловых потерь через изоляционные конструкции;

- для участков тепловой сети, характерных для нее по типам прокладки и видам теплоизоляционных конструкций и подвергавшихся тепловым испытаниям согласно [7 - 9], в качестве нормативных принимаются полученные в результате испытаний значения действительных (фактических) часовых тепловых потерь, пересчитанные на среднегодовые условия функционирования тепловой сети;

- для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные по нормам [1] или [2], [3] с введением поправочных коэффициентов, определенных по результатам тепловых испытаний;

- для участков тепловой сети, не имеющих аналогов среди участков, подвергавшихся тепловым испытаниям по [7 - 9], в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные теплотехническим расчетом для среднегодовых условий функционирования тепловой сети с учетом технического состояния [7];

- для участков тепловой сети, вводимых в эксплуатацию после монтажа, реконструкции или капитального ремонта, с изменением типа или конструкции прокладки и теплоизоляционного слоя, как нормативные принимаются значения часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования тепловой сети, определенные теплотехническим расчетом (7) на основе исполнительной технической документации.

2.3.4. Значения часовых тепловых потерь в тепловой сети в целом при среднегодовых условиях функционирования определяются суммированием значений часовых тепловых потерь в трубопроводах на отдельных ее участках.

2.3.5. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь для среднегодовых условий функционирования тепловой сети, сооруженной в соответствии с [1], производится в соответствии [7] по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе:

- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:

где:

qиз.н, qиз.н.п и qиз.н.о - удельные часовые тепловые потери трубопроводов каждого диаметра, определенные пересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые условия функционирования тепловой сети, подающих и обратных трубопроводов подземной прокладки - вместе, надземной - раздельно, ккал/м. ч (кДж/м. ч);

L - длина трубопроводов участка тепловой сети подземной прокладки в двухтрубном исчислении, надземной - в однотрубном, м;

бета - коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий потери запорной арматурой, компенсаторами, опорами (принимается 1, 2 при диаметре трубопроводов до 150 мм и 1,15 - при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки);

k - количество участков трубопроводов различного диаметра.

2.3.6. Значения нормативных удельных часовых тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и окружающей среды (грунта или воздуха), отличающихся от значений, приведенных в [1], определяются линейной интерполяцией (или экстраполяцией).

2.3.7. Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети tп год и tо год определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по действующему в системе теплоснабжения температурному графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым значениям температуры наружного воздуха.

2.3.8. Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха и грунта определяются как средние за последние 5 лет (по информации местной гидрометеорологической станции о статистических климатологических значениях) температуры наружного воздуха и грунта на глубине заложения трубопроводов тепловых сетей).

2.3.9. Определение значений нормативных часовых тепловых потерь трубопроводами тепловых сетей, изоляционные конструкции которых соответствуют [2], [3], [7], производится аналогично п. 2.3.5.

2.3.10. Значения нормативных часовых тепловых потерь участков тепловой сети, аналогичных участкам, подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам изоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются для трубопроводов подземной и надземной прокладки отдельно, по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе:

- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:

где:

kи, kи.п и kи.о - поправочные коэффициенты для определения нормативных часовых тепловых потерь, полученные по результатам тепловых испытаний.

2.3.11. Поправочные коэффициенты для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются по формулам:

- при подземной прокладке, подающие и обратные трубопроводы вместе:

где:

Qиз.год.и и Qиз.год.н - соответственно тепловые потери, определенные тепловыми испытаниями, пересчитанные на среднегодовые условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети, и потери, определенные по [1] или [2] для тех же участков, ккал/ч (кДж/ч);

- при надземной прокладке и раздельном расположении подающих и обратных трубопроводов:

где:

Qиз.год.п.и и Qиз.год.о.и - соответственно тепловые потери, определенные тепловыми испытаниями и пересчитанные на среднегодовые условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети, для подающих и обратных трубопроводов, ккал/ч (кДж/ч);

Qиз.год.п.н и Qиз.год.о.н - тепловые потери, определенные по [1] или [2] для тех же участков, ккал/ч (кДж/ч).

Максимальные значения поправочных коэффициентов к нормативным значениям по [1] не должны быть больше значений, приведенных в [7].

2.3.12. Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов (Гкал (ГДж)), участков тепловой сети, введенных в эксплуатацию после строительства, капитального ремонта или реконструкции, определяются по формулам (14) - (15а) с использованием значений удельных тепловых потерь, найденных в результате теплотехнических расчетов для соответствующих участков.

2.3.13. Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов по периодам функционирования (отопительный и неотопительный) и за год в целом определяются в соответствии с [7 - 8], как суммы нормативных значений эксплуатационных тепловых потерь за соответствующие месяцы.

2.4. Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии через теплоизоляционную конструкцию при теплоносителе "пар".

Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии через теплоизоляционные конструкции при теплоносителе "пар" принципиально не отличается от определения потерь тепловой энергии при теплоносителе "вода" и в общем виде определяются вышеприведенными положениями и формулами. Для учета отдельных особенностей пара, как теплоносителя, следует руководствоваться [9] в части, касающейся паровых сетей.

2.5. Определение нормативных технологических затрат электрической энергии на услуги по передаче тепловой энергии и теплоносителей.

2.5.1. Нормативные технологические затраты электрической энергии определяются затратами на привод насосного и другого оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя. К ним относятся:

- подкачивающие насосы на подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;

- подмешивающие насосы на тепловой сети;

- дренажные насосы;

- насосы зарядки-разрядки баков-аккумуляторов;

- насосы отопления и горячего водоснабжения и насосы подпитки II контура отопления центральных тепловых пунктов (ЦТП);

- привод электрифицированной запорно-регулирующей арматуры.

2.5.2. Затраты электрической энергии определяются раздельно по каждому виду насосного оборудования по формуле:

где:

Gp - нормативный расход теплоносителя, перекачиваемого насосами, (м3/ч), определяемый в зависимости от их назначения;

Нр - располагаемый напор, развиваемый насосами при нормативном расходе, (м);

nн - число часов работы насосов при нормативных расходах и напорах;

этану - КПД насосной установки (насосов и электродвигателей);

k - количество групп насосов.

Нормативные расходы теплоносителя, перекачиваемого насосными установками, определяются в соответствии с [7 - 8]. При этом располагаемые напоры принимаются согласно расчетному гидравлическому режиму функционирования системы теплоснабжения.

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

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

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

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

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:

где:

mпр - количество однотипных приводов электрифицированного оборудования, шт.;

Nпр - установленная мощность электроприводов, кВт;

этапр - КПД электроприводов;

nгод - годовое число часов работы электроприводов каждого вида оборудования, ч;

k - количество групп электрооборудования.".