УТРАТИЛО СИЛУ - ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
ОТ 08.07.2004 ГОДА 326
ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 17 сентября 2002 г. N 465
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ТЕХНИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИ РАСЧЕТЕ ТАРИФОВ
НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ
В соответствии с Федеральным законом "О государственном
регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в
Российской Федерации" от 14 апреля 1995 года N 41-ФЗ и
постановлением Правительства Российской Федерации от 2 апреля 2002
года N 226 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой
энергии" Правительство Республики Саха (Якутия) постановляет:
1. Утвердить Методические указания по определению тарифов на
тепловую энергию согласно приложению.
2. Региональной энергетической комиссии и предприятиям,
производящим тепловую энергию, находящимся на территории
Республики Саха (Якутия), независимо от форм собственности,
проводить расчеты по определению тарифов на тепловую энергию в
соответствии с настоящими Методическими указаниями.
3. Министерству жилищно-коммунального хозяйства и энергетики
Республики Саха (Якутия), администрациям городов и улусов
подготовить программу снижения сверхнормативных материальных
затрат (вода, топливо, электроэнергия) по каждому предприятию и
совместно с Министерством экономического развития Республики Саха
(Якутия), Министерством финансов Республики Саха (Якутия),
Региональной энергетической комиссией Республики Саха (Якутия)
определить источники ее финансирования.
4. Установить, что при определении затрат в тарифах на
тепловую энергию необходимо учитывать график выполнения работ по
программе сокращения сверхнормативных расходов.
5. Признать утратившим силу постановление Правительства
Республики Саха (Якутия) от 27 октября 1995 года N 470 "Об
определении тарифов на тепловую энергию".
6. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить
на заместителя Председателя Правительства Республики Саха (Якутия)
В.Б. Грабцевича.
Председатель Правительства
Республики Саха (Якутия)
С.НАЗАРОВ
Утверждены
постановлением Правительства
Республики Саха (Якутия)
от 17 сентября 2002 г. N 465
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ПРИ РАСЧЕТЕ ТАРИФОВ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Настоящие Методические указания предназначены для определения
тарифов на теплоэнергию паровых и водогрейных котельных и
распространяются на все предприятия и организации, находящиеся на
территории Республики Саха, независимо от ведомственной
подчиненности и форм собственности.
Методические указания разработаны на основе следующих
документов:
а) постановление Правительства РФ от 02.04.2002 N 226 "О
ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии";
б) нормирование расхода тепла и топлива на отопление и горячее
водоснабжение зданий в ЯАССР, утвержденное постановлением Совета
Министров ЯАССР от 22.04.86 N 186, именуемое в дальнейшем РМ-1;
в) методические указания по определению расхода топлива,
электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными
коммунальных энергетических предприятий, утвержденные МЖКХ РСФСР
04.09.78 (Академия коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова, М.
Стройиздат, 1979), именуемые в дальнейшем РМ-2;
г) постановление Правительства РСЯ от 08.04.2000 N 202 "О
стандартах качества и нормативах потребления жилищно-коммунальных
услуг для населения по Республике Саха (Якутия)".
Основные термины и определения:
тариф на тепловую энергию - система ценовых ставок, по которым
осуществляются расчеты за тепловую энергию;
период регулирования - временной интервал (квартал, полугодие,
календарный год), принимаемый для расчетов показателей, включаемых
в предложения по установлению тарифов на тепловую энергию;
базовый период регулирования - соответствующий период прошлого
года (для натуральных показателей) и период, предшествующий
периоду регулирования для стоимостных показателей;
энергоснабжающая организация - коммерческая организация,
независимо от организационно-правовой формы, осуществляющая в
обслуживаемом регионе продажу потребителям произведенной и (или)
купленной тепловой энергии;
потребитель - физическое или юридическое лицо, пользующееся
тепловой энергией;
потребитель-перепродавец - организация, приобретающая тепловую
энергию, как для собственного потребления, так и для осуществления
регулируемой деятельности - энергоснабжения других потребителей,
осуществляемого на основании лицензии, полученной в установленном
порядке;
регулируемая деятельность - деятельность в сфере производства,
передачи и распределения тепловой энергии, подлежащая
государственному регулированию в соответствии с Федеральным
законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую
и тепловую энергию в РФ";
реализуемая тепловая энергия - тепловая энергия, поставляемая
энергоснабжающей организацией до границ балансовой принадлежности
с потребителем тепловой энергии и (или) тепловая энергия,
используемая потребителем в технологическом цикле для получения
других видов услуг (водоснабжение, канализация и др.);
собственные нужды - технологически обоснованный объем тепловой
энергии, используемый на нужды теплоисточника в процессе выработки
тепловой энергии;
потери в тепловых сетях - потери тепловой энергии наружными
теплопроводами при транспортировке тепловой энергии;
отпущенная тепловая энергия - тепловая энергия, отпущенная в
наружные тепловые сети, включающая в себя реализованную тепловую
энергию и потери наружными теплопроводами;
коэффициент спроса - коэффициент, учитывающий неравномерность
электропотребления электросиловым оборудованием теплоисточника в
течение отопительного сезона.
Для расчета тарифов нормативы, указанные в настоящих
Методических указаниях, следует считать как максимально
допустимые. Превышение по сравнению с нормативами отчетных данных
по удельному расходу электроэнергии, воды, топлива, снижение
коэффициента полезного действия котлов, превышение численности и
т.д. не является основанием для увеличения нормативных расходов
при определении тарифов.
Расходы по статьям затрат, не оговоренным в данных указаниях,
и необходимые средства из прибыли определяются в порядке,
установленном постановлением Правительства РФ от 02.04.2002 N 226
"О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" и
постановлением Правительства РСЯ от 24.08.2000 N 450.
Учитывая значительные колебания реализуемой теплоэнергии по
периодам, расчет тарифов во всех случаях производится на годовой
объем и условиях прогнозируемого периода (календарный год).
Тариф на теплоэнергию определяется по формуле:
(С + П)
Т = -------,
Qреал
где:
Т - тариф в рублях на 1 Гкал;
С - себестоимость вырабатываемой теплоэнергии;
П - необходимая прибыль;
Qреал - количество Гкал теплоэнергии, реализуемой
потребителям.
Стоимость горячей воды определяется по формуле:
Сг.в. = Сх.в. + 0,05 x Т,
где:
Сх.в (г.в) - стоимость холодной (горячей) воды в рублях за 1
куб. м;
Т - утвержденный тариф на теплоэнергию в рублях за 1 Гкал.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА РЕАЛИЗУЕМОЙ ТЕПЛОЭНЕРГИИ
1.1. Годовое количество тепла, потребляемого объектами,
определяется как сумма теплопотребления на отопление, на приточную
вентиляцию, горячее водоснабжение, на подогрев системы холодного
водоснабжения у потребителя при совмещении водопроводных и
тепловых сетей (при наличии холодного водоснабжения), прогрев
канализации (на основании договоров):
Qреал = Qот.год + Qвент.год. + Qг.в.год + Qот.х.в. + (1.1)
+ Qот.кан.
Расход тепла принимается по данным типовых и индивидуальных
проектов зданий.
При отсутствии проектных данных годовое потребление
определяется по формулам укрупненных расчетов.
Расход тепла на подогрев водопроводной воды при совмещении
водопроводных и тепловых сетей принимается в размере 5 процентов
от количества тепла, расходуемого на нужды отопления (Qот.год):
Qот.х.в. = 0,05 х Qот.год
Расход теплоносителя на прогрев канализации определяется при
помощи мерной емкости и секундомера, с последующим расчетом
количества затраченной теплоты на данные нужды.
Для укрупненных плановых расчетов допускается применять
методику потерь теплоты от утечки сетевой воды из системы
отопления и тепловой сети.
Пример расчета:
Для расчета расхода теплоносителя на прогрев канализации
примем следующие исходные данные:
Избыточное давление (напор) в подающем теплопроводе, которое
определяется по показаниям манометра в ближайшем ИТП, ЦТП или в
котельной Ризб. = 0,4 МПа (4 кгс/кв. см);
Диаметр теплопровода, через который осуществляется слив
сетевой воды - 15 мм;
Плотность сетевой воды p = 1000 кг/куб. м;
Принятый для расчета коэффициент расхода (утечки) сетевой воды
м = 1;
Средняя температура теплоносителя за отопительный период при
температурном графике 95/70 град. С t = 65 град. С;
Количество суток в году, необходимых для обогрева канализации
n = 227 суток.
По имеющимся исходным данным определяем потерю напора в
теплопроводе:
(Ризб. х g х 10000) (4 х 9,81 х 10000)
Н = ------------------- = ------------------ = 40 м.вод.ст.,
(р х g) (1000 х 9,81)
где:
g = 9,81;
Оттуда утечка сетевой воды в 1 секунду составляет:
2 __________
Gут. = р х м х F х 0,0001 \/ 2 х g х Н,
где:
F - площадь отверстия, через которое происходит истечение
сетевой воды;
2
ПИ х D
F = ------, где:
4
ПИ = 3,14;
D - диаметр окружности.
2 ______________
Gут. = 1000 х 1 х 0,2 х 0,0001 \/ 2 х 9,81 х 40 = 0,112 кг/с =
= 0,403 т/ч.
Определяем размер утечки за сутки:
1
Gут. = Gут. х 3600 х 24 = 0,112 х 3600 х 24 = 9676,8 кг. =
= 9,68 тн.
Затем находим количество затраченной за сутки теплоты на
прогрев канализации:
1
Qут. = Gут. х t х 0,000001, Гкал
Qут.сут. = 9676,8 х 65 х 0,000001 = 0,63 Гкал.
Находим годовой расход тепла на нужды прогрева трубопровода
канализации:
Qут.год. = Qут.сут. х n = 0,63 х 227 = 143,01 Гкал.
Все исходные величины в данном примере приведены исключительно
для демонстрации порядка расчета.
(Методика принята по Ф.М. Фролову "Эксплуатация водяных систем
теплоснабжения", М., Стройиздат, 1991 г., 97 с.).
Примечание. Расход тепла на подогрев водопроводной воды при
совмещении водопроводных и тепловых сетей включается в тариф на
холодную воду. Сброс воды из системы отопления или (и) системы
горячего водоснабжения в канализацию для прогрева, тепло,
затраченное на прогрев, включается в тариф на канализацию.
1.2. Часовая потребность в тепле для общественных зданий
определяется по формуле:
Qот.час = qот x V x (tвн - tср.от), ккал/час (1.2)
qотобщзд - удельный расход тепла на отопление общественных
зданий, ккал/куб.м.ч.град.С;
V - строительный объем здания по наружному обмеру, куб. м;
tвн - расчетная температура воздуха отапливаемых помещений,
град. С;
tср.от - средняя температура наружного воздуха за отопительный
период, град. С.
Годовая потребность в тепле для общественных и
производственных зданий определяется по формуле:
Qот.год = Qот.час x 24 x nо x 0,000001, Гкал (1.3)
где:
nо - количество суток отопительного периода;
24 - число часов работы системы отопления в сутки.
Для жилых зданий:
Qот.год = Qf x F, Гкал (1.4)
где:
Qf - удельный расход тепла на отопление 1 кв. м общей площади
при расчетной температуре наружного воздуха, Гкал/кв. м;
F - общая площадь жилых зданий, кв. м.
Основные климатологические данные для расчета отопительных
нагрузок по населенным пунктам Республики Саха (Якутия) приведены
в приложениях N 1 и N 2 к РМ-1.
Таблица 1.1
Удельные отопительные характеристики жилых домов
----------------T-----------T-------------T-----------------------
| Климатические | Этажность | Нормативный | Примечание |
| зоны, | |расход тепла | |
| наименование | | в Гкал на | |
| улуса | |1 кв. м общей| |
| | | площади | |
+---------------+-----------+-------------+----------------------+
| 1 | 2 | 3 | 4 |
+---------------+-----------+-------------+----------------------+
|1 зона | | |Нормативы расхода |
|Алданский |Одноэтажное| 0,562 |тепла (в Гкал) на |
|Олекминский |2-этажное | 0,456 |1 кв. м общей площади |
|Ленский |4-этажное | 0,371 |определены на основе |
|Нерюнгринский |свыше 4-х | 0,339 |"Методики |
| |этажей | |нормирования расхода |
| | | |тепла и топлива на |
| | | |отопление и горячее |
| | | |водоснабжение", |
| | | |утвержденной |
| | | |постановлением Совета |
| | | |Министров ЯАССР от |
| | | |22.04.86 N 186 и СниПа|
| | | |2.04.05-91 "Отопление,|
| | | |вентиляция и |
| | | |кондиционирование" |
+---------------+-----------+-------------+ |
|2 зона | | | |
|Сунтарский |Одноэтажное| 0,569 | |
|Мирнинский |2-этажное | 0,461 | |
|Нюрбинский |4-этажное | 0,376 | |
|Вилюйский |свыше 4-х | 0,343 | |
|Верхневилюйский|этажей | | |
+---------------+-----------+-------------+ |
|3 зона | | | |
|Хангаласский |Одноэтажное| 0,582 | |
|Мегино - |2-этажное | 0,472 | |
|Кангаласский |4-этажное | 0,385 | |
|Кобяйский |свыше 4-х | 0,351 | |
|Намский |этажей | | |
|Горный | | | |
|Амгинский | | | |
|Усть-Майский | | | |
|Якутск | | | |
+---------------+-----------+-------------+ |
|4 зона | | | |
|Нижнеколымский |Одноэтажное| 0,636 | |
|Томпонский |2-этажное | 0,515 | |
|Верхнеколымский|4-этажное | 0,420 | |
|Среднеколымский|свыше 4-х | 0,384 | |
|Чурапчинский |этажей | | |
|Усть-Алданский | | | |
|Жиганский | | | |
|Абыйский | | | |
|Таттинский | | | |
+---------------+-----------+-------------+ |
|5 зона | | | |
|Оленекский |Одноэтажное| 0,671 | |
|Усть-Янский |2-этажное | 0,544 | |
|Анабарский |4-этажное | 0,444 | |
|Верхоянский |свыше 4-х | 0,405 | |
|Аллаиховский |этажей | | |
|Булунский | | | |
|Момский | | | |
|Оймяконский | | | |
|Эвено - | | | |
|Бытантайский | | | |
L---------------+-----------+-------------+-----------------------
Таблица 1.2
Удельные отопительные характеристики общественных зданий
ккал/куб.м.ч.град.С
-------------T--------------T------------T---------------
|Объем зданий| Удельные |Объем зданий| Удельные |
|по наружному| отопительные |по наружному| отопительные |
| обмеру, |характеристики| обмеру, |характеристики|
| куб. м | | куб. м | |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 500 | 0,809 | 13000 | 0,319 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 1000 | 0,664 | 14000 | 0,312 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 2000 | 0,545 | 15000 | 0,307 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 3000 | 0,485 | 16000 | 0,301 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 4000 | 0,447 | 17000 | 0,296 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 5000 | 0,420 | 18000 | 0,291 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 6000 | 0,398 | 19000 | 0,286 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 7000 | 0,381 | 20000 | 0,282 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 8000 | 0,369 | 21000 | 0,279 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 9000 | 0,355 | 22000 | 0,275 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 10000 | 0,344 | 23000 | 0,271 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 11000 | 0,335 | 24000 | 0,268 |
+------------+--------------+------------+--------------+
| 12000 | 0,327 | 25000 | 0,265 |
L------------+--------------+------------+---------------
Примечание. Удельные отопительные характеристики для
промежуточных значений объемов зданий определяются методом
интерполяции.
1.3. Расчетные расходы тепла (топлива) на отопление новых
зданий в первый отопительный сезон следует принимать с
коэффициентом, учитывающим дополнительный расход тепла на просушку
здания:
----------------------------------------T------------------
| Срок ввода зданий в эксплуатацию | Коэффициент |
+---------------------------------------+-----------------+
|Май-июнь | 1,12 |
+---------------------------------------+-----------------+
|Июль-август | 1,2 |
+---------------------------------------+-----------------+
|Сентябрь | 1,25 |
+---------------------------------------+-----------------+
|Период отопительного сезона | 1,35 |
L---------------------------------------+------------------
Для зданий, имеющих окна с двойным остеклением, расход тепла
следует увеличить на 10% по сравнению со зданиями с тройным
оконным остеклением, для зданий облегченного (барачного) типа и
сборно-щитовых домов - до 15%.
1.4. При наличии приточно-вытяжной вентиляции или воздушно -
тепловой завесы в общественных зданиях потребность в тепле на
вентиляцию или завесу определяется на основании расчетов для
каждого здания.
Расход тепла на естественную вентиляцию зданий, не имеющих
вентиляционного оборудования, учтен в отопительных характеристиках
этих зданий, поэтому дополнительный расход тепла на вентиляцию не
предусматривается.
Годовой расход тепла на вентиляцию:
Qвент.год. = qв x Vв x (tвн - tср.от) x no x Zв x
х 0,000001, Гкал (1.5)
где:
qв - вентиляционная характеристика здания (зависит от
кратности обмена воздуха);
Vв - вентилируемый объем здания;
Zв - средняя продолжительность работы вентиляционной системы в
сутки, в часах.
1.5. Годовая потребность в тепле на нужды горячего
водоснабжения определяется по формуле:
Qг.в.год = a x N x {(55 - tхз) x nо + 0,8(350 - nо) х
х (55- tхл)} х 0,000001, Гкал (1.6)
где:
а - норма расхода воды при температуре 55 град. С на единицу
измерения, л/сутки;
N - количество единиц измерения, отнесенное к суткам (число
жителей, учащихся в учебных заведениях, мест в больницах и т.д.);
tхз - температура холодной воды зимой, принимается равной +5
град. С;
0,8 - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды
летом по отношению к зиме;
350 - число суток работы системы горячего водоснабжения в
году;
tхл - температура холодной воды летом принимается равной +9
град. С;
nо - продолжительность отопительного периода в сутках.
Более подробно порядок определения количества полезной
теплоэнергии, значение характеристик и расчетные таблицы приведены
в методическом пособии "Нормирование расхода тепла и топлива на
отопление и горячее водоснабжение в Якутской АССР", 1987;
Методических указаниях по определению расхода топлива,
электроэнергии, воды на выработку тепла отопительными котельными
коммунальных энергетических предприятий (АКХ им. Памфилова),
утвержденных МЖКХ РСФСР 04.09.78.
Пример расчета 1:
Определить годовое количество тепла на отопление 2-квартирного
жилого одноэтажного дома в г. Вилюйске общей площадью 110 кв. м.
Расчет ведется по формуле 1.4:
Qf ж/зд. находим по таблице 1.1, он равен 0,569.
Qот.год = 0,569 х 110 = 62,6 Гкал.
Пример расчета 2:
Определить годовое количество тепла на отопление больницы в г.
Вилюйске объемом 1751 куб. м.
Расчет ведется по формулам 1.2 и 1.3:
qот. находим по таблице 1.2 с применением метода интерполяции,
он равен 0,634.
tвн - 20 град. С (приложение N 16 стр. 101; РМ-1)
tср.от - (-18,8 град. С) (приложение N 1 стр. 32; РМ-1)
Qот.час = 0,634 x 1751 x (20 + 18,8) = 43073,2 ккал/час.
Qот.год = 43073,2 x 24 x 260 x 0,000001 = 268,8 Гкал.
Все исходные величины в данных примерах приведены
исключительно для демонстрации порядка расчета.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛА,
ВЫРАБАТЫВАЕМОГО КОТЕЛЬНОЙ
2.1. Годовое количество тепла, вырабатываемого источниками
теплоснабжения, складывается из тепла, отпущенного в сеть, и
расхода тепла на собственные нужды котельной.
Qвыр. = Qотп. + Qсн, (2.1)
где:
Qотп - количество тепла, отпущенного в сеть, Гкал;
Qсн - расход тепла на собственные нужды, Гкал.
2.2. Годовое количество тепла, отпущенного в наружную тепловую
сеть, складывается из количества реализованного тепла (Qреал) и
потерь тепла в наружных тепловых сетях (Qпот.), Гкал/год.
Qотп. = Q реал. + Qпот, (2.2)
где:
Qреал - количество тепла, реализованного потребителю, Гкал;
Qпот - потери тепла в тепловых сетях, Гкал.
2.3. Потери тепла в наружных тепловых сетях зависят от их
протяженности и диаметров, способа прокладки, состояния
теплоизоляции и условий эксплуатации. Для укрупненных расчетов
потери тепла в зависимости от диаметра трубопровода и
среднегодовой температуры воды в подающей и обратной линиях
тепловых сетей определяют по формуле:
Qпот = Qпод + Qобр.= SUM (b х qн х L), (2.3)
где:
Опот - потери тепла в подающей линии, ккал/час;
Qобр - потери тепла в обратной линии, ккал/час;
b - коэффициент учета потерь тепла арматурой и компенсаторами
(по данным таблицы 2.1);
qн - удельная норма потерь тепла в тепловых сетях, ккал/м час
(по данным таблицы 2.2);
L - протяженность трубопроводов в м, в двухтрубном исполнении.
Все тепловые сети должны подвергаться тепловым испытаниям 1
раз в 5 лет для определения фактических теплопотерь. Данные
испытания должны быть проведены в присутствии представителя УГЭН,
оформлены актом и утверждены вышестоящей организацией.
Таблица 2.1
Коэффициент учета потерь тепла арматурой и компенсаторами
----------------------T-----------------------------
| Способ прокладки | Коэффициент при Dy |
| тепловых сетей | |
| +------------T---------------+
| | До 150 мм | Свыше 150 мм |
+---------------------+------------+---------------+
|Надземный | 1,2 | 1,15 |
+---------------------+------------+---------------+
|В тоннелях и каналах| 1,2 | 1,15 |
+---------------------+------------+---------------+
|Бесканальный | 1,15 | 1,15 |
L---------------------+------------+----------------
2.4. Годовые потери тепла в наружных тепловых сетях
определяются как произведение нормативной величины тепловых потерь
на время подачи тепла потребителям в течение года:
Qпот.год = Qпот x n x 0,000001, Гкал (2.4)
где:
n - продолжительность транспортировки тепла по тепловым сетям
(час), принимается равной:
для отопления - продолжительности отопительного периода;
для горячего водоснабжения - годовой продолжительности подачи
горячей воды в систему горячего водоснабжения.
2.5. Нормы потерь тепла изолированными трубопроводами тепловых
сетей при надземной прокладке при расчетной среднегодовой
температуре наружного воздуха -10 град. С приведены в таблице
2.2.
Таблица 2.2
Нормы потерь тепла изолированными трубопроводами
тепловых сетей надземной прокладки при расчетной
среднегодовой температуре окружающего воздуха
-10 град. С
---------T-------------------------------------------------------------------------------
| | Удельные тепловые потери, ккал/(м.ч.) |
| +----------T-----------T----------T----------T----------T-----------T----------+
|Наружный|для |для |суммарные |для |суммарные |для |суммарные |
|диаметр |обратной |подающей |при tср = |подающей |при tср = |подающей |при tср = |
|труб, мм|линии при |при tп/ср =|65 град. С|линии при |75 град. С|линии |90 град. С|
| |tп/ср = |65 град. С | |tп/ср = | |при tп/ср =| |
| |50 град. С| | |75 град. С| |90 град. С | |
+--------+----------+-----------+----------+----------+----------+-----------+----------+
| 48 | 18 | 22 | 40 | 24 | 42 | 28 | 46 |
| 57 | 21 | 25 | 46 | 28 | 49 | 32 | 53 |
| 76 | 23 | 27 | 50 | 31 | 54 | 36 | 59 |
| 89 | 26 | 31 | 57 | 35 | 61 | 40 | 66 |
| 108 | 28 | 34 | 62 | 39 | 67 | 45 | 73 |
| 133 | 32 | 39 | 71 | 43 | 75 | 50 | 82 |
| 159 | 36 | 43 | 79 | 48 | 84 | 55 | 91 |
| 194 | 40 | 48 | 88 | 54 | 94 | 62 | 102 |
| 219 | 43 | 52 | 95 | 59 | 102 | 68 | 111 |
| 273 | 50 | 60 | 110 | 67 | 117 | 77 | 127 |
| 325 | 57 | 68 | 125 | 75 | 132 | 86 | 143 |
| 377 | 64 | 76 | 140 | 84 | 148 | 96 | 160 |
| 426 | 70 | 83 | 153 | 91 | 161 | 104 | 174 |
| 476 | 76 | 90 | 166 | 99 | 175 | 112 | 188 |
| 529 | 82 | 97 | 179 | 107 | 189 | 122 | 204 |
| 630 | 95 | 112 | 207 | 123 | 218 | 138 | 234 |
L--------+----------+-----------+----------+----------+----------+-----------+-----------
Тепловые потери в сетях при надземной прокладке для других
среднегодовых температур наружного воздуха определяются умножением
расчетных значений теплопотерь при -10 град. С на поправочные
коэффициенты (табл. 2.3).
Таблица 2.3
Коэффициенты для перерасчета тепловых потерь
при надземной прокладке трубопроводов для
среднегодовых температур наружного воздуха
-5...-20 град. С
--------------------T---------------------------------------------
|Средняя температура|Среднегодовая температура наружного воздуха |
| теплоносителя +------T-----T-----T-----T-----T-----T-------+
| | -5 | -8 | -10 | -12 | -15 | -18 | -20 |
+-------------------+------+-----+-----+-----+-----+-----+-------+
| +50 | 0,98 |0,99 |1,00 |1,01 |1,04 |1,07 | 1,11 |
| +100 | 0,98 |0,99 |1,00 |1,01 |1,02 |1,04 | 1,07 |
L-------------------+------+-----+-----+-----+-----+-----+--------
2.6. Для укрупненных расчетов потери в тепловых сетях можно
принимать в размере не более 15% от реализованного тепла,
независимо от протяженности, по договоренности сторон.
2.7. Расход тепла на собственные нужды котельной (отопление
служебных помещений, горячее водоснабжение и прочие хозяйственные
нужды) принимается в следующих размерах (в % от отпущенного
котельной тепла):
На котельную в целом:
при работе котельной на твердом топливе с паровым дутьем - 6;
то же без дутья - 4;
при работе котельной на жидком топливе (в том числе подогрев
мазута в расходных емкостях, подогревателях и на распыление в
форсунках) - 7;
при работе котельной на природном газе - 3;
при работе котельной на электрической энергии - 1.
Примечание. Укрупненные значения показателей расхода тепла на
собственные нужды могут применяться при условии, если на котельных
установлено оборудование согласно проектным расчетам и
соответствует подключенным тепловым нагрузкам.
По технологическим составляющим:
------------------------------T---------------------------------------------
| |Нормативы расхода тепла по элементам затрат,|
| | фактической тепловой нагрузки котельной |
| +------------T--------------------T----------+
|Составляющие расхода тепловой|Газообразное|Слоевое и факельно -| Жидкое |
|энергии на собственные нужды | топливо |слоевое сжигание | топливо |
| котельной | | | |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Продувка паровых котлов | | | |
|паропроизводительностью | | | |
|до 10 т/ч | 0,13 | 0,13 | 0,13 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Более 10 т/ч | 0,06 | 0,06 | 0,06 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Растопка котлов | 0,06 | 0,06 | 0,06 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Обдувка котлов | | 0,36 | 0,32 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Дутье под решетку котлов | | 2,5 | |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Мазутное хозяйство | | | 1,6 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Паровой распыл мазута | | | 4,5 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Подогрев воздуха в | | | |
|калориферах | | | 1,2 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Эжектор дробеочистки | | | 0,17 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
|Технологические нужды | | | |
|химводоочистки, деаэрации; | | | |
|отопление и хозяйственные | | | |
|нужды котельной; потери с | | | |
|излучением тепла | | | |
|паропроводами, насосами, | | | |
|баками и т.п.; утечки, | | | |
|испарения при апробировании | | | |
|и выявлении неисправностей | | | |
|в оборудовании; неучтенные | | | |
|потери | 2,2 | 2,0 | 1,7 |
+-----------------------------+------------+--------------------+----------+
| Итого: | 2,39-2,32 | 5,05-2,56 | 9,68-3,81|
L-----------------------------+------------+--------------------+-----------
Примечания. 1. Нормативы установлены при следующих
показателях:
величина продувки котлов производительностью 10 т/ч - 10%;
свыше 10 т/ч - 5%;
возврат конденсата 90-95%;
температура возвращаемого конденсата 90 град. С;
температура добавочной химически очищенной воды 5 град. С;
марка мазута М100, подогрев мазута от 5 до 105 град. С.
2. При отсутствии на теплоисточнике технологического
оборудования, участвующего в процессе выработки тепла и требующего
для своей работы затрат тепловой энергии, расход тепла на
собственные нужды (отопление служебных помещений котельной, на
собственное горячее водоснабжение (горячая вода и душевые) и
прочие хозяйственные нужды котельных) принимается в размере 1%
отпущенного тепла котельной.
Пример расчета годового количества тепла, вырабатываемого
источником теплоснабжения:
Исходные данные:
Qреал - 2420 Гкал - годовая реализация тепла потребителю
получается путем расчета и закрепляется в договоре с потребителем;
L - 500 м - протяжность трубопроводов в 2-трубном исполнении
(замер существующих теплосетей);
n - 252 х 24 = количество часов в отопительном сезоне
(справочные данные);
Оср - 108 средний диаметр по наружному обмеру теплосетей.
Расчет:
Годовые потери тепла в наружных тепловых сетях определяются по
формуле:
Qпот.год. = b x qн x L x n x 0,000001,
где:
b = 1,2 коэффициент учета потерь тепла арматурой и
компенсаторами при надземной прокладке, принимаемый по табл. 2.1;
qн = 62 ккал/м.ч. нормы потерь тепла изолированными
трубопроводами тепловых сетей надземной прокладки, принятой по
табл. 2.2 для диаметра 108 мм;
L = 500 м длина трубопровода в 2-трубном исполнении;
n = 6048 часов продолжительность отопительного периода;
Q пот.год = 1,2 x 62 x 500 x 6048 x 0,000001 = 224,99 Гкал.
Количество тепла, отпускаемое в тепловую сеть, определяется по
формуле:
Qотп. = Q реал. + Qпот
Qотп. = 2420 + 224,99 = 2644,99 Гкал
Количество вырабатываемого тепла котельной определяется по
формуле 2.1:
Qвыр. = Qотп. + Qсн,
где:
Qсн. - собственные нужды котельной, принимаемые по пункту 2.7
для заданных условий 6%.
Qвыр. = 2644,99 + 0,06 x 2644,99 = 2803,69 Гкал.
Все исходные величины в данном примере приведены исключительно
для демонстрации порядка расчета.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА И СТОИМОСТИ ТОПЛИВА НА
ВЫРАБОТКУ ТЕПЛОЭНЕРГИИ
3.1. Расход условного топлива зависит от установленного
оборудования, его КПД, сроков эксплуатации.
Потребность в условном топливе для котельной находят
умножением общего количества вырабатываемого тепла на удельную
норму расхода топлива или 1 т. нормального пара по формуле:
Вусл = Qвыр x Ьусл x 0,000001 (3.1)
где:
Вусл - общее количество условного топлива, т.у.т.;
Qвыр - количество выработанного тепла за год, Гкал;
Ьусл - удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал
тепла определяет по формуле:
142,8
Ьусл = ----- (3.2)
hк.бр
hк.бр - коэффициент полезного действия котлов (по данным
таблицы 3.1).
Перерасчет условного топлива в натуральное выполняют в
соответствии с характеристикой топлива и значением калорийного
эквивалента:
Внат = Вусл x Э, тонн (3.3)
Э - калорийный эквивалент, равный отношению теплотворной
способности натурального топлива к условному (по данным таблицы
3.2). Калорийные эквиваленты в таблице 3.2 приведены
ориентировочно, энергоснабжающие предприятия должны предоставлять
сертификаты качества топлива.
Таблица 3.1
Коэффициенты полезного действия водогрейных котлов
(hк.бр)
--------------------T---------------------------------------------
| Тип и марка котлов|КПД котлов по видам потребляемого топлива, %|
| +-----T----------T--------T-----T-----T------+
| | Газ |Дизтопливо|Каменный|Бурый|Сырая|Дрова |
| | | | уголь |уголь|нефть| |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Минск-1, Тула-3, | | | | | | |
|Универсал-5м, | | | | | | |
|Универсал-6, | | | | | | |
|Универсал-6м | 75 | 70 | 67 | 60 | - | 53 |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Универсал-6 | | | | | | |
|(с механической | | | | | | |
|топкой) | - | - | 77 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|"Факел" | 91 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Газ-900 | 92 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ВНИИСТО-Мч | 75 | - | 70 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ТВГ-1,5, КСВ-1,86 | | | | | | |
|(г. Братск) | 92 | - | 80,8 | 75 | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|НР-18 | 75 | 70 | 70 | 65 | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Е-1/9 | 86 | 72 | 70 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Е-1,0. Е-0,9М | 88 | - | - | - | 80 | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ЯКЭ-1, ЯКЭ-2, ЯКЭ-3| - | - | 60 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|РМЗ, КВ-300 | - | - | 55 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КТ-500, КТ-1000 | - | - | 55 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КЧМ-5 | | | | | | |
|(контур-микро) | 87 | 90 | 80 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КЧМ-2М | | | | | | |
|(-3,4,5,6,7,8) | 85 | 79 | 76 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КСВ "ВК-3" | - | - | 83 | 75 | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КСВ-0,65Ж, | | | | | | |
|КСВ-1,1Ж, | | | | | | |
|КСВ-1,8Ж, | | | | | | |
|КСВ-2,1Ж | | | | | | |
|(Котлы Рочева) | 90 | 85 | 75 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Энергия-3м, | | | | | | |
|Энергия-6 | 77 | 75 | 73 | 70 | - | 55 |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Братск 1 (с | | | | | | |
|механической | | | | | | |
|топкой) | - | - | 81 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Братск 1 | - | - | 75 | 68 | - | - |
|Братск-1Г | 90,3| - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КВ-Г-4-150 | 92,2| - | - | - | - | - |
|КВ-ГМ-4-150 | 93,9| - | - | - |90,4 | - |
|КВ-Г-6,5-150 | 92,2| - | - | - | - | - |
|КВ-ГМ-6,5-150 | 94,1| - | - | - |90,2 | - |
|КВ-ГМ-10-150 | 92 | - | - | - |88 | - |
|КВ-ГМ-20-150 | 89 | - | - | - |87 | - |
|КВ-ГМ-30-150 | 89 | - | - | - |87 | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КВм-0,63К | - | - | 81 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ДКВР 2,5/13 | 90,1| - | - | - | - | - |
|ДКВР 4/13 | 90,6| - | - | - | - | - |
|ДКВР 6,5/13 | 91,2| - | - | - | - | - |
|ДКВР 10/13 | 91,3| - | - | - | - | - |
|ДКВР 20/13 | 92,1| - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ТВГ-8М | 90,3| - | - | - | - | - |
|ТВГ-1,5 | 88 | - | - | - | - | - |
|ТВГ-2,5 | 88,6| - | - | - | - | - |
|ТВГ-4Р | 90,5| - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ПТВМ-30М | 91 | - | - | - | - | - |
|ПТВМ-50 | 89,6| - | - | - | - | - |
|ПТВМ-100 | 88,6| - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ДЕ-4-14ГМ | | | | | | |
|(Е-4-14ГМ) | 90,3| - | - | - |88,19| - |
|ДЕ-6,5-14ГМ | 90,7| - | - | - |88,73| - |
|ДЕ-10,16,25-14ГМ | 92 | - | - | - |89,76| - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ГМ-50-14 | | | | | | |
|(Е-50-12ГМ) | 91 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|АПВ-2 (АВ-2) | 91 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|МЗК-7А (Е-1-9Г) | | | | | | |
|МЗК-8Г (Е-0,4-9Г) | 86 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Э-5-ДП | - | - | 67 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КПА-500Г | 80 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КСГМ | 90 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|ММЗ-1Г | 80 | - | - | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Е-4-14ГМ тоже и | 91 | 89,76 | - | - |89,6 | - |
|Е-6,5-14ГМ | | | | | | |
|(ДЕВ-..-..) | 91 | 89,76 | - | - |89,8 | - |
|Е-10-14ГМ | 92 | 89 | - | - |91 | - |
|Е-10-14-225М | 92 | 89 | - | - |90,8 | - |
|Е-16-14ГМ | 93 | 89 | - | - |90,9 | - |
|Е-16-14-225ГМ | 92 | 89 | - | - |90 | - |
|Е-25-14ГМ | 92 | 89 | - | - |91 | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|КЕ-2,5 | - | - | 82 | - | - | - |
|КЕ-4 | - | - | 82 | - | - | - |
|КЕ-6,5 | - | - | 82 | - | - | - |
|КЕ-10 | - | - | 82 | - | - | - |
|КЕ-25 | - | - | 87 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|"Кировец" | - | - | 69 | - | - | - |
+-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+------+
|Жаротрубные котлы | | | | | | |
|RFW 3000, АВВА. | 90 | 89 | - | - | 88 | - |
L-------------------+-----+----------+--------+-----+-----+-------
Примечание. При наличии котлов, не включенных в таблицу,
коэффициент полезного действия принимается по паспортным данным.
При использовании непроектных видов топлива значения КПД
котлоагрегата принимаются по проектной документации организации,
осуществляющей перевод котлов на данный вид топлива.
Ориентировочно принимается, что при эксплуатации котлов до 5
лет КПД котлоагрегата снижается на 2%.
Основанием для пересмотра значения КПД котлоагрегата являются
балансовые испытания, проводимые специализированной организацией,
имеющей лицензию на данный вид деятельности.
После 5 лет эксплуатации проводится капитальный ремонт
котлоагрегата. КПД котлоагрегата после проведения капитального
ремонта повышается до паспортного значения.
3.2. Расход угля, рассчитанный по приведенным выше формулам,
увеличивается на норму естественных потерь при транспортировке и
хранении (в процентах от первоначальной массы):
при перевозке угля с месторождений к местам погрузки в
автомашины потери принимаются 0,15% массы перевезенного угля;
при перевозке речным и морским транспортом норма убыли
составляет 1,5%;
при автомобильных перевозках угля норма естественной убыли в
зависимости от расстояния перевозки составляет:
до 100 км - 1,0%;
до 350 км - 1,5%;
до 750 км - 1,8%.
при смешанных перевозках угля потери увеличиваются
дополнительно к вышеуказанным на 0,8% на каждую перегрузку и на 1%
на каждую перевалку;
при разгрузке и перевалке на складах - 0,5%;
при хранении на складе свыше 6 месяцев (месте хранения
сезонного запаса) - 1,0%;
при транспортировании от склада до котельной - 0,2%.
Примечание. При схеме завоза топлива с двухгодичным циклом
процент потерь при хранении на складе увеличивается в 2 раза.
Таблица 3.2
Средние калорийные эквиваленты видов топлива,
используемого в Республике Саха (Якутия)
---------------------T---------------------------------------
| | Переводной коэффициент |
| +------------T-----------T-------------+
| | Средняя | условного |натурального |
| Топливо |теплотворная| топлива в | топлива в |
| |способность |натуральное| условное |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
| Уголь, ккал/кг |
+--------------------T------------T-----------T-------------+
|Кангаласский | 3640 | 1,923 | 0,52 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Джебарики-Хая | 5400 | 1,295 | 0,772 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Сангарский | 5580 | 1,254 | 0,798 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Чульманский | 5550 | 1,261 | 0,793 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Нерюнгринский | 5640 | 1,241 | 0,805 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Зырянский | 5900 | 1,186 | 0,843 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Кировский | 3400 | 2,060 | 0,485 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Аркагалинский | 4790 | 1,461 | 0,685 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Верхнеаркагалинский | 4620 | 1,515 | 0,660 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Черемховский | 5130 | 1,365 | 0,733 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Райчихинский | 3310 | 2,115 | 0,473 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Харбалахский | 5300 | 1,321 | 0,757 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
| Нефтепродукты, ккал/кг |
+--------------------T------------T-----------T-------------+
|Мазут топочный, | | | |
|малосернистый и | | | |
|сернистый, нефть | | | |
|сырая | 9590 | 0,730 | 1,370 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Мазут топочный | | | |
|высокосернистый | 9500 | 0,737 | 1,357 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Дизельное, | | | |
|газоконденсатное | | | |
|топливо | 10150 | 0,690 | 1,450 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Керосин | 10290 | 0,680 | 1,470 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
| Природный газ, ккал/куб. м |
+--------------------T------------T-----------T-------------+
|Магистральный | | | |
|газопровод | | | |
|Кысыл-Сыр - Мастах -| | | |
|Якутск | 8500 | 0,824 | 1,214 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Усть-Ботуобинское | | | |
|месторождение | 7800 | 0,897 | 1,114 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Газ сжиженный (на | | | |
|1 т.) | 10990 | 0,637 | 1,57 |
+--------------------+------------+-----------+-------------+
| Дрова, а) тыс. ккал/пл. куб. м |
+--------------------T------------T-----------T-------------+
|Дрова (в среднем для| | | |
|всех пород) | 1860 | 3,763 | 0,266 <*>|
+--------------------+------------+-----------+-------------+
| Дрова, б) тыс. ккал/скл. куб. м |
+--------------------T------------T-----------T-------------+
|Дрова (в среднем для| | | |
|всех пород) 33% | | | |
|влажности | 1302 | 5,376 | 0,186 <*>|
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Лиственница | 1548 | 4,522 | 0,221 <*>|
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Сосна | 1455 | 4,811 | 0,208 <*>|
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Береза | 1613 | 4,340 | 0,230 <*>|
+--------------------+------------+-----------+-------------+
|Ель | 1244 | 5,627 | 0,178 <*>|
L--------------------+------------+-----------+--------------
--------------------------------
<*> - Коэффициент перевода плотных и складочных куб. м дров в
тонны условного топлива.
Примечание. Основанием для пересмотра значений, приведенных в
таблице, является сертификат соответствия на топливо
соответствующего месторождения.
3.3. Стоимость топлива в части выработки объемов тепла для
государственных нужд определяется по ценам, утвержденным
(согласованным) органами ценообразования, для объемов тепла
прочих потребителей - по ценам, заключенным в договорах поставок.
При отсутствии договоров или иных подтверждающих документов
применяются цены на топливо, установленные или согласованные для
государственных нужд.
Пример расчета:
Определить стоимость топлива для котельной Верхневилюйска,
вырабатывающей 12000 Гкал в год. Топливо - уголь шахты
"Джебарики-Хая". Котлы - "Энергия-3", последний капитальный ремонт
был выполнен 5 лет назад.
По таблице 3.1 определяем КПД котлов - 71%, по таблице 3.2
коэффициент перевода основного топлива в натуральное - 1,295,
естественные потери угля при доставке - 2,7% (п. 3.2).
142,8
Удельный расход условного топлива: ----- = 201,1 кг у.т.
0,71
Потребности топлива: условного 12000 x 201,1 x 0,000001 =
2413,2 т.;
натурального 2413,2 x 1,295 = 3125,1 т.;
(3125,1 x 100)
с учетом норм естественной убыли -------------- = 3179,1 т.
(100 - 1,7)
Оптовая цена угля 5207 руб./т. на условиях франкоборт судна.
Провозные платежи Джебарики - Верхневилюйск: 7795 руб.
Выгрузка в Верхневилюйске: 1198 руб.
Хранение на складе, погрузка в автомашину, доставка до
котельной - 3590 руб.
Итого стоимость 1 тонны угля - 17790 руб.
Стоимость угля на годовую потребность 3179,1 x 17790 = 56556,2
тыс. руб.
Все исходные величины в данном примере приведены исключительно
для демонстрации порядка расчета.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И СТОИМОСТИ ВОДЫ
4.1. Расход воды коммунальных теплоэнергетических предприятий
складывается из расходов на разовое наполнение систем отопления и
внешних трубопроводов тепловых сетей, а также расходов на подпитку
систем отопления и нужды химводоочистки.
V = Vсист. + Vт.с. + Vпод.от. + Vх.в.о. (4.1)
где:
Vсист. - разовое наполнение системы отопления, куб. м;
Vт.с. - наполнение тепловых сетей, куб. м;
Vпод.от. - расходы на подпитку систем отопления, куб. м;
Vх.в.о. - расход воды на нужды химводоочистки.
4.2. Расход воды на разовое наполнение складывается из
расходов на наполнение систем отопления присоединенных
потребителей и определяется по прошлогодним показаниям водомера, а
при их отсутствии - по формуле:
Vсист = Qр x Vуд (4.2)
где:
Vсист - объем внутренних систем теплопотребления, куб. м;
Qр - расчетная тепловая нагрузка системы теплопотребления,
Гкал/час;
Vуд - удельный объем воды куб.м.час/Гкал, определяемый в
зависимости от характеристики системы и расчетного графика
температур по таблице 4.1.
Таблица 4.1
--------------------------T--------------------------------------------------
| Характеристики | Удельный объем воды (куб.м.ч/Гкал) при перепаде |
|теплопотребляющей системы| температур в системе теплопотребления |
| +-------T-------T------T-------T--------T---------+
| | 95-70 | 110-70|130-70|140-70 | 150-70 | 180-70 |
+-------------------------+-------+-------+------+-------+--------+---------+
|Система отопления, | | | | | | |
|оборудованная | | | | | | |
|радиаторами высотой | | | | | | |
|500 мм | 19,5 | 17,6 | 15,1 | 14,6 | 13,3 | |
+-------------------------+-------+-------+------+-------+--------+---------+
|То же, радиаторами | | | | | | |
|высотой 1000 мм | 31 | 28,2 | 24,2 | 23,2 | 21,6 | 18,2 |
+-------------------------+-------+-------+------+-------+--------+---------+
|То же, ребристыми | | | | | | |
|трубами | 14,2 | 12,5 | 10,8 | 10,4 | 9,2 | 8 |
+-------------------------+-------+-------+------+-------+--------+---------+
|То же, плинтусными | | | | | | |
|конвенторами | 5,6 | 5 | 4,3 | 4,1 | 3,7 | 3,2 |
+-------------------------+-------+-------+------+-------+--------+---------+
|То же, регистрами из | | | | | | |
|гладких труб | 37 | 32 | 27 | 26 | 24 | 22 |
+-------------------------+-------+-------+------+-------+--------+---------+
|Отопительно - | | | | | | |
|вентиляционная система, | | | | | | |
|оборудованная | | | | | | |
|калориферами | 8,5 | 7,5 | 6,5 | 6 | 5,5 | 4,4 |
L-------------------------+-------+-------+------+-------+--------+----------
4.3. Объем воды для наполнения трубопроводов тепловых сетей
вычисляют в зависимости от их сечения и протяженности по удельным
объемам воды на 1 км трубопроводов различных диаметров в
соответствии с данными таблицы 4.2. Количество наполнений
определяется графиком работ по ремонту и испытаниям тепловых
сетей.
4.4. С учетом удельного объема воды в трубопроводах тепловых
сетей общий удельный объем воды на наполнение систем и наружных
тепловых сетей ориентировочно допускается принимать в размере
40-50 куб. м на 1 Гкал/ч суммарного расхода тепла.
4.5. Количество подпиточной воды для восполнения потерь в
системах и трубопроводах должно соответствовать величине утечек.
Годовой расход воды на подпитку составит:
Vпод. = Qпод. x n (4.3)
где:
Vпод - годовой расход воды на подпитку, куб. м;
Qпод - расчетная норма подпитки, куб. м/час;
n - число часов работы системы в отопительном сезоне.
4.6. Норма подпитки на утечки в системе отопления принимается
равной 0,75% в час от объема воды в трубопроводах тепловых сетей и
непосредственно присоединенных к ним местных систем отопления и
вентиляции зданий, т.е.:
0,75 x (Vсист + Vтс)
Gпод. = -------------------- (4.4)
100
Таблица 4.2
Удельный объем воды для наполнения трубопроводов в
зависимости от диаметра труб (куб. м/км)
------------------T------------------T------------T---------------
| Наружный диаметр|Внутренний диаметр| Толщина | Объем воды, |
|условного прохода| Dвн, (мм) |стенки, (мм)| (куб. м/км) |
| Dн, (мм) | | | |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 48 | 41 | 3,5 | 1,32 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 57 | 50 | 3,5 | 1,963 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 76 | 69 | 3,5 | 3,739 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 89 | 81 | 4 | 5,153 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 108 | 100 | 4 | 7,854 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 133 | 125 | 4 | 12,21 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 159 | 150 | 4,5 | 17,67 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 219 | 203 | 8 | 32,36 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 273 | 257 | 8 | 51,9 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 273 | 255 | 9 | 51,07 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 325 | 309 | 8 | 74,99 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 325 | 307 | 9 | 74,02 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 325 | 305 | 10 | 73,06 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 377 | 357 | 10 | 100,1 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 426 | 412 | 7 | 133,3 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 426 | 410 | 8 | 132 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 478 | 462 | 8 | 167,6 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 478 | 460 | 9 | 166,3 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 478 | 458 | 10 | 164,7 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 529 | 515 | 7 | 208,3 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 529 | 509 | 10 | 203,5 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 630 | 612 | 9 | 294,2 |
+-----------------+------------------+------------+--------------+
| 630 | 610 | 10 | 294,2 |
L-----------------+------------------+------------+---------------
4.7. Для плановых расчетов количества воды, необходимого для
выработки тепла котельными, работающими только на отопление и
вентиляцию, можно пользоваться укрупненными нормативами расхода
воды на разовое наполнение и подпитку систем отопления и наружных
тепловых сетей в расчете на 1 Гкал тепла, выработанного на
указанные нужды, в размере 0,4-0,5 куб. м/Гкал.
Расход воды считать по формуле:
V = Gуд x Qвыр (4.6)
где:
Gуд - удельная норма воды на 1 Гкал (0,4-0,5 куб. м/Гкал);
Qвыр - плановая выработка тепла, Гкал.
4.8. Общее количество воды на нужды водоподготовки, куб. м,
(в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой
энергии) определяется по формуле:
Vх.в.о.= (Vф + Vс ) х m + Vвып. (4.7)
где:
Vф - количество воды, требуемое для фильтра, куб. м,
определяется по таблице 4.3;
Vс - расход воды на приготовление соли на одну регенерацию,
куб. м, определяется по таблице 4.4;
m - количество процессов взрыхления и регенераций фильтра за
регулируемый период;
Vвып. - количество воды, выпариваемое в деаэраторе, куб. м.
Таблица 4.3
Количество воды на взрыхление и регенерацию фильтров
---------------------------------------------------------
| Количество воды, куб. м, на взрыхление и регенерацию |
| фильтров при диаметре стандартного фильтра, мм |
+----T-----T------T------T------T------T--------T-------+
|450 | 700 | 1000 | 1500 | 2000 | 2600 | 3000 | 3400 |
+----+-----+------+------+------+------+--------+-------+
| Натрий-катионитовые фильтры первой ступени |
+----T-----T------T------T------T------T--------T-------+
|2,1 | 4,8 | 9,3 | 21,3 | 45,5 | 76,0 | 101,8 | 133,2 |
+----+-----+------+------+------+------+--------+-------+
| Водородно-катионитовые фильтры |
+----T-----T------T------T------T------T--------T-------+
| - | - | 11,2 | 25,3 | 54,8 | 92,0 | 122,9 | 160,9 |
+----+-----+------+------+------+------+--------+-------+
| Натрий-катионитовые фильтры второй ступени |
+----T-----T------T------T------T------T--------T-------+
|2,3 | 5,3 | 10,3 | 23,3 | 50,4 | 74,5 | 113,1 | 147,2 |
L----+-----+------+------+------+------+--------+--------
Таблица 4.4
Расход воды на приготовление соли на одну
регенерацию, куб. м
-----------T-------------------------------------------------
| | Диаметр стандартного фильтра, мм |
| +------T-----T------T-----T----T-----T-----T-----+
|Уд. расход| 450 | 700 | 1000 |1500 |2000| 2600|3000 |3400 |
|соли qс, | | | | | | | | |
|г/г-экв | | | | | | | | |
+----------+------+-----+------+-----+----+-----+-----+-----+
| 120 |0,157 |0,362|0,705 |1,6 |3,6 | 6,0 | 8,1 |10,5 |
+----------+------+-----+------+-----+----+-----+-----+-----+
| 150 |0,197 |0,452|0,92 |2,0 |4,50| 7,55|10,1 |13,2 |
+----------+------+-----+------+-----+----+-----+-----+-----+
| 200 |0,262 |0,603|1,17 |2,66 |6,0 |10,0 |13,5 |17,6 |
L----------+------+-----+------+-----+----+-----+-----+------
Количество воды, выпариваемое в деаэраторе (при отсутствии
охладителя выпара), определяют по формуле:
Vвып.= 0,004GД x zд (4.8)
где:
GД - производительность деаэратора, куб. м/ч;
zд - продолжительность работы деаэратора в рассматриваемом
периоде, ч.
Пример расчета:
Рассчитать общее количество воды на нужды водоподготовки для
котельной, оборудованной водогрейными котлами.
Состав оборудования: три натрий-катионитовых фильтра диаметром
1000 мм. Деаэратор вакуумный ДВ-50, производительностью 50 т/ч с
охладителем выпара ОВВ-8.
Среднее количество регенераций в сутки - три.
Продолжительность отопительного периода - 254 дня.
По формуле 4.7 и таблицам 4.3, 4.4, при Vвып. = 0, находим
расход воды на нужды водоподготовки:
Vх.в.о. = (Vф + Vс) х m + Vвып. = (9,3 + 1,17) х 762 =
= 7978,14 куб. м.
где:
m = 3 регенерации х 254 дня = 762 регенераций в год.
Все исходные величины в данном примере приведены исключительно
для демонстрации порядка расчета.
4.9. Стоимость воды на выработку теплоэнергии определяется
исходя из ее потребности на разовое наполнение и подпитку системы
отопления и тепловых сетей и тарифов, утверждаемых администрациями
улусов и городов.
Стоимость холодной воды для горячего водоснабжения в
калькуляцию на выработку тепла не включается.
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
5.1. Расход электроэнергии на плановую выработку тепла
складывается из расходов на производственные и бытовые нужды.
Экот = Эсил + Эбыт (5.1)
Расход электроэнергии на производственные нужды - это
количество электроэнергии, потребляемое технологическим
оборудованием, имеющим электропривод, для выработки тепла и на
транспортирование теплоносителя от источника до потребителя
(сетевые и подпиточные насосы, тягодутьевое оборудование,
топливоподготовку, дробилку и др.).
5.2. Суммарный плановый расход электроэнергии за год на работу
технологического оборудования вычисляется по формуле:
Эсил = N1n1Ки1 + N2n2Ки2 + ... + NiniКиi (5.2)
где:
N1...Ni - мощность оборудования потребляющего электроэнергию,
кВт;
n1...ni - продолжительность работы оборудования, имеющего
электропривод, в часах;
Ки1...Киi - коэффициент спроса (определяется по табл. 5.1).
Примечание. При расчете по формуле (5.2) значение N1...Ni
является мощностью энергопотребляющего оборудования, а не
мощностью электродвигателя.
Таблица 5.1
Ориентировочные значения коэффициента спроса
-------------------------------------T-------------------
| Оборудование |Коэффициент спроса|
+------------------------------------+------------------+
|Вентиляторы, дымососы | 0,95 |
+------------------------------------+------------------+
|Насосы сетевые, питательные | 0,8 |
+------------------------------------+------------------+
|Электроосвещение | 1,0 |
+------------------------------------+------------------+
|Дробилки молотковые | 0,7 |
+------------------------------------+------------------+
|Скиповые подъемники | 0,3 |
+------------------------------------+------------------+
|Скреперные лебедки | 0,35 |
+------------------------------------+------------------+
|Питатели ленточные, барабанные, | |
|маятниковые, лотковые | 0,65 |
+------------------------------------+------------------+
|Конвейеры легкие (до 10 кВт) | 0,65 |
+------------------------------------+------------------+
|Шнеки, элеваторы, механические топки| 0,75 |
+------------------------------------+------------------+
|Вакуум-насосы | 0,7 |
+------------------------------------+------------------+
|Тепловые пункты | 0,8 |
+------------------------------------+------------------+
|Компрессоры | 0,5 |
L------------------------------------+-------------------
5.3. Расход электроэнергии на бытовые нужды включает в
основном расход на освещение помещений котельных и определяется по
количеству, мощности установленных светильников и числу часов
горения.
Эбыт = SUM (Nосн. х n) (5.3)
где:
Nосн - мощность установленных светильников, кВт;
n - число часов горения светильников.
5.4. Определение расхода электроэнергии по вышеприведенным
формулам возможно, если на котельных установлено оборудование
согласно проектным расчетам и соответствует подключенным
нагрузкам. Насосы и тягодутьевое оборудование подбирают исходя из
гидравлических расчетов сетей и газовоздушного тракта
котлоагрегатов.
5.5. При расчете тарифов расход электроэнергии можно принимать
по отчетным данным за прошлый период при условии установки
приборов учета электроэнергии на каждой котельной, но не выше
удельных норм, приведенных в таблице 5.2.
Таблица 5.2
-------------------------------T----------------------------
|Среднечасовая нагрузка на одну| Удельная норма расхода |
| котельную по присоединенным |электроэнергии на выработку|
| потребителям, Гкал/час | и транспортировку тепла, |
| | кВтч/Гкал |
+------------------------------+---------------------------+
| 1,51-2,0 | 39 |
+------------------------------+---------------------------+
| 2,01-2,5 | 37 |
+------------------------------+---------------------------+
| 2,51-3,0 | 35 |
+------------------------------+---------------------------+
| 3,01-4,0 | 32 |
+------------------------------+---------------------------+
| 4,01-6,0 | 29 |
+------------------------------+---------------------------+
| Свыше 6,01 | 26 |
L------------------------------+----------------------------
Средняя часовая нагрузка на 1 котельную определяется делением
количества реализуемой теплоэнергии на продолжительность
отопительного периода в часах.
Для маломощных котельных, не имеющих тягодутьевого
оборудования, удельная норма расхода на выработку тепла
принимается 20 кВтч/Гкал.
Для маломощных котельных, не имеющих тягодутьевого
оборудования и сетевых насосов, потребность электроэнергии
определяется только на бытовые нужды.
5.6. Стоимость электроэнергии на выработку тепла определяется
исходя из потребности и тарифов, утвержденных органами
ценообразования.
6. УСЛУГИ ТРАНСПОРТА
Стоимость услуг всех видов транспорта по доставке топлива
относится на стоимость топлива. По статье "Транспорт" учитываются
расходы по содержанию технологического транспорта (оперативный,
аварийный, механизмы для подгребки угля, удаления шлака и так
далее). Расходы по содержанию служебно-разъездного транспорта
относятся к расходам по содержанию аппарата управления. Количество
и время использования машин определяется организацией работ на
предприятии.
При использовании техники, привлекаемой со стороны, стоимость
одного машино-часа не должна превышать стоимости содержания
аналогичных машин в автотранспортных предприятиях общего
пользования.
Расходы по содержанию собственного технологического
транспорта, как правило, распределяются по статьям затрат, но в
условиях многоотраслевых хозяйств эти расходы могут собираться по
вспомогательному цеху, а на стоимость теплоэнергии относиться по
количеству часов использования и себестоимости одного машино-часа,
аналогично транспорту, привлекаемому со стороны.
Собственный транспорт общего назначения (бортовые, самосвалы,
лесовозы, автокраны и т.д.) используется для нужд теплоцеха
периодически, поэтому стоимость его определяется также по
количеству часов использования и себестоимости одного машино-часа.
Расходы по содержанию собственного транспорта общего
назначения могут полностью включаться в себестоимость выработки
теплоэнергии по соответствующим статьям затрат. В этом случае
полная себестоимость выработки теплоэнергии должна уменьшаться на
сумму доходов от услуг этих механизмов на сторону.
7. РЕМОНТНЫЙ ФОНД
7.1. Все работы выполняются на основе ремонтных программ,
утвержденных местной администрацией и Министерством жилищно -
коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия),
согласованных с Региональной энергетической комиссией Республики
Саха (Якутия).
7.2. Ремонтные программы разрабатываются на основании графиков
планово-предупредительного ремонта, составленных с учетом
требований заводов-изготовителей оборудования по срокам и объемам
проведения ремонтов, актов дефектоскопии, актов проведения
испытаний, актов территориальных органов Госгортехнадзора и
Энергонадзора.
7.3. Предприятие ежемесячно формирует резерв средств на
ремонтный фонд на счете номер 89 "Резерв предстоящих расходов и
платежей".
Профилактический и аварийный ремонт производится силами
эксплуатационного персонала и по статье "Ремонтный фонд" не
учитывается. Фактические расходы распределяются по соответствующим
статьям затрат.
Исполнителями работ за счет средств ремонтного фонда могут
быть как привлекаемые организации, так и работники данного
предприятия.
Для выполнения работ с подрядчиком заключается договор
согласно смете в текущем уровне цен, утвержденной инвестором.
При выполнении работ собственными силами средства ремонтного
фонда расходуются на оплату труда, приобретение материалов и
оборудования, необходимых для ремонта или замены изношенных
зданий, энергетического оборудования котельных и тепловых сетей.
7.4. Объем выполненных работ оформляется актом формы 2,
справкой N 3, составленными в соответствии с Методическими
указаниями по определению стоимости строительной продукции на
территории Российской Федерации МДС 811.99 и Порядком по
определению цены на строительную продукцию при взаимозачетах между
заказчиком и подрядчиком в Республике Саха (Якутия), утверждаемым
Министерством строительства Республики Саха (Якутия), затем после
окончания ремонта объекта составляется акт приемки выполненных
работ в целом на объект. На сумму выполненных работ, независимо от
способа проведения ремонта (хозяйственный или подрядный способ),
дебетуется счет номер 89 "Резерв предстоящих расходов и платежей".
8. Расчет тарифа производится по формам, утвержденным
Региональной энергетической комиссией Республики Саха (Якутия).
|
