Приложение. Методические указания по определению технических показателей при расчете тарифов на тепловую энергию

Приложение

к постановлению 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 Республики Саха (Якутия) 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 РС(Я) от 24.08.2000 N 450.

ГАРАНТ:

Видимо в тексте документа допущена ошибка. Вместо слов "24.08.2000" следует читать "24.08.2001"

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:

Т = (С + П) / 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.= 0,4МПа (4кгс/см2);

Диаметр телопровода, через который осуществляется слив сетевой воды - 15 мм;

Плотность сетевой воды =1000кг/м3;

Принятый для расчета коэффициент расхода (утечки) сетевой воды ?=1;

Средняя температура теплоносителя за отопительный период при температурном графике 95/70 0С t=650С;

Количество суток в году, необходимых для обогрева канализации n = 227 суток.

По имеющимся исходным данным определяем потерю напора в теплопроводе:

/\Н = (Ризб.х g х10000)/ (q х g ) = (4 х 9,81 х 104)/(1000 х 9,81) = 40 м.вод.ст.,

где:

g = 9,81;

Оттуда утечка сетевой воды в 1 секунду составляет:

Gут.= p х m х F2 х10-4v2 х g х /\Н ,

где:

F- площадь отверстия, через которое происходит истечение сетевой воды;

F=D2/4, где

= 3,14;

D - диаметр окружности.

Gут.= 1000 х 1 х 0,22 х 10-4 v2 х 9,81 х 40 = 0,112кг/с=0,403т/ч.

Определяем размер утечки за сутки:

Gут.1= 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:

Qут.= Gут.1 х t х 10-6 , Гкал

Qут.сут.= 9676,8 х 65 х 10-6 = 0,63 Гкал.

Находим годовой расход тепла на нужды прогрева трубопровода канализации:

Qут.год.= Qут.сут. х n = 0,63 х 227 =143,01Гкал.

Все исходные величины в данном примере приведены исключительно для демонстрации порядка расчета.

(методика принята по Ф.М.Фролов "Эксплуатация водяных систем теплоснабжения", Москва, 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), (1.2) ккал/час

q от общ.зд. - удельный расход тепла на отопление общественных зданий, ккал/ м3.ч.0С;

V - строительный объем здания по наружному обмеру, м3;

tвн - расчетная температура воздуха отапливаемых помещений, оС;

tср.от - средняя температура наружного воздуха за отопительный период, оС;

Годовая потребность в тепле для общественных и производственных зданий определяется по формуле:

Qот.год = Qот.час x 24 x nо x 10-6, 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 1м2 общей площади при расчетной температуре наружного воздуха, Гкал/ м2.;

F- общая площадь жилых зданий, м2.

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

Климатические зоны, наименование улуса	Этажность	Нормативный расход тепла в Гкал на 1 м2 общей площади	Примечание
1	2	3	4
1 зона Алданский Олекминский Ленский Нерюнгринский	Одноэтажное 2-этажное 4-этажное свыше 4-х этажей	0,562 0,456 0,371 0,339	Нормативы расхода тепла (в Гкал) на 1м2 общей площади определены на основе "Методики нормирования расхода тепла и топлива на отопление и горячее водоснабжение",
2 зона Сунтарский Мирнинский Нюрбинский Вилюйский Верхневилюйский	Одноэтажное 2-этажное 4-этажное свыше 4-х этажей	0,569 0,461 0,376 0,343	утвержденной постановлением Совета Министров ЯАССР от 22.04.86 N 186 и СниПа 2.04.05-91 "Отопление, вентиляция и кондиционирование"
3 зона Хангаласский Мегино-Кангалас- ский Кобяйский Намский Горный Амгинский Усть-Майский Якутск	Одноэтажное 2-этажное 4-этажное свыше 4-х этажей	0,582 0,472 0,385 0,351
4 зона Нижнеколымский Томпонский Верхнеколымский Среднеколымский Чурапчинский Усть-Алданский Жиганский Абыйский Таттинский	Одноэтажное 2-этажное 4-этажное свыше 4-х этажей	0,636 0,515 0,420 0,384
5 зона Оленекский Усть-Янский Анабарский Верхоянский Аллаиховский Булунский Момский Оймяконский Эвено-Бытантайс- кий	Одноэтажное 2-этажное 4-этажное свыше 4-х этажей	0,671 0,544 0,444 0,405

Таблица 1.2

Удельные отопительные характеристики общественных зданий
ккал/м3.ч. 0С

Объем зданий по наружному обмеру, м3	Удельные отопительные характеристики	Объем зданий по наружному обмеру, м3	Удельные отопительные характеристики
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

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:

Срок ввода зданий в эксплуатацию	Коэффициент
Май-июнь	1,12
Июль-август	1,2
Сентябрь	1,25
Период отопительного сезона	1,35

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 10-6,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:

Q г.в.год = a x N x [(55 - tхз) x nо + 0,8(350 - nо)х(55 - tхл)]х 10-6, Гкал (1.6)

где:

а - норма расхода воды при температуре 550С 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 (+) 50С;

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 (+) 90С;

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; Методические указания по определению расхода топлива, электроэнергии, воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных энергетических предприятий (АКХ им. Памфилова), утвержденные 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 м2.

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 м3.

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 0С (приложение N 16 стр. 101; РМ-1)

tср.от - (-18,80С) (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. + Q сн (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.= b х qн х L (2.3)

где:

Qпод - 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 табл. 2.1);

qн - удельная норма потерь тепла в тепловых сетях, ккал/м час (по данным табл. 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

Способ прокладки тепловых сетей	Коэффициент при Dу
	до 150 мм	свыше 150 мм
Надземный	1,2	1,15
В тоннелях и каналах	1,2	1,15
Бесканальный	1,15	1,15

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 10-6, 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 0С приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2.

Нормы потерь тепла изолированными трубопроводами тепловых
сетей надземной прокладки при расчетной среднегодовой
температуре окружающего воздуха -10 0С

Наружный диаметр труб, мм	Удельные тепловые потери, ккал/(м.ч.)
	для обратной линии при tп/ср = 50 0С	для подающей при tп/ср= 65 0С	суммарные при tср = 65 0С	для подающей линии при tп/ср = 75 0С	суммарные при tср = 75 0С	для подающей линии при tп/ср= 90 0С	суммарные при tср = 90 0С
48 57 76 89 108 133 159 194 219 273 325 377 426 476 529 630	18 21 23 26 28 32 36 40 43 50 57 64 70 76 82 95	22 25 27 31 34 39 43 48 52 60 68 76 83 90 97 112	40 46 50 57 62 71 79 88 95 110 125 140 153 166 179 207	24 28 31 35 39 43 48 54 59 67 75 84 91 99 107 123	42 49 54 61 67 75 84 94 102 117 132 148 161 175 189 218	28 32 36 40 45 50 55 62 68 77 86 96 104 112 122 138	46 53 59 66 73 82 91 102 111 127 143 160 174 188 204 234

Тепловые потери в сетях при надземной прокладке для других среднегодовых температур наружного воздуха определяются умножением расчетных значений теплопотерь при -10 0С 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 0С

Средняя температура теплоносителя	Среднегодовая температура наружного воздуха
	-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

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:

Составляющие расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной	Нормативы расхода тепла по элементам затрат, фактической тепловой нагрузки котельной
	Газообразное топливо	Слоевое и факельно-слоевое сжигание	Жидкое топливо
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 химводо-очистки, деаэрации; отопление и хо-зяйственные нужды котельной; поте-ри с излучением тепла паропровода-ми, 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

Примечание:

1. Нормативы установлены при следующих показателях:

величина продувки котлов производительностью 10т/ч - 10%; свыше 10т/ч - 5%;

возврат конденсата 90-95%;

температура возвращаемого конденсата 90 0С;

температура добавочной химически очищенной воды 5 0С;

марка мазута М100, подогрев мазута от 5 до 105 0С.

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 10-6

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 10-6 = 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 таб. 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 10-3 (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 определяется по формуле:

     Ьусл= 142,8/hк.бр                             (3.2)

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)

Тип и марка котлов	КПД котлов по видам потребляемого топлива, %
	Газ	Дизтопливо	Каменный уголь	Бурый уголь	Сырая нефть	Дрова
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 Братск-1Г	- 90,3	- -	75 -	68 -	- -	- -
КВ-Г-4-150 КВ-ГМ-4-150 КВ-Г-6,5-150 КВ-ГМ-6,5-150 КВ-ГМ-10-150 КВ-ГМ-20-150 КВ-ГМ-30-150	92,2 93,9 92,2 94,1 92 89 89	- - - - - - -	- - - - - - -	- - - - - - -	- 90,4 - 90,2 88 87 87	- - - - - - -
КВм-0,63К	-	-	81	-	-	-
ДКВР 2,5/13 ДКВР 4/13 ДКВР 6,5/13 ДКВР 10/13 ДКВР 20/13	90,1 90,6 91,2 91,3 92,1	- - - - -	- - - - -	- - - - -	- - - - -	- - - - -
ТВГ-8М ТВГ-1,5 ТВГ-2,5 ТВГ-4Р	90,3 88 88,6 90,5	- - - -	- - - -	- - - -	- - - -	- - - -
ПТВМ-30М ПТВМ-50 ПТВМ-100	91 89,6 88,6	- - -	- - -	- - -	- - -	- - -
ДЕ-4-14ГМ (Е-4-14ГМ) ДЕ-6,5-14ГМ ДЕ-10,16,25-14ГМ	90,3 90,7 92	- - -	- - -	- - -	88,19 88,73 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 Е-6,5-14ГМ (ДЕВ-..-..) Е-10-14ГМ Е-10-14-225М Е-16-14ГМ Е-16-14-225ГМ Е-25-14ГМ	91 91 92 92 93 92 92	89,76 89,76 89 89 89 89 89	- - - - - - -	- - - - - - -	89,6 89,8 91 90,8 90,9 90 91	- - - - - - -
КЕ-2,5 КЕ-4 КЕ-6,5 КЕ-10 КЕ-25	- - - - -	- - - - -	82 82 82 82 87	- - - - -	- - - - -	- - - - -
"Кировец"	-	-	69	-	-	-
Жаротрубные котлы RFW 3000,АВВА.	90	89	-	-	88	-

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)

Топливо	Переводной коэффициент
	Средняя теплотворная способность	условного топлива в натуральное	натурального топлива в условное
Уголь, ккал/кг
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
Верхнеаркагалинс- кий	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
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/м3
Магистральный газопровод Кысыл-Сыр-Мастах- Якутск	8500	0,824	1,214
Усть-Ботуобинское месторождение	7800	0,897	1,114
Газ сжиженный (на 1т)	10990	0,637	1,57
Дрова, а) тыс.ккал/пл.м3
Дрова (в среднем для всех пород)	1860	3,763	0,266*
Дрова, б) тыс.ккал/скл.м3
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*

"*" - Коэффициент перевода плотных и складочных м3 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).

Удельный расход условного топлива: 142,8/0,71 = 201,1 кг у.т.

Потребности топлива: условного 12000 x 201,1x 10-3 = 2413,2 т;

натурального 2413,2 x 1,295 = 3125,1 т;

с учетом норм естественной убыли (3125,1 x 100)/(100 - 1,7) = 3179,1 т.

Оптовая цена угля 5207 руб/т на условиях франкоборт судна.

Провозные платежи Джебарики - Верхневилюйск: 7795 рублей.

Выгрузка в Верхневилюйске: 1198 рублей.

Хранение на складе, погрузка в автомашину, доставка до котельной 3590 рублей.

Итого стоимость 1 тонны угля 17790 рублей.

Стоимость угля на годовую потребность 3179,1 x 17790 = 56556,2 тыс. рублей.

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, м3;

Vт.с. - наполнение тепловых сетей, м3;

Vпод.от. - расходы на подпитку систем отопления, м3;

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, м3;

Qр - расчетная тепловая нагрузка системы теплопотребления, Гкал/час;

Vуд - удельный объем воды м3час/Гкал, определяемый в зависимости от характеристики системы и расчетного графика температур по таблице 4.1.

Таблица 4.1

Характеристики теплопотребляющей системы	Удельный объем воды (м3ч/Гкал) при перепаде температур в системе теплопотребления
	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

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 м3 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, м3;

Qпод - расчетная норма подпитки, м3/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.:

Gпод. = 0,75 x (Vсист + Vтс)/100 (4.4)

Таблица 4.2

Удельный объем воды для наполнения трубопроводов
в зависимости от диаметра труб (м3 /км)

Наружный диаметр условного прохода Dн, (мм)	Внутренний диаметр Dвн, (мм)	Толщина стенки, (мм)	Объем воды, (м3/км)
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

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 м3/Гкал.

Расход воды считать по формуле:

V = Gуд x Qвыр (4.6)

где:

Gуд - удельная норма воды на 1 Гкал (0,4-0,5 м3/Гкал);

Qвыр - плановая выработка тепла, Гкал.

4.8. общее количество воды на нужды водоподготовки, м3, (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, м3, определяется по таблице 4.3;

Vс - расход воды на приготовление соли на одну регенерацию, м3, определяется по таблице 4.4.

m - количество процессов взрыхления и регенераций фильтра за регулируемый период;

Vвып. - количество воды, выпариваемое в деаэраторе, м3;

Таблица 4.3

Количество воды на взрыхление и регенерацию фильтров

Количество воды, м3, на взрыхление и регенерацию фильтров при диаметре стандартного фильтра, мм
450	700	1000	1500	2000	2600	3000	3400
Натрий - катионитовые фильтры первой ступени
2,1	4,8	9,3	21,3	45,5	76,0	101,8	133,2
Водородно - катионитовые фильтры
-	-	11,2	25,3	54,8	92,0	122,9	160,9
Натрий - катионитовые фильтры второй ступени
2,3	5,3	10,3	23,3	50,4	74,5	113,1	147,2

Таблица 4.4

Расход воды на приготовление соли на одну регенерацию, м3

Уд.расход соли qс, г/г-экв	Диаметр стандартного фильтра, мм
	450	700	1000	1500	2000	2600	3000	3400
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

Количество воды, выпариваемое в деаэраторе (при отсутствии охладителя выпара), определяют по формуле:

Vвып.= 0,004GД x zд (4.8)

где:

GД - производительность деаэратора, м3/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 50т/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 м3

где:

m = 3 регенерации х 254 дня =762 регенерации 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.ч.;

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

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

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 = Nосн x 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 соответствующее 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

Среднечасовая нагрузка на одну котельную по присоединенным потребителям, Гкал/час	Удельная норма расхода электроэнергии на выработку 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

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 шкала и т.д.). 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, утвержденном 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, составленных 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), утверждаемого Министерством строительства и архитектуры 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).