Библиотека
Скачать PDF

Постановление ФЭК РФ от 14.05.2003 № 37-э/1

Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации · № 37-э/1 от 14.05.2003Утратил силу 14.05.2003

«О внесении изменений и дополнений в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные Постановлением Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. № 49-э/8»

(Зарегистрировано в Минюсте РФ 25.06.2003 № 4822)

Внимание

Утратил силу в связи с изданием Приказа ФСТ РФ от 06.08.2004 № 20-э/2. Документ утратил силу в связи с изданием Приказа ФСТ РФ от 06.08.2004 № 20-э/2.

Зарегистрировано в Минюсте РФ 25 июня 2003 г. № 4822

ФЕДЕРАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 14 мая 2003 г. № 37-э/1

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ, УТВЕРЖДЕННЫЕ ПОСТАНОВЛЕНИЕМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМИССИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОТ 31 ИЮЛЯ 2002 Г. № 49-Э/8

Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации постановляет:

1. Внести в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные Постановлением Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. № 49-э/8, изменения и дополнения по перечню согласно приложению.

2. Установить, что настоящее Постановление вступает в силу в установленном порядке.

Председатель Федеральной
энергетической комиссии
Российской Федерации
Г.КУТОВОЙ

Приложение
к Постановлению ФЭК России
от 14 мая 2003 г. № 37-э/1

ПЕРЕЧЕНЬ
ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ, ВНОСИМЫХ
В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ
ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ
НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ, УТВЕРЖДЕННЫЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
КОМИССИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ОТ 31 ИЮЛЯ 2002 Г. № 49-Э/8

1. Пункт 2 изложить в следующей редакции:

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

2. Подпункт 5.2 пункта 5 дополнить абзацем:

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

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

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

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

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

5. Абзац два пункта 11 изложить в следующей редакции:

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

6. Пункт 11 перед абзацем три дополнить абзацем:

«- в соответствии с учетной политикой, принятой в организации;»;

7. Абзац двадцать пункта 12 дополнить словами:

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

8. Дополнить пункт 12 абзацами:

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

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

9. Абзац восемь пункта 13 изложить в следующей редакции:

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

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

«и гаражно-строительных»;

11. Дополнить пункт 17 абзацем:

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

12. Абзац 19 пункта 16 изложить в следующей редакции:

«Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по четырем уровням напряжения:»

  • высокое (110 кВ и выше);
  • среднее первое (35 кВ);
  • среднее второе (20-1 кВ);
  • низкое (0,4 кВ и ниже);»;

13. Дополнить пункт 18 абзацами:

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

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

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

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

14. Пункт 21 изложить в следующей редакции:

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

15. Дополнить пункт 28 абзацем:

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

16. Пункт 30 изложить в следующей редакции:

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

17. Пункт 31, подпункты 31.1, 31.2 и 31.3 пункта 30 изложить в следующей редакции:

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

  • ставка платы за электрическую энергию:

        Зтопл + ВН + К x Пэ

Тэ = --------------------- (руб./тыс. кВт.ч), (14) Эотп

  • ставка платы за электрическую мощность

        НВВэ - К x Пэ - Зтопл - ВН

Тм = ---------------------------- (руб./МВт мес.), (15) Nуус x М

где:

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

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

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

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

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

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

М — число месяцев в периоде регулирования.»;

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

«СЦТ»;

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

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

21. Пункт 36 изложить в следующей редакции:

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

36.1 Ставка платы за тепловую энергию:

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

                               тэ
                          П

     тэ                          s,k
    Т    = b    x Ц  x 1E(-3) + ---- (руб./Гкал)              (16)
     s,k    s,k    s            Q
                             s,k

  • по i-му источнику горячей воды

                            тэ
                       П

     тэ                       i
    Т   = b  x Ц  x 1E(-3) + --- (руб./Гкал)                  (17)
     i     i    i            Q
                          i

где:

    b   ,  b   - удельные  расходы  условного  топлива на тепловую
     s,k    i
энергию, отпускаемую соответственно в паре k-й  ступени параметров

s-м источником и в горячей воде i-м источником, кг у.т./Гкал;

    Q   ,   Q    -  количество   тепловой   энергии,   отпускаемой
     s,k     i
соответственно  s-м   источником  в паре k-й  ступени параметров и

i-м источником в горячей воде, тыс. Гкал;

    Ц ,  Ц  - цена условного топлива, используемого соответственно
     s    i

s-ым и i-ым источниками тепла, руб./т у.т.;

     тэ     тэ
    П   , ПР   - части прибыли  ЭСО  по  отпуску  тепла, относимые
     s,k    i
соответственно на Q    и Q , тыс. руб.
                   s,k    i

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

            Т    m   L   тэ             r   n   тэ
         НВВ  - SUM SUM(T    x Q   ) - SUM SUM(T   x Q )
 тм             s=1 k=1  s,k    s,k    j=1 i=1  i     i
Т     = ------------------------------------------------- x
 Эn м             m   L         r   n
                (SUM SUMp    + SUM SUMp ) x M
                 s=1 k=1 s,k   j=1 i=1 i

x 1E3, руб. в месяц/(Гкал/ч)                                  (18)

где:

   Т

НВВ — необходимая валовая выручка ЭСО (ПЭ) по отпуску тепловой энергии в паре и горячей воде, тыс. руб.;

    P   ,  P  - соответственно расчетные (присоединенные) тепловые
     s,k    i
мощности  (нагрузки)  s-oro  источника  в теплоносителе "пар"  k-й
ступени   параметров  и i-го  источника  в теплоносителе  "горячая

вода», Гкал/ч;

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

n, r — количество соответственно источников горячей воды в СЦТ и СЦТ в ЭСО.»;

22. Пункт 37 исключить;

23. Пункт 38 изложить в следующей редакции:

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

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

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

«год»;

26. В пункте 46 слова «узлам теплоснабжения» заменить на:

«СЦТ»;

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

«на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;»

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

28. Пункт 50 изложить в следующей редакции:

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

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

29. Пункт 51 изложить в следующей редакции:

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

30. Абзац первый пункта 52 изложить в следующей редакции:

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

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

                      Усн11

«НВВсн11 = НВВсети x ------ (29.1) SUMY»

                    Усн1

НВВсн1 = НВВсети x ------ (29)»; SUMY

32. Абзац шестой пункта 53 изложить в следующей редакции:

"НВВвн       расчетный  объем    необходимой    валовой   выручки,
НВВсн1       обеспечивающий компенсацию экономически  обоснованных
НВВсн11      расходов   на осуществление деятельности по  передаче
НВВнн        электрической  энергии  по  сетям  высокого, среднего
             первого,   среднего  второго  и  низкого   напряжения
             соответственно,  и  покрытия  прибыли, относящейся на
         данный уровень напряжения (тыс. руб.)";

33. Абзац восьмой пункта 53 изложить в следующей редакции:

"Увн -       суммы условных единиц по  оборудованию,  отнесенных к
Усн1         соответствующим уровням   напряжения,  определенные в
Усн11        соответствии с Приложением 2.

Унн»;

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

    "-   плата   за   услуги  по  содержанию  электрических  сетей
соответствующего уровня (диапазона) напряжения в расчете на МВт  в
месяц заявленной (расчетной) мощности  потребителя  (покупателя  -
                                         сод       сод        сод
другой энергоснабжающей организации) (Т     ,  Т      ,  Т       ,
                                       вн       сн1       сн11

сод Т — руб./МВт.ч)»; нн - оплата технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям соответствующего уровня напряжения

    пот      пот       пот     пот
(Т     , Т      , Т       , Т      - руб./МВт.ч)";
  вн      сн1      сн11      нн

35. Пункт 55 изложить в следующей редакции:

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

Высокое напряжение 110 (60) кВ

             НВВ

 сод                вн
Т    = ---------------------------                            (31)
 вн      отп         альфавн
        N    x (1 - ---------) x М
         вн            100

Часть  НВВ  ,   учитываемая  при  расчете  тарифов на передачу для
      вн

сетей среднего напряжения

         сн            сод    по
ДельтаНВВ   = НВВ   - Т    x N   x М
         вн      вн    вн     вн

в том числе: сод

  • часть, учитываемая при расчете Т сн1
                                        отп    пост
                                       N    - N
         сн1            сн              сн1    сн1
ДельтаНВВ    = ДельтаНВВ   x ----------------------------------
         вн             вн    отп    отп        пост    пост
                             N    + N        - N     - N
                              сн1    сн11/вн    сн1     сн11/вн
                              сод
  • часть, учитываемая при расчете Т сн11
                                       отп        пост
                                      N        - N
         сн11            сн            сн11/вн    сн11/вн
ДельтаНВВ     = ДельтаНВВ   x -----------------------------------
         вн              вн     отп    отп        пост    пост
                               N    + N        - N     - N
                                сн1    сн11/НВ    сн1     сн11/вн

             сн11            сн            сн1
или ДельтаНВВ     = ДельтаНВВ   - ДельтаНВВ
             вн              вн            вн

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

                         сн1

           НВВ      ДельтаНВВ
 сод          сн1 +          вн
Т    = -----------------------------                          (32)
 сн1                 альфа
         отп              сн1
        N    x (1 - ---------) x М
         сн1           100

         сн11                     сн1    сод    по
ДельтаНВВ     = НВВ    + ДельтаНВВ    - Т    x N    x М
         сн1       сн1            вн     сн1    сн1

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

                                сн11            сн11
             НВВ     + ДельтаНВВ     + ДельтаНВВ
 сод            сн11            вн              сн1
Т     = -----------------------------------------------     (32.1)
 сн11                                  альфа
          отп        отп                    сн11
        (N        + N        ) x (1 - -----------) x М
          сн11/вн    сн11/сн1             100

         нн                        сн11            сн11
ДельтаНВВ     = НВВ     + ДельтаНВВ     + ДельтаНВВ     -
         сн11      сн11            вн              сн1

   сод     по
  • Т x № x М сн11 сн11

Низкое напряжение ниже 1 кВ

                        нн

          НВВ   +  ДельтаНВВ
 сод         нн             сн11
Т    = ----------------------------                           (33)
 нн                  альфа
         отп              нн
        N    x (1 - ---------) x М
         нн            100

где:

 отп    отп   отп     отп
N   ,  N   , N    ,  N    -    мощность,    отпускаемая   в   сеть
 вн     сн1   сн11    нн
высокого,  среднего  (первого 1 и второго  11 уровней напряжения),

низкого напряжения;

 отп       отп
N       , N         -  мощность, отпускаемая  в  сеть СН11 из сети
 сн11/вн   сн11/сн1

ВН и СН1;

 по   по    по     по
N  , N   , N    , N     - полезный отпуск  мощности  потребителям,
 вн   сн1   сн11   сн11

получающим электроэнергию от сетей ВН, СН1, СН11, и НН;

 пост   пост   пост
N    , N    , N     - поставка мощности в сети ВН, СН1, СН11;
 вн     сн1    сн11

альфа  ,  альфа   ,  альфа    ,  альфа    -   нормативы  потерь  в
     вн        сн1        сн11        нн

электрических сетях ВН, СН1, СН11 и НН;

   вн       сн1
НВВ    , НВВ      -  необходимая   валовая   выручка   сети  СН11,
   сн11     сн11

подключенной к сети ВН и СН1;

         сн1             сн11             сн11            нн
ДельтаНВВ   ,   ДельтаНВВ    ,   ДельтаНВВ    ,  ДельтаНВВ       -
         вн              вн               сн1             сн11
часть  необходимой  валовой выручки сети более высокого напряжения
(нижний  индекс),  учитываемая  при  расчете  тарифа  на  передачу

смежной сети меньшего напряжения (верхний индекс).

М — количество месяцев в периоде регулирования.»;

36. Пункт 56 изложить в следующей редакции:

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

       сод.э       сод
    Т        = (Т     ) / h                                   (34)
     вн          вн        вн

        сод.э        сод
    Т         = (Т      ) / h                               (35.1)
     сн1          сн1        сн

         сод.э         сод
    Т          = (Т       ) / h                             (35.2)
     сн11          сн11        сн

       сод.э       сод
    Т        = (Т     ) / h                                   (36)
     нн          нн        нн

где:

   сод.э        сод.э       сод.э       сод.э
Т       ,   Т        , Т         ,   Т          -     плата     за
 вн          вн1        сн11          нн

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

h  ,  h   ,    h    ,   h      -   среднегодовое    число    часов
 вн    сн1      сн11     нн
использования   заявленной   (расчетной)   мощности  одноставочных
потребителей  (покупателей, других ЭСО), получающих электроэнергию

на соответствующем диапазоне напряжения.»;

37. Пункт 57 изложить в следующей редакции:

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

Высокое напряжение 110 (60) кВ

                  пот
                 З

     пот              вн
    Т    = ------------------------                           (37)
     вн                  альфа
             отп              вн
            Э    x (1 - ---------)
             вн            100
                     альфа

     пот    эс    отп         вн
где З    = Т   x Э    x ---------
     вн           вн       100

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

                   пот
                  З

     пот               сн1
    Т    = --------------------------                         (38)
     сн1                 альфа
             отп              сн1
            Э    x (1 - ----------)
             сн1           100
                      альфа

      пот    эс    отп         сн1           сн1
где: З    = Т   x Э    x ---------- + ДельтаЗ
      сн1          сн1      100              вн

                                              сн1    пост
                                             Э    - Э
       сн1     пот    пот    по               вн     сн1
ДельтаЗ    = (З    - Т    x Э  ) x ------------------------------
       вн      вн     вн     вн      сн1    сн11    пост    пост
                                    Э    + Э     - Э     - Э
                                     вн     вн      сн1     сн11

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

             пот
            З

 пот             сн11
Т     = ----------------------------,                         (39)
 сн11                  альфа
          отп               сн11
         Э     x (1 - -----------)
          сн11            100

      отп     сн11    сн11    пост
где: Э     = Э     + Э     + Э
      сн11    вн      сн1     сн11
                   альфа

 пот     эс    отп          сн11           пот
З     = Т   x Э     x ----------- + ДельтаЗ
 сн11          сн11       100

       пот          сн11          сн11
ДельтаЗ    = ДельтаЗ     + ДельтаЗ     =
                    вн            сн1

     пот    пот    по           сн1      пот    пот    по
= [(З    - Т    x Э  ) - ДельтаЗ   ] + [З    - Т    x Э   )
     вн     вн     вн           вн       сн1    сн1    сн1

Низкое напряжение ниже 1 кВ

               пот
              З

 пот               нн
Т    = -------------------------,                             (40)
 нн                  альфа
         отп              нн
        Э    x (1 - ---------)
         нн            100
                      альфа

      пот    эс    отп         нн           пот
где: З    = Т   x Э    x --------- + ДельтаЗ
      нн           нн       100             сн11

       пот     пот     пот     по
ДельтаЗ     = З     - Т     x Э
       сн11    сн11    сн11    сн11

 отп    отп    отп    отп
Э   ,  Э   ,  Э    , Э      -   суммарный  плановый (расчетный) на
 вн     сн1    сн11   нн
предстоящий  период  регулирования  отпуск  электроэнергии  в сеть
высокого,   среднего   (первого   и  второго   уровня)   и низкого

напряжения, млн. кВт.ч;

 пост    пост    пост
Э    ,  Э    ,  Э       -    плановая     (расчетная)     поставка
 вн      сн1     сн11
электроэнергии    в   сеть    высокого    и  среднего   напряжения
непосредственно  от генерирующих источников,  а также с ФОРЭМ и от

других внешних поставщиков, млн. кВт.ч;

 сн1    сн11    сн11
Э   ,  Э    ,  Э     - расчетный поток электроэнергии из  сети  ВН
 вн     вн      сн1

в сеть СН1 и СН11, а также из сети СН1 в сеть СН11, млн. кВт.ч;

альфа  ,     альфа   ,     альфа    ,     альфа      -   нормативы
     вн           сн1           сн11           нн
технологического  расхода  (потерь)  электрической  энергии  на ее

передачу по сетям ВН, СН1, СН11, НН соответственно, %;

 пот    пот    пот     пот
З   ,  З   ,  З    ,  З    - расходы на оплату  потерь   в   сетях
 вн     сн1    сн11    нн

соответствующего уровня напряжения, тыс. руб;

       сн1          сн11          сн11           нн
ДельтаЗ   ,  ДельтаЗ    ,  ДельтаЗ    ,   ДельтаЗ       -    часть
       вн           сн1           сн1            сн1
затрат  на  оплату  потерь сетей более высокого напряжения (нижний
                                  пот

индекс), учитываемая при расчете Т для смежных сетей более низкого напряжения (верхний индекс), тыс. руб.;

эс

Т — средневзвешенный тариф (цена) 1 МВт.ч потерь, руб./МВт.ч»;

38. Абзац первый пункта 58 изложить в следующей редакции:

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

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

                   сод э       пот
    "Тусл сн = Т         + Т                                (42.1)
                сн1         сн1

                   сод э        пот
    Тусл сн = Т          + Т                              (42.2)";
               сн11         сн11

40. Пункт 60 исключить;

41. Пункт 61 изложить в следующей редакции:

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

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

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

  • за часть электрической энергии, получаемой с шин генераторного напряжения — как для потребителя (покупателя, другой ЭСО), подключенного непосредственно к шинам генераторного напряжения одной или нескольких электростанций производителя энергии;
  • за остальную часть электрической энергии, полученной потребителем (покупателем, другой ЭСО) из общей сети — с учетом:

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

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

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

42. Пункт 62 изложить в следующей редакции:

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

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

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

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

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

  • расходы на эксплуатацию тепловых сетей;
  • расходы на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).

Расходы на эксплуатацию тепловых сетей должны обеспечивать:

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

  • безопасную эксплуатацию тепловых сетей;

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

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

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

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

    1. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии Т в виде одноставочного тарифа на передачу по тепловым сетям передi единицы тепловой мощности производится по формуле:

           т
  НВВ
     сети

    Т       = ---------,                                      (46)
     передi     Pi x М

где:

Т — плата за услуги по передаче тепловой энергии передi (руб./Гкал/час в мес.); т

НВВ — необходимая валовая выручка теплосетевой сети организации на регулируемый период по оказанию услуг по передаче тепловой энергии в паре или в горячей воде, тыс. руб.;

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

М — продолжительность периода регулирования, мес.

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

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

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

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

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

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

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

66.4. Расходы на компенсацию указанных в подпункте 66.3 потерь и затрат ресурсов определяются по действующим тарифам и ценам на каждый из видов ресурсов, получаемых по договорам с поставщиками (производителями), или по расходам на их производство в тех случаях, когда ЭСО, наряду с оказанием услуг по передаче тепловой энергии и теплоносителя, осуществляет производство данных ресурсов с последующим их потреблением в процессе передачи тепловой энергии. Количественные значения приведенных выше технологических затрат и потерь ресурсов определяются по утвержденным в установленном порядке эксплуатационным показателям (энергетическим характеристикам) тепловых сетей в соответствии с Приложением № 3 к Методическим указаниям.»;

44. Дополнить пункт 69 абзацами:

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

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

от 6000 до 7000 часов;

от 5000 до 6000 часов;

от 4000 до 5000 часов;

от 3000 до 4000 часов;

от 2000 до 3000 часов.»;

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

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

47. Формулу (94) пункта 71 заменить на:

       эг     э
    "ТВ    = Т    x (SUMЭотпs - Эотп1)";
       2-4    2-4     s

48. В пункте 73 слова: «в элементе „прочие“» исключить;

49. Пункт 77 изложить в следующей редакции:

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

эо Т по формуле: j

       Т

     эо     Mj       э
    Т   = ------- + T ,                                      (105)
     j     h         j
        maxj

где h — годовое число часов использования заявленной maxj

мощности.   Для  диапазонов  годового  числа  часов  использования
заявленной   мощности  применяются  следующие  расчетные  значения
h    :

maxj

от 6000 до 7000 часов — 6500;

от 5000 до 6000 часов — 5500;

от 4000 до 5000 часов — 4500;

от 3000 до 4000 часов — 3500;

от 2000 до 3000 часов — 2500.»;

50. Абзац второй пункта 78 после слов «в ОАО „СО — ЦДУ ЕЭС“» добавить:

«информации»;

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

52. Пункт 78 дополнить абзацами:

«Допускается производить дифференциацию тарифов на электрическую энергию по двум зонам суток — „день“ и „ночь“. При расчете данных тарифов используют следующие соотношения:»

            Тдень Эдень + ТнЭн

Тэгк(ср) = --------------------, (109.1) Эпол

где:

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

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

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

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

         Тэгк(ср) Эпол + ТнЭн

Тдень = -------------------- (109.2)»; Эдень

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

«в соответствии с законодательством Российской Федерации»;

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

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

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

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

57. Подпункт 81.1 пункта 81 дополнить абзацем:

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

58. Таблицу П1.3 изложить в следующей редакции:

«Таблица № П1.3»

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

№ п/пПоказателиЕд. изм.Базовый периодПериод регулирования
ВНСН1СН1ННВсегоВНСН1СН1ННВсего
12345678910111213
1Технические потеримлн. кВт.ч
1.1.Потери холостого хода в трансформаторах (а x б x в)млн. кВт.ч
аНорматив потерькВт/МВА
бСуммарная мощность трансформаторовМВА
вПродолжительность периодачас
1.2.Потери в БСК и СТК (а x б)млн. кВт.ч
аНорматив потерьтыс. кВт.ч в год/шт
бКоличество БСК и СТКшт.
1.3.Потери в шунтирующих реакторах (а x б)млн. кВт.ч
аНорматив потерьтыс. кВт.ч в год/шт
бКоличество реакторовшт.
1.4.Потери в СК и генераторах, работающих в режиме СК, всегомлн. кВт.ч
1.4.1Потери в СК номинальной мощностью ________ Мвар (а x б)млн. кВт.ч
аНорматив потерьтыс. кВт.ч в год/шт.
бКоличество СКшт.
1.4.2Потери в СК номинальной мощностью ________ Мвар (а x б)млн. кВт.ч
аНорматив потерь
бКоличество СК
1.4.3...
1.5.Потери на корону, всегомлн. кВт.ч
1.5.1Потери на корону в линиях напряжением ______ кВ (а x б)млн. кВт.ч
аНорматив потерьмлн. кВт.ч в год/км
бПротяженность линийкм
1.5.2...
1.6.Нагрузочные потери, всегомлн. кВт.ч
1.6.1Нагрузочные потери в сетях ВН, СН1 и СН2 (а x б)млн. кВт.ч
аНорматив потерь%
бОтпуск в сетьмлн. кВт.ч
1.6.2Нагрузочные потери в сети НН (а x б)млн. кВт.ч
аНорматив потерьтыс. кВт.ч в год/км
бПротяженность линий ННкм
2Расход электроэнергии на собственные нужды подстанциймлн. кВт.ч
3Потери, обусловленные погрешностями приборов учета электроэнергиимлн. кВт.ч
ИТОГОмлн. кВт.ч

«;»

59. Таблицу П1.4 изложить в следующей редакции:

«Таблица № П1.4»

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

(млн. кВт.ч)

№ п/п Показатели Базовый период Период регулирования
1 2 3 4 

1
Отпуск эл. энергии в сеть ВН, ВСЕГО






в т.ч. от электростанций ЭСО







от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)







от других организаций (сальдо-переток)






1.1.
Потери электроэнергии в сети ВН







то же в %






1.2.
Отпуск из сети ВН






1.2.1
Потребителям сети ВН







в т.ч. собственным потребителям ЭСО







потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам






1.2.2
Сальдо-переток в другие организации






1.2.3
В сеть СН







в т.ч. СН1







в т.ч. СН11






2
Отпуск эл. энергии в сеть СН, ВСЕГО







в т.ч. СН1







в т.ч. СН11







в т.ч. из сети ВН







от электростанций ЭСО







от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)







от других организаций (сальдо-переток)






2.1
Потери электроэнергии в сети СН







в т.ч. СН1







в т.ч. СН11







то же в %






2.2
Отпуск из сети СН







в т.ч. СН1







в т.ч. СН11






2.2.1
Потребителям сети СН







в т.ч. СН1







из них: собственным потребителям ЭСО







потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам







в т.ч. СН11







из них: собственным потребителям ЭСО







потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам






2.2.2
Сальдо-переток в другие организации






2.2.3
В сеть НН






3
Отпуск эл. энергии в сеть НН, ВСЕГО







в т.ч. из сети СН







в т.ч. СН1







в т.ч. СН11







от электростанций ЭСО







от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)







от других организаций (сальдо-переток)






3.1
Потери электроэнергии в сети НН







то же в %






3.2
Отпуск из сети НН






3.2.1
Потребителям сети НН







в т.ч. собственным потребителям ЭСО







потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам






3.2.2
Сальдо-переток в другие организации








";


60. Таблицу П1.5 изложить в следующей редакции:




"Таблица N П1.5






Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО

(региональные электрические сети)






(тыс. кВт)








N п/п
Показатели
Базовый период
Период регулирования






1
2
3
4







Среднемесячная за период суммарная заявленная (расчетная) мощность потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями, в максимум нагрузки





1.
ОЭС






1.1.
в сети ВН






1.2.
в сети СН







в т.ч. СН1







в т.ч. СН11






1.3.
в сети НН








";


61. Таблицу П1.6 изложить в следующей редакции:




"Таблица N П1.6






Структура

полезного отпуска электрической энергии

(мощности) по группам потребителей ЭСО







N п/пГруппа потребителейОбъем полезного отпуска электроэнергии, млн. кВт.чЗаявленная (расчетная) мощность, тыс. кВтЧисло часов использования,Доля потребления на разных диапазонах напряжений, %


ВсегоВНСН1СН11ННВсегоВНСН1СН11ННчасВсегоВНСН1СН11НН


123456789101112131415161718


Базовый период


1.Базовые потребители


Потребитель 1


Потребитель 2


...


2.Бюджетные потребители


3.Население


4.Прочие потребители


5.Итого


Период регулирования


1.Базовые потребители


Потребитель 1


Потребитель 2


...


2.Бюджетные потребители


3.Население


4.Прочие потребители


5.Итого




";


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


63. Строку 8 Таблицы П1.18.2 исключить;


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


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


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


67. Таблицу П1.24 изложить в следующей редакции:




"Таблица N П1.24






Расчет платы за услуги по содержанию электрических

сетей ЭСО (региональные электрические сети)







N п/пЕдиницы измеренияБазовый периодПериод регулирования


всегоиз них на сбытвсегоиз них на сбыт


1234567


1Расходы, отнесенные на передачу электрической энергии (п. 11 табл. П. 1.18.2)тыс. руб.


1.1ВН


1.2СН


в т.ч. СН1


в т.ч. СН11


1.3НН


2Прибыль, отнесенная на передачу электрической энергии (п. 8 табл. П1.21.3)тыс. руб.


2.1ВН


2.2СН


в т.ч. СН1


в т.ч. СН11


2.3НН


3Рентабельность (п. 2/п. 1 x 100%)%


3Необходимая валовая выручка, отнесенная на передачу электрической энергии (п. 1 + п. 2)тыс. руб.


3.1ВН


3.2СН


в т.ч. СН1


в т.ч. СН11


3.3НН


4Среднемесячная за период суммарная заявленная (расчетная) мощность потребителей в максимум нагрузки ОЭСМВт. мес


4.1Суммарная по ВН, СН и НН (п. 1.1 + п. 1.2 + п. 1.3 табл. П1.5)


4.2Суммарная по СН и НН (п. 1.2 + п. 1.3 табл. П1.5)


4.3В сети НН (п. 1.3 табл. П1.5)


5Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт согласно формулам (31) - (33)руб./МВт мес.


5.1ВН


5.2СН


в т.ч. СН1


в т.ч. СН11


5.3НН


6Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВтч согласно формулам (34) - (36)руб./ МВт.ч


6.1ВН


6.2СН


в т.ч. СН1


в т.ч. СН11


6.3НН




";


68. Таблицу П1.25 изложить в следующей редакции:




"Таблица N П1.25






Расчет ставки по оплате технологического

расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу

по сетям ЭСО (региональных электрических сетей)








N п/п

Единицы измерения
Базовый период
Период регулирования






1
2
3
4
5






1.
Ставка за электроэнергию тарифа покупки
руб./ МВт.ч





2.
Отпуск электрической энергии в сеть с учетом величины сальдо-перетока электроэнергии
млн. кВт.ч






2.1.
ВН







2.2.
СН








в т.ч. СН1








в т.ч. СН11







2.3.
НН







3.
Потери электрической энергии
%






3.1
ВН







3.2.
СН








в т.ч. СН1








в т.ч. СН11







3.3.
НН







4.
Полезный отпуск электрической энергии
млн. кВт.ч






4.1.
ВН







4.2.
СН








в т.ч. СН1








в т.ч. СН11







4.3.
НН







5.
Расходы на компенсацию потерь
тыс. руб.






5.1.
ВН







5.2.
СН








в т.ч. СН1








в т.ч. СН11







5.3.
НН







4.
Ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям
руб./ МВт.ч






4.1.
ВН







4.2.
СН








в т.ч. СН1








в т.ч. СН11







4.3.
НН









";


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


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


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


72. Таблицу П1.29 изложить в следующей редакции:




"Таблица N П1.29






Укрупненная структура тарифа на электроэнергию

для конечных потребителей







N п/пПоказательЕд. изм.Стоимость покупки единицы электроэнергииСтавка абонентной платыДиапазоны напряженияЗонные тарифы


ВНСН1СН11НННочная зонаПолупиковая зонаПиковая зона


123456789101112


1.Базовые потребители




1.1.Потребитель 1


Одноставочный тарифруб./тыс. кВт.ч


Двухставочный тариф


Ставка за мощностьруб./МВт. мес


Ставка за энергиюруб./тыс. кВт.ч


1.2.Потребитель 2


Одноставочный тарифруб./тыс. кВт.ч


Двухставочный тариф


Ставка за мощностьруб./МВт. мес


Ставка за энергиюруб./тыс. кВт.ч


1.3....


2.Бюджетные потребители


Одноставочный тарифруб./тыс. кВт.ч


Двухставочный тариф


Ставка за мощностьруб./МВт. мес


Ставка за энергиюруб./тыс. кВт.ч


3.Население


Одноставочный тарифруб./тыс. кВт.ч


4.Прочие потребители


Одноставочный тарифруб./тыс. кВт.ч


Двухставочный тариф


Ставка за мощностьруб./МВт. мес


Ставка за энергиюруб./тыс. кВт.ч




";


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


"7 = 5 x 6/100";


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


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


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


76. Приложение 3 изложить в следующей редакции:




"Приложение N 3






ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ЗАТРАТ (ПОТЕРЬ) РЕСУРСОВ, УЧИТЫВАЕМЫХ ПРИ РАСЧЕТЕ УСЛУГ

ПО ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ




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


К эксплуатационным технологическим затратам и потерям относятся:


    

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

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

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





1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ И ПОТЕРЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ




1.1 Теплоноситель "вода"


1.1.1 К технологическим затратам сетевой воды относятся:


    

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

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

  • технически обусловленные затраты теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания.
    • 



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


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


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


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


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


Gа,н = SUM(m x N x n), м3,                                     (1)


где:


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


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


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


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


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


     альфа x Vср.год x nгод



Gут.н = ------------------------ = му.год.н x nгод, м3,        (2)
100


где:


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


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


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


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


Значение среднегодовой емкости тепловых сетей определяется по формуле:


        Vот x nот + Vл x nл     Vот x nот + Vл x nл
Vгод = --------------------- = --------------------- м3        (3)
             nот + nл                  nгод


где:


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


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


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


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


1.2 Теплоноситель «пар»


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


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


            ср.г



G   = 0,0025 x V     x ро    x n x 1Е(-3), т                   (4)
 пп             пар      пар


где:


    ро — плотность  пара  при средних давлении и температуре по
пар
магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м3;
ср.г


    V — среднегодовой  объем  паровых  сетей  на  находящихся
пар
балансе  организации,  осуществляющей  передачу тепловой энергии и теплоносителя, м3, определяемый по формуле (3);


n — среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.
ср


1.2.3 Среднее давление пара Р    в паровых сетях определяется


                              п



по формуле:


    k   Рн + Рк
   SUM(--------- x nconst)



        1      2
Рср = -------------------------, кгс/см2                       (5)


           nгод



где:


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


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


k — количество паровых магистралей.
ср


    Средняя температура пара Т  определяется по формуле:
п


            Т  + Т
        k    н    к
       SUM(--------- x n     )
 ср     1      2        const
Т   = -------------------------, град. С                       (6)
 п              n


             год



где:


    Т , Т  - соответственно, начальная и конечная температуры пара
     н   к


на источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали
по   периодам  работы  n       (ч),   с относительно  постоянными
const
значениями давлений.


1.2.4 Потери  конденсата  учитываются  по  норме для водяных


тепловых   сетей   в размере   0,0025  от  среднегодового  объема
ср.г
конденсатопроводов V    ,  м3,  при соответствующей плотности воды
конд
(конденсата) ро    , по формуле:
конд


            ср.г



G   = 0,0025 x V     x ро     x n x 1Е(-3), т                  (7)
 пк             конд     конд


При этом не учитывается «невозврат» конденсата (при его использовании или потере) потребителем.




2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАТРАТ И ПОТЕРЬ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ




Нормативные затраты и потери тепловой энергии определяются двумя составляющими:


    

  • затратами и потерями тепловой энергии с потерями теплоносителя;
    • 

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



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


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


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


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


x t2год — tх.год] x nгод x 1E(-6), Гкал (ГДж)                  (8)


где:


рогод — среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, кг/м3;


t1год, t2год — среднегодовые значения температуры соответственно теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, град. С;


tх.год — среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой затем для подпитки тепловой сети, град. С;


с — удельная теплоемкость теплоносителя (сетевой воды), ккал/кг x град. С;


b — доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом (при отсутствии данных принимается равной 0,75).


Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по применяемому в системе теплоснабжения графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым среднемесячным значениям температуры наружного воздуха на всем протяжении функционирования тепловой сети в течение года.


Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние из соответствующих статистических значений по информации метеорологической станции за последние 5 лет (при отсутствии таковой — по климатологическому справочнику или соответствующей главе СНиП).


Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник теплоснабжения для подпитки тепловой сети, определяется по формуле:


      tх.от x nот + tх.л x nл



tx.год = -------------------------, град. С (9)
nот + nл


где:


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


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


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


где:


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


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


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


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


где:


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


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


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


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


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


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


где:


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


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


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


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


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


где:


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


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


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


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


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


2.3.3 Нормирование эксплуатационных часовых тепловых потерь производится в следующем порядке:


    

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

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

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

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

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



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


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


    

  • 

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

           k

    

    • 



Qиз.н.год = SUM(qиз.н x L x бета) x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч)    (14)
1


    

  • 

    для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:
    

             k

    

    • 



Qиз.н.год.п = SUM(qиз.н.п x L x бета) x
1


x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч)                                      (15)


           k



Qиз.н.год.о = SUM(qиз.н.о x L x бета) x
1


x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч)                                     (15а)


где:


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


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


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


k — количество участков трубопроводов различного диаметра.


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


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


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


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


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


    

  • 

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

           k

    

    • 



Qиз.н.год = SUM(kи x qиз.н x L x бета) х
1


x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч)                                      (16)


    

  • 

    для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:
    

             k

    

    • 



Qиз.н.год.п = SUM(kи.п x qиз.н.п x L x бета) х
1


x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч)                                      (17)


           k



Qиз.н.год.о = SUM(kи.о x qиз.н.о x L x бета) х
1


x 1E(-6), Гкал/ч (ГДж/ч)                                     (17а)


где:


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


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


    

  • 

    при подземной прокладке, подающие и обратные трубопроводы вместе:
    

    Qиз.год.и

    

    • 



kи = -----------,                                             (18)
Qиз.год.н


где:


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


    

  • 

    при надземной прокладке и раздельном расположении подающих и обратных трубопроводов:
    

      Qиз.год.п.и

    

    • 



kи.п = -------------,                                         (19)
Qиз.год.п.н


    Qиз.год.о.и



kи.о = -------------,                                        (19а)
Qиз.год.о.н


где:


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


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


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


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


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


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


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


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


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


    

  • подкачивающие насосы на подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;
    • 

  • подмешивающие насосы на тепловой сети;
    • 

  • дренажные насосы;
    • 

  • насосы зарядки-разрядки баков-аккумуляторов;
    • 

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

  • привод электрифицированной запорно-регулирующей арматуры.
    • 



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


        k    GрHрnн
Энас = SUM(----------) x 1E(-3), кВт. ч                       (20)
        1   367этану


где:


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


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


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


этану — КПД насосной установки (насосов и электродвигателей);


k — количество групп насосов.


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


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


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


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


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


Н1      G1  2     n1  2
--- = (----)  = (----) ,                                      (21)
Н2      G2        n2


где:


Н1 и Н2 — соответственно напоры, развиваемые насосом при частотах вращения соответственно n1 и n2, м;


G1 и G2 — соответственно расходы теплоносителя при частотах вращения n1 и n2, м3/ч.


2.5.7. Мощность электродвигателей (кВт), требуемая для перекачки теплоносителя центробежными насосами, при измененной (по сравнению с номинальной) частоте вращения их рабочих колес, определяется по формуле (20) с подстановкой значений расхода перекачиваемого теплоносителя, напора, развиваемого насосом, и КПД преобразователя частоты (последний — в знаменатель формулы), соответствующих расчетной частоте вращения рабочих колес.


2.5.8. При определении нормативного расхода электрической энергии значение расхода горячей воды, перекачиваемой циркуляционными насосами системы горячего водоснабжения, определяется по средней часовой за неделю тепловой нагрузке горячего водоснабжения и постоянно на протяжении сезона (отопительного или неотопительного периодов).


2.5.9. При определении нормативного расхода электрической энергии подпиточных и циркуляционных насосов отопительных систем, подключенных к тепловой сети через теплообменники, значения расхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, определяются емкостью этих систем и их теплопотреблением для каждого из характерных значений температуры наружного воздуха.


2.5.10. При определении нормативного расхода электрической энергии подкачивающих и подмешивающих насосов на ЦТП значения расхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, и развиваемый ими напор определяются принципиальной схемой коммутации ЦТП, а также принципами их автоматизации.


2.5.11. Расходы сетевой воды, располагаемые напоры и продолжительность работы насосов зарядки-разрядки баков-аккумуляторов, если они не учтены в затратах на выработку энергии на источниках теплоты, определяются разработанными режимами работы баков-аккумуляторов в зависимости от режима водопотребления на горячее водоснабжение и мощности подпиточных устройств источников теплоты.


2.5.12. Затраты электрической энергии на привод запорно-регулирующей арматуры и средств автоматического регулирования и защиты определяются в зависимости от установленной мощности электродвигателей, назначения и числа часов работы оборудования, КПД привода по формуле:


       k   mпрNпрnгод
Эпр = SUM(------------),                                      (22)
       1      этапр


где:


mпр — количество однотипных приводов электрифицированного оборудования, шт.;


Nпр — установленная мощность электроприводов, кВт;


этапр — КПД электроприводов;


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


k — количество групп электрооборудования.».