Қазақша:
Қазақстан Республикасының Мұнай және газ Қазақстан Республикасы Министерство нефти и газа Республики Казахстан министрлігі Энергетика және табиғи қорлар Министрлiгi 1997 жылғы 26 наурыз. Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде 1997 жылғы 21 сәуір тіркелді. Тіркеу N
284. Күші жойылды - ҚР Әділет министрлігінің Орталық және жергілікті мемлекеттік органдардың нормативтік құқықтық актілерін тіркеу және бақылау департаменті директорының 2004 жылғы 22 қарашадағы N 4-0-9 хатымен.
Энергия көздерiн тұрғызу, кеңейту және қайта жаңарту жылу және электр тораптары мен жалпы пайдаланыстағы көмекшi станцияларды салуды қаржыландыру үшiн энергия тұтынушылардың электрмен жабдықтаушы ұйымның қосымшашығыстарын өтеуiн есептеу Әдiстемесi Энергия көздерiн тұрғызу, кеңейту және қайта жаңарту, жылу және электр тораптары мен жалпы пайдаланыстағы көмекшi станцияларды салуды қаржыландыру үшiн энергия тұтынушылардың электрмен жабдықтаушы ұйымның қосымша шығындарын өтеуiн есептеу Әдiстемесi, Қазақстан Республикасы Президентiнiң "Электр энергетикасы туралы" Заң күшi бар Жарлығына (6 тарау, 3б) және Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 1996 жылғы 30 қарашадағы N 1459 қаулысы бекiткен "Қосымша жүктемелердi қосқан кезде электр энергетикасы объектiлерiн кеңейту және қайта құруға қосымша шығындардың орнын толықтырудың тәртiбi мен шарттары туралы" Ережесiне сәйкес әзiрленген.
1. Қолдану саласы
ҚР НҚА ЭББ-гі нақты құжатқа сілтеу QR-коды Осы Әдiстеме энергиямен жабдықтаушы ұйымның табиғат сақтау шаралары және жылу, электр тораптары мен жалпы пайдаланыстағы көмекшi станцияларды салудың шығыстарын есепке алып, энергия көздерiн кеңейтудiң шығыстарын өтеуiнiң мөлшерiн анықтау тәртiбiн белгiлейдi. Энергиямен жабдықтаушы ұйымның энергия көздерiн тұрғызу жылу және электр топтары мен жалпы пайдаланыстағы көмекшi станцияларды кеңейту мен қайта жаңартуға кеткен шығыстарды жылу және электр энергиясын сатып алушыларға - тұтынушыларға қосылатын электр және жылу жүктемесiнiң төлемiне сәйкес болады.
2. Әдiстемеде қолданылатын негiзгi ұғымдар
2.1. Энергиямен жабдықтаушы ұйым-тұтынушыларға өндiрiлген немесе сатып алынған электр және (немесе) жылу энергиясын сатуды жүзеге асыратын ұйым.
2.2. Энергияны тұтынушы-меншiктiң және қызмет түрiнiң кез-келген нысанының заңды тұлғалары.
2.3. Базистiк электр станциясы - Қазақстан Республикасының барлық аймағы бойынша электр қуатының тапшылығын өтеудi қамтамасыз ету үшiн арналған энергия блоктары 300 Мвт және одан жоғары жекеленген электр қуаты iрi конденсациялық электр станциясы.
2.4. "Шартты қазандық" - көрсеткiштерi тұтынушы орналасқан аймақтық жағдайларына сәйкестендiрiлген ұйымдар тобының (немесе бiр) жылу көзiнiң шартты альтернативтi көзi.
2.5. Қосылатын жүктеме үшiн төлем - қосымша электр және жылу жүктемесiн қосқан кезде энергиямен жабдықтаушы ұйымның электр энергетикасы және объектiлерiн салу, барларын кеңейту және қайта жаңартуға байланысты шығыстарын белгiленген тәртiп бойынша энергия сатып алушылар - тұтынушылар қаржылары есебiнен өтеу.
2.6. Тұтынушылар жүктемелерiнiң табиғи өсiмi - энергия сатып алушылар жүктемелерiнiң энергиямен жабдықтаушы ұйым арасындағы энергия тұтыну шартын қайта жасамайтындай мөлшердегi өсiмi.
3. Жалпы жағдайлар
Қосылатын электр және жылу жүктемесi үшiн төлем Қазақстан Республикасы бойынша тұтас тұтынушының географиялық орналасуына, климаттық жағдайлары мен орналасу аймағының отынмен қамтамасыз етiлуiне қарап анықталады.
3.1. Қосылатын электр жүктемесi үшiн тұтынушылар төлемдерiнiң мөлшерiн анықтау Әдiстемесi "Энергетика туралы" Заңына (6 тарау, 3 бап) сәйкес әзiрленген әдiстеме қосылатын электр жүктемесi үшiн тұтынушы төлемнiң мөлшерiн табиғат қорғау шараларының шығыстарын есепке алып электр энергиясының базистiк көзiнiң өнеркәсiптiк құрылысының үлестiк құны мен магистралдық электр тораптар құрылысының үлестiк шығыстары (220 кВ және одан жоғары) бойынша анықтауды ұсынады.
Негiзгi шартты белгiлер:
N - энергия көзiнiң электр қуаты, мың кВт;
Nn - тұтынушының қосылатын электр қуаты, мың кВт;
Кэ - энергия көзiнiң құрылысына кететiн күрделi қаржылар, млн.теңге;
Кпр - энергия көзiнiң табиғат қорғау құрылысына кететiн сомалық күрделi қаржылар, млн,теңге;
К - энергия көзiнiң құрылысына кететiн сомалық күрделi қаржылар, млн,теңге;
у
К э - энергия көзiнiң құрылысына кететiн үлестiк күрделi қаржылар, теңге/кВт;
К пр - табиғат қорғау шараларына кететiн үлестiк күрделi К тр - энергия жүйесiнiң қорек берушi тораптары бойынша қуат тасымалдауға кететiн үлестiк қаржылар, теңге/кВт;
К смр - құрылыс-монтаж жұмыстарына кететiн үлестiк күрделi К э прив - энергия көзiн салуға қаралатын ауданға келтiрiлген үлестiк күрделi қаржылар, теңге/кВт;
Пэ - энергиямен жабдықтаушы ұйымдарға - тұтынушыларының қосылатын электр жүктемесi үшiн төлемi, млн,теңге;
Кпер - қосылатын жүктеме үшiн төлемнiң мөлшерiн 1991 жылғы 1 қаңтарының бағалар деңгейiне қарап өзгеруiн ескеретiн аударма коэффициент.
Энергия жүйесiнiң электр тораптарына қосылатын жүктеме үшiн электр энергиясын тұтынушылар /меншiктiң кез-келген түрi/ төлемнiң мөлшерi энергия жүйесiнiң оларды электр энергиясымен жабдықтаудағы барлық шығыстарын өтеуiн есептеу арқылы анықталады.
Ол ауданның (облыстың) энергия көзiнiң жобалық-сметалық құжаттамасы бойынша қабылданатын электр энергиясы көздерiн кеңейтуге кететiн күрделi қаржылардан тұрады.
Сонымен, электр станциясын кеңейтуге кететiн сомалық күрделi қаржылар:
К = Кэ + Кпр (1)
Сонда Кэ екiге бөлiнедi.
- электр станцияның кеңейтiлген бөлiгiне меншiк жабдықтар алуға кететiн күрделi қаржылар (Ко) және К-ның 50-60 процентiн құрайтын құрылыс-монтаж жұмыстарына кететiн күрделi қаржылар (Ксмр - табиғат қорғау шараларының шығыстары да кiредi).
Аталған құрамалардың белгiлi көлемiнде электр станциясын кеңейтудегi тұтынушылар қатысуы (Кп):
К = (К /N+К /N)хN хК =(К +К )хN хК (2)
п э пр n пер э пр n пер формуласымен анықталады.
К э=К о+К смр - (теңге/кВт) - электр станцияның кеңейтiлетiн бөлiгiнiң электр техникалық жабдығының үлестiк құны (К о) және ауданның ЖЭС үшiн құрылыс монтаж жұмыстарының құны (К смр).
ЖЭС электр қуатын iске қосуға жатқызылатын күрделi қаржылар (тұтынушылардың қатысу мөлшерi) нақтылы ауданның К э жобалық-сметалық құжаттамасы бойынша анықталады.
Сонда
К э прив = (К э - К смр) + К смр прив (3)
Қаралатын ауданның құрылыс-монтаж жұмыстарының үлестiк күрделi қаржылары былай есептелiнедi:
К смр прив = К смр х Ктер х Ккл.
Мұнда Ктер-тиiстi облыстар үшiн құрылыс-монтаж жұмыстарының аймақтық коэффициентi, 1-қосымша бойынша қабылданады.
Ккл - жұмыс өндiрiсiнiң жағдайларын (климат пен сейсмикалық жағдай)
есепке алатын коэффициент, 2-қосымша бойынша қабылданады.
Егер сұраныс жасалатын электр жүктемесi нақтылы ЖЭС байланған болса, онда К э үлестiк құны электр қуатының жасауға ғана анықталады. Көптеген ЖЭС үшiн бұл көлем ЖЭС қосылған үлестiк құнының 50%-тен 60%-ке дейiн, орташа 55% құрайды (45% жылу қуатын жасауға пайдаланады). Сондықтан нақтылы ЖЭС қарағанда К э осы коэффициентке көбейтiледi. К э тец = 0,55 К э (нақтылы ЖЭС бойынша мәлiметтердi пайдалануға жол берiледi).
Энергия жүйесiне қосылатын жүктеме үшiн тұтынушылардың төлемi төмендегiдей анықталады.
Пэ = (К э + К пр + К тр) х Nn x Кпер (5)
К тр - энергия жүйесiнiң қорек берушi тораптары бойынша қуатты тасымалдауға кететiн үлестiк күрделi қаржылар, теңге/кВт (3-қосымша).
К тр - негiзгi тағайындалған қызметi электр энергиясын тұтынушылардың энергия жүйелерiнiң қорек берушi тораптарының, 220 кВ және одан жоғары кернеудегi электр таратудың жүйеаралық желiлерiнiң және 500-1150 кВ кернеудегi үкiметаралық байланыс құрылысына қатысуы.
Электр энергиясын тұтынушы қосылатын жүктемеге төлем бiруақытта тұтынушыларды шектеусiз, тиiстi сапалы және сенiмдiлiктiң жоғары дәрежесiмен жабдықтау мақсатын алдына қойған ел энергиясын дамытуға қатысады.
Энергия жүйесiнiң қорек берушi тораптары бойынша қуат тасымалдауға кететiн үлестiк күрделi қаржылар К тр энергия жүйесi немесе облыс үшiн анықталуы мүмкiн. Бұл үшiн бiрнеше жұмыс iстеп тұрған 110-500 кВ электр тарату жүйелерi бойынша (электр таратудың қорек берушi желiлерi мен осы желiлерге қосылған көмекшi станциялар) жекелеп жобалық-сметалық құжаттамалар бойынша электр тарату жүйесiнiң шығыстарын анықтау қажет:
Кс = Клеп + Кпс.
Бұдан былай электр таратудың әрбiр жүйесi бойынша есептiк мерзiмде трансформаторларға жүктеме арту жүктелуi бойынша олардың экономикалық қуаттарын N эк, мың кВт анықтау қажет.
Үлестiк күрделi қаржылардың нақтылы мағыналары К тр = Кс : Nэк (теңге/кВт) формуласымен анықталады.
Электр таратудың әр жүйелерi бойынша электр тораптық объектiлердi қосудың осылайша анықталған үлестiк шығындары энергия жүйесi (облыс)
бойынша орташа көлемге келтiрiлу тиiс және осы көлем тұтынушылардың қосылатын қуат күшiн төлемдi анықтау жөнiндегi формуланың анықтылы көрсеткiшi болып табылады.
Энергия жүйесiнiң қорек берушi тораптары арқылы қуатты тасымалдауға кететiн үлестiк күрделi қаржыларды анықтаудың - К тр екiншi тәсiлi де ұсынылады. Энергия жүйесiнiң қорек берушi электр тораптары арқылы қуатты тасымалдаудың шығыстары электр энергиясын тұтынушыларды тұтас энергия жүйесi бойынша есептiк мерзiм аралығындағы (әдетте 5 жыл)
жүктемелерiнiң Nп (кВт) өсуiнiң нәтижесi болып табылады.
Жүктемелердiң осы өсуiнiң негiзiнде техникалық және экономикалық белгiлерi бойынша қорек берушi тораптардың айқынды элементтерiн - электр тарату желiлерi мен 220 кВ және одан жоғары кернеудегi көмекшi станцияларды, ал селолық аудандар үшiн - күрделi қаржылардың қажеттi көлемi (Кс теңге) бар 110 В және одан жоғары пайдалануға беру көзделедi. Бұл жағдайда облыс энергия жүйесiнiң қорек берушi тораптары бойынша қуат тасымалдаудың үлестiк құны К тр былай анықталады.
К тр = Кс : Nn, (теңге/кВт).
Қазақстан Республикасы үш аймағының энергия жүйесiнiң қорек берушi тораптары арқылы қуат тасымалдаудың осылай анықталған үлестiк күрделi қаржы 3-қосымшада келтiрiлген.
Тұтынушылардың қосылатын жүктеме үшiн төлемiн анықтағанда, тиiстi негiздемеде жасалса энергия жүйесi (облыс) бойынша қуат тасымалдаудың нақтылы үлестiк шығыстарын (К тр) қолдануға жол берiледi.
Энергия жүйесiнiң (облыстық) нақтылы электр станциялары бойынша үлестiк көрсеткiштердi анықтауда қиындықтар туған жағдайда тұтынушылардың қосылатын электр жүктемесi үшiн төлем мөлшерiн анықтаудың жеңiлдетiлген әдiсiн қолдану ұсынылады.
Географиялық орналасуды, климаттық жағдайларды, отын энергетика қорларының және жұмыс iстеп тұрған немесе жобаланып жатқан базистiк электр станцияларының барлығын есепке алып, отынмен жабдықтаудың жағдайлары бойынша Қазақстан Республикасының аумағын 3 аймаққа бөлу ұсынылады.
1-аймақ - арзан энергетикалық қатты отын көмiр-кен орындары бар аудандар "Қара жыра (Семей облысы) Екiбастұз, Майкөбе Шұбаркөл, Торғай кен орындарының Алтайэнергия, Қарағандыэнергия. Қостанайэнергия, Павлодарэнергия, Екiбастұзэнергия, Тыңэнергия, энергия жүйелерiне жататын;
- Шығыс Қазақстан, Семей, Қарағанды, Павлодар, Жезқазған, Ақмола, Солтүстiк Қазақстан, Қостанай, Торғай және Көкшетау облыстары жылыту кезеңiнiң ұзақтығы 4200 - 5500 сағат, жылыту жүйелерiн жобалау үшiн сыртқы ауаның есептi температурасы - 40 градус С-ден - 30 градус С дейiн болатын аудандар.
Аймақ үшiн электр энергиясының базистiк көзi Екiбастұздағы 2 ГРЭС болып табылады.
II-аймақ - әкелiнетiн отын аудандары, жылыту кезеңi 3500 - 4000 сағат жылыту жүйелерiн жобалау үшiн сыртқы ауаның есепi температурасы 30 градус С-ден 20 градус С дейiн болатын, Алматыэнергия және Оңтүстiк Қазақстанэнергия энергия жүйелерiне Алматы, Талдықорған, Жамбыл, Оңтүстiк Қазақстан пен Қызылорда облыстары кiредi.
Аймақ үшiн электр энергиясының базистiк көзi Оңтүстiк Қазақстан ГРЭС III-аймақ - газмазуттық отын қолданылатын аудандар, жылыту кезеңi 3200 - 5000 сағат, жылыту жүйелерiн жобалау үшiн сыртқы температура - 30 градус С- ден - 20 градус С дейiн болатын, Атырауэнергия және Батыс Қазақстанэнергия энергия жүйелерiне жататын Маңғыстау, Атырау, Батыс Қазақстан және Ақтөбе облыстары.
Аймақ үшiн электр энергиясының базистiк көзi Ақтөбе ЭС болып табылады.
Нақтылы ЖЭС бойынша үлестiк көрсеткiштердi анықтауда қиындықтар туғанда, 4 -қосымшада көрсетiлген Қазақстан Республикасының iлгерiшiл аймақтарының көрсеткiштерi есепке алынады, онда тұтынушылардың қосылатын электр жүктемесi үшiн төлемiнiң мөлшерiн анықтау жөнiндегi есептерi (5 формула) барынша жеңiлдетiледi, өйткенi үлестiк көрсеткiштер К э және К пр 4-қосымшадан алынады (есептер 2-үлгiмен түсiндiрiлген).
3.1.1. Қосылатын электр жүктемесi үшiн тұтынушылар төлемдерiнiң мөлшерiн есептеу үлгiлерi N 1 есептеудiң үлгiсi Электр энергиясын тұтынушы - Жезқазған облысының аумағында орналасқан, (1 аймақ) электр жүктемесiнiң сұранысы Nn 15066 кВт тең, темiр жолдың электрлендiрiлген учаскесi.
Электр энергиясының көзi N, қуаты 464 мың кВт тең, қатты отынмен жұмыс iстейтiн Жезқазғандағы 2-ТЭЦ.
Қолда бар мәлiметтер:
К = 503 млн.теңге, соның iшiнде құрылыс-монтаж жұмыстары К-нiң 53% құрайды (табиғат қорғау шараларының ҚМЖ есепке алып), Кпр = 151,2 млн, теңге, К-нiң 30%.
Ауданның сейсмикалық жағдайы 6 баллдан төмен. Бұл жағдайда Жезқазғандағы 2-ТЭЦ облыстағы электр энергиясының кеңейтiлген көзi ретiнде қаралады (кеңейту басқа жерде, мысалы Балқаштағы ТЭЦ-те болуы мүмкiн).
Жезқазғандағы 2-ТЭЦ электр қуатын жасауға кететiн шығыстар станцияның белгiленген қуатының 56% құрайды (44% жылу қуатын жасауға жұмсалады).
Шығыстардың белгiлi көлемiнде, осы тұтынушының электр станциясын кеңейтудегi қатысы төмендегi (2-формуласымен) анықталады.
Кn = (Кэ/N + Кпр/N) х Nn x Кпер х Кэ тэц мұнда Кэ тэц - 0,56 табиғат қорғау шараларын қосқанда, электр станциясын жасауға кететiн шығыстардың үлесi:
1991 ж. бағалар деңгейiнiң жағдайы бойынша Кпер = 1.
Тұтынушының энергия жүйесiнiң электр тораптарынан қосылатын жүктеме үшiн көлемi төмендегiлерге қарап анықталады (Пэ)(5)
Пэ = (К э+К пр+К тр) х Nn x Кпер, К э = 0,56 x 503 : 464 = 607(теңге/кВт);
К пр=151,2:464=325,9(теңге/кВт);
К тр=260(теңге/кВт - 3 қосымша бойынша).
Осы жағдайда кеңейтiлетiн көз ретiнде ауданның iлгерiшiл КЭС емес нақтылы Жезқазғандағы 2-ТЭЦ алынып отырғандықтан, К э орнына нақтылы жағдайларды көздiң орналасу ауданын Ктер (1 қосымша), сондай-ақ (3) және (4)
формулаларымен анықталатын аудан климаты мен сесмикалық жағдайын есепке алып, К э орнына есмепке К э прив алынады.
К э прив=(К э тэц-К смр)+К смрхКтерхКкл.
Жоғарыда көрсетiлгендей, Ксмр=0,53Кэ, сонда К э прив = (Кэ/N - 0,53Кэ/N) + К э тэц х 0,53Кэ/N х Ктер х Ккл = (0,56 х 503/464--0,56/464) + 0,56 х 0,53 х 503/464 х 1 х 1,015 = (0,56 х 1084-0,56 х 574,5) + 0,56 х 574,5 х 1,0 х 1,015 = (607 - 321,7) + 326,6 = 611,9 (теңге/кВт).
Қосылатын электр жүктемесi үшiн төлем:
Пэ = (К э прив + К пр + К тр) x Nn x Кпер = (611,9 + 325,9 + 260) х 15066 х 1,0 = 18,04 (млн.теңге).
Осылай, электр энергиясының осы тұтынушысы облыс электростанциясын кеңейтуге, сондай-ақ энергия жүйесiнiң қорек берушi тораптарын дамытуға қатысады.
N 2 есептеудiң үлгiсi (жеңiлдетiлген әдiстеме бойынша)
орналасқан (1 аймақ) электр жүктемесiнiң сұранысы Nn, 15066 кВт тең, темiр жолдың электрлендiрiлетiн учаскесi.
Электр станциясының көзi аймақтық iлгерiшiл КЭС - конденсациялық электр станциясы - Екiбастұздардағы 2-ГРЭС, қажеттi үлестiк көрсеткiштер 4- қосымшада көрсетiлген электр энергиясын тұтынушының аймақтық iлгерiшiл КЭС кеңейтуге және энергия жүйесiнiң қорек берушi электр тораптарын дамытуға қосатын төлемi былай анықталады:
Пэ = (К э + К пр + К тр) х Nn х Кпер = (448 + 224 + 260) х 15066 х 1,0 = 14,0 (млн.теңге).
мұнда 3-қосымша бойынша К тр=260 теңге/кВт.
Тұтынушының 14 млн.теңге мөлшерiнiң 72% электр станциясын кеңейтуге және 28% энергия жүйесiнiң қорек берушi электр тораптарын дамытуға пайдаланылатын болады.
Бiр тұтынушы үшiн есептеу қорытындылары көрсеткендей, қосылатын электр жүктемесi үшiн төлем, аймақтың iлгерiшiл КЭС нұсқасына қарағанда нақтылы ТЭЦ мәлiметтерiн есептегенде 28,8% қымбатқа түстi.
Бұл жағдайда ТЭЦ агрегаттарының әдетте аз қуатты болғандықтан олардың үлестiк құны КЭС агрегаттары мен салыстырғанда недәуiр қымбат екендiгiмен түсiндiрiледi. Сондықтан тұтынушылардың нақтылы (жергiлiктi) электр станцияларымен қосылатын электр энергиясы үшiн төлемiн анықтау жөнiндегi есептеу қорытындылары әдетте жеңiлдетiлген әдiстеме бойынша жасалған есептеу қорытындыларынан 25-30% көп болады.
3.2. Қосылатын жылу энергиясы үшiн тұтынушылар төлемдерiнiң мөлшерiн
3.2.1. Жылу көздерi
Қосылатын жылу энергиясы үшiн тұтынушылар төлемдерiнiң мөлшерiн энергиямен жабдықтаушы ұйымның нақтылы жылу көзiне қосудың шарттарын есепке алатын коэффициенттердi қолданып, өнеркәсiптiк ұйымның тұтынушының орналасу аймағының жағдайларына келтiрiлген "шартты қазандықтық"
өнеркәсiптiк құрылысының үлестiк құны бойынша анықтау ұсынылады.
Бiрiншi аймақтық аудан үшiн "шартты қазандық" ретiнде жылу қуаты 400Гкал/сағ, қатты отынмен "экологиялық жағынан таза" жабдықтармен жылумен жабдықтаудың жабық жүйелi өнеркәсiптiк - жылыту қазандық алынды.
Қазақстан Республикасының өкiлдi - объектiлер негiзiнде есептеу жолымен анықталған "шартты қазандық" құнының базалық үлестiк құны у К ти=530 мың теңге Гкал/с. (1991 ж., бағаларымен).
"шартты қазандықты" салудың үлестiк шығыстарының көрсеткiштерiн тұтынушы өнеркәсiптік ұйым орналасқан аймақтың жағдайларына энергиямен жабдықтаушы ұйымның нақтылы жылу көзiне қосуды есепке алып келтiру үшiн коэффициенттердiң мына жүйесiн қолдану ұсынылады:
Ктер - республика облыстары бойынша сметалық құнның өзгеруiнiң Ккл - сметалық құнның өзгеруiнiң климаттық және сейсмикалық коэффициентi, 2-қосымша бойынша қабылданады.
К1ти - жылу энергиясының энергия көзiне қосылуын есепке алатын коэффициентi (ТЭЦ-ке 0,65, қазандыққа - 1-1,3).
К2ти - жылумен жабдықтау ұйымының нақтылы жылу көзi отынның түрiн есепке алатын 0,6 (газ мазуттық отында) коэффициент.
К3ти - энергиямен жабдықтаушы ұйымның нақтылы жылу көзi орналасқан ауданның экологиялық жағдайын есепке алатын коэффициент, 5-қосымша бойынша қабылданады.
К4ти - энергиямен жабдықтаушы ұйымның нақтылы жылу көзiнiң сумен жабдықтаудың жүйесiн есепке алатын 1,1 коэффициентi (ыстық сумен жабдықтаудың ашық жүйесiнде).
ТЭЦ-ке бу жүктемесi қосылғанда, параметрлерге қарамастан (1 т/с бу = 0,6 Гкал/с аударғанды есепке алып) буға қосылатын жүктеменiң төлем мөлшерiне К5ти = 2 коэффициентi қолданылады.
Кпер - 1991 жылдың 1 қаңтарының бағалар деңгейiмен салыстырғанда қосылатын жүктемелер үшiн төлемдер өзгеруiн есепке алатын аударма коэффициентi.
3.2.2. Жылу тораптары Жылу тораптарын салудың базалық үлестiң көрсеткiшi құрылыстың мына негiзгi жағдайлары үшiн қабылданған:
- жылу ауданы - 400 Гкал-с;
- жылу жүктемесiнiң тығыздылығы - 0,5 Гкал/с,х ГА;
- аралас тәсiлдермен төсеу;
- құрғақ жер қабаттары;
- ыстық сумен жабдықтау тұтынушыларын қосу схемасы - жабық;
- жылуды босатуды реттеу кестесi - 150/70 градус С;
- жылу жүйелерiн жобалаудың есептiк сыртқы температурасы - 25 градус С суық;
- Қазақстан Республикасының өкiлдерi - объектiлер негiзiнде есептеу жолымен анықталған жылу тораптарын салу құнының базалық үлестiк көрсеткiшi - К тс=72,1 мың теңге/Гкал/с (1991 ж. бағаларымен).
Базалық көрсеткiштен құрылыстық жергiлiктi жағдайларына көшу тиiстi коэффициенттер енгiзу жолымен жүзеге асырылады;
К1тс - жылу тораптарын салудың аумақтық коэффициент (5-қосымшада);
К2тс - жылу жүктемесiнiң тығыздығына (6-қосымшада);
К3тс - қосылған жылу жүктемесiнiң қосынды деңгейiне (7-қосымшада);
К4тс - климаттық жағдайларға - сыртқы ауаның есептiк температурасына (8- қосымшада);
К5тс - құрылыстың ерекше жағдайларына, сейсмикалық жағдай, сулы жер қабаттары, отыратын жер қабаттары, кен орындары және т.б. - 11 (2-ескертуде);
К6тс - СНип сенiмдiлiк жөнiндегi мiндеттерiн орындауға кететiн шығыстарды есепке алатын коэффициентi (9-қосымшада);
К7тс - ыстық сумен жабдықтаудың ашық жүйесiне - 1,05.
Жылу тораптарын салуға кететiн шығыстар К тс үлестiк базалық көрсеткiштердi келтiрiлген коэффициенттерге көбейту жолымен анықталады.
Ескертулер:
1. Ұсынылатын коэффициенттер сөзсiз нақтылы болып табылмайды.
Жергiлiктi жағдайлар, соның iшiнде жылуды алысқа тасымалдау, нақтылы жобалау кезiнде осы коэффициенттердiң көлемiне өзгерту енгiзуi мүмкiн.
2. бiрнеше факторлар бар болғанда құрылыстың ерекше жағдайларының жалпы коэффициентi коэффициенттердi көбейту жолымен шығарылады.
3.2.3. Қосылатын жылу энергиясы жүктемелерi үшiн тұтынушылар төлемдерiнiң мөлшерiн есептеу үлгiлерi Шартты белгiлер:
Q - энергия көзiнiң жылу қуаты Гкал/с;
Qп - тұтынушының қосылатын жылу жүктемесi Гкал/с;
Кт - табиғат қорғау шараларын есепке алып жылу энергиясының көзi "шартты қазандықты" салуға кететiн толық шығыстар, млн,теңге;
К э - электр энергиясының базистiк көзiнiң салуға кететiн үлестiк шығыстар, теңге 1кВт;
К т - жылу энергиясының көзi - "шартты қазандық" құрылысына кететiн үлестiк шығыста, мың теңге, 1 Гкал/с;
К тс - магистралды жылу тораптарының құрылысына кететiн үлестiк шығыстар, мың теңге, 1 Гкал/с;
Пт - қосылатын жылу жүктемесi үшiн төлем, млн.теңге;
Пти - жылу көзiн кеңейту үшiн қосылатын жылу жүктемесi үшiн төлем, млн.
теңге;
Птс - жылу тораптарын дамыту үшiн қосылатын жылу жүктемесi үшiн төлем, млн.теңге;
гв
Пт
- ыстық сумен бiрге қосылатын жылу жүктемесi үшiн төлем, млн.теңге;
п
Пт - бумен бiрге қосылатын жылу жүктемесi үшiн төлем, млн.теңге.
Қосылатын жылу жүктемесiнiң төлемi төмендегi формуламен анықталады:
Пт = Пти + Птс,
Пти = (Qп + К5ти х 0,6 х Dп) х К т х Ктер х Ккл х К1ти х К2ти х К3ти х К4ти х Кпер х 10 Птс = Qп х К тс х К1тс х К2тс х К3тс х К4тс х К5тс х К6тс х К7тс х Кпер, (млн.теңге)
1. Үлгi. Тұтынушы Павлодар қаласында орналасқан ыстық сумен бiрге қосылатын жылу жүктемесi Qп = 25 Гкал/с, буда - Дп = 10 т/с.
Жылудың көзi - қатты отынмен жұмыс iстейтiн 3 - ТЭЦ. Жылумен жабдықтау схемасы - орталықтандырылған. Ыстық сумен жабдықтау жүйесi - жабық. Магистралды жылу тораптары жер асты - жер үстi Павлодар қаласы II-7- 18 СНип сәйкес 1 ауданға жатады.
Ауданның сейсмикалық жағдайы 6 балл. Жер қабаттары - дымқыл. Жылыту жүйесiн жобалаудың есептiк температурасы - 37 градус С. Жылу жүктемесiнiң тығыздығы - 0,71 Гкал/с гектарына.
К ти = 530 мың теңге/Гкал/с; К тс = 72,1 мың теңге/Гкал/с;
Ктер = 1,16; Ккл = 1,015; К1ти = 0,65; К2ти = 1;
К4ти = 1; К5ти = 2; Кпер = 60 (есептеудiң сәтiне);
К1тс = 1,07; К2тс = 0,59; К3тс = 0,79 ; К4тс = 1,12;
К5тс = 1,1; К6тс = 1;
Ыстық сумен бiрге қосылатын жылу жүктемесiнiң төлемi құрайды:
Пти = (Qп + К5ти х 0,6 х Dп) х К т х Ктер х Ккл х К1ти х К2ти х К3ти х , (млн.теңге);
Птс = Qп х К тс х К1тс х К2тс х К3тс х К4тс х К5тс х К6тс х К7тс х Кпер, (млн.теңге);
Пти = (25 + 2 х 0,6 х 10) х 530 х 10 х 1,16 х 1,015 х 0,65 х 1 х 1,15 х 0,65 х 1 х 1,15 х 60 х 10 = 1035,5 млн.теңге Птс = 25 х 72,1 х 10 х 1,07 х 0,59 х 0,79 х 1,12 х 1,1 х 1 х 1 х 60 х 60 = 66,5 Пт = Пти + Птс = 1035,5 + 66,5 = 1102 млн.теңге.
1-қосымша
Қазақстан Республикасының облыстары бойынша ҚМЖ сметалық құнының өзгеруiнiң аумақтық коэффициентi | Облыстардың аты | Мағыналары, Ктер | | 1. Ақмола | 1,19 | | 2. Ақтөбе | 1,12 | | 3. Алматы | 1,06 | | 4. Атырау | 1,19 | | 5. Шығыс Қазақстан | 1,23 | | 6. Жамбыл | 1,17 | | 7. Жезқазған | 1,10 | | 8. Батыс Қазақстан | 1,14 | | 9. Қарағанды | 1,19 | | 10. Көкшетау | 1,22 | | 11. Қостанай | 1,20 | | 12. Қызылорда | 1,10 | | 13. Маңғыстау | 1,00 | | 14. Павлодар | 1,16 | | 15. Солтүстiк Қазақстан | 1,13 | | 16. Семей | 1,16 | | 17. Талдықорған | 1,15 | | 18. Торғай | 1,00 | | 19. Оңтүстiк Қазақстан | 1,09 | | 20. Алматы қаласы | 1,00 | 2-қосымша ҚМР сметалық құнының климаттық және сейсмикалық коэффициенттерi | Шығыстар | Аудандар үшiн климаттық | Аудандар үшiн сейсмикалық | түрi | коэффициенттер | коэффициенттер | | I | II | III | IV | V сейсм| VI сейсм|VII сейсм | | | базис| | | 7 балл | 8 балл | 9 балл |Құрылыс- | | | | | | | |монтаж |1,015| 1,0 | 1,005|0,999| 1,020 | 1,047 | 1,060 |жұмыстары | | | | | | | Климаттық және сейсмикалық коэффициенттер жасау үшiн қабылданған бастапқы мәлiметтер |СНиП бойынша | Коэффициенттер кестесiндегi аудандардың |климаттық және | қабылданған белгiлерi |сейсмикалық |_________________________________________________ |аудандар | | | II | III | IV | V | VI | VII |СНиП бойынша | | | | | | | |желдi аудандар | | | | | | | |2 - 01 - 01 - 82| III | I | III | III | | I | |қарлы аудан | | | | | | | |2 - 01 - 01 - 82| IV | III | II | I | | III | |Сыртқы ауданның | | | | | | | |есептiк | о | о | о | о | | о | |температурасы |-40 С|-30 С |-30 С |-20 С | |-30 С | |ауданның | | | | | |сейсмикалық | | | | | |жағдайы | | 6 балға дейiн | 7 | 8 | 9 балл 3-қосымша Электр энергиясын тұтынушының 1 кВт жүктемесiне электр тарату (ЭТЖ) желiлерiн және көмекшi станцияларды (КС) салуға - энергия жүйесiнiң қорек берушi электр тораптарын бойынша К тр қуатын тасымалдауға кететiн үлестiк күрделi қаржылар | | у | | Экономикалық аудандардың аты |К тр мағыналары, теңге/кВт| |1. Солтүстiк Қазақстан (I аймақ) | 260 | |2. Оңтүстiк Қазақстан (II аймақ) | 220 | |3. Батыс Қазақстан (III аймақ) | 240 | Ескертулер: 1. Электр тарату желiлер (ЭТЖ) көмекшi станцияларды (КС) салуға кететiн үлестiк күрделi қаржылар Қазақстан Республикасының үш аймақтары үшiн ҚМЖ-ның аумақтық коэффициенттердi есепке алып келтiрiлген.
2. Электр тарату желiлерi (ЭТЖ) мен көмекшi станцияларды (КС) салуға кететiн үлестiк күрделi қаржылардың мағыналары 1991 жылдың бағалар деңгейiне сәйкес келедi.
4-қосымша
Iлгерiшiл КЭС құрылысының көрсеткiштерi | | | | Құрылыс құны | НЭС аты | МВТ | Отын түрi| Кi млн.теңге | |қуаты | |_______________________ | | | |Барлығы, К|соның iшiнде | | | | | Ксмр |1. Екiбастұздағы 2-ГРЭС | 4000 | көмiр | 2688 | 1013 | (I аймақ) | | | | |2. Оңтүстiк Қазақстан | 3240 | көмiр | 3549 | 2040 | ГРЭС (II аймақ) | | | | |3. Ақтөбе ЭС (III аймақ)| 954 |Газ, мазут| 513 | 281 | Құрылыстың үлестiк | Табиғат қорғау шараларға кететiн | | шығындары, теңге/кВт | үлестiк шығыстары, | |________________________| К пр теңге/кВт | |Барлығы, К э|соның iшiн | | | |ҚМЖ, КУҚМЖ | | | | у | | | | К смр | | |1. 448 | 237 | 224 | |2. 914 | 630 | 181 | |3. 442 | 295 | 96 | Ескертулер: 1. Iлгерiшiл КЭС үлестiк мағыналарының Екiбастұздағы 2-ГРЭС-тiң жобалау-сметалық құжаттамасын және құрылысты жобалау мен жүзеге асырудың келесi сатылатында дәлдене алынатын Оңтүстiк Қазақстан ГРЭС және Ақтөбе ЭС құрылысының техникалық-экономикалық негiздемелерiн таңдау нәтижесiнде алынған.
2. Құрылыс-монтаж жұмыстар (ҚМЖ) шығыстар құрамына табиғат қорғау шаралардың жүзеге асырудың шығыстары да кiредi.
3. Құрылыстың үлестiк шығыстардың мағыналары 1991 жылғы бағалар деңгейiне сәйкес келедi (1 теңге
- 1,04 АҚШ доллары).
5-қосымша
Жылу тораптарын салудың базалық құнының аумақтық коэффициенттерi (К1тс)
| Облыстардың аты | Жылу тораптары үшiн аумақтық| | | коэффициенттер | | 1. Ақмола | 1,07 | | 2. Ақтөбе | 1,02 | | 3. Алматы | 1,05 | | 4. Атырау | 1,13 | | 5. Шығыс Қазақстан | 1,08 | | 6. Жамбыл | 1,02 | | 7. Жезқазған | 1,13 | | 8. Батыс Қазақстан | 1,01 | | 9. Қарағанды | 1,10 | | 10. Көкшетау | 1,06 | | 11. Қостанай | 1,11 | | 12. Қызылорда | 1,05 | | 14. Павлодар | 1,07 | | 16. Семей | 1,00 | | 17. Талдықорған | 1,07 | | 18. Торғай | 1,12 | | 19. Оңтүстiк Қазақстан | 1,08 | 6-қосымша Жылу тораптарының базалық құнының (К2тс) жылу жүктемесi тығыздығының коэффициенттерi | | Ауданның есептi жылу жүктемесi, Гкал/с | Аты |_________________________________________________ | | 25 | 50 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 | 600 |1. 0,32 Гкал/сағ| 1,36 | 1,33 | 1,32 | 1,31| | | | |тығыздықта 2-3 | | | | | | | | |қабаттық құрылыс| | | | | | | | |2. 0,71 Гкал/сағ| 0,59 | 0,64 | 0,70 | 0,70| 0,70| 0,74| 0,78| 0,78 |тығыздықта 5 | | | | | | | | |(квартал. жасау)| | | | | | | | 7-қосымша Жылу тораптарының базалық құнының қосылған жылу жүктемесi деңгейiнiң коэффициенттерi (К3тс)
| | Ауданның есептi жылу жүктемесi, Гкал |1. 0,50 Гкал/СХП| 0,78 | 0,82 | 0,87 | 0,94| 0,99| 1,00| 1,01| 1,02 8-қосымша Климаттық жағдайлардың сыртқы ауаның есептi температурасының жылу тораптарының базалық құнының (К4тс) коэффициенттерi | Аты | Есептi температураның | | | коэффициенттерi | |Жылу жүйелерiн жобалау үшiн | | |сыртқы ауаның есептi | | | о | | |температурасы, tнро С | | | 1. минус 5С | 1,00 | | 2. минус 10С | 1,00 | | 3. минус 15С | 1,00 | | 4. минус 25С | 1,00 | | 5. минус 26С | 1,01 | | 6. минус 27С | 1,02 | | 7. минус 28С | 1,03 | | 8. минус 29С | 1,04 | | 9. минус 30С | 1,05 | |10. минус 31С | 1,06 | |11. минус 32С | 1,07 | |12. минус 33С | 1,08 | |13. минус 34С | 1,09 | |14. минус 35С | 1,10 | |15. минус 36С | 1,11 | |16. минус 37С | 1,12 | |17. минус 38С | 1,13 | |18. минус 39С | 1,14 | |19. минус 40С | 1,15 | 9-қосымша Жылу тораптарының базалық құнының сенiмдiлiк жөнiндегi СНиП талаптарын орындаудың шығыстарын есепке алатын коэффициентi (К5тс)
| Аты | Жылу жүктемесi, Q Гкал/с | | | 200 | 300 | 400 | |Жылу жүйелерiн жобалау үшiн | | | | |сыртқы ауаның есептiк | | | | |температурасы | | | | | 1. минус 5С | 1,00 | 1,00 | 1,00 | | 2. минус 10С | 1,00 | 1,00 | 1,00 | | 3. минус 15С | 1,00 | 1,00 | 1,00 | | 4. минус 20С | 1,00 | 1,07 | 1,08 | | 5. минус 25С | 1,00 | 1,07 | 1,08 | | 6. минус 26С | 1,00 | 1,07 | 1,08 | | 7. минус 27С | 1,00 | 1,07 | 1,08 | | 8. минус 28С | 1,00 | 1,07 | 1,08 | | 9. минус 29С | 1,00 | 1,07 | 1,08 | |10. минус 30С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |11. минус 31С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |12. минус 32С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |13. минус 33С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |14. минус 34С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |15. минус 35С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |16. минус 36С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |17. минус 37С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |18. минус 38С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |19. минус 39С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | |20. минус 40С | 1,07 | 1,08 | 1,09 | 10-қосымша Энергиямен жабдықтаушы ұйымның нақтылы жылу көзiнiң орналасу ауданының экологиялық жағдайын есепке алатын коэффициенттер, К5ти | Облыстардың, қалалардың, | Мағыналар, К5ти | | елдi мекендердiң аты | | | 1 | 2 | |1. Ақмола облысы | 1,10 | |1.1.Ақмола қаласы | | |2. Ақтөбе облысы | | |2.1. Ақтөбе қаласы | 1,10 | |3. Алматы облысы | | |3.1. Алматы қаласы | 1,30 | |3.2. Қапшағай қаласы | 1,03 | |4. Атырау облысы | | |4.1. Атырау қаласы | 1,13 | |4.2. Индер қаласы | 1,10 | |5. Шығыс Қазақстан облысы | | |5.1. Өскемен қаласы | 1,25 | |5.2. Лениногор қаласы | 1,13 | |5.3. Зырян қаласы | 1,10 | |6. Жамбыл облысы | | |6.1. Тараз қаласы | 1,15 | |6.2. Қаратау қаласы | 1,13 | |7. Жезқазған облысы | | |7.1. Жезқазған қаласы | 1,13 | |7.2. Никольск қаласы | 1,13 | |7.3. Балқаш қаласы | 1,20 | |8. Батыс Қазақстан облысы | | |8.1. Орал қаласы | 1,05 | |8.2. Ақсай қаласы | 1,10 | |9. Қарағанды облысы | | |9.1. Қарағанды қаласы | 1,25 | |9.2. Темiртау қаласы | 1,20 | |9.3. Саран қаласы | 1,10 | |9.4. Топар қаласы | 1,10 | |10. Көкшетау облысы | | |10.1. Көкшетау қаласы | 1,10 | |10.2. Шучье қаласы | 1,20 | |10.3. Бурабай қаласы | 1,20 | |11. Қостанай облысы | | |11.1. Қостанай қаласы | 1,10 | |11.2. Рудный қаласы | 1,10 | |12. Қызылорда облысы | | |12.1. Қызылорда қаласы | 1,20 | |12.2. Байқоңыр қаласы | 1,20 | |12.3. Арал қаласы | 1,20 | |13. Маңғыстау облысы | | |13.1. Ақтау қаласы | 1,10 | |14. Павлодар облысы | | |14.1. Павлодар қаласы | 1,15 | |14.2. Екiбастұз қаласы | 1,15 | |14.3. Ақсу/Ермак/қаласы | 1,10 | |15. Солтүстiк Қазақстан облысы | | |15.1. Петропавл қаласы | 1,10 | |16. Семей облысы | | |16.1. Семей қаласы | 1,25 | |17. Талдықорған облысы | | |17.1. Талдықорған қаласы | 1,07 | |17.2. Текелi қаласы | 1,07 | |18. Торғай облысы | | |18.1. Арқалық қаласы | 1,05 | |19. Оңтүстiк Қазақстан облысы | | |19.1. Шымкент қаласы | 1,15 | |19.2. Кентау қаласы | 1,15 | |19.3. Түркiстан қаласы | 1,10 | |20. Республиканың басқа | 1,00 | | елдi мекендерi | |

На русском языке:
Қазақстан Республикасының Мұнай және газ Министерство нефти и газа Республики Казахстан министрлігі Утверждена приказом Министра энергетики и природных ресурсов Республики Казахстан 26 марта 1997г. N 9. Зарегистрирована в Министерстве юстиции Республики Казахстан 21 апреля 1997 года N 284. Приказ от
26.03.1997г. N 9. утратил силу - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от
01.11.2004г. N 257
Методика расчета компенсации дополнительных затрат энергоснабжающей организации потребителями энергии для финансирования решения и реконструкции энергоисточников, строительства сетей транспортировки энергии и электроподстанций общего пользования при подключении дополнительных нагрузок
1. Область применения Настоящая Методика устанавливает порядок определения размера компенсации затрат энергоснабжающей организации в строительстве и расширение энергоисточников с учетом затрат на природоохранные мероприятия и строительство тепловых, электрических сетей и подстанций общего пользования.
Затраты энергоснабжающей организации при строительстве новых, расширении и реконструкции существующих энергоисточников, тепловых и электрических сетей и подстанций общего пользования соответствуют плате за присоединяемую электрическую и тепловую нагрузку покупателей энергии - потребителей тепловой и электрической энергии.
2. Основные понятия, применяемые в Методике
2.1. Энергоснабжающая организация - организация, осуществляющая продажу потребителям произведенной или купленной электрической и (или)
тепловой энергии.
2.2. Покупатель энергии - юридические лица любой формы собственности и вида деятельности.
2.3. Базисная электростанция - крупная конденсационная электростанция с единичной электрической мощностью энергоблоков 300 МВт и выше, предназначенная для покрытия дефицита электрической мощности в целом по региону Республики Казахстан.
2.4. "Условная котельная" - условный альтернативный источник тепла для группы (или одного) покупателей энергии, с показателями, приведенными к условиям региона расположения потребителя.
2.5. Плата за присоединяемую нагрузку - компенсация затрат энергоснабжающей организации, связанная со строительством новых, расширением и реконструкцией существующих объектов энергетики для покрытия дополнительной присоединяемой электрической и тепловой нагрузки покупателей энергии за счет их средств.
2.6. Естественный прирост нагрузки потребителей - прирост нагрузок потребителей энергии, не связанный с переоформлением договора с энергоснабжающей организацией на потребление энергии.
3. Общие положения
Плата за присоединяемую электрическую и тепловую нагрузку определяется в зависимости от географического расположения, климатических условий и топливообеспеченности региона расположения потребителя - покупателя энергии.
3.1. Методика определения размера платы потребителя за присоединяемую электрическую нагрузку Методикой, выполненной в соответствии с Законом "Об энергетике" (статья 6, пункт 3), рекомендуется определять размер платы потребителя за присоединяемую электрическую нагрузку по удельной стоимости промстроительства базисного источника электрической энергии с учетом затрат на природоохранные мероприятия и удельным затратам на строительство магистральных электрических сетей (220 кВ и выше).
Основные условные обозначения:
N - электрическая мощность энергоисточника, тыс. кВт;
Nп - присоединяемая электрическая нагрузка потребителя, тыс. кВт;
Кэ - капитальные вложения в строительство энергоисточника, млн. тенге;
Кпр - капитальные вложения на природоохранные мероприятия, К - суммарные капиталовложения в строительство энергоисточника, у Кэ - удельные капитальные вложения в строительство энергоисточника, тенге/кВт;
Кпр - удельные капитальные вложения в природоохранные мероприятия, тенге/кВт;
Ктр - удельные капитальные вложения на транспорт мощности по питающим сетям энергосистемы, тенге/кВт;
Ксмр - удельные капитальные вложения в строительно-монтажные работы, тенге/кВт;
Кэ прив - удельные капитальные вложения в строительство энергоисточника, приведенные к рассматриваемому району (региону), тенге/кВт;
Пэ - плата потребителями энергоснабжающей организации за присоединяемую электрическую нагрузку, млн. тенге;
Кпер - переводной коэффициент, учитывающий изменение размера платы за присоединяемую нагрузку по отношению к уровню цен на 1.01.1991 г..
Величина платы потребителей электроэнергии (любой формы собственности) за присоединяемую нагрузку к электрическим сетям энергосистемы определяется из расчета возмещения всех затрат последней по снабжению их электрической энергией.
Она включает в себя капиталовложения на расширение источников электроэнергии (Кэ) и капиталовложения на природоохранные мероприятия (Кпр), которые принимаются по проектно-сметной документации данного энергоисточника района (области).
Таким образом, суммарные капиталовложения на расширение электростанции составят:
К = Кэ + Кпр (1)
При этом Кэ разделяется на две части:
- капвложения на приобретение собственно оборудования расширяемой части электростанции (Ко) и капиталовложения на строительномонтажные работы (Ксмр), которые составляют 50-60% от К (Ксмр включает и затраты на природоохранные мероприятия).
При известной величине указанных составляющих, участие потребителей (Кп) в расширении электростанции определяется по формуле: у у Кп = (Кэ/N + Кпр/N) Nп х Кпер = (Кэ + Кпр) х Nп х Кпер (2), у у у где Кэ = Ко + К смр (тенге/кВт) - удельная стоимость расширяемой части электростанции по электротехническому оборудованию у у (Ко) и удельная стоимость строительно-монтажных работ (Ксмр) для ТЭС района.
Капитальные вложения (размер участия потребителей), относимые на ввод в действие электрической мощности ТЭС, определяются, исходя у из Кэ для конкретного района по проектно-сметной документации.
При этом:
у у у у
Кэ прив = (Кэ - Ксмр) + К смр прив (3), Удельные капитальные вложения на строительно-монтажные работы, приведенные к рассматриваемому району, рассчитываются следующим образом:
К смр прив = Ксмр х Ктер х Ккл (4), где Ктер - территориальный коэффициент на строительно-монтажные работы для соответствующих областей, принимается по приложению 1;
Ккл - коэффициент, учитывающий условия производства работ (климат и сейсмичность), принимается по приложению 2.
Если заявляемая электрическая нагрузка будет привязана к у конкретной ТЭЦ, то удельная стоимость Кэ определяется только на создание электрической мощности. Для большинства ТЭЦ эта величина составляет от 50% до 60% от суммарной удельной стоимости ТЭЦ, в среднем 55% (45% расходуется на создание тепловой мощности). Поэтому при рассмотрении конкретной ТЭЦ Кэ умножается на этот коэффициент, т.е.
Кэ тэц = 0,55 х Кэ (допускается использовать данные по конкретной ТЭЦ).
Плата потребителями за присоединяемую нагрузку к энергосистеме определяется следующим образом:
Пэ = (Кэ + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер (5), где Ктр - удельные капиталовложения на транспорт мощности по питающим сетям энергосистемы, тенге/кВт (приложение 3).
Здесь необходимо подчеркнуть основное назначение Ктр - это участие потребителей электроэнергии в строительстве питающих сетей энергосистем, межсистемных линий электропередачи 220 кВ и выше и межгосударственных связей на напряжении 500 - 1150 кВ.
Таким образом, потребитель электрической энергии, заплатив за подключаемую нагрузку, одновременно участвует в развитии энергетики страны, преследующей цели снабжения потребителей без ограничения, соответствующего качества и высокой степени надежности.
Удельные капиталовложения на транспорт мощности по питающим у сетям энергосистемы Ктр могут быть определены для энергосистемы или области. Для этого необходимо по нескольким действующим системам электропередачи на 110 - 500 кВ (питающие линии электропередачи и подстанции, подключенные к этим линиям) по отдельности по проектносметной документации определить затраты на систему электропередачи:
Кс = Клеп + Кпс
Далее по каждой системе электропередачи надо определить их экономические мощности Nэк, тыс. кВт по загрузке трансформаторов на расчетный срок. При этом фактические значения удельных капиталовложений определяются по формуле:
Ктр = Кс : Nэк (тенге/кВт)
Определенные таким образом фактические удельные затраты на ввод электросетевых объектов по разным системам электропередачи должны быть усреднены по энергосистеме (области) и эта величина будет являться фактическим показателем для формулы (5) по определению платы потребителей за присоединяемую мощность.
Предлагается также второй способ определения удельных капвложений на транспорт мощности по питающим сетям у энергосистемы - Ктр.
Затраты на транспорт мощности по питающим электрическим сетям энергосистемы являются следствием прироста нагрузок *Nп (кВт) потребителей электроэнергии в целом по энергосистеме в течение расчетного срока (как правило, 5 лет).
На основании этого прироста нагрузок по техническим и экономическим критериям предусматривается ввод в эксплуатацию определенных элементов питающих сетей - линий электропередачи и подстанций 220 кВ и выше, а для сельских районов - 110 кВ и выше с необходимым объемом капиталовложений Кс (тенге). В этом случае удельная стоимость транспорта мощности по питающим сетям у энергосистемы (области) Ктр определяется следующим образом:
Ктр = Кс : * Nп, (тенге/кВт);
Определенные таким образом удельные капиталовложения на транспорт мощности по питающим сетям энергосистемы для трех регионов Республики Казахстан приведены в Приложении 3.
При определении платы потребителями за присоединяемую нагрузку, при соответствующем обосновании, допускается применение фактических удельных затрат на транспорт мощностей Ктр по энергосистеме(области).
В случае возникновения трудностей в определении удельных показателей по конкретным электрическим станциям энергосистемы (области) рекомендуется более упрощенный метод определения размера платы потребителем за присоединяемую электрическую нагрузку.
По условиям топливоснабжения, с учетом географического расположения, климатических условий, наличия топливно-энергетических ресурсов и действующих или проектируемых базисных электрических станций территориально Республику Казахстан рекомендуется разделить на три региона:
I регион - районы наличия дешевого энергетического твердого топлива - углей месторождений "Кара Жыра" (Семипалатинская область), Экибастузского, Майкубенского, Шубаркольского, Торгайского месторождений - Восточно- Казахстанская, Семипалатинская, Карагандинская, Павлодарская, Жезказганская, Акмолинская, Северо-Казахстанская, Костанайская, Торгайская и Кокшетауская области, где продолжительность отопительного периода 4200-5500 часов, расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления от - 40 С до - 30 С, относящиеся к следующим энергосистемам: Алтайэнерго, Карагандаэнерго, Костанайэнерго, Павлодарэнерго, Экибастузэнерго, Целинэнерго.
Базисным источником электрической энергии для региона принимается Экибастузская ГРЭС-2.
II регион - районы привозного топлива: Алматинская, Талдыкорганская, Жамбылская, Южно-Казахстанская и Кзыл-Ординская области, где продолжительность отопительного периода 3500-4000 часов, расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления от - 30 С до - 20 С, относящиеся к энергосистемам Алматынэнерго и Южказэнерго.
Базисным источником электрической энергии для региона принимается Южно-Казахстанская ГРЭС.
III регион - районы действия газомазутного топлива: Мангистауская, Атырауская, Западно-Казахстанская и Актюбинская области, где продолжительность отопительного периода 3200-5000 часов, расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления от - 30 С до 20 С, относящиеся к энергосистемам Атырауэнерго и Запказэнерго.
Базисным источником электрической энергии для региона принимается Актюбинская ЭС.
При возникновении трудностей в определении удельных показателей по конкретным ТЭС в расчет принимаются показатели прогрессивных КЭС регионов Республики Казахстан, представленных в Приложении 4 , тогда расчеты по определению размера платы потребителями за присоединяемую электрическую нагрузку (формула 5) максимально упрощаются, т.к. в этом случае удельные показатели Кэ и Кпр принимаются из Приложения 4 (расчеты проиллюстрированы примером 2).
3.1.1. Примеры расчета платы потребителей за присоединяемую Пример расчета N 1 Потребитель электроэнергии - электрифицируемый участок железной дороги с заявляемой электрической нагрузкой Nп, равной 15066 кВт, расположен на территории Жезказганской области (1 регион).
Источником электрической энергии является Жезказганская ТЭЦ-2 на твердом топливе с располагаемой мощностью N, равной 464 тыс.кВт.
Имеются следующие данные:
К = 503 млн. тенге, в том числе строительно-монтажные работы составляют 53% от К (с учетом СМР на природоохранные мероприятия), Кпр = 151,2 млн.
тенге, т.е. 30% от К.
Сейсмичность района менее 6 баллов.
В данном случае Жезказганская ТЭЦ-2 рассматривается как расширяемый источник электроэнергии области (расширение может быть в другом месте, например, на Балхашской ТЭЦ). Затраты на создание электрической мощности Жезказганской ТЭЦ-2 составляют 56% от установленной (располагаемой)
мощности станции (44% используется на создание тепловой мощности).
При известной величине составляющих затрат участие данного потребителя в расширении электростанции определяется по формуле (2):
э
Кп = (Кэ/N + Кпр/N) Nп х Кпер х Ктэц где Ктэц = 0,56 - доля затрат на создание электрической мощности, включая природоохранные мероприятия;
Кпер = 1 по состоянию уровня цен на 1991 г.
Плата потребителем за присоединяемую нагрузку к электрическим сетям энергосистемы (Пэ) определяется по зависимости (5):
Пэ = (Кэ + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер, где Кэ = 0,56 х 503 : 464 = 607 (тенге/кВт);
Кпр = 151,2 : 464 = 325,9 (тенге/кВт);
Ктр = 260 тенге/кВт - по приложению 3.
Так как в данном случае в качестве расширяемого источника использована конкретная Жезказганская ТЭЦ-2, а не прогрессивная КЭС района, то вместо Кэ в расчет принимаются Кэ прив с учетом конкретных условий, т.е. района размещения источника Ктер (Приложение 1), а также климата и сейсмичности района Ккл (Приложение 2), определяемые по формулам (3) и (4):
Кэ прив = (Кэ тэц - Ксмр) + Ксмр х Ктер х Ккл, Как указывалось выше, Ксмр = 0,53 х Кэ, тогда Кэ прив = (Кэ/N - 0,53 Кэ/N) + Кэ тэц х 0,53 Кэ/N х Ктер х Ккл = (0,56 х 503 : 464 - 0,56 х 0,53 х 503 : 464)+ 0,56 х 0,53 х 503 : 464 х 1 х 1,015 = (0,56 х 1084 - 0,56 х 574,5) + 0,56 х 574,5 х 1,0 х 1, 015 = (607 - 321,7) + 326,6 = 611,9(тенге/кВт).
Плата за присоединяемую электрическую нагрузку:
Пэ = (Кэ прив + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер = = (611,9 + 325,9 + 260)х 15066 х 1,0 = 18,04 (млн. тенге).
Таким образом, данный потребитель электроэнергии участвует как в расширении электростанции области, так и в развитии питающих сетей энергосистемы.
Пример расчета N 2
(по упрощенной методике)
Потребитель электроэнергии - электрифицируемый участок железной дороги с заявляемой электрической нагрузкой Nп, равной 15066 кВт, расположен Источником электрической энергии является прогрессивная конденсационная электростанция (КЭС) региона - Экибастузская ГРЭС-2, необходимые удельные показатели приведены в Приложении 4.
Плата потребителя электроэнергии в расширение прогрессивной КЭС региона и в развитие питающих электрических сетей энергосистемы определяется по выражению (5):
Пэ = (Кэ + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер = = (448 + 224 + 260)х 15066 х 1,0 = 14,0 (млн. тенге), где по Приложению 3 Ктр = 260 тенге/кВт.
Плата потребителя в размере 14 млн. тенге на 72% будет использована для расширения электростанции и на 28% - для развития питающих электрических сетей энергосистемы.
Как показывают результаты расчетов для одного и того же потребителя, плата за присоединяемую электрическую нагрузку (15066 кВт), в случае расчета с данными конкретной ТЭЦ, получилась на 28,8% дороже, чем в варианте с прогрессивной КЭС региона.
Это объясняется тем, что агрегаты ТЭЦ, как правило относительно небольшой мощности, поэтому их удельная стоимость значительно больше по сравнению с агрегатами КЭС. Поэтому результаты расчетов по определению размера платы потребителями за присоединяемую электрическую нагрузку с конкретными (местными) электростанциями будут, как правило, на 25-30% больше, чем результаты расчетов по упрощенной методике.
3.2. Методика определения размера платы потребителя за присоединяемую тепловую нагрузку 3.2.1. Теплоисточники Размер платы потребителя за присоединяемую тепловую нагрузку рекомендуется определять по удельной стоимости промстроительства "условной котельной" с показателями, приведенными к условиям региона расположения потребителя - покупателя энергии с применением коэффициентов, учитывающих условия подключения к конкретному источнику тепла энергоснабжающей организации.
В качестве "условной котельной" принята промышленно- отопительная котельная тепловой мощностью 400 Гкал/ч на твердом топливе с "экологически чистым" оборудованием, с закрытой системой горячего водоснабжения, для первого территориального района.
Базовый удельный показатель стоимости строительства "условной котельной", определенный расчетным путем на основании объектов - у представителей Республики Казахстан - Кти = 530 тыс. тенге/Гкал/ч (в ценах 1991 г.).
Для приведения показателей удельных затрат в строительство "условной котельной" к условиям региона расположения потребителя - покупателя энергии с учетом подключения к конкретному источнику тепла энергоснабжающей организации рекомендуется применение следующей системы коэффициентов:
Ктер - территориальный коэффициент изменения сметой стоимости по областям республики, принимается по Приложению 1;
Ккл - климатический и сейсмический коэффициенты изменения сметой стоимости, принимается по Приложению 2;
К1ти - коэффициент, учитывающий подключение потребителя тепловой энергии к энергоисточнику (к ТЭЦ - 0,65, к котельной - 1-1,3);
К2ти = 0,6 (при газомазутном топливе) коэффициент, учитывающий вид топлива конкретного источника тепла энергоснабжающей организации;
К3ти - коэффициент, учитывающий экологическую напряженность района расположения конкретного источника тепла энергоснабжающей организации, принимается по Приложению 5;
К4ти - 1,1 (при открытой системе горячего водоснабжения)
коэффициент, учитывающий сложившуюся систему горячего водоснабжения конкретного источника тепла энергоснабжающей организации.
При присоединении паровой нагрузки к ТЭЦ, независимо от параметров (с учетом перевода 1 т/ч пара = 0,6 Гкал/ч) применяется коэффициент К5ти = 2 к величине платы за присоединяемую нагрузку в паре.
Кпер - переводной коэффициент, учитывающий изменение размера платы за присоединяемую нагрузку по отношению к уровню цен на 1.01.91 г.
3.2.2. Тепловые сети
Базовый удельный показатель стоимости строительства тепловых сетей принят для следующих исходных условий строительства:
- тепловой район - 400 Гкал/ч;
- плотность тепловой нагрузки - 0,5 Гкал/ч х га;
- смешанный способ прокладки;
- сухие грунты;
- схема подключения потребителей горячего водоснабжения - закрытая;
- график регулирования отпуска тепла - 150/70 С;
- расчетная наружная температура для проектирования систем отопления - минус 25 С;
- базовый удельный показатель стоимости строительства тепловых сетей, определенный расчетным путем на основании объектов - у представителей Республики Казахстан - Ктс = 72,1 тыс. тенге/Гкал/ч (в Переход от базового показателя к местным условиям строительства осуществляется путем введения соответствующих коэффициентов:
К1тс - территориальный коэффициент на строительство тепловых сетей (см.
Приложение 5);
К2тс - на плотность тепловой нагрузки (см. Приложение 6);
К3тс - на суммарный уровень подключенной тепловой нагрузки (см.
Приложение 7);
К4тс - на климатические условия - расчетную температуру наружного воздуха (см. Приложение 8);
К5тс - на особые условия строительства: сейсмичность, обводненные грунты, просадочность, горные подработки и др. - 1,1 (см. Примечание 2);
К6тс - коэффициент, учитывающий затраты на выполнение требований СНиП по надежности (см. Приложение 9);
К7тс - на открытую систему горячего водоснабжения - 1,05.
Затраты в строительство тепловых сетей определяются путем умножения удельного базового показателя Ктс на приведенные коэффициенты.
Примечания:
1. Рекомендуемые коэффициенты не являются безоговорочными. Учет местных условий, в том числе дальний транспорт тепла, при конкретном проектировании может внести поправки в величину этих коэффициентов в ту или иную сторону.
2. При наличии нескольких факторов общий коэффициент на особые условия строительства получается перемножением коэффициентов.
3.2.3. Примеры расчета платы потребителей за присоединяемую тепловую нагрузку Условные обозначения:
Q - тепловая мощность энергоисточника, Гкал/ч;
Qп - присоединяемая тепловая нагрузка потребителя, Гкал/ч;
Кт - полные затраты на строительство "условной котельной" - источника тепловой энергии с учетом природоохранных мероприятий, млн. тенге;
Кэ - удельные затраты на строительство базисного источника электрической энергии, тенге на 1 кВт;
У
Кт - удельные затраты на строительство "условной котельной" - источника тепловой энергии, тыс. тенге на 1 Гкал/ч;
К тс - удельные затраты в строительство магистральных тепловых сетей, тыс. тенге на 1 Гкал/ч;
Пт - плата за присоединяемую тепловую нагрузку, млн. тенге;
Пти - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в расширение теплоисточника, млн. тенге;
Птс - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в развитие тепловых сетей, млн. тенге;
гв
Пт - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в горячей воде, млн.
тенге;
п
Пт - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в паре, млн. тенге.
Плата за присоединяемую тепловую нагрузку определяется по формуле:
Пт = Пти + Птс
Пти = (Qп + К5ти х 0,6 х Dп)х Кт х Ктер х Ккл х К1ти х К2ти х К3ти х К4ти х Кпер х 10 , млн. тенге Птс = Qп х Ктс х К1тс х К2тс х К3тс х К4тс х К5тс х К6тс х К7тс х Кпер, млн. тенге Пример 1. Потребитель расположен в г. Павлодаре. Присоединяемая тепловая нагрузка в горячей воде Qп = 25 Гкал/ч, в паре - Dп = 10 т/ч.
Источник тепла - ТЭЦ-3 на твердом топливе. Схема теплоснабжения - централизованная. Система горячего водоснабжения - закрытая. Магистральные тепловые сети подземно-надземные. Город Павлодар согласно СНиП II-7-18 относится к I-му району. Сейсмичность района 6 баллов. Грунты мокрые.
Расчетная температура для проектирования системы отопления - 37 С. Плотность тепловой нагрузки - 0,71 Гкал/ч на гектар.
Кти = 530 тыс. тенге/Гкал/ч; Ктс = 72,1 тыс.тенге/Гкал/ч Ктер = 1,16; Ккл = 1,015; К1ти = 0,65; К2ти = 1; К3ти = 1,15;
К4ти = 1; К5ти = 2; Кпер = 60 (на момент расчета).
К1тс = 1,07; К2тс = 0,59; К3тс = 0,79; К4тс = 1,12; К5тс = 1,1;
К6тс = 1; К7тс = 1;
Плата за присоединяемую тепловую нагрузку в горячей воде составит:
Пти = (Qп + К5ти х 0,6 х Dп)х Кт х Ктер х Ккл х К1ти х К2ти х К3ти х К4ти х Кпер х 10, млн. тенге Птс = Qп х Ктс х К1тс х К2тс х К3тс х К4тс х К5тс х К6тс х К7тс х Кпер, млн.тенге Пти = (25 + 2 х 0,6 х 10)х 530 х 10 х 1,16 х 1,015 х 0,65 х 1 х 1,15 х 1 х 60 х 10 = 1035,5 млн. тенге Птс = 25 х 72,1 х 10 х 1,07 х 0,59 х 0,79 х 1,12 х 1,1 х 1 х 1 х -6 60 х 10 = 66,5 млн. тенге Пт = Пти + Птс = 1035,5 + 66,5 = 1102 млн. тенге Приложение 1 Территориальные коэффициенты изменения сметной стоимости СМР по областям Республики Казахстан, Ктер Наименование областей | Значения, Ктер
1. Акмолинская | 1,19
2. Актюбинская | 1,12
3. Алматинская | 1,06
4. Атырауская | 1,19
5. Восточно-Казахстанская | 1,23
6. Жамбылская | 1,17
7. Жезказганская | 1,10
8. Западно-Казахстанская | 1,14
9. Карагандинская | 1,19
10. Кокшетауская | 1,22
11. Костанайская | 1,20
12. Кзыл-Ординская | 1,10
13. Мангистауская | 1,00
14. Павлодарская | 1,16
15. Северо-Казахстанская | 1,13
16. Семипалатинская | 1,16
17. Талдыкорганская | 1,15
18. Торгайская | 1,00
19. Южно-Казахстанская | 1,09
20. г. Алматы | 1,00
Приложение 2
Климатические и сейсмические коэффициенты изменения сметной стоимости СМР, Ккл Вид | Климатические коэффициенты | Сейсмические коэффициенты затрат | для районов | для районов | I | II | III | IV | V | VI | VII | |базис- | | | сейсм. | сейсм. | сейсм.
| |ный | | | 7 балл. | 8 балл.| 9 балл.
Строи- | | | | | | | тельно | | | | | | | монтаж-| | | | | | | ные | | | | | | | работы |1.015 | 1.0 |1.005 | 0.999 | 1.020 | 1.047 | 1.060 Сейсмич- | | | | | ность | | | | | района на | | | | | по СНиП | | | | | II-7-18 | | до 6 баллов | 7 | 8 |9 балл.
Приложение 3
Удельные капильные вложения на 1 кВт нагрузки потребителя элетроэнергии в строительство линий электропередачи (ЛЭП) и подстанций (ПС) - транспорт мощностей по питающим электрическим сетям энергосистемы, Ктр Наименование экономических | Значения районов | у | Ктр, тенге/кВт
1. Северо-Казахстанский (I-регион) | 260
2. Южно-Казахстанкий (II-регион) | 220
3. Западно-Казахстанский (III-регион) | 240 Примечания: 1. Удельные капитальные вложения в строительство линий электропередачи (ЛЭП) и подстанций (ПС)
приведены с учетом территориальных коэффициентов на СМР для трех регионов Республики Казахстан.
2. Значения удельных капитальных вложений в строительство линий электропередачи (ЛЭП) и подстанций (ПС) соответствует уровню цен 1991 г.
Приложение 4
Показатели строительства прогрессивных КЭС Наименование КЭС|Мощно|Вид |Стоимость |Удельные |Удельные |сть, |топли-|строительства|затраты на |затраты в |МВТ |ва |К, млн.тенге |строительство,|природо- | | | |тенге/кВт |охранные | | |-------------|--------------|мероприятия | | |Всего,|в т.ч.|Всего,|в т.ч. | у | | | К |СМР, | у |СМР,у |Кпр, | | | |Ксмр |Кэ | Ксмр|тенге/кВт
1. Экибастузская|4000 Уголь 2688 1013 448 237 224 ГРЭС-2 (I регио)|
2. Южно-Казах- |3240 Уголь 3549 2040 914 630 181 стан ГРЭС | (II регион) |
3. Актюбинская |954 Газ, 513 281 442 295 96 ЭС (III регион) | мазут Примечание: 1. Значения удельных затрат прогрессивных КЭС получены в результате обработки проектносметной документации Экибазтузской ГРЭС-2 и сметно-финансовых расчетов технико-экономических обоснований (ТЭО) строительства Южно-Казахстанской ГРЭС и Актюбинской ЭС, которые могут быть уточнены на последующих стадиях проектирования и реализации строительства.
2. В состав затрат строительно-монтажных работ (СМР) входят и затраты на реализацию природоохранных мероприятий.
3. Значения удельных затрат на строительство соответствуют уровню цен 1991 г.
(1 тенге = 1,04 доллара США)
Приложение 5
Территориальные коэффициенты на строительство тепловых сетей к базовой стоимости, К1тс Наименование областей | Территориальные коэффициенты | для тепловых сетей
1. Акмолинская | 1,07
2. Актюбинская | 1,02
3. Алматинская | 1,05
4. Атырауская | 1,13
5. Восточно-Казахстанская | 1,08
6. Жамбылская | 1,02
7. Жезказганская | 1,13
8. Западно-Казахстанская | 1,01
9. Карагандинская | 1,10
10. Кокшетауская | 1,06
11. Костанайская | 1,11
12. Кзыл-Ординская | 1,05
14. Павлодарская | 1,07
16. Семипалатинская | 1,00
17. Талдыкорганская | 1,07
18. Торгайская | 1,12
19. Южно-Казахстанская | 1,08 Приложение 6 Коэффициенты на плотность тепловой нагрузки к базовой стоимости тепловых сетей, К2тс Наименование | Расчетная тепловая нагрузка района, Гкал/ч | 25 | 50 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 |600
1. 2-3 этажная заст- | ройка при плотности | 0,32 Гкал/чхга |1,36 1,33 1,32 1,31
2. 5 этажная зас- | тройка при плотности | 0,71 Гкал/чхга |0,59 0,64 0,70 0,70 0,70 0,74 0,78 0,78 /квартальная | планировка/ | Приложение 7 Коэффициенты на суммарный уровень подключенной тепловой нагрузки к базовой стоимости тепловых сетей, К3тс | 25 | 50 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 | 600
1. 5 этажная зас- тройка при плотности 0,50 Гкал/чхга 0,78 0,82 0,87 0,94 0,99 1,00 1,01 1,02 /микрорайонная планировка/ Приложение 8 Коэффициенты на климатические условия - расчетную температуру наружного воздуха - к базовой стоимости тепловых сетей, К4тс Наименование | Коэффициенты на расчетную | температуру Расчетная температура наружного | воздуха для проектирования | систем отопления, t нро, С |
1. минус 5 С 1,00
2. минус 10 С 1,00
3. минус 15 С 1,00
4. минус 25 С 1,00
5. минус 26 С 1,01
6. минус 27 С 1,02
7. минус 28 С 1,03
8. минус 29 С 1,04
9. минус 30 С 1,05
10. минус 31 С 1,06
11. минус 32 С 1,07
12. минус 33 С 1,08
13. минус 34 С 1,09
14. минус 35 С 1,10
15. минус 36 С 1,11
16. минус 37 С 1,12
17. минус 38 С 1,13
18. минус 39 С 1,14
19. минус 40 С 1,15
Приложениие 9
Коэффициент, учитывающие затраты на выполнение требований СНиП по надежности к базовой стоимости тепловых сетей, К5тс Наименование | Тепловая нагрузка, Q | Гкал/ч Расчетная температура наружного | 200 | 300 | 400 воздуха для проектирования | | | систем отопления, t нро, С | | |
1. минус 5 С 1,00 1,00 1,00
2. минус 10 С 1,00 1,00 1,00
3. минус 15 С 1,00 1,00 1,00
4. минус 20 С 1,00 1,07 1,08
5. минус 25 С 1,00 1,07 1,08
6. минус 26 С 1,00 1,07 1,08
7. минус 27 С 1,00 1,07 1,08
8. минус 28 С 1,00 1,07 1,08
9. минус 29 С 1,00 1,07 1,08
10. минус 30 С 1,07 1,08 1,09
11. минус 31 С 1,07 1,08 1,09
12. минус 31 С 1,07 1,08 1,09
13. минус 33 С 1,07 1,08 1,09
14. минус 34 С 1,07 1,08 1,09
15. минус 35 С 1,07 1,08 1,09
16. минус 36 С 1,07 1,08 1,09
17. минус 37 С 1,07 1,08 1,09
18. минус 38 С 1,07 1,08 1,09
19. минус 39 С 1,07 1,08 1,09
20. минус 40 С 1,07 1,08 1,09 Приложение 10 Коэффициенты, учитывающие экологическую напряженность района расположения конкретного источника тепла энергоснабжающей организации, К3ти Наименование областей, городов, | Значение К3ти населенных пунктов | 1 | 2
1.Акмолинская область
1.1. г. Акмола 1,10
2. Актюбинская область
2.1. г. Актюбинск 1,10
3. Алматинская область
3.1. г. Алматы 1,30
3.2. г. Капчагай 1,03
4. Атырауская область
4.1. г. Атырау 1,13
4.2. г. Индер 1,10
5. Восточно-Казахстанская область
5.1. г. Усть-Каменогорск 1,25
5.2. г. Лениногорск 1,13
5.3. г. Зыряновск 1,10
6. Жамбылская область
6.1. г. Тараз 1,15
6.2. г. Каратау 1,13
7. Жезказганская область
7.1. г. Жезказган 1,20
7.2. г. Никольск 1,13
7.3. г. Балхаш 1,20
8. Западно-Казахстанская область
8.1. г. Уральск 1,05
8.2. г. Аксай 1,10
9. Карагандинская область
9.1. г. Караганда 1,25
9.2. г. Темиртау 1,20
9.3. г. Сарань 1,10
9.4. г. Топар 1,10
10. Кокшетауская область
10.1. г. Кокшетау 1,10
10.2. г. Щучинск 1,20
10.3. г. Бурабай 1,20
11. Костанайская область
11.1. г. Костанай 1,10
11.2. г. Рудный 1,10
12. Кзыл-Ординская область
12.1. г. Кзыл-Орда 1,20
12.2. г. Байконур 1,20
12.3. г. Казалинск 1,10
12.4. г. Аральск 1,20
13. Мангистауская область
13.1. г. Актау 1,10
14. Павлодарская область
14.1. г. Павлодар 1,15
12.2. г. Экибастуз 1,15
12.3. г. Аксу 1,10
15. Северо-Казахстанская область
15.1. г. Петропавловск 1,10
16. Семипалатинск
16.1. г. Семипалатинск 1,25
17. Талдыкорганская область
17.1. г. Талдыкорган 1,07
17.2. г. Текели 1,07
18. Торгайская область
18.1. г. Аркалык 1,05
19. Южно-Казахстанская область
19.1. г. Шымкент 1,15
19.2. г. Кентау 1,15
19.3. г. Туркестан 1,10
20. Другие населенные пункты республики 1,00