Файл: Снижение затрат на энергоресурсы собственных нужд котельных.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 224

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава I. Теоретические основы снижения затрат на энергоресурсы тепловая энергия себестоимость 1.1 Снижение потерь теплоты с уходящими газамиОсновными потерями в котельных установках являются потери с теплотой отходящих газов [17]. Потери теплоты с уходящими газами (q2) в котлах без хвостовых поверхностей, работающих с опт, могут достигать 25 %. Мероприятия, способствующие уменьшению потерь q2, следующие.1. Установка водяного питательного поверхностного экономайзера (экономайзера и воздухоподогревателя) – экономия газа 4-7 %, теплофикационного – 6-9 %, контактного – 10-15 % в зависимости от температуры уходящих газов. Запишем выражение для потерь теплоты с уходящими газами в упрощенном виде (без учета теплоты вносимой холодным воздухом) (172)и рассчитаем изменение потерь при увеличении (уменьшении) температуры уходящих газов на ∆tух . (173)Для природного газа V0 ≈ 9,7 м3/м3; м3/м3; МДж/м3. При средней теплоемкости продуктов сгорания сг = 1,5 кДж/м3 и коэффициенте избытка воздуха  = 1,2 отношение . Таким образом увеличение (уменьшение) температуры уходящих газов на 20 ºС приводит к изменению КПД на 1 %. При больших избытках воздуха влияние изменения температуры уходящих газов более существенно.2. Работа котлоагрегата с оптимальным коэффициентом избытка воздуха  = опт. Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке выше оптимального приводит к снижению температуры в топке и уменьшению температурного напора, кроме того, увеличивается расход электроэнергии на привод вентилятора и дымососа. Из выражения (172) следует, что при изменении коэффициента избытка воздуха на ∆ потери теплоты с уходящими газами меняются на . (174)При температуре уходящих газов в диапазоне 120-170 ºС увеличение ∆ на 0,1 приводит к увеличению q2 на 0,5-0,7 %.3. Увеличение плотности газоходов приводит к уменьшению присосов воздуха по тракту котла. Увеличение присосов воздуха по газовому тракту котел – дымосос на 10 % приводит к перерасходу газа на 0,5 %, повышению расхода электроэнергии на привод дымососа на 4-5 %.Рассмотрим эффективность установки воздухоподогревателей. Котлы марки КВГМ, как правило, не укомплектованы воздухоподогревателями, что обусловливает в некоторых случаях повышенное значение температуры уходящих газов. Расчетное значение температуры уходящих газов у котла КВГМ-180 составляет 175 °С. Простой срок окупаемости проекта при установке за котлом воздухоподогревателя рассчитывается следующим образом. При известных значениях расхода топлива В1, температуры уходящих газов tух, коэффициенте избытка воздуха ух и КПД котлоагрегата  рассчитывают значения потерь теплоты с уходящими газами . (175)При установке воздухоподогревателя за котлом температура газов снизится до значения . При этом уменьшатся потери теплоты с уходящими газами до значения (176)и возрастет КПД котельного агрегата . (177)Это приводит к снижению расхода топлива: (178)что позволяет рассчитать годовую экономию топлива как , (179)где h – число часов работы котлоагрегата в течении года; Цт – стоимость природного газа.Количество теплоты, отданное продуктами сгорания, определятся выражением . (180)Площадь поверхности теплообмена определится из выражения , (181)где температурный напор рассчитывается как , (182)а коэффициент теплопередачи  по критериальным формулам при предварительно заданной скорости движения газа и воздуха в диапазоне 7 -15 м/с. После определения площади поверхности теплообмена уточняются конструктивные характеристики воздухоподогревателя, а именно: число труб, длина, шаги между трубами  и уточняется значение коэффициента теплопередачи. Обычно воздухоподогреватель изготавливают из труб 40×1,5, шаги между трубами при шахматном их расположении составляют 40-45 мм и 45-60 мм. Для котлов малой мощности используют трубы меньшего диаметра. После уточнения конструктивных характеристик: общего числа труб n, поперечного и продольных шагов, свободного сечения для прохода газа и воздуха  уточняют значения скоростей газа и воздуха. Затем определяют уточненное значение площади поверхности воздухоподогревателя F и его длину . При известной массе металла и стоимости одного килограмма Цм ориентировочные затраты на изготовление и монтаж воздухоподогревателя составят Звп≈2МЦм. На рис. 73 представлены расчеты годовой экономии топлива и затраты на монтаж (в ценах 2006 г.) воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 при различной температуре уходящих газов. Уменьшение температуры продуктов сгорания вплоть до 110 °С окупается практически за один год Звп ≈ Эт. При охлаждении продуктов сгорания до более низких температур возникают дополнительные затраты, связанные с обеспечением надежной работы дымовой трубы. Рис. 73. Годовая экономия топлива и затраты на монтаж воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 1.2 Потери теплоты с химической неполнотой сгоранияОни должны быть сведены к нулю за счет правильного выбора горелок, качества изготовления и монтажа, проведения наладки работы горелок и топочных туннелей. 1.3 Потери теплоты в окружающую средуДля снижения расхода газа из-за потерь теплоты в окружающую среду следует тщательно выполнять и поддерживать в исправном состоянии ограждения котла, изоляции оборудования, трубопроводов, задвижек, фланцев и т.д.; при этом температура на поверхности обмуровки не должна превышать 55 С при температуре окружающего воздуха 25 С. 1.4 Работа котельной установки в режиме пониженного давленияРабота котельной установки в режиме пониженного давления характеризуется следующим:а) уменьшение давления пара в барабане котла приводит к снижению степени сухости пара, особенно существенно при рк  0,5рн. Кроме того, увеличение влажности пара может приводить к гидравлическим ударам в сетях и паропотребляющем оборудовании, увеличению времени технологических процессов, а в некоторых процессах и к браку продукции;б) снижение давления пара и уменьшение температуры насыщения увеличивает температурный напор и приводит к более глубокому охлаждению продуктов сгорания, что несколько повышает КПД котла. 1.5 Температура питательной воды tвОна оказывает существенное влияние на экономичность работы котлоагрегатов. Для котлов с рн = 14 кгс/см2 увеличение температуры воды на входе в барабан котла tв.б на каждые 10 С дает экономию газа на 1,7-2,2 % при условии сохранения постоянного значения КПД за счет дополнительных мероприятий. Расход природного газа на выработку пара может быть рассчитан из уравнения прямого баланса котлоагрегата , (183)где D – паропроизводительность котельной; i и iпв – энтальпии насыщенного пара и питательной воды.При температуре питательной воды 105-110 ºС, КПД, равном 90 %, и энтальпии насыщенного пара при давлении 14 кгс/см2, равной 2788 кДж/кг, расход природного газа на выработку одной тонны пара составит м3/т. Повышение температуры питательной воды (при условии сохранения постоянных значений давления пара, производительности и КПД) можно оценить из уравнения прямого баланса котла (183) . (184)Увеличение температуры питательной воды на 10 ºС приводит к уменьшению удельного расхода газа на м3/т, или на (1,5/70)100 % ≈ 2 %.Но увеличение температуры питательной воды приводит к увеличению температуры уходящих газов, особенно когда экономайзер является последней по ходу газов поверхностью, что приводит к снижению КПД. Потому положительный эффект от повышения температуры питательной воды может быть достигнут только при одновременном проведении мероприятий по снижению температуры уходящих газов. Так, например увеличение температуры питательной воды и установка теплофикационного экономайзера за паровым котлом дает суммарный положительный эффект. 1.6 Возврат конденсата в котельнуюВ практике эксплуатации паровых систем теплоснабжения недостаточное внимание уделяется сбору и возврату конденсата в котельную, а это приводит к значительному перерасходу топлива. Перерасход газа (В, м3/ч) в котельной только за счет замещения физической теплоты невозвращенного от потребителя конденсата может быть рассчитан по формуле , (185)где D – паропроизводительность котельной, т/ч;   доля возврата конденсата, доли единицы; D(1- ) – количество конденсата, невозвращенное в котельную, в том числе и от расхода пара на собственные нужды, т/ч; iк и iс.в – действительная энтальпия конденсата в котельной и энтальпия сырой (исходной) воды, кДж/кг. При полном невозврате конденсата φ = 0 удельный перерасход топлива составит , (186)что составляет 10/70·100 ≈ 15 % от расхода топлива на выработку пара. 1.7 Использование тепловой энергии непрерывной продувки котловПри избыточном давлении пара =1,6-1,3 МПа, наиболее распространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки, если тепловая энергия ее не используется, увеличивает расход топлива примерно на , (187)что составляет 0,24/70·100 = 0,34 % от расхода топлива на выработку пара.При максимальной допустимой расчетной продувке 10 %, установленной нормами для котлов с давлением до 1,4 МПа, и без использования тепловой энергии продувочной воды потери топлива могут превысить 3,5 % общего расхода топлива. Рис. 74. Схема установки сепаратора и охладителя непрерывной продувки:1 – барабан котла; 2 – сепаратор непрерывной продувки;3 – теплообменник-охладитель сепарированной воды; 4 – деаэраторДля использования тепловой энергии непрерывной продувки устанавливают сепаратор и теплообменник (рис. 73). Экономия топлива на каждую тонну выработанного пара при использовании тепловой энергии продувочной воды с установкой сепаратора и теплообменника составит: , (188)где Р – процент продувки;  удельная энтальпия сепарированного пара, кДж/кг;  удельная энтальпия сепарированной воды, кДж/кг;  доля сепарированного пара, которая рассчитывается по выражению , (189)где i  энтальпия продувочной воды. При давлении в котле 1,4 МПа и давлении в сепараторе, близком к атмосферному, доля сепарированного пара составляет 0,17-0,2.Степень использования тепла продувочной воды может быть охарактеризована коэффициентом использования . При установке сепаратора и теплообменника  определяется по формуле . (190)Если установлен только сепаратор, при расчете по этой формуле принимают т.е. второй член в числителе равен нулю. 1.8 Режимы работы котельного оборудованияБольшие, легкодоступные, практически не требующие затрат резервы экономии газа и электроэнергии заключены в оптимальном распределении нагрузок между котлами, работающими на общего потребителя.С уменьшением нагрузки ниже номинальной (рис. 75) уменьшается температура уходящих газов, а значит, падают потери теплоты с уходящими газами. При малых нагрузках уменьшаются скорости истечения газа и воздуха, ухудшается их смешение и могут возникнуть потери с химической неполнотой сгорания. Абсолютные потери теплоты через обмуровку остаются практически неизменными, а относительные (отнесенные на единицу расхода топлива) естественно возрастают. Это приводит к тому, что при пониженных нагрузках имеется максимальное значение КПД (рис. 76). Значение нагрузки котла, при которой КПД достигает максимума, зависит от множества факторов, основными из которых являются вид топлива, тип котла и его номинальная мощность.На основании режимных карт для каждого котлоагрегата может быть построена расходная характеристика, представляющая собой графическую зависимость расхода топлива от количества выработанного пара или тепловой энергии. Характеристика должна быть определена экспериментально при работе котлоагрегата при исправном состоянии оборудования. Расходные характеристики котлоагрегатов, приведенные на рис. 77, можно выразить в виде функциональных зависимостей: и , где ,  часовой расход топлива соответственно котлами №1 и №2; ,  паро- или теплопроизводительность этих котлов. Рис. 75. Изменение потерь с уменьшением нагрузки котла:1 – потери теплоты с уходящими газами; 2 – потери теплоты с химической неполнотой сгорания; 3 – потери теплоты через огражденияСуммарная выработка пара (тепловой энергии) в единицу времени двумя котлами составляет . Если котел №1 загружен до значения , то загрузка котла №2 составит . Следовательно, и .Суммарный расход топлива на два котла составит: . (191) Рис. 76. Изменение КПД при уменьшении нагрузки котлаДля того чтобы расход топлива был наименьшим (оптимальным), необходимо, чтобы первая производная суммы в правой части уравнения, взятая по нагрузке любого из котлов, равнялась нулю, а вторая производная была положительной. Таким образом, условие минимума суммарного расхода топлива можно получить в результате дифференцирования вышеприведенного выражения, например, по , т.е. . (192) Рис. 77. Расходные характеристики котлоагрегатовПроизводная может быть определена из условия , следовательно, . Разделив последнее выражение на , получим или . Подставляя в правую часть выражения , получаем . (193)Это выражение показывает, что для получения минимального суммарного расхода топлива каждый из котлов должен нести такую нагрузку, при которой наклон касательной к характеристике одного агрегата равен наклону касательной к характеристике другого агрегата, или .Заменив производные в выражении отношениями и , получим условие минимального суммарного расхода топлива в котельной в виде . (194)Величину, характеризующую удельный прирост расхода топлива и , отнесенный к дополнительной производительности котлов и , принято называть относительным приростом расхода топлива.Если котлоагрегаты одинаковы, то у них общая характеристика , т.е. для выработки одного и того же количества пара (тепловой энергии) каждым котлом потребуется одинаковый расход топлива . Следовательно, между одинаковыми котлоагрегатами суммарная нагрузка должна распределяться поровну. 1.9 Перевод паровых котлов на водогрейный режимПеревод паровых котлов на водогрейный режим имеет как недостатки, так и преимущества.При переводе всех котлов паровой котельной на водогрейный режим необходима установка вакуумного деаэратора вместо атмосферного, надежность работы которого в условиях разбалансировки тепловой сети крайне низка. При низкой температуре обратной сетевой воды и отсутствующих насосах рециркуляции, как правило, не удается подогреть воду перед вакуумным деаэратором до требуемой температуры.При переводе котла на водогрейный режим уменьшается температура воды на вводе в котел со 105 до 70 ºС, а также увеличивается температурный напор, поскольку средняя температура теплоносителя снижается от температуры насыщения при давлении в котле (194 ºС) до средней температуры воды в водогрейном котле (

Глава II. Анализ резервов снижения затрат на энергоресурсы котельной Сакмарской ТЭЦ

2.1 Основные технические показатели деятельности энергоснабжающей организации. Анализ затрат

2.2. Определение отклонений себестоимости тепловой энергии

Глава IV. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

Заключение

Список использованной литературы

Глава II. Анализ резервов снижения затрат на энергоресурсы котельной Сакмарской ТЭЦ




2.1 Основные технические показатели деятельности энергоснабжающей организации. Анализ затрат



Основные технические показатели деятельности котельной Сакмарской ТЭЦприводятся в таблице 1.

Таблица 1

(система централизованного теплоснабжения СЦТ)

(вид теплового носителя (вода, пар))




№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Факт, данные за год, предшествующий периоду регулирования - 1

Базовый период 2020г.

Период регулирования 2021 год




1

2

3

4

5

6




1

Структура потребления топлива:

%

100

100

100




1.1

газ

«»

100

100

100




1.2

уголь

«»













1.3

мазут

«»













1.4




«»













1.5




«»













2

Низшая теплота сгорания топлива:
















2.1

газ

ккал/кг (ккал/м3)

7985

7992

7990




2.2

уголь

«»













2.3

мазут

«»













2.4




«»













2.5




«»













3

Установленная мощность энергетического источника всего, в том числе:

Гкал/ч

21,4

21,4

21,4




3.1

паровых котлов

«»













3.2

водогрейных котлов

«»

21,4

21,4

21,4




4

Количество котлов всего, в том числе:

шт.

3




3




4.1

паровых
















4.2

водогрейных




3




3




5

Продолжительность работы энергетического источника, в том числе

ч













5.1

котел №1 (марка) ДЕВ-16

«»

5472

5472

5472




5.2

котел №2 (марка) ДЕВ -16

«»

336

400

400




5.3

котел №3 (марка) ДЕВ -1,4

«»

672

672

672




5.4




«»













6

Выработка тепловой энергии, всего, в том числе:

Гкал













6.1

котел №1 (марка) ДЕВ-16

«»

23010

26910

28310




6.2

котел №2 (марка) ДЕВ -16

«»

504

800

800




6.3

котел №3 (марка) ДЕВ -1,4

«»

810

810

810




6.4




«»













7

Фактическая нагрузка энергетического источника всего, в том числе:

Гкал/час

6,9



8,4




7.1

котел №1 (марка) ДЕВ -16

«»

4,2

4,9

5,2




7.2

котел №2 (марка) ДЕВ -16

«»

1,5

2,0

2,0




7.3

котел №3 (марка) ДЕВ -1,4

«»

1,2

1 ?

1,2




7.4




«»













8

Средневзвешенный КПД котлов

%

93,5

93,5 '

93,5

9

Объем отпуска тепловой энергии на ГВС

«»

7

7

7

10

Химводоочистка













10.1

общая жесткость исходной воды

мг-экв/кг

2,0

2,0-

2,0

10.2

источник водоснабжения




УТЗ

УТЗ

УТЗ

10.3

материал загрузки катионитовых фильтров




Натрий катионит

Натрий катионит

Натрий катионит

11

Система теплоснабжения:













11.1

тип системы (открытая / закрытая)




Закр.

Закр.

Закр.

11.2

температурный график системы отопления




115/70

115/70

115/70

11.3

схема приготовления горячей воды на нужды ГВС (энергетического источника или у потребителя) для закрытой системы теплоснабжения




В котельной

Вкотельной

Вкотельной

12

Система пароснабжения:













12.1

рабочее давление

кгс/см2










12.2

температура

ис










13

Характеристика тепловых сетей, находящихся на балансе энергоснабжающей организации:













13.1

средневзвешенный диаметр

мм

100

100

100

13.2

протяженность в двухтрубном измерении

км

3,8

3,8

3,8

13.3

способ прокладки

открытый






Анализ и расчёты затрат удобнее ввести в табличной форме
Таблица 2. Баланс отпуска тепловой энергии Сакмарской ТЭЦ

(система централизованного теплоснабжения - СЦТ)




(вид теплового носителя (вода, пар))

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Факт, данные за год, предшествующий периоду регулирования -1

Базовый период 2010г.

Период регулирования 2011 год

1

Выработка тепловой энергии

т. Гкал

24,324

28,520

29,920

2

Расход тепловой энергии на собственные нужды энергетического источника

«»

1,418

1,418

1,418

3

Отпуск тепловой энергии с коллекторов энергетических источников (п. 1-п. .2)

«»

22,906

27,102

28,502

4

Покупка тепловой энергии

«»

-

-

-

5

Отпуск тепловой энергии в сеть (п. 3 + п. 4)

«»

22,906

27,102

28,502

6

Потери тепловой энергии (при наличии сети)

«»

-

-

-

7

«»(п. б/п. 5) * 100

%










8

Полезный отпуск тепловой энергии (п. 5 - п. 6)

т. Гкал

22,906

27,102

28,502

8.1

Полезный отпуск для собственного потребления

«»

12,890

13,800

13,800

8.2

Потребителям, финансируемым за счет средств бюджетов всех уровней

«»










8.3

Жилищным организациям и населению













8.4

Полезный отпуск прочим потребителям

«»

10,016

13,302

14,702






  • к объемам отпуска тепловой энергии населению относятся объемы отпуска для частных лиц, с которыми непосредственно энергоснабжаюгцей организацией заключены договоры энергоснабжения;

  • данная таблица заполняется для каждого вида теплового носителя (горячая пода, пар), по каждой системе централизованного теплоснабжения, дополнительно заполняется сводная таблица;

  • отпуск тепловой энергии с коллекторов энергетических источников (строка 3) - объем тепловой энергии, равный сумме тепловой энергии, выработанный энергетическими источниками (агрегатами энергетических источников), за вычетом тепловой энергии, использованной в энергетических источниках на собственные нужды, и переданный в тепловую сеть.


Таблица 3. Калькуляция расходов, связанных с производством тепловой энергии Сакмарской ТЭЦ

№ п/л

Калькуляционные статьи затрат

1 Факт, данные за год, предшествующий периоду регулирования -1

Базовый период, 2010. тыс. руб.

Период регулирования 2011год, тыс. руб.




1

2

. 3

4

5




1

Топливо на технологические цели

3902,5

5498,5

6388,8




2

Вода на технологические цели

13,8

4,0

4,3




2.1

Реагенты

12,5

-

-




3

Основная оплата труда производственных рабочих

1674,2

1875

2025




4

Дополнительная оплата труда производственных рабочих













5

Отчисления на социальные нужды с оплаты труда производственных рабочих

460,4

515,6

556,9




6

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе:

1326,5

1647,3

1762,8




6.1

Амортизация оборудования

226,6

177,7

177,7




6.2

Отчисления в ремонтный фонд

108,8

368,6

403




6.3

Другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

8,1

6,1

6,6




6.4

Затраты на электрическую энергию

983

1094,9

1175,5




7

Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)













8

Цеховые расходы

387,8

432

466,5




9

Общехозяйственные расходы всего, в том числе:

1160

1490

1680




9.1

Целевые средства на НИОКР













9.2.

Средства на страхование













9.3.

Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ

37

35

38







Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования

12

12

14




9.5.

Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе:

556

578

661




9.6.

Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе:

555

865

967




10.

Недополученный по независящим причинам

ДОХОД













11.

Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования

1










12.

Итого производственные расходы

8937,7

11462,4

12884,3




13.

Отпуск тепловой энергии с коллекторов, тыс. Гкал

22,906

27,102

28,502




14.

Удельные расходы, руб./Гкал,

390,19

422,94

452,05




в том числе:













- топливная составляющая

170,37

202,88

224,15

15.

Условно-постоянные затраты, в том числе:

258,67

262,34

273,09

15.1

Сумма общехозяйственных расходов

50,64

54,98

58,94



Таблица 4. Расчет тарифов на производство, передачу тепловой энергии Сакмарской ТЭЦ



Показатели для расчета

Ед-ца изм.

Произво дство

Передача

Всего

1

2

3

4

5

6

1

Топливо на технологические цели всего, в том числе по видам:

тыс. руб.

3902,5

X

3902,5

1.1

Газ природный, поставляемый по регулируемым ценам (п. 1.1.1 * п. 1.1.2)

тыс. руб.

3902,5

X

3902,5

1.1.1

количество

нат.т.(мЗ)

3577

X




1.1.2

цена

руб./т.(мЗ)

1090,99

X




1.2

Газ природный, поставляемый по не регулируемым ценам (п. 1.2.1 * п. 1.2.2)

тыс. руб.




X




1.2.1

количество

нат.т.(мЗ)




X




1.2.2

цена

руб.Аг.(мЗ)




X




1.3

Топливо(вид) (п. 1.3.1 * п. 1.3.2)

тыс. руб.




X




1.3.1

количество

нат.т.(мЗ)




X




1.3.2

цена

руб./т.(мЗ)




X




1.4

Топливо (вид) (п. 1.4.1 * п. 1.4.2)

тыс. руб.




X




1.4.1

количество

нат.т.(мЗ)




X




1 1.4.2

цена

руб./т.(мЗ)




X




3

Затраты на электрическую энергию (таблица)

тыс. руб.

983,0




983,0

3.1

количество

т. кВтч

783,9







3.2

тариф

копУкВтч

125,4







4

Вода всего, в том числе по видам:

тыс. руб.










4.1

Вода (вид)

тыс. руб.

13,8




13,8

4.1.1

количество

мЗ

6000







4.1.2

цена

руб./мЗ

2,3







4.2

Вода(вид)

тыс. руб.










4.2.1

количество

мЗ










4.2.2

цена

руб./мЗ










5

Реагенты

тыс. руб.

12,5




12,5

6

Оплата труда производственных рабочих

«»

1674,2




1674,2

4

Отчисления на социальные нужды

«»

460,4




46Q4

5

Амортизация оборудования

«»

226,6




226,6

6

Отчисления в ремонтный с

фонд

«»

108,8




!08,8

9

Цеховые расходы

«»

387,8




387,8

10

Общехозяйственные расходы

«»

1160




1160

11

Арендная плата

«»










12

Покупная тепловая энергия

«»










12.1

количество

тыс. Гкал










12.2

тариф

руб./Гкал










13

Прочие расходы, не вошедшие в вышеперечисленные статьи себестоимости

тыс. руб.

8,1







14

Себестоимость

«»

8937,7




8937,7

15

Прибыль

«»

890




890

16

Необходимая валовая выручка

«»

9827,7




9827,7

17

Отпуск энергии в сеть

тыс. Гкал

22,906




22,906

18

Полезный отпуск энергии

«»

22,906




22,906

18.1

Для собственного потребления

«»

12,89




12,89

18.2

Бюджетным потребителям

«»










18.3

Жилищным организациям и населению

«»










18.4

Прочим потребителям

«»

1Д016




10,016

19

Себестоимость единицы тепловой энергии

руб./Гкал







390,1§_




Средний одноставочный тариф (п. 16/п. 18)

«»




429,04
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12