Р Газпром 066-2009

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   224  225  226  227  228  229  ..

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ СТОИМОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ (АУДИТОВ) ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ,

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

Р Газпром 066-2009


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром энерго»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2010

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ


 

ООО «Газпром энерго» при участии ООО Научно-технический центр «Промышленная энергетика» и специалистов структурных подразделений ОАО «Газпром»


 

Управлением энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


 

членом Правления, начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 3 августа 2009 года


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром энерго», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Сокращения 5

  5. Общий порядок определения стоимости работ по энергетическому

    обследованию (энергетическому аудиту) 5

  6. Цели и задачи различных видов энергетических обследований

    (энергетических аудитов) 10

  7. Перечень основных работ, выполняемых при энергетическом

    обследовании (энергетическом аудите) 11

    1. Этапы работ, выполняемых при энергетическом обследовании

      (энергетическом аудите) 11

    2. Особенности основных производственных процессов дочерних обществ

      ОАО «Газпром» 14

    3. Объекты вспомогательных систем и служб энергохозяйств дочерних обществ

      ОАО «Газпром» 15

  8. Определение стоимости работ по энергетическому обследованию (энергетическому аудиту) дочерних обществ и технологических объектов

    ОАО «Газпром» 16

    1. Энергетическое обследование (энергетический аудит) оборудования

      компрессорных станций 16

    2. Обследование стационарных паровых и водогрейных котлов, работающих

      на газообразном, жидком топливе или смеси топлив (газ-мазут) 24

    3. Обследование систем теплоснабжения 26

    4. Обследование систем электроснабжения и электротехнического

      оборудования 29

    5. Обследование систем водоснабжения 32

    6. Обследование состояния инженерных сетей зданий 37

    7. Составление топливно-энергетических балансов всего обследуемого объекта и анализ эффективности расхода топливно-

      энергетических ресурсов на предприятии в целом 41

    8. Оформление, представление на экспертизу, согласование и утверждение

      отчетных документов о проведении работ 43

    9. Энергетический аудит объектов «газотранспортного плеча»

      на основе математического моделирования и оптимизации режимов

      энергопотребления при транспорте газа 43

    10. Энергетический аудит энергетической системы предприятия

      на основе информационно-аналитических методов 46

      Приложение А (справочное). Обзор цен и работ по Прейскуранту 26-05-43Э 48

      Приложение Б (справочное). Пример расчета стоимости

      энергетического аудита компрессорной станции 51

      Библиография 59

      Введение


       

      Настоящие рекомендации разработаны в соответствии с договором от 19.02.2008 г.

      № 0611-07-9 с целью уточнения и обоснования затрат на проведение энергетических обследований и энергетического аудита дочерних обществ, организаций и объектов ОАО «Газпром». Настоящие рекомендации позволяют получить реальную картину соотношения средств, затрачиваемых на проведение работ подобного рода, к планируемому экономическому результату от внедрения энергосберегающих мероприятий.

      Настоящие рекомендации разработаны авторским коллективом ООО «Газпром энерго» (О.А. Кузнецов, А.Н. Гаврилин, Б.Л. Житомирский, И.В. Ахременко) при участии специалистов ООО НТЦ «Промышленная энергетика» (П.А. Шомов, С.М. Кулагин, В.Ю. Чуйков) и Управления энергетики (С.Н. Великий, В.Г. Крайнов) Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром».


       

      РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


       

      image

      МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ СТОИМОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ (АУДИТОВ) ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ,

      ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ ОАО «ГАЗПРОМ»


       

      image


       

      Дата введения – 2010-05-18


       

      1. Область применения


         

        1. Настоящие рекомендации устанавливают порядок формирования цен на работы по энергетическим обследованиям (энергетическим аудитам) дочерних обществ, технологических объектов и оборудования ОАО «Газпром», а также рекомендуемые цены на основные виды работ по энергетическому аудиту.

        2. Настоящие рекомендации могут быть применены:

          • при планировании затрат на энергетические обследования и энергетический аудит в дочерних обществах и администрации ОАО «Газпром» для различных периодов (пятилетие, год);

          • при проведении конкурсов по распределению объемов работ по энергетическим обследованиям (энергетическому аудиту) предприятий, технологических объектов и оборудования ОАО «Газпром»;

          • в процессе уточнения сумм договоров на проведение работ по энергетическим обследованиям (энергетическому аудиту) с независимыми энергоаудиторскими фирмами, аккредитованными при ОАО «Газпром»;

          • в процессе определения фактических трудозатрат на выполнение этих работ специалистами служб главных энергетиков дочерних обществ ОАО «Газпром»;

          • в процессе проверки заказчиком полноты выполненных работ.


             

      2. Нормативные ссылки


         

        В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ Р 51379-99 Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потре-

        бителя топливно-энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы


         

        image

        Издание официальное

        ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения

        СТО Газпром РД 1.19-126-2004 Методика расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в системах теплоснабжения (котельные и тепловые сети)

        СТО Газпром 2-1.20-114-2007 Методика энергоаудита газотранспортной системы

        СТО Газпром 2-1.20-122-2007 Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА

        СТО Газпром 2-2.3-141-2007 Энергохозяйство ОАО «Газпром». Термины и определения СТО Газпром 2-3.5-113-2007 Методика оценки энергоэффективности газотранспорт-

        ных объектов и систем

        СТО Газпром 4-2005 Положение о порядке осуществления ОАО «Газпром» контроля за эффективным использованием газа

        Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует пользоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


         

      3. Термины и определения


       

      В настоящих рекомендациях применены термины в соответствии со статьей 2 Федерального закона «О техническом регулировании» [1], СТО Газпром 2-2.3-141, в том числе следующие термины с соответствующими определениями:


       

      3.1 топливно-энергетический ресурс: Носитель энергии, который используется в настоя-

      щее время для энергообеспечения или может быть использован для этих целей в перспективе. [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.9.18]

       


       

      3.2 топливно-энергетический баланс: Система показателей, отражающая полное количественное соответствие между приходом и расходом (включая потери и остаток) ТЭР в процессе хозяйственной деятельности энергообъектом производственного назначения и могущая содержать энергосберегающие мероприятия.

      [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.9.16]

       


       

      3.3 потребитель ТЭР: Дочернее общество (организация) ОАО «Газпром», структурное подразделение, агрегат и др. объекты, использующие ТЭР в процессах производства товарной продукции и услуг, а также на собственные нужды.

      [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.9.13]

       

      3.4 энергоаудитор: Независимая организация, имеющая статус юридического лица и необходимую аккредитацию при ОАО «Газпром» (сертификацию в системе ГАЗПРОМСЕРТ), подтверждающую ее компетентность в области проведения энергетических обследований и энергетических аудитов дочерних обществ, организаций и объектов ОАО «Газпром».

      3.5 энергетическое обследование; ЭО: Обязательная процедура контроля за рациональным и эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов в дочерних хозяйственных обществах (организациях) ОАО «Газпром», осуществляемая органами Ростехнадзора и энергоаудиторами в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации в сфере энергосбережения.

      [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.9.2]

       


       

      3.6 энергетический аудит (энергоаудит); ЭА: Добровольная процедура контроля специализированными независимыми организациями (энергоаудиторами) выполнения дочерними хозяйственными обществами (организациями) ОАО «Газпром» установленных норм расхода энергоресурсов, нормативных документов и действующего законодательства Российской Федерации в сфере энергосбережения.

      [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.9.3]

       

        1. этап энергетического обследования (энергетического аудита): Часть работы по проведению ЭО (ЭА), определенная техническим заданием к договору на проведение работ и являющаяся объектом планирования и финансирования.

        2. обследование: Комплекс операций, выполняемых энергоаудитором по оценке эффективности использования ТЭР и разработке мероприятий (рекомендаций) по энергосбережению на конкретном виде энергетического оборудования (энергоустановке) или отдельной энергетической системе.

        3. этап обследования: Часть работы по проведению обследования конкретного вида энергетического оборудования (энергоустановки) или отдельной энергетической системы, определенная техническим заданием к договору на проведение работ, но не являющаяся объектом планирования и финансирования.

        4. оптовая цена: Стоимость конкретного вида работ по обследованию единицы энергетического оборудования (энергоустановки) или энергетической системы. В зависимости от условий проведения ЭО (ЭА) и характеристики обследуемого энергетического оборудования (энергетической системы) к оптовой цене вводятся поправки в сторону ее увеличения или уменьшения.

        5. стоимость работ: Стоимость конкретного вида работ по обследованию энергетического оборудования (энергоустановки) или энергетической системы, определенная по оптовой цене с учетом поправок.

        6. энергоустановка: Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства или преобразования, передачи, накопления, распределения или потребления энергии.


       

      3.13 энергосбережение: Реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов.

      [ГОСТ Р 51379-99, пункт 3]

       

        1. рациональное использование ТЭР: Достижение максимальной эффективности использования ТЭР при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдения требований к охране окружающей природной среды.

        2. эффективное использование энергетических ресурсов: Достижение экономически оправданной эффективности использования энергетических ресурсов при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдения требований к охране окружающей природной среды.


       

      3.16 показатель энергетической эффективности (энергоэффективности): Абсолютная или удельная величина потребления или потерь ТЭР на производство товарной продукции отрасли, устанавливаемая государственными стандартами или отраслевыми документами.

      [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.9.28]

       

        1. энергетический паспорт дочернего общества (организации) ОАО «Газпром» или его структурного подразделения (объекта): Нормативный документ, отражающий баланс потребления и показатели эффективности использования ТЭР в процессе хозяйственной деятельности дочернего общества (организации, объекта) ОАО «Газпром» и перечень энергосберегающих мероприятий.

        2. рекомендации по энергосбережению: Экономические, организационные, технические и технологические меры, направленные на повышение энергоэффективности промышленного потребителя ТЭР, с обязательной оценкой возможностей их реализации, предполагаемых затрат и прогнозируемого эффекта в натуральном и стоимостном выражении.

      1. Сокращения


         

        В настоящих рекомендациях использованы следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;

        АГНКС – автомобильная газонаполнительная компрессорная станция; АСУ-Э – автоматизированная система управления электрическая; ГПА – газоперекачивающий агрегат;

        ГРС – газораспределительная станция; ДКС – дожимная компрессорная станция;

        ИАС – информационно-аналитическая система; КИП – контрольно-измерительный прибор; КПД – коэффициент полезного действия;

        КС – компрессорная станция; КЦ – компрессорный цех;

        НДС – налог на добавленную стоимость; ПТЭ – правила технической эксплуатации; СНиП – строительные нормы и правила; ТЭР – топливно-энергетический ресурс; УКПГ – узел контроля перекачиваемого газа; ЭА – энергетический аудит;

        ЭО – энергетическое обследование.


         

      2. Общий порядок определения стоимости работ по энергетическому обследованию (энергетическому аудиту)

        1. В ценах, приведенных в настоящих рекомендациях, учтены затраты, связанные с выполнением полного комплекса работ по энергетическому обследованию (энергетическому аудиту), определенного действующими нормативно-методическими документами.

        2. Каждая из представленных работ может рассматриваться как отдельная самостоятельная (локальная) задача энергетического обследования, по каждой из которых приводятся следующие сведения:

          • характеристика работ по группам (категориям) сложности – классификация условий проведения работ и представления исходной информации;

          • состав и содержание работ, которые отражены следующим образом:

            а) представлена краткая типовая программа работ с разбивкой их на отдельные этапы (позиции);

            б) приведены таблицы стоимости отдельных этапов работ;

            в) указаны поправочные коэффициенты на различные условия производства работ (в зависимости от групп сложности);

            г) дана ссылка на пункты (параграфы) прейскурантов-первоисточников.

        3. Полная стоимость ЭО (ЭА) дочернего общества ОАО «Газпром» или его подразделения (объекта) складывается из стоимости отдельных самостоятельных (локальных) задач, определяемых техническим заданием на ЭО (ЭА).

          В качестве самостоятельной задачи может быть выделено обследование отдельных видов энергетического оборудования или отдельных энергетических систем.

        4. В настоящих рекомендациях отражены не все возможные затраты, связанные с проведением ЭА. Не отражены, например:

          • затраты на работы, выполняемые заказчиком (руководством объекта ЭО (ЭА) по подготовке исходных материалов и данных;

          • стоимость основных материалов и энергоресурсов, необходимых для проведения испытаний по согласованной программе;

          • стоимость дополнительных материалов, приборов и услуг для подготовки и проведения натуральных испытаний на объекте;

          • стоимость командировочных затрат.

            Перечисленные затраты, а также затраты, не учтенные в настоящих рекомендациях, должны определяться расчетом индивидуально в соответствии с техническим заданием и предусматриваться в отдельном разделе сметы и договора.

        5. В настоящих рекомендациях не учитываются поправочные коэффициенты на работы, проводимые в особых условиях:

          • вблизи действующих электрических установок, находящихся под высоким напряжением и требующих оформления специального допуска на производство работ;

          • в «горячих» цехах или в условиях вредных производств и т.п.

            В случаях проведения работ по ЭО (ЭА) объектов, действующих в перечисленных выше условиях, к стоимости работ, определенной настоящими рекомендациями, вводятся поправки, установленные надлежащим образом.

        6. В настоящих рекомендациях отражены цены на ЭО (ЭА) как предприятия в целом, так и отдельных его подразделений (цехов, участков, агрегатов и т.п.). Обследование прово-

          дится как путем сбора, обработки и анализа информации, необходимой для выполнения работ, предусмотренных соответствующим договором, так и путем инструментального обследования.

        7. Состав и объем работ, рассматриваемых в настоящих рекомендациях, установлен действующей нормативной и технической документацией, в том числе ГОСТ Р 51387, СТО Газпром 2-1.20-114, СТО Газпром 2-1.20-122, СТО Газпром 2-3.5-113, СТО Газпром 4; нормативно-методическими документами по организации и проведению ЭО (ЭА) [2–6], типовыми формами энергетического паспорта [7]. При введении новых нормативных документов, требования которых ведут к изменению объемов работ по энергетическому обследованию, соответствующие цены прейскуранта подлежат пересмотру.

        8. Работы по инструментальному обследованию на действующем оборудовании, предусмотренные настоящими рекомендациями, проводятся в соответствии с требованиями норм и правил, регламентирующих техническую эксплуатацию и охрану труда при эксплуатации энергетического, электротехнического, печного, горно-шахтного и другого оборудования.

        9. Цены, приведенные в настоящих рекомендациях, определены из условий: проведение работ на действующем предприятии (объекте); представление руководством обследуемого объекта до начала работ всей необходимой информации за предшествующий период (но не менее чем за два года); обеспечение заказчиком (руководством обследуемого объекта) соответствующих режимов работы оборудования, установок, агрегатов при проведении инструментального обследования.

        10. Стоимость работ по ЭО (ЭА) устанавливается в соответствии с настоящими рекомендациями исходя из объемов и условий их выполнения.

        11. В качестве базовых цен принимается стоимость аналогичных работ по прейскурантам [8–10].

          К некоторым базовым ценам введены поправочные коэффициенты, учитывающие сложившийся в настоящее время уровень цен на работы по ЭО и ЭА.

        12. В соответствии с классификацией, принятой в Прейскуранте [8], все технологическое и энергетическое оборудование, энергетические системы разделяются по группам сложности. В настоящих рекомендациях к базовым ценам введены корректирующие коэффициенты, учитывающие группу сложности оборудования (таблица 1).

          Таблица 1 – Корректирующие коэффициенты к базовым ценам, учитывающие сложность оборудования (Прейскурант [8])


           

          Группа сложности

          Наименование оборудования

          Корректирующий коэффициент


           

          2

          Сосуды, работающие под давлением (пылеуловители, фильтр-сепараторы, АВО газа, АВО масла).

          Вспомогательные насосы. Вентиляционные установки. Котлы.

          Системы обеспечения технологических операций (теплоснабжения, водоснабжения и др.).

          Потребители электроэнергии (электродвигатели, калориферные и подогревательные установки, преобразовательные устройства и другие устройства, связанные с потреблением электроэнергии).

          Электрогенерирующие установки


           

          1,0

          3

          Газоперекачивающие агрегаты.

          Системы энергоснабжения КС, ДКС, УКПГ, ГРС, АГНКС

          2,0


           

        13. Оптовые цены рассчитаны для условий проведения работ в районах с коэффициентом заработной платы, равным 1,0. При выполнении работ на объектах, расположенных в районах, по которым Правительством Российской Федерации установлены повышающие коэффициенты к заработной плате, оптовая цена увеличивается в размерах, приведенных в таблице 2.


           

          Таблица 2 – Надбавка к оптовой цене в зависимости от районных повышающих коэффициентов к заработной плате (Прейскурант [9])


           

          Наименование показателя

          Значение надбавки к оптовой цене в зависимости от районного повышающего коэффициента к заработной плате

          Районный повышающий коэффициент к заработной плате


           

          1,10


           

          1,15


           

          1,20


           

          1,25


           

          1,30


           

          1,35


           

          1,40


           

          1,45


           

          1,50


           

          1,55


           

          1,60


           

          1,65


           

          1,70


           

          1,80

          Надбавка к оптовой цене, %

          8

          11

          15

          19

          23

          27

          30

          34

          38

          42

          46

          49

          53

          61


           

        14. При выполнении работ на объектах, расположенных в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним, где выплачиваются надбавки к заработной плате, оптовая цена увеличивается в следующих размерах (таблица 3).

        15. Оптовые цены рассчитаны для условий проведения работ при температуре окружающего воздуха на рабочем месте от +8 С до +28 С включительно. При выполнении работ

          Таблица 3 – Надбавка к оптовой цене в зависимости от северной надбавки к заработной плате (Прейскурант [8])


           

          Наименование показателя

          Значение надбавки к оптовой цене в зависимости от северной надбавки к заработной плате

          Северная надбавка к заработной плате, %

          10

          15

          20

          25

          30

          35

          40

          45

          50

          55

          60

          65

          70

          80

          Надбавка к оптовой цене, %

          5

          8

          11

          13

          16

          19

          21

          24

          27

          29

          32

          35

          37

          43


           

          в условиях повышенных (свыше +28 С) или пониженных (ниже +8 С) температур окружающего воздуха на рабочем месте к оптовым ценам устанавливаются надбавки в соответствии с Общей частью к ЕНИР.

        16. Расходы, связанные с выездом персонала аудиторской фирмы в командировки (командировочные расходы, провоз инструмента, приборов и т.п.), определяются расчетом и предусматриваются в отдельном разделе сметы и договора в размере до 30 % к оптовой цене без включения этих сумм в объем товарной продукции.

        17. В зависимости от условий проведения инструментального обследования к стоимости данного этапа работ применяются повышающие коэффициенты за работу во вредных, тяжелых, в особо вредных и особо тяжелых условиях, действующие на обследуемом предприятии. Применение повышающих коэффициентов должно производиться только при наличии документов, подтверждающих условия проведения работ, и только к фактическому объему работ, выполненному в этих условиях.

        18. Приведенная в настоящих рекомендациях базовая стоимость работ по ЭО рассчитана по уровню цен, действующему на момент издания соответствующего Прейскуранта – источника базовой стоимости работ. При пересчете стоимости на уровень действующих цен следует применять переводной коэффициент.

        19. Значение переводного коэффициента на конкретный финансовый год устанавливает Департамент экономической экспертизы и ценообразования ОАО «Газпром».

        20. Приведенные цены определены без учета НДС.

        21. Размеры цен могут регулироваться по согласованию подрядчика с заказчиком при объективном изменении величин материальных, трудовых затрат и других финансовых расходов по сравнению с ценами, устанавливаемыми в соответствии с настоящими рекомендациями.

        22. В приложении А приведены ориентировочные стоимости работ, предусмотренных Прейскурантом [10] и не являющихся обязательными при проведении энергетических обследований (энергетических аудитов).

        23. В приложении Б приведен пример расчета стоимости энергетического аудита компрессорной станции.

      3. Цели и задачи различных видов энергетических обследований (энергетических аудитов)

        1. Стоимость работ по энергетическим обследованиям и аудитам устанавливается в зависимости от целей и задач, регламентируемых Положением [4] и Методическими указаниями [6].

        2. Основными целями энергетических обследований и энергетических аудитов дочерних обществ (организаций) ОАО «Газпром» и/или их структурных подразделений (объектов) являются:

          • контроль рационального и эффективного использования ими ТЭР, а также соответствия расходов ТЭР установленным нормам;

          • оценка эффективности использования ТЭР обследуемыми объектами;

          • разработка и определение возможностей осуществления мероприятий (рекомендаций), направленных на повышение эффективности использования ТЭР;

          • анализ выполнения программ энергосбережения.

        3. Энергетическое обследование и энергетический аудит предусматривают выполнение на объектах следующих задач:

          • оценку фактического состояния использования ТЭР и сравнение показателей энергоиспользования с их нормативными значениями (в том числе, с использованием инструментального обследования);

          • оценку системы учета ТЭР и разработку при необходимости рекомендаций по ее совершенствованию;

          • выявление причин нерационального расходования ТЭР и определение резервов экономии топлива и энергии (энергосберегающего потенциала);

          • оценку выполнения разработанных ранее программ энергосбережения;

          • подготовку рекомендаций по энергосбережению с обязательной оценкой возможностей их реализации, предполагаемых затрат и прогнозируемого эффекта в натуральном и стоимостном выражении;

          • подготовку, согласование и утверждение в установленном порядке энергетических паспортов и другой отчетной документации по выполненным ЭО (ЭА).

        4. Особенности энергетического обследования:

          • объектом ЭО является дочернее общество (организация) ОАО «Газпром» со всеми его структурными подразделениями и объектами при условии, что его годовое потребление ТЭР составляет более шести тысяч тонн условного топлива или более одной тысячи тонн моторного топлива;

          • ЭО проводится в обязательном порядке один раз в 5 лет согласно утвержденным программе и соответствующим годовым планам ОАО «Газпром» за счет ежегодно выделяемых целевых средств (управленческих расходов);

          • объем работ ЭО определяется в соответствии с требованиями нормативно-методической документации [4–7].

Энергетическое обследование проводится только при наличии источника финансиро-

вания.


 

    1. Особенности энергетического аудита:

      • ЭА проводится по мере необходимости согласно утвержденному ежегодному плану

        ОАО «Газпром» по энергетическим обследованиям и энергетическим аудитам (за счет средств дочернего общества или за счет целевых средств ОАО «Газпром»);

        • при проведении ЭА за счет средств дочернего общества (организации) ОАО «Газпром» в обязательном порядке должно проводиться предварительное согласование с Управлением энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»;

        • объем работ ЭА определяется в соответствии с требованиями нормативно-методической документации [4–7] и может корректироваться дочерним обществом (организацией) ОАО «Газпром».

          Энергетический аудит проводится только при наличии источника финансирования.


           

  1. Перечень основных работ, выполняемых при энергетическом обследовании (энергетическом аудите)


     

    1. Этапы работ, выполняемых при энергетическом обследовании (энергетическом аудите)

      1. Объем работ при проведении ЭО (ЭА), согласно которому определяется стоимость, устанавливается техническим заданием; полнота выполнения технических заданий к договорам с энергоаудиторскими фирмами на всех этапах энергетических обследований и энергетических аудитов контролируется Администрацией ОАО «Газпром».

      2. Работы, выполняемые при энергетическом обследовании (энергетическом аудите), проводятся следующим порядком:

          • сбор общих сведений о промышленном потребителе ТЭР и потреблении энергоносителей, разработка плана ЭО (ЭА);

          • оценка системы учета ТЭР и разработка рекомендаций по ее совершенствованию;

          • составление энергобалансов, сбор и анализ сведений о нормативах потерь и расхода ТЭР;

          • проведение инструментального обследования (необходимость и объемы проведения инструментального обследования при ЭО дочернего общества (организации) ОАО «Газпром» определяются рабочей группой);

          • уточнение энергетических балансов, определение причин нерационального расходования ТЭР и разработка рекомендаций по энергосбережению;

          • оформление, согласование и утверждение отчетных документов о проведении ЭО (ЭА).

      3. На этапе сбора общих сведений о промышленном потребителе ТЭР организацияаудитор выполняет следующие виды работ:

          • сбор общих сведений об объекте ЭО (ЭА) в текстовой, табличной и графической формах в соответствии с содержанием соответствующих форм энергетического паспорта промышленного потребителя ТЭР – дочернего общества (организации, объекта) ОАО «Газпром»;

          • составление перечня и функциональной структуры объекта ЭО (ЭА) по административно-хозяйственному признаку, характеру производственных процессов и т.п.;

          • составление структуры технологических звеньев производственных процессов.

      4. На этапе оценки системы учета ТЭР и разработки рекомендаций по ее совершенствованию выполняются следующие виды работ:

          • составление фактических схем учета ТЭР по отдельным подразделениям, производствам и технологическим процессам, включающих места установки действующих средств учета (счетчиков) ТЭР и таблицы с их характеристиками;

          • оценка корректности информации (соответствия средств учета ТЭР нормативным требованиям), используемой при составлении и анализе энергобалансов ТЭР дочернего общества (организации, объекта) ОАО «Газпром»;

          • оценка возможности получения (достоверности) необходимой информации для расчета энергопотребления каждого производства (технологического процесса);

          • разработка конкретных рекомендаций по совершенствованию схем учета энергопотребления.

      5. На этапе составления энергобалансов, сбора и анализа сведений о фактических потерях и расходе ТЭР организация-аудитор проводит:

          • сбор и анализ сведений о потреблении ТЭР объектом ЭО (ЭА) согласно формам энергетического паспорта, рекомендованного ОАО «Газпром», и приложений к нему (форм отраслевой статистической отчетности), в том числе данных о структуре, объемах и режимах потребления ТЭР;

          • отчетной документации по коммерческому и техническому учету потребляемых энергоресурсов;

          • бухгалтерских данных по расчетам за потребление ТЭР;

          • отчетной документации о проведении технического обслуживания, ремонта, наладки и испытаний объектов, потребляющих ТЭР, а также о реализации разработанных ранее рекомендаций (программ) по энергосбережению и устранению замечаний (предписаний) инспекционных проверок;

          • основных характеристик энергоемких производств, технологических процессов и установок, систем их энергоснабжения и т.п., связанных с режимами их работы и потреблением ТЭР;

          • сведений о фактических потерях и потреблении ТЭР на собственные нужды;

          • данных об уровне и потенциале использования вторичных энергоресурсов и нетрадиционных источников энергии;

          • документов о качестве потребляемых ТЭР, сведений о необходимости контроля качества энергоносителей и т.п.;

          • сбор и анализ сведений о нормативах потерь и расхода ТЭР;

          • определение фактических потерь и расхода ТЭР, показателей энергоэффективности дочернего общества (организации, объекта) ОАО «Газпром» (его основных производств, технологических процессов, основных энергопотребляющих агрегатов) и их соответствия нормативным значениям;

          • определение причин выявленного несоответствия показателей энергоэффективности дочернего общества (организации, объекта) ОАО «Газпром» нормативным значениям, а также потребности в инструментальном обследовании соответствующего производства (технологического процесса, энергопотребляющего агрегата);

          • составление предварительных балансов ТЭР (по результатам анализа данных обследуемого объекта и расчетов энергоаудитора) по структурным подразделениям (энергоемким производствам, технологическим процессам и установкам), а также сводных балансов ТЭР объекта ЭО (ЭА);

          • оценка погрешности и достоверности составленных энергобалансов.

      6. В ходе проведения этапа инструментального обследования проводится:

          • уточнение и обеспечение достаточной достоверности энергобалансов, показателей энергоэффективности и другой информации, отражаемой в энергетическом паспорте дочернего общества (организации, объекта) ОАО «Газпром»;

          • уточнение причин сверхнормативных потерь и расхода ТЭР, несоответствия показателей энергоэффективности их нормативным значениям;

          • оценка точности средств учета ТЭР (с применением образцовых – высокоточных средств измерений);

          • оценка качества потребляемых энергоносителей и т.п.

            Программа инструментального обследования формируется энергоаудитором по результатам проведенных ранее этапов ЭО (ЭА).

      7. На этапе уточнения энергобалансов, определения нерационального расходования ТЭР и его причин, разработки рекомендаций по энергосбережению энергоудитор проводит:

          • уточнение фактических показателей использования ТЭР и других данных по формам энергетического паспорта дочернего общества (организации, объекта) ОАО «Газпром», рекомендуемым ОАО «Газпром»;

          • анализ динамики показателей энергоэффективности объекта ЭО (ЭА) по результатам ранее проведенных ЭО (ЭА);

          • сопоставление фактических и нормативных показателей потребления ТЭР объектом ЭО (ЭА), анализ выявленных случаев их несоответствия и определение причин несоответствия;

          • разработку перечня энергосберегающих мероприятий (рекомендаций по энергосбережению) с исходными данными и обязательной предварительной технико-экономической оценкой возможностей их реализации, предполагаемых затрат и прогнозируемого эффекта в натуральном и стоимостном выражении;

          • оценку потенциала энергосбережения объекта ЭО (ЭА).

      8. Заключительным этапом проведения ЭО (ЭА) является этап оформления, экспертизы, согласования и утверждения отчетных документов.

      9. Работа по энергетическому обследованию (энергетическому аудиту) дочернего общества ОАО «Газпром» в целом или его структурного подразделения складывается из обследования отдельных видов энергетического оборудования и отдельных видов энергетических систем.

      10. Этапы обследования отдельных видов энергетического оборудования и отдельных видов энергетических систем должны соответствовать этапам полного энергетического обследования (энергетического аудита).

      11. По результатам обследования отдельных видов энергетического оборудования и отдельных видов энергетических систем разрабатывается программа энергосбережения предприятия, оформляется энергетический паспорт и отчетная документация.

    1. Особенности основных производственных процессов дочерних обществ ОАО «Газпром»

      1. Основные производственные процессы дочерних обществ ОАО «Газпром» связаны с добычей, транспортом и хранением газа, переработкой природного газа, газового конденсата и нефти.

      2. Основным энергозатратным объектом в производственных процессах добычи, транспорта и хранения газа является компрессорный цех (КЦ) с газоперекачивающими агрегатами (ГПА).

      3. Газоперекачивающие агрегаты применяются на промысловых дожимных компрессорных станциях (ПДКС) в процессе добычи газа, на компрессорных станциях в процессе транспорта газа и на станциях подземного хранения газа в процессе закачки газа в хранилище.

      4. Основными энергоносителями в производственных процессах добычи, транспорта и хранения газа являются природный газ, используемый в ГПА с газотурбинным приводом, и электроэнергия, используемая в ГПА с электрическим приводом.

      5. В компрессорном цехе осуществляются следующие технологические процессы:

          • сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых компрессорах;

          • охлаждение газа после сжатия в охладительных устройствах;

          • измерение и контроль технологических параметров;

          • управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

      6. В состав компрессорной станции входят следующие устройства и сооружения:

    • узел подключения КЦ к нитке магистрального газопровода с запорной арматурой и установкой для запуска и приема очистного поршня;

    • технологические газовые коммуникации с запорной арматурой;

    • установка очистки технологического газа;

    • газоперекачивающие агрегаты;

    • установка охлаждения газа после его компримирования;

    • системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собственных нужд;

    • система автоматического управления ГПА и КЦ;

    • система маслоснабжения КЦ и ГПА;

    • системы пожаротушения и вентиляции.


       

        1. Объекты вспомогательных систем и служб энергохозяйств дочерних обществ ОАО «Газпром»

          1. К основным объектам вспомогательных систем и служб энергохозяйств дочерних обществ ОАО «Газпром» относятся:

    • система связи;

    • система электроснабжения;

    • системы водоснабжения и водоотведения;

    • система хранения, подготовки и раздачи топлива и горючесмазочных материалов;

    • система теплоснабжения;

    • склады для хранения материалов и оборудования;

    • административно-хозяйственные, служебно-эксплуатационные и ремонтно-технические помещения и установки;

    • система электрохимзащиты объектов КС;

    • объекты аварийно-восстановительных подразделений;

    • объекты управлений материально-технического снабжения.

          1. Кроме объектов, указанных в 7.3.1, в ряде дочерних обществ (организаций) ОАО «Газпром» могут быть и другие объекты – социального и иного назначения.


       

      1. Определение стоимости работ по энергетическому обследованию (энергетическому аудиту) дочерних обществ и технологических объектов ОАО «Газпром»


         

        1. Энергетическое обследование (энергетический аудит) оборудования компрессорных станций

          1. Обследование компрессорного цеха в технологических процессах добычи, транспорта, переработки и подземного хранения газа

            1. Стоимость работ по обследованию КЦ с газотурбинными и электроприводными газоперекачивающими агрегатами определяется с учетом следующих условий: заказчик предоставляет необходимую эксплуатационную документацию, рабочие чертежи, при необходимости изготовляет оснастку и приспособления, устанавливает расходомерные устройства, штуцеры для отбора давления, термометрические гильзы и т.п. При проведении измерений заказчик обеспечивает все необходимые режимы испытаний ГПА и обслуживает установку.

            2. Полная стоимость работ по обследованию КЦ складывается из обследования отдельных газоперекачивающих агрегатов, систем воздушного охлаждения газа, газоочистительных установок.

            3. В состав работ по обследованию КЦ не входят работы по обследованию систем теплоснабжения, внутренних инженерных систем цеха, водоснабжения и электроснабжения. Указанные работы выделены в отдельные виды.

            4. В настоящем разделе приведены оптовые цены на обследование ГПА, состоящих из привода (газотурбинного или электрического) и центробежного нагнетателя. Обследование системы охлаждения масла входит в обследование ГПА.

            5. Цены на обследование систем воздушного охлаждения газа, газоочистительных установок приведены в 8.1.4 и 8.1.5 соответственно.

            6. В зависимости от мощности ГПА работы по обследованию распределены на три группы сложности:

              I группа – мощность ГПА до 10 МВт включительно; II группа – мощность ГПА свыше 10 до 25 МВт;

              III группа – мощность ГПА 25 МВт и выше.

            7. Работы по обследованию ГПА разделены на следующие этапы:

              1. этап. Сбор общих сведений об оборудовании газокомпрессорного цеха. Анализ технического состояния оборудования и состояния эксплуатации. Изучение паспорта, регламента эксплуатации, схемы включения ГПА в технологическом процессе. Изучение эксплуатационных журналов, сравнение показателей работы оборудования и потребления топливноэнергетических ресурсов в различных сезонных условиях. Пересчет показателей на номинальные параметры. Анализ причин отклонения параметров машины от регламента.

              2. этап. Оценка системы учета ТЭР в компрессорном цехе. Сбор информации и анализ существующей структуры потребления ТЭР, схемы энергоснабжения ГПА.

                Сбор информации о существующих средствах контроля потребления ТЭР в цехе, анализ соответствия систем контроля и учета структуре потребления ТЭР. Оценка достаточности КИП и средств учета энергоносителей (природного газа, электроэнергии). Разработка рекомендаций по совершенствованию систем контроля и учета потребления ТЭР.

                Анализ существующей системы отчетности о потреблении ТЭР в цехе, соответствия ее структуре технологического процесса.

              3. этап. Составление энергетического баланса ГПА. Определение затрат энергоносителей на перекачку газа и потерь энергоносителей в технологическом процессе.

              4. этап. Инструментальное обследование ГПА. Составление и согласование рабочей программы испытаний.

                Проведение замеров на номинальном режиме при фиксированных значениях внешних параметров: начального и конечного давления газа, температуры газа, частоты вращения, состава газа и др. Определение показателей энергоэффективности ГПА. Проведение измерений для оценки работы вспомогательного оборудования (АВО масла, теплоутилизаторов и регенераторов при их наличии). Обработка результатов измерений и составление предварительного заключения.

              5. этап. Уточнение энергетических балансов ГПА по результатам инструментального обследования. Составление энергетического баланса КЦ. Определение причин нерационального использования ТЭР: природного газа и электроэнергии. Оценка величины выхода вторичных энергетических ресурсов и их фактического использования. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

            8. При определении стоимости работ по 8.1.1.7 в качестве базовых рекомендуется принять цены:

    • этапы 1; 3; 4; 5 по Прейскуранту [8], часть XII, раздел 1 (уровень цен 2006 г.);

    • этап 2 по Прейскуранту [10], поз. 12.3.1–12.4.1 (уровень цен 2006 г.).

      При определении полной стоимости работ по обследованию компрессорного цеха стоимость работ по этапам 1; 3; 4 увеличивается пропорционально числу ГПА в цехе с учетом примечаний к таблице 4.

      Таблица 4 – Стоимость работ по обследованию компрессорного цеха


       

      Номер этапа

      Единица измерения

      Оптовая цена за единицу по группам сложности (I–III), руб.

      I

      II

      III

      1

      Газоперекачивающий агрегат

      4550

      6210

      8280

      2

      Компрессорный цех

      5500

      5500

      5500

      3

      Газоперекачивающий агрегат

      4550

      6210

      8280

      4

      Газоперекачивающий агрегат

      13660

      18630

      24840

      5

      Компрессорный цех

      68310

      93150

      124200

      Примечания

      1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

      2. При выполнении работ по инструментальному обследованию ГПА в зависимости от количества исследуемых режимов вводятся поправочные коэффициенты:

      • количество режимов до 5: К = 1;

      • количество режимов 6–8: К = 1,3;

      • количество режимов 9–11: К = 1,8;

      • количество режимов свыше 11: К = 2,3.

      1. При выполнении работ на оборудовании импортного производства стоимость работ увеличивается на 30%.

      2. При наличии в составе газотурбинного ГПА теплоутилизационной установки стоимость работ по этапу 4 увеличивается на 20 %.

      3. При наличии в составе газотурбинного ГПА регенератора для подогрева воздуха стоимость работ по этапу 4 увеличивается на 20 %.

      4. При наличии в составе электроприводного ГПА регулирующих устройств (гидромуфты, частотного регулирования и др.) стоимость работ по этапам 1–5 увеличивается на 20 %.

      5. При выполнении работ на однотипных агрегатах стоимость работ по первому этапу на каждой последующей установке снижается на 50 %.


       

          1. Обследование компрессорного цеха с газопоршневыми компрессорами на станциях подземного хранения газа

            1. Стоимость работ по обследованию компрессорного цеха с газопоршневыми компрессорами определяется с учетом следующих условий: заказчик предоставляет необходимую эксплуатационную документацию, рабочие чертежи, изготовляет оснастку и приспособления, устанавливает расходомерные устройства, штуцеры для отбора давления, термометрические гильзы и т.п. При проведении измерений заказчик обеспечивает все необходимые режимы испытаний компрессора и обслуживает установку.

            2. Полная стоимость работ по обследованию КЦ складывается из стоимостей обследования отдельных газопоршневых компрессоров, систем воздушного охлаждения газа, газоочистительных установок.

            3. Цены на обследование систем воздушного охлаждения газа, газоочистительных установок приведены в 8.1.4 и 8.1.5 соответственно.

            4. В зависимости от характеристики поршневые компрессоры распределены на пять групп сложности:

              I группа – одна ступень сжатия; II группа – две ступени сжатия; III группа – три ступени сжатия;

              1. группа – четыре ступени сжатия;

              2. группа – пять и более ступеней сжатия.

            5. Состав и характер работы по обследованию цеха с газопоршневыми компрессорами разделен на следующие этапы:

              1. этап. Сбор общих сведений об оборудовании компрессорного цеха. Анализ технического состояния оборудования и состояния эксплуатации. Изучение паспорта, регламента эксплуатации, схемы включения компрессора в технологическом процессе. Изучение эксплуатационных журналов, сравнение показателей работы оборудования и потребления топливно-энергетических ресурсов в различных сезонных условиях. Пересчет показателей на номинальные параметры. Анализ причин отклонения параметров машины от регламента.

              2. этап. Оценка системы учета ТЭР. Сбор информации и анализ существующей структуры потребления ТЭР, схемы энергоснабжения отдельных компрессоров цеха. Сбор информации о существующих средствах контроля потребления ТЭР в цехе, анализ соответствия систем контроля и учета структуре потребления ТЭР. Оценка достаточности КИП и средств учета энергоносителей (природного газа, электроэнергии). Разработка рекомендаций по совершенствованию систем контроля и учета потребления ТЭР. Анализ существующей системы отчетности о потреблении ТЭР в цехе, соответствия ее структуре технологического процесса.

              3. этап. Составление энергетических балансов ТЭР. Определение затрат энергоносителей на перекачку газа и потерь энергоносителей в технологическом процессе.

              4. этап. Инструментальное обследование компрессорной установки. Составление и согласование рабочей программы испытаний. Проведение замеров параметров на номинальном режиме. Определение технико-экономических показателей работы компрессора. Проведение измерений для оценки работы вспомогательного оборудования. Обработка результатов измерений и составление предварительного заключения.

              5. этап. Уточнение энергетических балансов по результатам инструментального обследования. Определение причин нерационального использования ТЭР: природного газа и электроэнергии. Оценка величины выхода вторичных энергетических ресурсов и их фактического использования. Разработка рекомендаций по энергосбережению. Оценка работы вспомогательного оборудования. Анализ и систематизация полученных результатов. Составление сводных таблиц и графиков. Разработка рекомендаций по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

            6. При определении стоимости работ по 8.1.2.5 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 32.1 (уровень цен 1990 г.), таблица 5.

      Таблица 5 – Стоимость работ по обследованию газопоршневого компрессора


       

      Номер этапа

      Единица измерения

      Оптовая цена за единицу по группам сложности (I–V), руб.

      I

      II

      III

      IV

      V

      1

      Компрессорная установка

      224

      314

      426

      515

      605

      2

      Компрессорная установка

      310

      434

      589

      713

      837

      3

      Компрессорная установка

      521

      730

      990

      1198

      1407

      4

      Компрессорная установка

      217

      304

      412

      499

      586

      5

      Компрессорная установка

      280

      392

      532

      644

      756

      Итого

      Компрессорная установка

      1552

      2174

      2949

      3569

      4191

      Примечания

      1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

      2. При выполнении работ на компрессорном оборудовании, рабочая среда которого отличается от воздуха, стоимость работ увеличивается на 30 %.

      3. При выполнении работ на оборудовании импортного производства стоимость работ увеличивается на 50 %.

      4. При числе цилиндров в ступени поршневого компрессора более одного стоимость работ увеличивается на 50 % за каждый цилиндр.

      5. При выполнении работ на однотипных компрессорных установках стоимость работ по первому этапу на каждой последующей установке снижается на 50 %.


       

          1. Обследование центробежных нагнетателей

            1. Условия выполнения работы: заказчик предоставляет необходимую эксплуатационную документацию, рабочие чертежи, изготовляет оснастку и приспособления, устанавливает расходомерные устройства, штуцеры для отбора давления, термометрические гильзы и т.п. При проведении измерений заказчик обеспечивает все необходимые режимы испытаний нагнетателя и обслуживает установку.

            2. В зависимости от характеристики мощности центробежные нагнетатели распределены на три группы сложности:

              I группа – мощность нагнетателя до 10 МВт включительно; II группа – мощность нагнетателя свыше 10 до 25 МВт;

              III группа – мощность нагнетателя 25 МВт и выше.

            3. Состав и характер работы по обследованию центробежных нагнетателей разделен на следующие этапы:

              1. этап. Сбор общих сведений об оборудовании. Анализ технического состояния нагнетателя и условий эксплуатации. Изучение паспорта, регламента эксплуатации, схемы включения нагнетателя в технологическом процессе. Изучение эксплуатационных журналов, сравнение показателей работы оборудования и потребления топливно-энергетических ресурсов в различных сезонных условиях. Пересчет показателей на номинальные параметры. Анализ причин отклонения параметров машины от регламента.

              2. этап. Оценка системы учета ТЭР. Проверка работы контрольно-измерительных приборов на эксплуатационных режимах. Оценка достаточности КИП и средств учета энергоносителей (природного газа, электроэнергии), расходуемых на привод нагнетателя.

              3. этап. Определение затрат энергоносителей на перекачку газа и потерь энергоносителей в технологическом процессе.

              4. этап. Инструментальное обследование нагнетателя. Составление и согласование рабочей программы испытаний. Проведение замеров на номинальном режиме при фиксированных значениях внешних параметров: начального и конечного давления газа, температуры газа, частоты вращения, состава газа и др. Определение показателей энергоэффективности. Обработка результатов измерений и составление предварительного заключения.

              5. этап. Определение причин нерационального использования ТЭР: природного газа и электроэнергии. Определение показателей энергоэффективности и сравнение их с паспортными значениями. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

            4. В качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 32.1 (уровень цен 1990 г.), таблица 6.

      Таблица 6 – Стоимость работ по обследованию центробежного нагнетателя


       

      Номер этапа

      Единица измерения

      Оптовая цена за единицу по группам сложности (I–III), руб.

      I

      II

      III

      1

      Центробежный нагнетатель

      372

      451

      529

      2

      Центробежный нагнетатель

      747

      904

      1060

      3

      Центробежный нагнетатель

      570

      690

      810

      4

      Центробежный нагнетатель

      524

      635

      745

      5

      Центробежный нагнетатель

      532

      644

      756

      Итого

      Центробежный нагнетатель

      2745

      3324

      3900

      Примечания

      1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

      2. При выполнении работ на оборудовании импортного производства стоимость работ увеличивается на 50 %.

      3. При выполнении работ на однотипных установках стоимость работ по первому этапу на каждой последующей установке снижается на 50 %.

          1. Обследование систем воздушного охлаждения

            1. Условия выполнения работы: для проведения работ заказчик предоставляет необходимую эксплуатационную документацию, регламент, паспорта, рабочие чертежи. При необходимости изготовляет оснастку и приспособления, устанавливает расходомерные устройства, термометрические гильзы и т.п. Осуществляет обслуживание системы во время испытаний.

            2. Состав и характер работы по обследованию систем воздушного охлаждения разделен на следующие этапы:

              1. этап. Сбор общих сведений об оборудовании системы воздушного охлаждения. Анализ технического состояния оборудования и состояния эксплуатации. Ознакомление с проектной, эксплуатационной документацией, регламентами на работу технологического оборудования, особенностями работы системы в зависимости от физико-химических свойств охлаждаемой среды и климатических условий, схемой регулирования температуры охлаждаемой среды, тепловыми и гидравлическими режимами с определением их соответствия проекту.

              2. этап. Оценка системы учета ТЭР. Проверка работы контрольно-измерительных приборов на эксплуатационных режимах. Оценка достаточности КИП и средств учета электроэнергии на привод вентиляторов.

              3. этап. Составление энергетических балансов ТЭР. Определение затрат электроэнергии на охлаждение рабочей среды и потерь энергоносителей в технологическом процессе.

              4. этап. Инструментальное обследование аппаратов воздушного охлаждения. Составление и согласование рабочей программы испытаний.

                Проведение замеров на номинальном режиме при фиксированных значениях внешних параметров: начальной и конечной температуры охлаждаемой среды, частоты вращения вентилятора, положения направляющего аппарата и др. Определение показателей энергоэффективности системы в целом. Обработка результатов измерений и составление предварительного заключения.

              5. этап. Уточнение энергетических характеристик по результатам инструментального обследования. Определение причин нерационального использования электроэнергии. Разработка рекомендаций по энергосбережению и повышению эффективности.

            3. В качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 33.5 (уровень цен 1990 г.), таблица 7.

      Таблица 7 – Стоимость работ по обследованию системы воздушного охлаждения


       

      Номер этапа

      Единица измерения

      Оптовая цена за единицу, руб.

      1

      Система воздушного охлаждения с числом аппаратов до 3 штук

      249

      2

      Система воздушного охлаждения с числом аппаратов до 3 штук

      257

      3

      Система воздушного охлаждения с числом аппаратов до 3 штук

      419

      4

      Система воздушного охлаждения с числом аппаратов до 3 штук

      1792


       

      5

      Система воздушного охлаждения с числом аппаратов до 3 штук


       

      522


       

      Итого

      Система воздушного охлаждения с числом аппаратов до 3 штук


       

      3239

      Примечания

      1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

      2. Ценами учтены комплексные испытания на одном номинальном режиме с количеством аппаратов воздушного охлаждения до 3 штук.

      3. Если в одной системе охлаждения аппаратов воздушного охлаждения более трех, следует применять цены с надбавкой 10 % за каждые полные или неполные 3 аппарата.

      4. При числе режимов более одного стоимость работ по этапу 4 увеличивается пропорционально числу режимов со скидкой 50 % на каждый последующий.


       

          1. Обследование газоочистительных устройств

            1. Работы по обследованию газоочистительных устройств, входящих в состав оборудования компрессорного цеха, проводятся с целью определения их эффективности в эксплуатационном режиме.

            2. В качестве газоочистительных устройств могут применяться абсорберы, адсорберы, рамные и ячейковые фильтры, масляные самоочищающиеся фильтры, циклоны, рукавные фильтры и т.п.

              Стоимость работ по обследованию газоочистительных устройств в силу их специфики принята без разбивки на этапы.

              Состав и характер работы.

              Сбор общих сведений об оборудовании. Анализ технического состояния оборудования и условий эксплуатации. Изучение паспорта, регламента эксплуатации. Осмотр состояния газоочистительного устройства. Проведение инструментального обследования с измерением производительности по воздуху (газу) и потерь давления в установке, выявлением подсосов или утечек воздуха (газа), отбором проб воздуха (газа) на содержание производственной вредности. Определение эффективности газовой очистки и разработка мероприятий, обеспечивающих требуемую степень очистки воздуха (газа).

            3. В качестве базовых цен работ по 8.1.5.2 приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 35.5 (уровень цен 1990 г.), таблица 8. С учетом того что производительность газоочистных устройств на компрессорных станциях выше, чем указано в Прейскуранте [9], к базовым ценам введен повышающий коэффициент равный 1,5.


       

      Таблица 8 – Стоимость работ по обследованию газоочистительных устройств


       

      Вид оборудования

      Единица измерения

      Оптовая цена за единицу, руб.

      1 Газоочистительное устройство производительностью по воздуху (газу) до 50 тыс. м3

      Устройство

      124

      2 Газоочистительное устройство производительностью от 50 до 100 тыс. м3 

      Устройство

      140

      3 Газоочистительное устройство производительностью свыше 100 тыс. м3 

      Устройство

      168

      Примечание – При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).


       

        1. Обследование стационарных паровых и водогрейных котлов, работающих на газообразном, жидком топливе или смеси топлив (газ-мазут)

          1. В зависимости от параметров и назначения котельное оборудование разделяют на три группы сложности:

            1. группа – паровые котлы с рабочим давлением до 1,4 МПа включительно и водогрейные котлы с расчетной теплопроизводительностью до 30 Гкал/ч включительно;

            2. группа – паровые котлы с рабочим давлением свыше 1,4 до 4 МПа включительно и водогрейные котлы с расчетной теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше;

            3. группа – паровые котлы с рабочим давлением более 4 МПа и котлы с высокотемпературным органическим теплоносителем.

          2. Стоимость работ определена для котельной с одним котлом.

            При количестве котлов более одного вводится коэффициент, равный 0,75, на каждый последующий однотипный котел.

          3. Заказчик предоставляет аудитору (исполнителю) всю необходимую техническую документацию, эксплуатационные журналы, материалы предшествующих технологических и режимных испытаний.

          4. Работа выполняется на основе результатов предшествующих теплотехнических испытаний котлов. При недостаточности исходных данных должны быть проведены дополнительные теплотехнические испытания.

          5. Состав и содержание работ по обследованию котельных агрегатов разделен на следующие этапы:

            1. этап. Сбор общих сведений об оборудовании. Анализ тепловой схемы и режимов работы котельной. Изучение технической документации на оборудование котельной, результатов предшествующих технологических испытаний котлов, эксплуатационных журналов. Определение объема необходимых измерений.

            2. этап. Оценка системы учета ТЭР в котельной в целом и на каждом котле индивидуально. Сбор информации и анализ существующей структуры потребления ТЭР, схемы энергоснабжения котельной и отдельного котельного агрегата. Сбор информации о существующих средствах контроля потребления ТЭР в котельной, анализ соответствия систем контроля и учета структуре потребления ТЭР. Оценка достаточности КИП и средств учета энергоносителей (природного газа, электроэнергии). Разработка рекомендаций по совершенствованию систем контроля и учета потребления ТЭР. Анализ существующей системы отчетности о потреблении ТЭР в котельной, соответствия ее структуре технологического процесса.

            3. этап. Составление энергетических балансов ТЭР, потребляемых котельным агрегатом.

            4. этап. Инструментальное обследование котельного агрегата. Составление и согласование рабочей программы испытаний. Проведение замеров на номинальном режиме при фиксированных значениях внешних параметров (начального и конечного давления воды, температуры воды, состава газа и др.). Определение показателей энергоэффективности котельного агрегата. Проведение измерений для оценки работы вспомогательного оборудования. Обработка результатов измерений и составление предварительного заключения.

            5. этап. Уточнение энергетического баланса котла по результатам инструментального обследования с анализом уровня тепловых потерь. Определение технико-экономических показателей работы оборудования и их зависимости от режимов работы, в том числе: определение КПД брутто и нетто, расхода электроэнергии на собственные нужды. Определение причин нерационального использования ТЭР: природного газа и электроэнергии. Оценка величины выхода вторичных энергетических ресурсов и их фактического использования. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

          6. При определении стоимости работ по 8.2.5 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 44 (уровень цен 1990 г.), таблица 9.

      Таблица 9 – Стоимость работ по обследованию котельной


       

      Номер этапа

      Единица измерения

      Оптовая цена за единицу оборудования по группам сложности (I–III), руб.

      1

      Один котел

      510

      595

      670

      2

      Один котел

      275

      275

      275

      3

      Один котел

      320

      405

      515

      4

      Один котел

      1570

      1830

      2060

      5

      Один котел

      700

      805

      910

      Итого:

      Один котел

      3375

      3910

      4430

      Примечания

      1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

      2. Цены даны для котлов при сжигании газообразного топлива.

      3. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами: 1,1 – для котлов при сжигании жидкого топлива; 1,3 – для котлов, работающих на двух видах топлива, из которых одно твердое.


       

        1. Обследование систем теплоснабжения


           

          1. Обследование водяной тепловой сети

            1. В зависимости от технической характеристики тепловые сети разделены на пять групп сложности:

              I группа – наружные тепловые сети с числом абонентских вводов до 10; II группа – то же с числом абонентских вводов от 11 до 30;

              III группа – то же с числом абонентских вводов от 31 до 50; IV группа – то же с числом абонентских вводов от 51 до 75; V группа – то же с числом абонентских вводов от 76 до 100.

            2. В зависимости от числа абонентов в стоимости работ учтены повышающие коэффициенты:

    • с числом абонентских вводов до 10: К = 1,0;

    • с числом абонентских вводов от 11 до 30: К = 1,3;

    • с числом абонентских вводов от 31 до 50: К = 1,7;

    • с числом абонентских вводов от 51 до 75: К = 2,2;

    • с числом абонентских вводов от 76 до 100: К = 2,5.

        1. При наличии горячего водоснабжения вводится повышающий коэффициент, равный 1,2.

        2. Ценами, устанавливаемыми в соответствии с 8.3.1, не учтены обследование состояния тепловой изоляции. Эти работы представлены в 8.3.2.

        3. Состав и содержание работы по обследованию водяной тепловой сети разделен на следующие этапы:

          1. этап. Сбор общих сведений об обследуемой тепловой сети. Ознакомление с проектными и эксплуатационными данными, режимами работы системы теплоснабжения, определение их соответствия проекту, действующим СНиП, ПТЭ и другим нормативным документам. Анализ эксплуатационных материалов, определение расчетных тепловых нагрузок и уточнение перспектив их роста.

          2. этап. Оценка системы учета ТЭР в системе теплоснабжения в целом и у потребителей тепловой нагрузки. Сбор информации и анализ существующей структуры потребления тепловой энергии и тепловых потерь. Сбор информации о существующих средствах контроля потребления ТЭР в тепловой сети, анализ соответствия систем контроля и учета структуре потребления ТЭР. Оценка достаточности КИП и средств учета энергоносителей (тепловой и электрической энергии). Разработка рекомендаций по совершенствованию систем контроля и учета потребления ТЭР. Анализ существующей системы отчетности о потреблении ТЭР в системе теплоснабжения, соответствия ее структуре технологического процесса.

          3. этап. Составление баланса тепловой энергии для водяной тепловой сети.

          4. этап. Инструментальное обследование тепловой сети. Проведение замеров режимных параметров тепловой сети. Выявление и анализ фактических режимов теплогенерирующей установки и наружной тепловой сети. Построение графиков давлений и температур. Выявление фактических режимов тепловых пунктов.

          5. этап. Уточнение энергетического баланса тепловой сети по результатам инструментального обследования с анализом уровня тепловых потерь. Определение технико-экономических показателей работы. Определение причин нерационального использования тепловой энергии. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

        4. При определении стоимости работ по 8.3.1.5 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 8 (уровень цен 1990 г.), таблица 10.

Таблица 10 – Стоимость работ по обследованию водяной тепловой сети


 

Номер этапа

Единица измерения

Оптовая цена за единицу

по группам сложности (I–V), руб.

I

II

III

IV

V

1

Одна тепловая сеть

653

849

1110

1437

1633

2

Одна тепловая сеть

275

358

468

605

688

3

Одна тепловая сеть

101

131

172

222

253

4

Одна тепловая сеть

4666

6066

7932

10265

11665

5

Одна тепловая сеть

559

727

950

1230

1398

Итого

Одна тепловая сеть

6254

8130

10632

13759

15635

Примечания

  1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

  2. Составление структурных межцеховых схем тепловых сетей в стоимость работ по данному разделу не включено.

  3. При числе абонентских вводов свыше 100 соответствующие цены рекомендуется применять с надбавкой 4 % на каждые полные и неполные 10 вводов свыше 100.


 

      1. Обследование технического состояния тепловой изоляции наружных водяных и паровых тепловых сетей

        1. Стоимость работ устанавливается по трем группам сложности трубопроводов в зависимости от их пропускной способности:

          1. группа – паропроводы с расходом до 250 т/час или теплопроводы мощностью до 125 Гкал/ч;

          2. группа – паропроводы с расходом 250–370 т/час или теплопроводы мощностью 125–250 Гкал/ч;

          3. группа – паропроводы с расходом более 370 т/час или теплопроводы мощностью более 250 Гкал/ч.

        2. Оценка стоимости работ производится для одного трубопровода. При проведении работ на однотипных трубопроводах одного предприятия для второго и каждого последующего трубопровода вводится коэффициент 0,8.

        3. При выполнении работ без измерений тепловых потоков и температур на поверхности тепловой изоляции вводится коэффициент 0,7.

        4. Состав и характеристика работ по обследованию тепловой изоляции разделены на следующие этапы:

          1. этап. Подготовительные работы. Ознакомление с проектными и эксплуатационными данными. Выбор и подготовка измерительной аппаратуры. Разработка программы обследования.

          2. этап. Осмотр тепловой изоляции, проведение измерений для определения соответствия проекту, требованиям руководящих указаний. Проведение измерений тепловых потоков, температуры на поверхности тепловой изоляции и температуры окружающего воздуха.

          3. этап. Обработка и анализ полученных данных. Оценка качества изоляции. Составление технического заключения с рекомендациями по снижению тепловых потерь.

        5. При определении стоимости работ по 8.3.2.4 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 11.2 (уровень цен 1990 г.), таблица 11.

Таблица 11 – Стоимость работ по обследованию технического состояния тепловой изоляции


 

Номер этапа


 

Единица измерения

Оптовая цена за единицу

по группам сложности (I–III), руб.

I

II

III

1

Один трубопровод

862

1005

1318

2

Один трубопровод

3452

4022

5106

3

Один трубопровод

1439

1679

2366

Итого

Один трубопровод

5753

6706

8790

Примечание – При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

    1. Обследование систем электроснабжения и электротехнического оборудования

      1. Обследование систем электроснабжения проводится по этапам в соответствии с Положением [4].

      2. Работы по обследованию системы электроснабжения разделены на следующем

        этапе:


         

        1 этап. Сбор общих сведений об обследуемой системе электроснабжения. Ознакомле-

        ние с проектными и эксплуатационными данными, техническими характеристиками элементов системы электроснабжения, режимами их работы. Анализ эксплуатационных материалов, определение расчетных электрических нагрузок и уточнение перспектив их роста.

        1. этап. Оценка системы учета электроэнергии в системе электроснабжения в целом и у отдельных потребителей. Сбор информации и анализ существующей структуры потребления электрической энергии и электрических потерь. Сбор информации о существующих средствах контроля потребления электроэнергии, анализ соответствия систем контроля и учета структуре потребления. Оценка достаточности КИП и средств учета электрической энергии. Разработка рекомендаций по совершенствованию систем контроля и учета потребления ТЭР. Анализ существующей системы отчетности о потреблении электроэнергии, соответствия ее структуре технологического процесса.

        2. этап. Составление баланса электрической энергии для предприятия в целом и отдельных потребителей.

        3. этап. Инструментальное обследование элементов системы электроснабжения. Проведение замеров режимных параметров. Выявление и анализ фактических режимов работы наружной и внутренней системы электроснабжения.

        4. этап. Уточнение баланса системы электроснабжения по результатам инструментального обследования с анализом уровня потерь в сетях и отдельных элементах. Определение технико-экономических показателей работы.

      3. Определение причин нерационального использования электрической энергии. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

        При определении стоимости работ по 8.4.2 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 27 (уровень цен 1990 г.), таблица 12.


         

        Таблица 12 – Стоимость работ по обследованию системы электроснабжения


         


         

        Номер этапа


         

        Единица измерения

        Оптовая цена за единицу по группам сложности (I–II), руб.

        I

        II

        1–5

        (итого)

        Схема

        9660

        10880

        Примечания

        1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

        2. В сетях за схему напряжением выше 1000 В принимается схема главной понизительной или центральной распределительной подстанции со всеми внутризаводскими подстанциями, от нее питающимися.

        3. В сетях за схему с напряжением до 1000 В принимается схема элементов распределительной сети, присоединенных к одной трансформаторной подстанции.

      4. В силу особенностей эксплуатации систем электроснабжения, разнообразия элементов их составляющих, разных единиц измерения объемов работ в данном разделе определена стоимость работ по обследованию системы электроснабжения в целом без деления на отдельные этапы.

      5. В 8.4 учтены следующие виды работ (этапы)

        Обследование схем внешнего и внутреннего электроснабжения, изучение системы канализации электроэнергии и сопоставление ее с требованиями ПУЭ (Правила устройства электроустановок). Выявление степени независимости источников питания. Определение соответствия схемы электроснабжения категории электроприемников по условиям обеспечения ее надежности. Качественная оценка степени надежности электроснабжения, соблюдения принципа агрегатности питания электроприемников. Разработка рекомендаций по повышению надежности электроснабжения.

        Расчет потокораспределения активной и реактивной мощности в каждом элементе системы электроснабжения. Обработка полученных данных и анализ результатов.

        Измерение и оценка показателей качества электроэнергии. Изучение схемы электроснабжения, электроприводов и другого электрооборудования, влияющего на качество электрической энергии.

        Определение установившегося отклонения напряжения. Измерение действующих значений фазных и линейных напряжений, огибающих среднеквадратичных значений напряжения. Расчет отклонения напряжения, размаха изменения напряжения. Обработка и анализ полученных результатов.

        Определение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициентов n-ой гармонической составляющей напряжения. Составление схемы замещения, определение параметров элементов расчетной схемы. Расчет коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициентов n-ой гармонической составляющей напряжения. Измерение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициентов n-ой гармонической составляющей напряжения.

        Определение коэффициентов несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательности. Проведение измерений.

        Анализ режимов потребления электроэнергии. Анализ договорных обязательств между энергосистемой и предприятием. Определение количества узлов электрических нагрузок. Анализ существующей на предприятии системы учета электропотребления. Сбор данных по имеющимся на предприятии компенсирующим устройствам, их типам, мощности, местам установки, режимам работы и составление предварительных предложений по компенсации реактивной мощности.

        Определение потребляемой активной и реактивной мощности по исходным данным потребителя. Сбор исходных данных для расчета активной и реактивной мощности на основании данных журналов (ведомостей и т.п.) регистрации потребления электроэнергии. Обработка полученных данных и составление таблиц и графиков.

        Измерения потребляемой активной и реактивной мощности в различных режимах работы электроприемников.

        Определение разрешенной к потреблению активной и реактивной мощности каждым узлом электрических нагрузок в часы максимума и минимума по полученным данным об электрических нагрузках с учетом имеющихся компенсирующих устройств.

        Определение потерь активной и реактивной мощности в элементах схемы электроснабжения. Сбор исходных данных для расчета потерь (паспортные данные электрооборудо-

        вания, длина линий электропередачи и т.п.). Определение активных и реактивных потерь в элементах системы по паспортным данным по результатам измерений.

        Определение показателей электропотребления и составление баланса. Расчет суточных, годовых графиков электрических нагрузок. Анализ графиков и определение коэффициентов заполнения, неравномерности, максимума и минимума и числа часов использования максимума активной нагрузки. Оценка заявленной активной мощности предприятием. Составление баланса активной и реактивной мощности с предложениями по снижению электрических потерь.

        Обследование и измерение параметров электроприемников. Внешний осмотр электроприемников. Выбор способа и аппаратуры для измерений. Производство измерений потребляемых мощности, тока и т.п. Оформление результатов измерений с определением необходимых данных (расчет коэффициента использования, коэффициента загрузки, коэффициента включения, КПД, коэффициента мощности и т.п.).

      6. Стоимость работ по 8.4.5 определяется по двум группам сложности работ: I группа – напряжение до 1000 В, II группа – напряжение свыше 1000 В.

    1. Обследование систем водоснабжения

      В 8.5 устанавливается порядок определения стоимости четырех отдельных видов работ (8.5.1–8.5.4). Общая стоимость работ по обследованию системы водоснабжения складывается из стоимости работ, определенных техническим заданием на обследование.

      1. Обследование режимов энергопотребления насосных станций

        1. Стоимость работ по обследованию режимов энергопотребления определяется в зависимости от производительности насосов (насосных станций) по пяти группам сложности работ:

          1. группа – расчетная производительность до 10 м3/ч включительно;

          2. группа – расчетная производительность свыше 10 до 50 м3/ч включительно; III группа – расчетная производительность свыше 50 до 200 м3/ч включительно;

          IV группа – расчетная производительность свыше 200 до 1000 м3/ч включительно; V группа – расчетная производительность свыше 1000 м3/ч.

        2. Рекомендуемый порядок определения стоимости работ относится к одному обследуемому насосу.

        3. При оценке стоимости обследование режимов энергопотребления ряда однотипных насосов для второго и каждого последующего насоса вводится коэффициент 0,8.

        4. При выполнении работ по насосной станции для перекачки загрязненных вод вводится коэффициент 1,5.

        5. Работы по обследованию насосных станций разделяются на следующие этапы: 1 этап. Сбор исходных данных. Изучение технической и эксплуатационной документа-

          ции, ознакомление с насосной станцией, техническими данными насосов и их двигателей, условиями и режимами работы.

          1. этап. Оценка системы учета электроэнергии в насосной станции в целом и на каждом насосе индивидуально. Оценка достаточности КИП и средств учета электроэнергии. Разработка рекомендаций по совершенствованию системы контроля и учета потребления электроэнергии.

          2. этап. Составление баланса по потребляемой электроэнергии. Расчет удельного расхода электроэнергии на работу насосов. Определение расхода электроэнергии на собственные нужды насосной станции.

          3. этап. Проведение инструментального обследования насосной станции. Замеры рабочих параметров насосов, мощности, потребляемой электродвигателями в рабочем режиме работы.

          4. этап. Уточнение баланса электроэнергии по данным испытаний. Построение рабочих характеристик насосов. Разработка предложений по обеспечению работы насосов в устойчивой зоне характеристик и повышению экономичности работы.

        6. При определении стоимости работ по 8.5.1.5 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [10] (уровень цен 1990 г.), таблица 13.

Таблица 13 – Стоимость работ по обследованию насосных станций


 

Номер этапа

Единица измерения

Оптовая цена за единицу по группам сложности (I–V), руб.

I

II

III

IV

V

1

Насос

14

20

30

42

55

2

Насос

53

79

118

170

222

3

Насос

53

79

118

170

222

4

Насос

106

158

236

340

443

5

Насос

40

60

88

127

166

Итого

Насос

266

396

590

849

1108

Примечание – При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

      1. Обследование одной сети водоснабжения при одном источнике питания сети

        1. Настоящими ценами предполагается обследование сети водоснабжения с выполнением одного варианта гидравлического расчета.

          При двух и более вариантах расчета сети вводится коэффициент:

          К = 1+ 0,8  (n–1), где – число вариантов расчета.

          При необходимости обследования более одного источника питания сети вводится коэффициент 1,2.

          При отсутствии приборов учета расхода воды вводится коэффициент, равный 1,1.

        2. В зависимости от расхода воды устанавливаются три группы сложности работ: I группа – до 3 тыс. м3/ч;

          II группа – от 3 до 10 тыс. м3/ч; III группа – более 10 тыс. м3/ч.

        3. Состав и содержание работ по обследованию водопроводной сети разделен на следующие этапы:

          1. этап. Сбор общих данных об оборудовании. Изучение структуры водоснабжения предприятия, источников водоснабжения; сбор материалов для составления балансов водопотребления.

          2. этап. Оценка системы учета водопотребления в водопроводной сети в целом и у каждого потребителя индивидуально. Оценка достаточности КИП и средств учета водопотребления. Разработка рекомендаций по совершенствованию системы контроля и учета потребления воды.

          3. этап. Составление предварительного баланса водопотребления. Оценка правильности учета потерь воды в системе.

          4. этап. Проведение инструментального обследования. Замеры параметров воды (давление, расход) в характерных точках водопроводной сети, на расчетных участках и у потребителей.

          5. этап. Анализ результатов инструментального обследования и разработка рекомендаций по снижению гидравлических потерь. Построение пьезометрических графиков. Расчет расхода воды по отдельным участкам. Определение скорости воды и потери напора на всех участках. Разработка мероприятий по энергосбережению.

        4. При определении стоимости работ по 8.5.2.3 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [10], поз. 26.2.6 (уровень цен 1990 г.), таблица 14.


 

Таблица 14 – Стоимость работ по обследованию водопроводных сетей


 

Номер этапа

Единица измерения

Оптовая цена за единицу

по группам сложности (I–III), руб.

I

II

III

1

Схема водоснабжения

297

333

378

2

Схема водоснабжения

447

501

567

3

Схема водоснабжения

297

336

378

4

Схема водоснабжения

1191

1338

1518

5

Схема водоснабжения

594

669

756

Итого

Схема водоснабжения

2826

3177

3597

      1. Обследование схемы водоснабжения отдельного производства

        1. Стоимость работ по обследованию системы (схемы) водоснабжения отдельного производства оценивается при наличии в системе водоснабжения до пяти потребителей.

        2. В зависимости от наличия приборов замера расхода воды стоимость работ определяется по двум группам сложности:

          1. группа – при наличии приборов замера расхода воды;

          2. группа – при отсутствии приборов замера расхода воды.

        3. При количестве потребителей более пяти вводится коэффициент:

          К = 1 + 0,2 · (n–5), где – количество потребителей.

        4. При выполнении замеров химически загрязненных и шламовых вод вводится повышающий коэффициент 1,5.

        5. Состав и содержание работ по обследованию схемы водоснабжения отдельного производства разделен на следующие этапы:

          1. этап. Сбор общих данных об оборудовании. Изучение структуры водоснабжения цеха (производства), источников водоснабжения; сбор материалов для составления балансов водопотребления.

          2. этап. Оценка системы учета водопотребления в водопроводной сети в целом и у каждого потребителя индивидуально. Оценка достаточности КИП и средств учета водопотребления. Разработка рекомендаций по совершенствованию системы контроля и учета потребления воды.

          3. этап. Составление предварительного баланса водопотребления и водоотведения. Оценка правильности учета потерь воды в системе.

          4. этап. Проведение инструментального обследования. Замеры параметров воды (давление, расход) в характерных точках водопроводной сети, на расчетных участках и у потребителей.

          5. этап. Анализ результатов инструментального обследования и разработка рекомендаций по снижению гидравлических потерь. Расчет расхода воды по отдельным участкам. Определение скорости воды и потери напора на всех участках. Разработка мероприятий по энергосбережению.

        6. При определении стоимости работ по 8.5.3.5 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [10], поз. 26.4.5 (уровень цен 1990 г.), таблица 15.

Таблица 15 – Стоимость работ по обследованию сети водоснабжения отдельного производства


 


 

Номер этапа


 

Единица измерения

Стоимость работ по группам сложности (I–II), руб.

I

II

1

Схема водоснабжения

63

126

2

Схема водоснабжения

127

254

3

Схема водоснабжения

127

254

4

Схема водоснабжения

697

1394

5

Схема водоснабжения

253

506

Итого

Схема водоснабжения

1267

2534

Примечание – При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).


 

      1. Обследование наружных и внутренних сетей оборотного водоснабжения

        1. Условия выполнения работ предполагают, что заказчик предоставляет технический проект оборотного водоснабжения, эксплуатационные материалы, график работы и нагрузки технологического оборудования, перспективы расширения производства, другие материалы, относящиеся к системе оборотного водоснабжения.

        2. В зависимости от технической характеристики системы оборотного водоснабжения разделены на четыре группы:

          1. группа – система оборотного водоснабжения с количеством технологических потребителей до 10;

          2. группа – то же с числом потребителей 11–20; III группа – то же с числом потребителей 21–30; IV группа – то же с числом потребителей 31–40.

        3. Этапы работ:

          1. этап. Сбор общих сведений об обследуемой системе оборотного водоснабжения. Анализ проектных и эксплуатационных данных, графиков работы цехов с целью выявления характерного технологического цикла. Ознакомление с проектными материалами по тепловым нагрузкам, отводимым оборотной водой, технологическими регламентами и режимами работы теплоотводящих установок.

          2. этап. Оценка системы учета энергоносителей в системе оборотного водоснабжения в целом и у потребителей индивидуально. Сбор информации и анализ существующей структуры потребления воды и оценки ее потерь. Оценка достаточности КИП и средств учета энергоносителей (воды и электрической энергии). Разработка рекомендаций по совершенствованию систем контроля и учета потребления энергоносителей.

          3. этап. Составление балансов воды в системе оборотного водоснабжения. Составление тепловых балансов технологического оборудования, потребляющего оборотную воду.

          4. этап. Инструментальное обследование системы оборотного водоснабжения. Балансовые испытания охлаждающего устройства. Инструментальное определение показателей работы оборудования в соответствии с программой работ не менее чем при трех обусловленных нагрузках. Определение технико-экономических показателей оборудования в эксплуатационных условиях за определенный интервал времени года при постоянной среднемесячной температуре окружающего воздуха. Определение оптимальных режимов работы охлаждающего устройства при заданных климатических условиях. Определение характеристик насоса, технико-экономических показателей и оптимальных режимов работы насосной станции.

          5. этап. Уточнение баланса водооборотного цикла. Расчет оптимальных затрат электроэнергии, величины подпитки системы и перепада температур на технологическом оборудовании. Составление материального баланса. Определение причин отклонения фактического расхода воды от расчетного значения. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

        4. При определении стоимости работ по 8.5.4.3 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 13 (уровень цен 1990 г.), таблица 16.

Таблица 16 – Стоимость работ по обследованию систем оборотного водоснабжения


 

Номер этапа

Единица измерения

Оптовая цена за единицу

по группам сложности (I–IV), руб.

I

II

III

IV

1

Одна система

527

685

896

1160

2

Одна система

275

275

275

275

3

Одна система

430

560

730

945

4

Одна система

1580

2054

2686

3476

5

Одна система

538

700

915

1184

Итого

Одна система

3350

4274

5502

7040


 

    1. Обследование состояния инженерных сетей зданий


       

      1. Обследование внутренних систем теплоснабжения производственных зданий, предназначенных для обеспечения комфортных параметров микроклимата

        1. Стоимость работ устанавливается для промышленного здания с одним производственным помещением общей площадью 5000 м2, оборудованным отопительно-вентиляционными установками различных типов и при наличии в помещениях тепловыделяющего оборудования.

        2. При наличии в зданиях нескольких изолированных друг от друга производственных помещений стоимость работ определяется с использованием следующих коэффициентов:

          К1 = 1 + 0,75 · (– 1), при < 3 (– количество изолированных производственных помещений);

          К1 = 2,5 + 0,5 · (n– 3), при 3 < < 6;

          К= 4 + 0,3 · (n– 6), при 6 < < 10;

          К1 = 5,2 + 0,2 · (n– 10), при >10.

        3. При площади здания менее 5000 м2 вводится коэффициент:

          К2 = 0,8 – 0,01 · (2 – S), при < 2 (– площадь здания, тыс. м2);

          К2 = 0,95 – 0,005 · (5 – S), при 2 < < 5.

        4. В зависимости от числа отопительно-вентиляционных установок (потребителей) производственные здания разделяются на пять групп сложности:

          I группа – до 10 установок; II группа – 10–20 установок; III группа– 21–50 установок;

          1. группа – 51–100 установок;

          2. группа – свыше 100 установок.

        5. При отсутствии отопительно-вентиляционных агрегатов и оборудовании системы отопления только приборами конвективно-излучающего действия вводится коэффициент, равный 0,8.

        6. При оценке стоимости обследования второй и последующих однотипных установок в здании вводится коэффициент 0,85.

        7. Работы по обследованию внутренних систем теплоснабжения разделяются на следующие этапы:

          1. этап. Сбор общих данных об оборудовании. Изучение структуры теплоснабжения цеха (производства), источников теплоснабжения; сбор материалов для составления балансов теплопотребления. Знакомство со схемой трубопроводов, характеристиками отопительновентиляционного оборудования, режимами их использования.

          2. этап. Оценка системы учета теплопотребления в здании в целом и у каждого потребителя индивидуально. Оценка достаточности КИП и средств учета теплопотребления. Разработка рекомендаций по совершенствованию системы контроля и учета потребления тепловой энергии. 3 этап. Составление предварительного баланса теплопотребления с учетом технологи-

          ческого регламента оборудования и режима работы цехов здания.

          1. этап. Проведение инструментального обследования. Замеры параметров теплоносителя (давление, расход) в характерных точках тепловой сети, на расчетных участках и у потребителей. Определение технологических тепловыделений в здании. Измерение температуры (термографическое обследование) в характерных помещениях.

          2. этап. Анализ результатов инструментального обследования и разработка рекомендаций по снижению тепловых потерь. Составление теплового баланса здания. Определение тепловых нагрузок отопительно-вентиляционных установок. Разработка мероприятий по энергосбережению.

        8. При определении стоимости работ по 8.6.1.7 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [10], поз. 9.3.1 (уровень цен 1990 г.), таблица 17.


 

Таблица 17 – Стоимость работ по обследованию систем теплоснабжения производственных зданий


 


 

Номер этапа


 

Единица измерения

Оптовая цена за единицу

по группам сложности (I–V), руб.

I

II

Ш

IV

V

1

Производственное здание площадью 5000 м2

920

1131

1315

1436

1570


 

2

Производственное здание площадью 5000 м2


 

307


 

377


 

438


 

478


 

522


 

3

Производственное здание площадью 5000 м2


 

614


 

754


 

877


 

957


 

1046


 

4

Производственное здание площадью 5000 м2


 

1535


 

1885


 

2192


 

2393


 

2616


 

5

Производственное здание площадью 5000 м2


 

614


 

754


 

878


 

956


 

1046


 

Итого

Производственное здание площадью 5000 м2


 

3990


 

4900


 

5700


 

6220


 

6800

Примечание – При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).


 

      1. Обследование вентиляционных систем производственного здания

        1. За единицу стоимости работ по обследованию вентиляционных систем производственного здания принята стоимость обследования одной вентиляционной установки соответствующей сложности.

        2. В зависимости от числа сечений воздуховодов вентиляционные системы производственных предприятий разделены на шесть групп сложности:

          1. группа при числе сечений до 5;

          2. группа – при числе сечений 6–10; III группа – при числе сечений 11–15; IV группа – при числе сечений 16–20; V группа – при числе сечений 21–30; VI группа – при числе сечений 31–50.

        3. Стоимость работ по обследованию вентиляционных систем устанавливается без разбивки по отдельным этапам.

        4. К основным работам по обследованию вентиляционных систем производственного здания относятся:

          • изучение технической и эксплуатационной документации;

          • анализ устройства и особенностей работы воздуховодов и агрегатов вентиляционной системы: вентиляционного агрегата, калориферной установки, пылеи газоулавливающих устройств, оросительной камеры и т.д.;

          • измерение параметров воздуха на отдельных участках;

          • разработка рекомендаций по повышению эффективности вентиляционных систем.

        5. При определении стоимости работ по 8.6.2.4 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 36.7 (уровень цен 1990 г.), таблица 18.


 

Таблица 18 – Стоимость работ по обследованию вентиляционных систем предприятия


 

Единица измерения

Оптовая цена за единицу по группам сложности (I–VI), руб.

I

II

III

IV

V

VI

Вентиляционная сеть

80

100

150

200

250

400

Примечания

  1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

  2. При числе сечений свыше 50 стоимость работ увеличивают на 2,5 % за каждое дополнительное сечение.

  3. К оптовым ценам применяют следующие надбавки:

+ 15 % для аспирационных и пылевых установок;

+ 25 % при кирпичных каналах, шлакоалебастровых, шлакобетонных коробах или при скрытой прокладке воздуховодов, составляющих более 50 % от общей протяженности сети;

+ 10 % при использовании в качестве вентиляционных каналов пустот в стеновых блоках зда-

ния;

+ 10 % при расположении воздуховодов, регулирующих устройств, воздуховыпускных или воздухоприемных отверстий на высоте свыше 5 м от пола (площадки);

+ 50 % для установок, в состав которых входят калориферы, пылеи газоулавливающие устройства и т.п. (на каждый вид оборудования отдельно).

    1. Составление топливно-энергетических балансов всего обследуемого объекта и анализ эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на предприятии в целом

      1. Оценка стоимости составления баланса проводится по одному виду ТЭР (каждому виду ТЭР отдельно) в зависимости от группы сложности работы.

      2. В зависимости от количества точек контроля потребления и потерь ТЭР работа выполняется по четырем группам сложности:

        I группа – до 5 точек; II группа – 6–20 точек;

        1. группа – 21–50 точек;

        2. группа – свыше 50 точек.

      3. Работа проводится на основе обобщения данных обследования отдельных элементов, узлов, систем предприятия, а также данных потребления ТЭР на общезаводские нужды.

      4. Условия выполнения работы: руководитель объекта ЭО (ЭА) предоставляет энергоаудитору необходимую информацию для составления энергетических балансов энергоемких производств, технологических процессов и установок, данные по использованию моторных топлив автомобильной и специальной техникой, а также сведения о своих потерях и расходе ТЭР на общезаводские нужды.

      5. Этапы работ:

        1. этап. Сбор и анализ сведений о потреблении ТЭР объектом ЭО (ЭА): данных о структуре, объемах и режимах потребления ТЭР; сведений из отчетной документации по коммерческому и техническому учету потребляемых энергоресурсов; бухгалтерских данных по расчетам за потребление ТЭР; сведений из отчетной документации о проведении технического обслуживания, ремонта, наладки и испытаний объектов, потребляющих ТЭР, а также о реализации разработанных ранее рекомендаций (программ) по энергосбережению; основных характеристик энергоемких производств, технологических процессов и установок, систем их энергоснабжения и т.п., связанных с режимами их работы и потреблением ТЭР; сведений о фактических потерях и потреблении ТЭР на собственные нужды; данных об уровне и потенциале использования вторичных энергоресурсов; документов о качестве потребляемых ТЭР, сведений о необходимости контроля качества энергоносителей и т.п.

        2. этап. Сбор и анализ данных о режимах энергопотребления и выпуске продукции. Ознакомление с режимами работы оборудования, графиками нагрузок энергопотребления и выпуска продукции; с нормативными расходами энергоносителей на собственные нужды. Выявление факторов, влияющих на энергопотребление, разделение их на постоянные и пере-

          менные. Ознакомление с отчетами по испытанию основного и вспомогательного оборудования объекта, анализ представительности результатов инструментального обследования технологических и энергетических установок, выполненных в рамках ЭО (ЭА). Определение необходимости дополнительных инструментальных обследований.

        3. этап. Определение фактических показателей потребления ТЭР на основе инструментальных замеров. Обработка результатов измерений потребления ТЭР по каждой точке контроля по данным протоколов измерений (расчет математического ожидания, среднеквадратичного отклонения расхода энергоносителей на единицу продукции) или исходным данным. Оформление расчетов в табличном и графическом виде. Сопоставление полученных фактических данных с отчетными и нормативными данными. Анализ причин отклонений.

        4. этап. Определение фактического потребления ТЭР на единицу продукции. Расчет фактического удельного расхода энергоносителей потребителем. На базе изучения свойств и показателей, характеризующих работу технологического оборудования, осуществляется определение рационального уровня расхода энергоносителей и выявление факторов, влияющих на изменение характеристик энергопотребления. Разработка рекомендаций по рационализации потребления ТЭР и предложений по повышению эффективности энергоиспользования на объекте ЭО (ЭА).

      6. При определении стоимости работ по 8.7.5 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [9], раздел 27 (уровень цен 1990 г.), таблица 19.


 

Таблица 19 – Стоимость работ по определению фактического потребления ТЭР


 

Номер этапа

Единица измерения

Стоимость по группам сложности (I–IV), руб.

I

II

III

IV

1

Один вид ТЭР

180

300

560

800

2

Один вид ТЭР

200

350

700

900

3

Один вид ТЭР

220

280

600

800

4

Один вид ТЭР

500

550

760

800

Итого

Один вид ТЭР

1100

1480

2620

3350

Примечания

  1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

  2. Допускается не учитывать виды энергоносителей, доля которых меньше 2 % суммарного объема потребляемых ТЭР.

    1. Оформление, представление на экспертизу, согласование и утверждение отчетных документов о проведении работ

      1. Комплект отчетных документов, оформляемых энергоаудитором, определен Положением [4] и должен включать:

        • отчет о проведении ЭО (ЭА);

        • энергетический паспорт объекта ЭО (ЭА);

        • реферат (в объеме до 20 листов).

      2. Оформление энергетического паспорта предприятия заключается в заполнении типовых форм [7], обязательных для дочерних обществ ОАО «Газпром».

      3. Обязательным разделом энергетического паспорта является Программа энергосбережения, разрабатываемая на пять последующих лет (время действия энергетического паспорта). Программа энергосбережения является обобщающим документом, в который включены все мероприятия по энергосбережению, ранжированные согласно эффективности и затратности.

      4. По экспертной оценке и опыту работы энергоаудиторских фирм, стоимость этапа по оформлению отчетных документов, их согласованию и утверждению может быть оценена в размере 5 % – 7 % от стоимости основных работ по энергетическому обследованию (энергетическому аудиту).

    1. Энергетический аудит объектов «газотранспортного плеча» на основе математического моделирования и оптимизации режимов энергопотребления при транспорте газа

      1. Под «газотранспортным плечом» подразумевается участок газотранспортной системы в пределах одного дочернего общества, являющийся частью магистрального газопровода и включающий несколько компрессорных станций, одновременно задействованных при транспорте газа по данному направлению.

      2. Условия выполнения работы: заказчик предоставляет необходимую эксплуатационную документацию, технологические схемы, при необходимости изготовляет оснастку и приспособления для проведения замеров. При проведении измерений заказчик обеспечивает все необходимые режимы испытаний ГПА и обслуживает оборудование.

      3. В зависимости от мощности ГПА работы по ЭА объектов «газотранспортного плеча» распределены на три группы сложности:

        I группа – мощность ГПА до 10 МВт включительно; II группа – мощность ГПА свыше 10 до 25 МВт;

        III группа – мощность ГПА 25 МВт и выше.

      4. За единицу измерения при определении оптовой цены работ принята стоимость ЭА компрессорного цеха с пятью газоперекачивающими агрегатами (газотурбинными или электроприводными).

      5. При другом количестве ГПА на каждый агрегат сверх пяти к оптовой цене добавляется 10 %.

      6. При наличии на компрессорной станции резервного КЦ стоимость его обследования принимается в размере 50 % от стоимости обследования основного цеха.

      7. Полная стоимость ЭА объектов «газотранспортного плеча» складывается из стоимостей обследования отдельных КЦ.

      8. Работы по ЭА объектов «газотранспортного плеча» разделяются на следующие виды (этапы):

        1. Сбор и анализ данных о режимах работы компрессорных станций, входящих в состав «газотранспортного плеча»; сбор документальной информации об основном оборудовании компрессорных цехов; сравнительный анализ существующего парка ГПА; анализ технического состояния оборудования и состояния эксплуатации; анализ схемы магистрального газопровода; сбор информации по схемам подключения КС к магистральному газопроводу; изучение эксплуатационных журналов, сравнение показателей работы оборудования и потребления топливно-энергетических ресурсов в различных сезонных условиях.

        2. Оценка эффективности организации системы учета потребления ТЭР на транспорт газа; разработка рекомендаций по совершенствованию систем контроля и учета потребления ТЭР.

        3. Составление энергетического баланса КЦ; определение затрат энергоносителей на перекачку газа и потерь энергоносителей в технологическом процессе; сравнение фактических и нормативных показателей эффективности работы КС; сравнение фактических показателей энергоэффективности работы отдельно для КЦ с газотурбинными и электроприводными ГПА.

        4. Инструментальное обследование; определение перечня объектов (КС, КЦ, ГПА), на которых требуется проведение инструментального обследования; составление и согласование рабочей программы испытаний; проведение инструментального обследования на выбранных объектах с целью уточнения фактического энергопотребления; обработка результатов измерений и составление предварительного заключения.

        5. Математическое моделирование режимов энергопотребления объектов «газотранспортного плеча»; разработка математических моделей основных энерготехнологических объектов (ГПА, КЦ, КС, АВО газа); разработка математической модели транспорта газа для участков «газотранспортного плеча»; отладка и адаптация моделей к реальным условиям.

        6. Применение математических моделей для выбора оптимального режима энергопотребления при транспорте газа; проведение оптимизационных расчетов для различных режимов работы «газотранспортного плеча».

        7. Разработка рекомендаций по снижению энергозатрат на транспорт газа с использованием существующего оборудования КС; разработка предложений по модернизации газотранспортной системы с целью повышения энергетической эффективности транспорта газа.

        8. Оформление отчетной документации; согласование, утверждение и проведение экспертизы отчетных документов о проведении работы в установленном порядке.

      9. При определении стоимости работ по 8.9.8 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [8], часть XII (уровень цен 2006 г.):

        для работ по 8.9.8.1; 8.9.8.3; 8.9.8.4; 8.9.8.7: раздел 1 Прейскуранта [8];

        • для работ по 8.9.8.5: раздел 7 Прейскуранта [8];

        • для работ по 8.9.8.6, таблица 20: раздел 5 Прейскуранта [8].

          Стоимость работ по оформлению, согласованию и утверждению отчетной документации (8.9.8.8) принята в размере 5 % от стоимости основных работ (8.8.5).


           

          Таблица 20 – Стоимость работ по энергетическому аудиту «газотранспортного плеча»


           

          Номер вида работ (пункт

          рекомендаций)


           

          Единица измерения

          Оптовая цена за единицу

          по группам сложности (I–III), руб.

          I

          II

          III

          8.9.8.1

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          27324

          37260

          49680

          8.9.8.2

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          5500

          5500

          5500

          8.9.8.3

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          27324

          37260

          49680

          8.9.8.4

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          40986

          55890

          74520

          8.9.8.5

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          207000

          207000

          207000

          8.9.8.6

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          187233

          187233

          187233

          8.9.8.7

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          124200

          124200

          124200

          8.9.8.8

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          30978

          32717

          34890

          Итого

          Компрессорный цех с пятью ГПА

          650545

          687060

          732703

          Примечания

          1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

          2. При выполнении работ по инструментальному обследованию ГПА (8.9.8.4) в зависимости от количества исследуемых режимов вводятся поправочные коэффициенты:

          • при количестве режимов до 5: К = 1;

          • при количестве режимов 6–8: К = 1,3;

          • при количестве режимов 9–11: К = 1,8;

          • при количестве режимов свыше 11: К = 2,3.

          1. При выполнении работ на оборудовании импортного производства стоимость работ увеличивается на 30 %.

          2. При наличии в составе газотурбинного ГПА теплоутилизационной установки стоимость работ по этапам 1–5 увеличивается на 20 %.

          3. При наличии в составе газотурбинного ГПА регенератора для подогрева воздуха стоимость работ по этапам 1–5 увеличивается на 20 %.

          4. При наличии в составе электроприводного ГПА регулирующих устройств (гидромуфты, частотного регулирования и др.) стоимость работ по этапам 1–5 увеличивается на 20 %.

    2. Энергетический аудит энергетической системы предприятия на основе информационноаналитических методов

      1. Под энергетической системой предприятия подразумевается любая система, предназначенная для генерации, распределения и потребления энергии (теплоснабжения, электроснабжения, газоснабжения и др.).

      2. Общая стоимость работ по проведению энергетического аудита энергетической системы предприятия на основе информационно-аналитических методов складывается из стоимости ЭА заданной энергетической системы и стоимости разработки информационноаналитической системы (ИАС).

        Стоимость обследования отдельных видов энергетических систем приведена в 8.1–8.8. В 8.10.3–8.10.5 и таблице 21 приведен порядок определения дополнительной стоимо-

        сти ЭА, связанной с разработкой одного программного комплекса ИАС и его внедрением на предприятии.

      3. За единицу измерения при определении оптовой цены принята стоимость разработки и внедрения одного программного комплекса ИАС в одной энергетической системе (одного программного комплекса ИАС для одной промышленной площадки предприятия на примере КС с одним КЦ).

        Условия выполнения работы: заказчик предоставляет необходимую эксплуатационную документацию, технологические схемы, при необходимости изготовляет оснастку и приспособления для проведения замеров. При проведении измерений заказчик обеспечивает все необходимые режимы испытаний оборудования и обслуживает энергетические установки.

      4. Работы по ЭА энергетической системы предприятия на основе информационноаналитических методов разделяются на следующие виды (этапы):

        1. ЭА энергетической системы в соответствии с Положением [4] по этапам, приведенным в 8.1–8.8.

        2. Разработку локальных математических моделей основных энерготехнологических объектов, связанных с генерацией, распределением и потреблением энергии (котельные, тепловые сети, насосные станции, трансформаторные подстанции и др.), апробация их к реальным условиям эксплуатации энергетической системы.

        3. Объединение локальных математических моделей в единую модель энергетической системы; формирование базы данных; определение перечня параметров, необходимых для функционирования программного комплекса; выработку рекомендаций по стыковке программного комплекса с системами АСУ-Э и другими с целью импорта (экспорта) данных.

        4. Разработку, адаптацию и внедрение программного комплекса, корректировку и уточнение математических моделей для достижения необходимой точности расчетов; формирование рабочего места пользователя, обучение персонала; приемочные испытания программного комплекса.

        5. Оформление отчетной документации; согласование, утверждение и проведение экспертизы отчетных документов о проведении работы в установленном порядке.

8.10.5 Стоимость работ по ЭА энергетической системы предприятия на основе информационно-аналитических методов приведена в таблице 21.

При определении стоимости работ по 8.10.4.2–8.10.4.4 в качестве базовых приняты цены по Прейскуранту [8], часть XII (уровень цен 2006 г.):

для работ по 8.10.4.2; 8.10.4.3: раздел 7 (поз. 7.001–7.004) Прейскуранта [8];

  • для работ по 8.10.4.4: раздел 5 (поз. 5.001–5.006) и раздел 7 (поз. 7.005) Прейскуранта [8]. На указанные виды работ введен коэффициент сложности 2 в соответствии с таблицей 3

Прейскуранта [8].

Стоимость работ по 8.10.5.5 принимается в размере 5 % – 7 % от стоимости основных работ (8.8.5).


 

Таблица 21 – Стоимость работ по энергетическому аудиту энергетической системы предприятия на основе информационно-аналитических методов


 

Номер вида работ

(пункт рекомендаций)


 

Единица измерения


 

Оптовая цена за единицу, руб.


 

8.10.4.1


 

Энергетическая система

Определяется по стоимости обследования заданной энергетической системы (8.1–8.8 настоящих рекомендаций)

8.10.4.2

Энергетическая система

155250

8.10.4.3

Энергетическая система

155250

8.10.4.4

Энергетическая система

444916

8.10.4.5

Энергетическая система

Принимается в размере 5 % – 7 % от стоимости основных работ по 8.10.4.1–8.10.4.4

Примечания

  1. При определении стоимости работ оптовые цены должны приниматься с переводным коэффициентом, действующим на момент определения цены работ (раздел 5 настоящих рекомендаций).

  2. При определении стоимости работ по 8.10.4.2–8.10.4.4 для компрессорной станции с числом КЦ более одного на каждый последующий цех вводится коэффициент, равный 1,5.

Приложение А

(справочное)


 

Обзор цен и работ по Прейскуранту № 26-05-43Э


 

В объем услуг по проведению обследований (энергетических аудитов) заказчиками могут быть включены дополнительные услуги, не являющиеся обязательными в соответствии с нормативно-методическими документами [4–7].

При определении цены таких дополнительных услуг могут использоваться сведения о составе (характеристике) и ценах работ, установленные Прейскурантом № 26-05-43Э [10] на экспериментальные, наладочные и другие работы по оказанию технической помощи на энерготехническом, электротехническом, топливопотребляющем и другом оборудовании (таблица А.1).

Таблица А.1 – Сведения о составе (характеристике) и ценах работ по Прейскуранту [10] на экспериментальные, наладочные и другие работы, не являющиеся обязательными при проведении энергетических обследований (энергетических аудитов)


 

Номер позиции Прейскуранта [10]*

Страница Прейскуранта [10]

Цена по уровню

1990 г., руб.


 

Характеристика работ


 

1.3.14


 

78


 

1092

Составление заданий на выполнение электрической, строительной, КИПиА и сметной частей проекта рационализации основных узлов котла и вспомогательного оборудования

1.4.3

83

 500

Составление технических паспортов на оборудование в пределах промышленных котельных

1.4.3

83

 700

Составление технических паспортов на межцеховые трубопроводы

1.4.4.

84

655

Составление оперативных схем технологических трубопроводов промышленных котельных

1.4.4.

84

881

Составление оперативных схем и межцеховых трубопроводов

4.3.7

74

5000

Испытания насосов с электроприводом

4.4.13

104

до 3000

Обследование деаэрационно-питательной установки

4.4.14

106

1257

Обследование станционной бойлерной установки

4.4.15

108

1257

Обследование паропреобразовательной испарительной установки


 

4.4.16


 

109


 

3808

Анализ аварийности турбинного оборудования, разработка мероприятий по ее снижению (анализ 30-ти аварий)


 

5.1.4


 

118


 

до 2300

Составление исполнительных тепловых схем ПВС (паровоздушная станция), цехов компрессии воздуха и КС

Продолжение таблицы А.1


 

Номер позиции Прейскуранта [10]

Страница Прейскуранта [10]

Цена по уровню

1990 г., руб.


 

Характеристика работ

6.3.1

178

до 9000

Техническая помощь в организации эксплуатации блока разделения воздуха

6.3.18

205

5707

Анализ общезаводского баланса кислорода и систем учета его производства и потребления

6.3.19

207

до 4800

Технико-экономический анализ удельных энергозатрат на компрессию и разделение воздуха


 

9.1.1


 

92


 

до 500

Техническое руководство наладкой наружной водяной тепловой сети (до 400 индивидуальных пунктов)


 

9.1.2


 

98


 

до 6200

Техническое руководство наладкой внутренней водяной системы теплопотребления (до 58,2 МВт тепловой нагрузки)

9.2.1

103

до 4000

Гидравлические испытания водяной тепловой сети (до 7 км)

9.2.2

104

до 5600

Тепловые испытания водяной тепловой сети (до 7 км)


 

9.3.1


 

109


 

до 9500

Разработка оптимального режима теплоснабжения и схемы местного регулирования температуры производственного здания с технологическим тепловыделением (до 100 отопительно-вентиляционных агрегатов)


 

10.1.2


 

119


 

до 3680

Экспертиза рабочего проекта систем вентиляции (производительность по воздуху до 100 тыс. м3/ч)


 

10.2.1


 

122


 

3000

Экспериментально-наладочные работы на установке умеренного холода или кондиционирования воздуха (от вида установки)


 

10.2.2


 

123


 

до 5000

Экспериментально-наладочные работы на вентиляционной установке (до 100 тыс. м3/ч)

10.4.4

131

до 4800

Обследование вентиляции в цехах предприятия (производительность по воздуху до 100 тыс. м3/ч)


 

10.4.5


 

133


 

до 4350

Разработка технических решений по рационализации вентиляционных систем (производительность по воздуху до 100 тыс. м3/ч)


 

11.6.1


 

200


 

2760

Обследование состояния метрологического обеспечения средств измерений на предприятии

(до 5000 СИ)


 

11.6.4


 

204


 

2496

Разработка и метрологическая экспертиза стандарта предприятия по метрологическому обеспечению производства


 

12.1.2


 

213


 

41680

Анализ технико-экономического уровня энергетического оборудования и выявление резервов энергосбережения (до 500 тыс. т у.т. в год)

Окончание таблицы А.1


 

Номер позиции Прейскуранта [10]

Страница Прейскуранта [10]

Цена по уровню

1990 г., руб.


 

Характеристика работ

12.2.1

218

до 8300

Составление нормативных характеристик оборудования ТЭЦ – ПВС


 

12.2.2


 

221


 

3088

Разработка графиков удельных расходов топ-лива на отпуск тепла и электроэнергии

(от вида графиков)

12.2.3

224

28911

Нормирование удельных расходов топлива электростанций (для ТЭЦ)


 

12.2.4


 

226


 

7513

Нормирование удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии промышленными котельными


 

12.3.1


 

227


 

4604

Анализ организации учета топлива на электростанциях и разработка рекомендаций по ее совершенствованию (для ТЭЦ)

12.3.2

230

9168

Технический надзор за состоянием топливоиспользования электростанции (для ТЭЦ)


 

12.4.2


 

233


 

54000

Техническая помощь при разработке и формировании внутризаводских цен на энергопродукцию энергетических цехов

*Первая цифра обозначает номер тома Прейскуранта; вторая – номер раздела; третья – номер позиции.

Приложение Б

(справочное)


 

Пример расчета стоимости энергетического аудита компрессорной станции


 

Б.1 Исходные данные по составу обследуемых объектов на предприятии (на примере КС, в состав которой входят два КЦ):

КЦ № 1 с шестью газотурбинными газоперекачивающими агрегатами марки ГПА Ц–6,3 установленной мощности 6,3 МВт;

КЦ № 2 с восемью электроприводными ГПА марки СТД-12500 установленной мощности 12,5 МВт.

Три газотурбинные ГПА оборудованы теплоутилизаторами для нагрева воды в системе

теплоснабжения марки УТ-6,3-5,0.

КЦ №1 имеет шесть установок для воздушного охлаждения газа зигзагообразного типа по шесть аппаратов в каждой.

КЦ № 2 имеет 15 установок для воздушного охлаждения газа по четыре аппарата в каждой.

В состав цеха № 1 входит четыре газоочистных устройства, в состав цеха № 2 – шесть газоочистных устройств. Производительность каждого 100 тыс. м3/ч.

Котельная оборудована тремя водогрейными котлами НР-18 с расчетной теплопроизводительностью 0,68 Гкал/ч, топливо – природный газ.

Водяная тепловая сеть без горячего водоснабжения с числом абонентских вводов 12. Обследованию подлежат также внутренние инженерные системы двух производствен-

ных зданий площадью 2000 м2 каждое, в том числе:

  • отопительные системы теплоснабжения (до 50 отопительных установок конвективно-излучательного типа);

  • приточно-вытяжная вентиляция различных типов с числом агрегатов до 10 и числе сечений 12, при наличии в помещениях тепловыделяющего оборудования.

Водопроводная сеть с одним источником и расходом воды до 10 м3/ч. Насосная станция оборудована двумя циркуляционными насосами производительностью 10 м3/ч каждый.

Система электроснабжения КС включает два узла электрической нагрузки: от распределительного устройства 10 кВ до комплектных трансформаторных подстанций (напряжение свыше 1000 В); четыре схемы низкого напряжения (менее 1000 В) от комплектных трансформаторных подстанций до потребителей.

Количество основных производственных цехов, оснащенных системами учета энергоносителей, – два, с потреблением до трех видов энергоносителей каждый.

Б.2 Расчет стоимости ЭА компрессорной станции приведен в таблице Б.1. Объем работ установлен в соответствии с Положением [4].


 

Р Газпром 066-2009

 

52

 

Таблица Б.1 – Расчет стоимости энергетического аудита компрессорной станции


 

Характеристика работ (краткий перечень работ и группы

сложности)


 

Пункт рекомендаций


 

Формула и расчетная цена, руб.

1 Обследование компрессорного цеха № 1

1.1 Обследование газотурбинных ГПА (ГГПА II группы сложности с теплоутилизаторами)

Анализ технического состояния и режимов работы ГПА. Анализ и оценка системы учета энергоносителей. Инструментальное обследование ГПА в номинальном режиме. Составление балансов ТЭР. Определение показателей энергоэффективности. Разработка энергосберегающих мероприятий


 

8.1.1

Сед1   1·Cед1 ·0,5  Cед2   Cед3  ⎤

⎢ ⎥,

⎢ nту Сед4 · Kреж 1,2   nту  Cед4 ·Kреж  Cед5 

⎣ ⎦

где – общее число ГПА в цехе; nту – число ГПА с теплоутилизаторами; Сед– единичная стоимость одного из видов работ (таблица 4), руб.; 0,5 – коэффициент, учитывающий однотипность обследуемого оборудования (примечание 6 к таблице 4); 1,2 – коэффициент, учитывающий наличие утилизаторов в составе ГПА (примечание 4 к таблице 4); Креж – коэффициент, учитывающий количество режимов измерений, равный 1,0 (примечание 2 к таблице 4).

6210 + (6 – 1)  6210  0,5 + 5500 + 6  6210 + 3  18630 1,0  1,2 +

+ (6 – 3) 18630 1,0 + 93150 = 280603

1.2 Обследование установки воздушного охлаждения газа

Сбор общих сведений об оборудовании системы воздушного охлаждения. Анализ технического состояния оборудования. Инструментальное обследование АВО газа в номинальном режиме. Составление балансов ТЭР. Определение показателей энергоэффективности. Разработка энергосберегающих мероприятий


 

8.1.4

Cед  1,1  Креж  19,35,

где Сед – полная единичная стоимость работ (таблица 7), руб.; 1,1 – коэффициент, учитывающий количество аппаратов АВО свыше трех (примечание 3 к таблице 7); Креж – коэффициент, учитывающий количество режимов измерений, равный 1,0 (примечание 4 к таблице 7); 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

3239  1,1  1,0  1,0  19,35 = 68944

1.3 Обследование газоочистительного устройства

Сбор общих сведений об оборудовании. Анализ технического состояния оборудования и условий эксплуатации. Проведение инструментального обследования с измерением производительности по газу и потерь давления в установке. Определение эффективности газовой очистки и разработка мероприятий, обеспечивающих требуемую степень очистки газа


 

8.1.5

Сед   19,35

где Сед – полная единичная стоимость работ (таблица 8), руб.; – количество газоочистных устройств; 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

140   19,35 = 10836

53

 

Р Газпром 066-2009

 


 

Характеристика работ (краткий перечень работ и группы

сложности)


 

Пункт рекомендаций


 

Формула и расчетная цена, руб.

1.4 Итого по компрессорному цеху № 1 (1.1 + 1.2 + 1.3)

 

280603 + 68944 + 10836 = 360383

2 Обследование компрессорного цеха № 2

2.1 Обследование электроприводных ГПА (ЭГПА III группы сложности)

Анализ технического состояния и режимов работы ГПА. Анализ и оценка системы учета энергоносителей. Инструментальное обследование ГПА в номинальном режиме. Составление балансов ТЭР. Определение показателей энергоэффективности. Разработка энергосберегающих мероприятий


 

8.1.1

Cед1 + (– 1)  Сед1 0,5 + Сед2  (Сед3 Сед4Креж Сед 5,

где – общее число ГПА в цехе; Сед – единичная стоимость одного из видов работ (таблица 4), руб.; 0,5 – коэффициент, учитывающий однотипность обследуемого оборудования (примечание 6 к таблице 4); Креж – коэффициент, учитывающий количество режимов измерений, равный 1,0 (примечание 2 к таблице 4).


 

8280 + (8 – 1)  8280  0,5 + 5500 + 8  (8280 + 24840) + 124200 =

= 431920

2.2 Обследование установки воздушного охлаждения газа

Сбор общих сведений об оборудовании системы воздушного охлаждения. Анализ технического состояния оборудования. Инструментальное обследование АВО газа в номинальном режиме. Составление балансов ТЭР. Определение показателей энергоэффективности. Разработка энергосберегающих мероприятий. Количество аппаратов АВО в цехе 15 штук.

Режим испытаний определительный


 

8.1.4

Сед  1,4  реж  19,35,

где Сед–полная единичная стоимость работ (таблица 7), руб.; 1,4 – коэффициент, учитывающий количество аппаратов АВО свыше трех (примечание 3 к таблице 7); Креж – коэффициент, учитывающий количество режимов измерений, равный 1,0 (примечание 4 к таблице 7); 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

3239 1,4  1,0  19,35 = 87752

2.3 Обследование газоочистных устройств

Сбор общих сведений об оборудовании. Анализ технического состояния оборудования и условий эксплуатации. Проведение инструментального обследования с измерением производительности по газу и потерь давления в установке. Определение эффективности газовой очистки и разработка мероприятий, обеспечивающих требуемую степень очистки газа


 

8.1.5

Сед   19,35,

где Сед – полная единичная стоимость работ (таблица 8), руб.; – количество газоочистных устройств; 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

140   19,35 = 16254

54

 

Р Газпром 066-2009

 


 

Характеристика работ (краткий перечень работ и группы

сложности)


 

Пункт рекомендаций


 

Формула и расчетная цена, руб.

2.4 Итого по газокомпрессорному цеху № 2 (2.1 + 2.2 + 2.3)

 


 

431920 + 87752 + 16254 = 535926

2.5 Итого по газокомпрессорным цехам № 1, 2 (1.4 + 2.4)

 


 

360383 + 535926 = 896309

3 Обследование системы теплоснабжения

3.1 Обследование котельного оборудования

Сбор общих сведений об оборудовании. Анализ тепловой схемы и режимов работы котельной.

Оценка системы учета ТЭР в котельной в целом и на каждом котле индивидуально. Составление энергетических балансов ТЭР, потребляемых котельным агрегатом. Инструментальное обследование котельного агрегата. Определение технико-экономических показателей работы оборудования. Разработка энергосберегающих мероприятий.

(Котельная водогрейная III категории, топливо – природный газ, количество котлов – два)


 

8.2

Сед  19,35,

где Сед – полная единичная стоимость работ (таблица 9), руб.; – количество котельных агрегатов; 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

3375   19,35 = 130612

3.2 Обследование водяной тепловой сети

Сбор общих сведений об обследуемой тепловой сети. Оценка системы учета ТЭР в системе теплоснабжения в целом и у потребителей тепловой нагрузки. Составление баланса тепловой энергии для водяной тепловой сети. Инструментальное обследование тепловой сети. Определение причин нерационального использования тепловой энергии. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

(Водяная тепловая сеть без горячего водоснабжения с числом абонентов 12, двухтрубная)


 

8.3.1

Сед 19,35,

где Сед – полная единичная стоимость работ (таблица 10), руб.; 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

8130  19,35 = 157316

55

 

Р Газпром 066-2009

 


 

Характеристика работ (краткий перечень работ и группы

сложности)


 

Пункт рекомендаций


 

Формула и расчетная цена, руб.

3.3 Обследование состояния тепловой изоляции

Подготовительные работы. Выбор и подготовка измерительной аппаратуры.

Осмотр тепловой изоляции, проведение измерений для определения соответствия проекту, требованиям руководящих указаний. Проведение измерений тепловых потоков, температуры на поверхности тепловой изоляции и температуры окружающего воздуха.

Обработка и анализ полученных данных. Оценка качества изоляции. Составление технического заключения с рекомендациями по снижению тепловых потерь


 

8.3.2

(Сед Сед  КтрКизм 19,35,

где Сед – полная единичная стоимость работ

(таблица 11), руб.; Ктр – коэффициент, учитывающий количество трубопроводов, равный 0,8 для второго трубопровода (8.3.2.3); Кизм – коэффициент, учитывающий характер измерений, равный 1,0 (8.3.2.4); 19,35 – переводной коэффициент в

цены 2008 г.


 

(5753 + 5753  0,8)  1,0 19,35 = 200377

3.4 Итого по системе теплоснабжения (3.1 + 3.2 + 3.3)

 


 

130612 + 157316 + 200377 = 488305

4 Обследование системы электроснабжения

Сбор общих сведений об обследуемой системе электроснабжения. Оценка системы учета электроэнергии в системе электроснабжения в целом и у отдельных потребителей. Сбор информации и анализ существующей структуры потребления электрической энергии и электрических потерь. Составление баланса электрической энергии для предприятия в целом и отдельных потребителей. Инструментальное обследование элементов системы электроснабжения. Проведение замеров режимных параметров. Определение технико-экономических показателей работы. Определение причин нерационального использования электрической энергии. Разработка рекомендаций по энергосбережению.

(Узлов I группы сложности – четыре, II группы сложности – один)


 

8.4

(СедI  nI СедII  nII19,35,

где Сед – полная единичная стоимость работ по группам сложности, руб.; – количество узлов соответствующей группы сложности; 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

(9660  4 + 10880  1)  19,35 = 958213

56

 

Р Газпром 066-2009

 


 

Характеристика работ (краткий перечень работ и группы

сложности)


 

Пункт рекомендаций


 

Формула и расчетная цена, руб.

5 Обследование системы водоснабжения

5.1 Обследование насосной станции

Изучение технической и эксплуатационной документации, ознакомление с насосной станцией, техническими данными насосов и их двигателей, условиями и режимами работы. Оценка системы учета электроэнергии в насосной станции в целом и на каждом насосе индивидуально. Составление баланса по потребляемой электроэнергии. Расчет удельного расхода электроэнергии на работу насосов. Проведение инструментального обследования насосной станции. Замеры рабочих параметров насосов, мощности, потребляемой электродвигателями в рабочем режиме работы. Построение рабочих характеристик насосов.

(Два насоса производительностью 10 м3/ч)


 

8.5.1

(Сед Сед  Кодн19,35,

где Сед – полная единичная стоимость работ (таблица 13), руб.; Кодн – коэффициент, учитывающий однотипность насосов, равный 0,8 для второго насоса (8.5.1.3); 19,35 – переводной коэффициент в цены 2008 г.


 

(266 + 266  0,8)  19,35 = 9265

5.2 Обследование водопроводной сети

Сбор общих данных об оборудовании. Изучение структуры водоснабжения предприятия, источников водоснабжения; сбор материалов для составления баланса водопотребления.

Оценка системы учета водопотребления в водопроводной сети в целом и у каждого потребителя индивидуально. Проведение инструментального обследования. Замеры параметров воды (давление, расход) в характерных точках водопроводной сети, на расчетных участках и у потребителей.

Разработка рекомендаций по снижению гидравлических потерь. Разработка мероприятий по энергосбережению.

(Водопровод с одним источником производительностью до 10 м3/ч; приборы учета отсутствуют)


 

8.5.2

Сед  1,1 19,35,

где С