Приказ Росстата от 19.12.2013 N 489 "Об утверждении Указаний по заполнению формы федерального статистического наблюдения N 6-ТП "Сведения о работе тепловой электростанции"

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАТИСТИКИ

ПРИКАЗ
от 19 декабря 2013 г. N 489

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ УКАЗАНИЙ
ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМЫ ФЕДЕРАЛЬНОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ
N 6-ТП "СВЕДЕНИЯ О РАБОТЕ ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ"

В соответствии с пунктом 5.5 Положения о Федеральной службе государственной статистики, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 2 июня 2008 г. N 420, и во исполнение Федерального плана статистических работ, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 6 мая 2008 г. N 671-р, приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Указания по заполнению формы федерального статистического наблюдения N 6-ТП "Сведения о работе тепловой электростанции" и ввести их в действие с 1 января 2014 года.

2. С введением указанных в пункте 1 настоящего приказа Указаний признать утратившими силу постановление Госкомстата России от 16 июня 1993 г. N 99 "Инструкция по составлению статистической отчетности о работе тепловой электростанции (форма N 6-ТП (годовая))".

Руководитель
А.Е.СУРИНОВ

1. Форму федерального статистического наблюдения N 6-ТП "Сведения о работе тепловой электростанции" предоставляют юридические лица (кроме субъектов малого предпринимательства), имеющие в собственности или эксплуатирующие на другом законном основании турбинные и нетурбинные тепловые электростанции, работающие на органическом и ядерном топливе, с зарегистрированной установленной электрической мощностью 500 кВт и выше, входящие в состав этих электростанций пиковые водогрейные котельные (конденсационные (КЭС), газотурбинные (ГТЭС), дизельные (ДЭС), газопоршневые (ГПА) электростанции, работающие на твердом, жидком и газообразном котельно-печном топливе, теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)). Атомные электростанции, геотермальные и ветровые электростанции предоставляют указанную форму и заполняют данные раздела 3 по строке 34 раздела 4 - в части расхода органического топлива, используемого в пиковых водогрейных котлах.

1.2. Организации-банкроты, на которых введено конкурсное управление, не освобождаются от предоставления сведений по указанной форме. Только после вынесения определения арбитражного суда о завершении в отношении организации конкурсного производства и внесения в единый государственный реестр юридических лиц записи о его ликвидации (п. 3 ст. 149 Федерального закона от 26.10.2002 N 127-ФЗ "О несостоятельности (банкротстве)") организация-должник считается ликвидированной и освобождается от предоставления сведений по указанной форме.

1.3. Юридическое лицо заполняет настоящую форму и предоставляет ее в территориальный орган Росстата по месту своего нахождения.

При наличии у юридического лица обособленных подразделений настоящая форма заполняется как по каждому обособленному подразделению, так и по юридическому лицу без этих обособленных подразделений.

Обособленное подразделение организации - любое территориально-обособленное от нее подразделение, по месту или с места нахождения которого осуществляется хозяйственная деятельность на оборудованных стационарных рабочих местах.

Признание обособленного подразделения организации таковым производится независимо от того, отражено или не отражено его создание в учредительных или иных организационно-распорядительных документах организации, и от полномочий, которыми наделяется указанное подразделение.

Заполненная форма предоставляется юридическим лицом в территориальные органы Росстата по месту нахождения соответствующего обособленного подразделения (по обособленному подразделению) и по месту нахождения юридического лица (без обособленных подразделений). В случае, когда юридическое лицо (его обособленное подразделение) не осуществляет деятельность по месту своего нахождения, форма предоставляется по месту фактического осуществления им деятельности.

Руководитель юридического лица назначает должностных лиц, уполномоченных предоставлять статистическую информацию от имени юридического лица.

В адресной части указывается полное наименование отчитывающейся организации в соответствии с учредительными документами, зарегистрированными в установленном порядке, а затем в скобках - краткое ее наименование. На бланке формы, содержащей сведения по обособленному подразделению юридического лица, указывается наименование обособленного подразделения и юридического лица, к которому оно относится.

По строке "Почтовый адрес" указывается наименование субъекта Российской Федерации, юридический адрес с почтовым индексом; если фактический адрес не совпадает с юридическим, то указывается также фактический почтовый адрес. Для обособленных подразделений, не имеющих юридического адреса, указывается почтовый адрес с почтовым индексом.

1.4. Юридическое лицо проставляет в кодовой части формы код Общероссийского классификатора предприятий и организаций (ОКПО) на основании Уведомления о присвоении кода ОКПО, направляемого (выдаваемого) организациям территориальными органами Росстата.

По территориально-обособленным подразделениям юридического лица указывается идентификационный номер, который устанавливается территориальным органом Росстата по месту расположения территориально-обособленного подразделения.

2. Под термином "тепловая электростанция" <*> понимается совокупность технологически связанных установок и оборудования, обеспечивающих преобразование внутренней энергии первичного топлива последовательно в тепловую, механическую, а затем в электрическую энергию с помощью турбинных и нетурбинных механических двигателей, посредством присоединенных к ним электрических генераторов.

К тепловым электростанциям относятся паротурбинные, газотурбинные, газопоршневые, дизельные электростанции, использующие в качестве первичного топлива углеводородное топливо органического происхождения, а также атомные электростанции, использующие тепло, выделяемое в ядерных реакторах.

2.1. Под термином "когенерация" <*> понимаются технологии, позволяющие утилизировать часть тепла, образующегося в технологическом цикле производства электрической энергии на тепловых электростанциях, для целей общественного и хозяйственного теплоснабжения. Когенерация включает в себя в том числе теплофикацию - полезное использование тепла, содержащегося в паре, отработавшем в паровых турбинах тепловых электростанций, для систем централизованного теплоснабжения потребителей.

2.2. Тепловая электростанция может включать в свой состав пусковые и пиковые котельные, сжигающие первичное топливо, котлы утилизаторы выхлопа газовых турбин, модули утилизации тепла и водогрейные котлы газопоршневых энергоустановок, которые непосредственно не участвуют в выработке электроэнергии, но являются неотъемлемым оборудованием технологического цикла тепловой электростанции для получения тепловой энергии в виде теплоносителя (пара или горячей воды) нужных параметров, направляемого в системы централизованного теплоснабжения.

К пусковым котельным относят котельные, предназначенные для запуска в работу основного энергетического оборудования тепловых электростанций и котельных из холодного состояния или после остановки.

К пиковым водогрейным котлам относятся котельные установки тепловой электростанции, предназначенные для дополнительного подогрева сетевой воды после сетевых подогревателей турбоагрегатов, для обеспечения соблюдения необходимого температурного режима тепловой сети, по которой теплоноситель подается внешним потребителям тепла.

Котел-утилизатор газовой турбины <*> - паровой или водогрейный котел, в котором используются выхлопные газы газотурбинной установки для получения теплоносителя (пара или горячей воды) нужных параметров, направляемого в системы централизованного теплоснабжения.

--------------------------------

<*> Определения даны исключительно для целей заполнения формы N 6-ТП "Сведения о работе тепловой электростанции".

К модулям утилизации тепла газопоршневых энергоустановок относят утилизаторы тепла рубашки охлаждения двигателей, маслоохладительные установки, утилизаторы тепла газовых выхлопов двигателя, которые используются для получения теплоносителя в виде горячей воды нужных параметров, направляемого в системы централизованного теплоснабжения.

2.3. Новые электростанции, находящиеся в работе, но не принятые по акту в эксплуатацию к концу отчетного года, обязаны представить отчет по форме N 6-ТП, в котором данные по показателям, характеризующим установленную мощность, не приводятся.

В отчете по форме N 6-ТП действующей электростанцией должны быть отражены данные по всем показателям (кроме характеризующих установленную мощность) работы новых агрегатов, еще не принятых по акту в эксплуатацию, но находящихся в работе.

2.4. Значения всех показателей формы N 6-ТП должны быть приведены в единицах измерения, указанных в соответствующей графе.

2.5. Данные по показателям мощности в разделе 1 (строка 11) приводятся в целых числах.

Данные по показателям о выработке и отпуске электрической энергии в разделе 2 (строка 22, графы 1 - 6) приводятся с 3-мя знаками после запятой.

Данные по показателям об отпуске тепловой энергии в разделе 2 (строка 22, графы 7 - 10) приводятся в целых числах.

Значения удельных расходов условного топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию в разделе 3 (строки 32, 33, 34, графы 3 - 6) приводятся с одним знаком после запятой.

Данные о расходе условного топлива в разделе 3 (строки 31 - 34, графы 1, 2) приводятся с 3-мя знаками после запятой.

Данные о расходе топлива по видам в условном исчислении в разделе 4 (строки 41 - 90) в графах 3 и 5 приводятся в пересчете на тонну условного топлива с 3-мя знаками после запятой.

2.6. Распределение затрат топлива на тепловых электростанциях между электрической и тепловой энергией, вырабатываемой в комбинированном цикле на тепловой электростанции, в разделе 3 (строки 32, 33) настоящей формы производится в соответствии с пунктом 3.2.3 настоящих Указаний по формуле 11.

2.7. Атомные электростанции в настоящей форме заполняют разделы 1 и 2 в соответствии с общими правилами, описанными в данных Указаниях. Данные разделов 3 и 4 заполняются только по строке 34 и по строкам 41 - 90 при наличии расхода органического топлива в пиковых водогрейных котлах.

Раздел 1. Общие сведения

3.1. В графе 1 по строке 11 указывается установленная электрическая мощность электростанции (кВт) на конец отчетного года. Она представляет собой сумму значений номинальной мощности всех принятых в эксплуатацию механических двигателей, служащих приводом электрических генераторов, предназначенных для выработки электроэнергии. В установленную электрическую мощность электростанции включаются в том числе мощности всех первичных тепловых двигателей с электрическими генераторами, служащими для обеспечения собственных нужд электростанции в электроэнергии.

Номинальная мощность турбогенератора - это указанная изготовителем мощность, с которой турбина может работать неограниченное время, не превышающее заданный срок службы, при номинальных основных параметрах. При этой мощности обычно гарантируется номинальный удельный расход теплоты или пара на турбину <1>.

--------------------------------

<1> ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС.

В случаях, когда номинальная мощность электрического генератора меньше номинальной мощности первичного двигателя, установленная мощность такого агрегата принимается равной номинальной мощности электрического генератора.

Для теплофикационных турбоагрегатов в качестве установленной электрической мощности принимается наибольшая мощность, длительно развиваемая на клеммах электрического генератора при работе турбоагрегата с номинальной тепловой нагрузкой и номинальными значениями основных термодинамических параметров отборов пара из турбины.

Для теплофикационных турбоагрегатов, имеющих двойное обозначение мощности (через дробь), в качестве установленной мощности принимается мощность, указанная в числителе.

Установленная электрическая мощность газотурбинных установок (ГТУ) принимается равной значению нормативной мощности, которую должна развивать ГТУ при нормативной температуре газа перед турбиной и при нормальных внешних условиях работы газотурбинной установки в соответствии с ГОСТ 20440-75.

Установленная электрическая мощность парогенераторных установок (ПГУ), не имеющих теплофикационных паровых турбин, принимается равной сумме нормативной мощности ГТУ и номинальной мощности паровых турбогенераторов ПГУ.

Установленная электрическая мощность ПГУ-ТЭЦ, имеющей теплофикационные паровые турбины с отборами пара на теплоснабжение, принимается равной сумме мощности ГТУ, развиваемой при температуре наружного воздуха и нагрузке, соответствующей номинальной тепловой нагрузке и номинальным значениям основных термодинамических параметров отборов пара из теплофикационных турбин ПГУ.

3.1.1. В графе 2 по строке 11 указывается установленная тепловая мощность электростанции (), которая определяется суммированием значений номинальных тепловых мощностей всех принятых по актам в эксплуатацию видов оборудования, предназначенного для отпуска тепла внешним потребителям и для обеспечения собственных нужд электростанции в виде пара и горячей воды, а именно:

(1), где:

- номинальная тепловая мощность турбоагрегатов (Гкал/час) с регулируемыми отборами пара, турбоагрегатов с противодавлением и ухудшенным вакуумом, отпускающих тепло потребителям непосредственно или через водонагревательные, редукционные, паропреобразовательные установки; конденсационных турбоагрегатов, отпускающих тепло из нерегулируемых отборов;

- номинальная тепловая мощность пиковых водогрейных котлов электростанции (Гкал/час), предназначенных для дополнительного подогрева (после основных сетевых подогревателей турбин) горячей воды, отпускаемой на сторону внешним потребителям;

- номинальная тепловая мощность отдельных энергетических котлов (Гкал/час), частично отпускающих пар тепловым потребителям;

- номинальная тепловая мощность (Гкал/час) прочего оборудования для отпуска тепла внешним потребителям (теплофикационные водяные экономайзеры котлов, редукционные и редукционно-охладительные установки, теплофикационные установки газовых турбин и др.).

3.1.2. В графе 3 по строке 11 указывается установленная тепловая мощность i-го турбоагрегата () (Гкал/час), соответствующая номинальной мощности регулируемых отборов, противодавления и тепловой мощности конденсатора, используемых для подогрева сетевой или сырой воды, восполняющей потери в теплосети или в пароводяном цикле электростанции, и принимаемая по данным технического паспорта или акта перемаркировки турбоагрегата.

При отсутствии данных по установленной тепловой мощности для теплофикационных турбоагрегатов ее значение в Гкал/ч (ГДж/ч) определяется по формуле:

(2), где:

- номинальный расход пара сверх нужд регенерации в каждый из регулируемых отборов пара, противодавление, конденсатор, нерегулируемый отбор, установленный заводом-изготовителем или проектом реконструкции при условии включения всех регулируемых отборов и при номинальном расходе пара на турбоагрегат, т/ч;

- энтальпия пара каждого из регулируемых отборов, противодавления, нерегулируемого отбора, поступившего в конденсатор пара, ккал/кг (кДж/кг);

- энтальпия конденсата пара каждого из регулируемых отборов, противодавления, нерегулируемого отбора, с которой он возвращается в тепловую схему турбоагрегата, энтальпия конденсата в конденсаторе, ккал/кг (кДж/кг).

Установленная тепловая мощность нерегулируемых отборов конденсационных турбоагрегатов определяется по номинальной теплопроизводительности подключенных к ним теплофикационных установок или по максимальному (но не больше разрешенного заводом-изготовителем) значению отпуска пара внешним потребителям.

3.1.3. Установленная тепловая мощность пиковых и утилизационных водогрейных котлов учитывается по данным технического паспорта или по данным акта перемаркировки.

3.1.4. Установленная тепловая мощность энергетических котлов и котлов утилизаторов, газотурбинных и парогазовых установок приводится только теми электростанциями, которые отпускают свежий пар внешним потребителям непосредственно от установок энергетических котлов или котлов утилизаторов газотурбинных и парогазовых установок. Она определяется по формуле:

(3), где:

- энтальпия свежего пара, отпускаемого внешнему потребителю, ккал/кг (кДж/кг);

- средняя энтальпия конденсата, возвращаемого от потребителей пара, ккал/кг (кДж/кг);

- максимальное количество свежего пара (т/ч), отпускаемого внешнему потребителю, удовлетворяющее условию:

(4), где:

- номинальная паропроизводительность каждого из энергетических котлов, т/ч;

- максимальный расход пара на каждый из турбоагрегатов, т/ч.

На электростанциях, имеющих энергетические котлы разных давлений пара, величина определяется для каждого давления свежего пара в отдельности.

3.1.5. Установленная тепловая мощность прочего оборудования тепловой электростанции, предназначенного для отпуска тепла - теплофикационных водяных экономайзеров энергетических котлов, турбоприводов насосов и воздуходувок, котлов-утилизаторов, редукционно-охладительных установок (за исключением резервных), теплофикационных установок газовых турбин, модулей утилизации тепла газопоршневых агрегатов и др., - определяется по максимально возможному отпуску тепла от них внешним тепловым потребителям.

3.1.6. Изменение установленной электрической и тепловой мощности тепловой электростанции происходит только в случаях ввода в эксплуатацию или демонтажа оборудования, а также перемаркировки мощности оборудования. Увеличение мощности отражается со знаком "плюс", снижение - со знаком "минус".

3.1.7. В графах 1, 2 и 3 по строке 11 указывается величина установленной электрической и тепловой мощности тепловой электростанции на конец года.

3.1.8. В графе 4 по строке 11 указывается значение средней за отчетный год величины установленной электрической мощности электростанции , рассчитываемой по формуле (5):

(5), где:

- значение установленной мощности электростанции на начало отчетного года, кВт;

- мощность оборудования, введенного в течение года, кВт;

- мощность оборудования, демонтированного в течение года, кВт;

- изменение установленной мощности вследствие перемаркировки оборудования (увеличение "+", снижение "-") в течение года, кВт;

, , - количество дней до конца отчетного года от даты ввода, демонтажа или перемаркировки оборудования;

- число календарных дней в отчетном году.

3.1.9. В графах 5 и 6 по строке 11 указывается значение средней за год установленной тепловой мощности электростанции - всего и в том числе турбоагрегатов, определяемое по формуле (5).

3.1.10. В графе 7 по строке 11 указывается средняя за отчетный год величина ограничения установленной электрической мощности электростанции(), рассчитываемая по формуле (6):

(6), где:

- значение общей величины ограничения установленной электрической мощности электростанции на дату ввода ограничения, кВт;

- продолжительность действия ограничения в календарных днях в отчетном году;

- число календарных дней в отчетном году.

3.1.11. В графе 8 по строке 11 указывается значение средней за отчетный год величины располагаемой электрической мощности(), рассчитываемое по формуле (7):

(7), где:

- средняя за отчетный год установленная мощность электростанции, кВт;

- общая величина средних за отчетный год ограничений мощности для генерирующего оборудования электростанции, кВт.

Располагаемая электрическая мощность электростанции определяется разностью между величиной установленной электрической мощности электростанции и суммой имеющихся ограничений мощности на дату ввода ограничений мощности, согласованных Системным оператором (ОАО "СО ЕЭС России").

При наличии нескольких причин ограничения установленной мощности должны быть выявлены значения ограничений по каждой из этих причин и установлено значение общей величины ограничения по сумме отдельных одновременно действующих причин для электростанции в целом.

3.1.12. В графах 9 и 10 по строке 11 указываются значение средней за отчетный год располагаемой тепловой мощности электростанции - всего и в том числе турбоагрегатов, рассчитываемое по формуле (7).

Для ГПА-ТЭЦ тепловая мощность модулей утилизации тепла газопоршневого агрегата отражается в графе 10 строки 11.

3.1.13. Ограничения тепловой мощности тепловой электростанции могут быть обусловлены неудовлетворительным состоянием основного и вспомогательного оборудования (технологические и заводские дефекты, недостаточный уровень эксплуатации и ремонта и т.д.), несоответствием тепловой производительности теплофикационных установок тепловой мощности отборов турбоагрегатов и т.д.

Ограничение тепловой мощности турбоагрегатов из-за недостаточной паропроизводительности энергетических котлов или производительности установок утилизации тепла ГТУ-ТЭЦ и ГПА-ТЭЦ может иметь место только в случаях, когда установленная тепловая мощность не может быть достигнута при работе всех теплофикационных турбоагрегатов и установок утилизации ГТУ-ТЭЦ и ГПА-ТЭЦ по тепловому графику нагрузки или при работе котла с турбоагрегатом по блочной схеме.

Раздел 2. Эксплуатационные данные

3.2.1. В графе 1 по строке 22 указывается объем электроэнергии, выработанной электростанцией за отчетный год всего (), определяемый по показаниям счетчиков генераторов, в который включается также выработка электроэнергии агрегатами, находящимися в стадии пуска и наладки и еще не принятыми по акту в эксплуатацию. Никаких поправочных коэффициентов к показаниям счетчиков генераторов, помимо постоянных коэффициентов, указанных на счетчиках, вводить не допускается.

При работе генератора с тиристорным или резервным возбуждением для схем питания возбудителей от трансформаторов собственных нужд объем произведенной соответствующим генератором электроэнергии должен быть уменьшен на имевшийся за отчетный период расход электроэнергии на возбудители, так как этот расход должен входить в потери генератора. В этом случае расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, определенный по показаниям счетчиков трансформаторов собственных нужд, должен быть уменьшен на величину расхода электроэнергии на указанные возбудители.

3.2.2. В графе 2 по строке 22 указывается объем выработки электроэнергии электростанцией по теплофикационному циклу (в режиме когенерации), представляющий собой выработку электроэнергии турбоагрегатами тепловой электростанции за счет той части пара, которая отбирается из регулируемых и нерегулируемых отборов турбин, от конденсаторов паровых турбин, а также выхлопа турбин с противодавлением, при условии использования этого пара в следующих целях:

а) для теплоснабжения внешних потребителей (пар внешним потребителям, на подогреватели сырой, химически очищенной, обессоленной, сетевой воды, отпуск тепла от конденсаторов как при работе с ухудшенным, так и с нормальным вакуумом);

б) на хозяйственные нужды электростанции (отопление, вентиляция зданий, сооружений, находящихся на территории электростанции или на непосредственно примыкающей к ней технологической территории, расход на которые не включается в собственные нужды электростанции или технологические потери тепловой энергии, связанные с ее отпуском);

в) на собственные нужды электростанции (за исключением использования в питательных турбонасосах - ПТН и турбинно-винтовых двигателях - ТВД);

г) для передачи в тепловые схемы других турбоагрегатов (перетоки тепла внутри электростанции);

д) для регенеративных отборов пара из турбоагрегата (в том числе и регулируемых), используемых для подогрева возвращаемого конденсата от внешних потребителей пара, конденсата сетевых подогревателей, подогревателей сырой, химически очищенной и обессоленной воды, потребителей собственных и хозяйственных нужд, а также добавленной воды, восполняющей невозвращенный конденсат от внешних и внутристанционных потребителей для нагрева до температуры питательной воды.

В выработку электроэнергии по теплофикационному циклу включается также выработка электроэнергии в режиме когенерации газотурбинными, парогазовыми и газопоршневыми агрегатами в случае утилизации тепла, образующегося при производстве электроэнергии этими двигателями, для подачи в системы централизованного теплоснабжения (ГТУ-ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ и ГПА-ТЭЦ).

3.2.3. В графах 3 и 4 по строке 22 указывается величина потребления электроэнергии на собственные нужды электростанции на выработку электроэнергии и на отпуск тепловой энергии, определяемая по показаниям счетчиков трансформаторов собственных нужд. Никаких поправочных коэффициентов к показаниям счетчиков, кроме постоянных коэффициентов, указанных на них, вводить не допускается.

Составляющие расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции приведены в Приложении N 1 к данным Указаниям.

В расход электроэнергии на собственные нужды электростанции не включаются следующие виды расходов:

а) на потери в повышающих трансформаторах и пристанционной сети;

б) расход, связанный с работой генератора в режиме синхронного компенсатора;

в) на тиристорное и резервное возбуждение генераторов;

г) на механизмы базисного склада топлива, если на территории электростанции имеется дополнительный расходный склад;

д) на электродвигатели насосов подогревателей сетевой воды и перекачивающих насосов, установленных в теплосети вне территории электростанции;

е) на средний и капитальный ремонт оборудования, на механизмы центральных ремонтных мастерских электростанции;

ж) на монтаж и предварительные испытания вновь установленного оборудования до вступления его в пусковой период;

з) на водоснабжение и освещение рабочих поселков, столовых и других непроизводственных и служебных помещений;

и) на иные цели, не предусмотренные перечнем расходов, приведенным в Приложении N 1 к данным Указаниям.

Потери электроэнергии в повышающих трансформаторах и расход электроэнергии, связанный с работой генератора в режиме синхронного компенсатора, относятся к расходу электроэнергии на передачу в электрических сетях.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды () (тыс. кВт·ч) рассчитывается по формуле (9):

(9), где:

- расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов, тыс. кВт·ч;

- расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов, тыс. кВт·ч;

- расход электроэнергии на насосы теплофикационной установки, тыс. кВт·ч;

- дополнительный расход электроэнергии на собственные нужды, связанный с отпуском тепла в виде пара, тыс. кВт·ч.

3.2.4. В графе 3 по строке 22 указывается расход электроэнергии на собственные нужды электростанции на выработку электроэнергии (), определяемый по формуле (10):

(10), где:

- коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии (с точностью до ) рассчитывается по формуле (11):

(11) <1>, где:

- количество тепла, затраченного на выработку электроэнергии турбоагрегатами электростанции, Гкал (ГДж);

- расход тепла на собственные нужды турбинного оборудования и электроцеха, в соответствии с Приложением N 2 к данной Инструкции, Гкал (ГДж);

- увеличение расхода тепла на производство электроэнергии, Гкал (ГДж), при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям, рассчитанное в соответствии с РД 34.08.552-95 <1>;

--------------------------------

<1> Формула (17) Методических указаний по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования РД 34.08.552-95.

- количество тепла, отпущенного электростанцией внешнему потребителю (графа 7 строка 22), Гкал (ГДж);

- количество тепла, отпущенного пиковыми водогрейными котлами электростанции (графа 9 строка 22), Гкал (ГДж);

- технологические потери тепла, связанные с его отпуском потребителям (см. Приложение N 2 к данной Инструкции), Гкал (ГДж);

- количество тепла, полученного сетевой водой за счет ее нагрева в сетевых насосах, Гкал (ГДж)

(12), где:

- расход электроэнергии на сетевые (перекачивающие) насосы электростанции, тыс. кВт·ч;

- электромеханический КПД насоса, %.

3.2.5. В графе 4 по строке 22 указывается расход электроэнергии на собственные нужды электростанции на отпуск тепла (), включающий в себя весь расход электроэнергии на теплофикационную установку (Приложение N 1), часть расхода электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов, расход электроэнергии на утилизационные котлы и модули утилизации тепла (в случае ГПА-ТЭЦ, ГТУ-ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ), дополнительный расход электроэнергии, связанный с отпуском тепла в виде пара, и определяется по формуле (13):

(13), где:

- суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, определенный по показаниям счетчиков трансформаторов собственных нужд, тыс. кВт·ч.

3.2.6. В графе 5 по строке 22 указывается объем электроэнергии, отпущенной с шин электростанции (), определяемый как разность между объемом выработанной электроэнергии (графа 1 строки 22) и суммой расходов электроэнергии на собственные нужды электростанции (сумма граф 3 и 4 строки 22) по формуле (14):

(14), где:

- электроэнергия, выработанная электростанцией;

- расход электроэнергии на собственные нужды электростанции на выработку электроэнергии;

- расход электроэнергии на собственные нужды электростанции на отпуск теплоэнергии.

В расход электроэнергии на собственные нужды электростанции включается также количество электроэнергии, полученной из внешней сети от других источников. В связи с этим величина отпуска электроэнергии с шин для электростанций, потребляющих больше, чем вырабатывают, может иметь отрицательное значение.

3.2.7. В графе 6 по строке 22 указывается величина отпуска электроэнергии на хозяйственные нужды электростанции и производственные нужды предприятия, которую заполняют электростанции, находящиеся в едином технологическом и хозяйственном комплексе с промышленным предприятием (хозяйственной организацией) для собственных производственных и хозяйственных нужд (электростанции, служащие блок-станцией предприятия). Объем электроэнергии, отпущенной на хозяйственные и производственные нужды предприятия (графа 6 строки 22), включает в себя объем электроэнергии собственного производства самой электростанции, потребленной на ее хозяйственные нужды (потребление электроэнергии, которое не относится к собственным нуждам электростанции, относимым на производство электроэнергии), а также потребление электроэнергии собственного производства самой электростанции для нужд выпуска продукции предприятием (организацией), находящихся в едином технологическом и хозяйственном комплексе с электростанцией (блок-станцией).

3.2.8. В графах 7, 8, 9 и 10 по строке 22 указывается объем тепла, отпущенного с коллекторов электростанции, определяемый в соответствии с Правилами учета тепловой энергии и теплоносителя (утверждены Минтопэнерго России 12 сентября 1995 г. N Вк-4936) как сумма объемов тепловой энергии, отпущенной по каждому из выводов источников теплоты, оборудованных узлами учета тепловой энергии в местах, максимально приближенных к головным задвижкам источника. Отпуск тепла внешним потребителям с коллекторов электростанции всего () (графа 7 строки 22) включает весь объем тепловой энергии, отпущенный тепловыми источниками и теплоутилизационными установками электростанции внешним потребителям с паром различных параметров, сетевой и химически очищенной (обессоленной) водой, конденсатом, дистиллятом и другими теплоносителями, за вычетом тепловой энергии, возвращенной в цикл электростанции с отработавшим паром, конденсатом, сетевой водой, исходной водой, восполняющей невозврат конденсата и потери сетевой воды, а также другими теплоносителями, возвращаемыми в цикл электростанции.

К отпуску тепла внешним потребителям относится также отпуск тепла на хозяйственные нужды электростанции (отопление, вентиляция зданий, сооружений, находящихся на территории электростанции или на непосредственно примыкающей к ней территории, расход на которые не включается в собственные нужды или технологические потери тепловой энергии, связанные с ее отпуском).

Перечень составляющих расхода тепла, относимого на собственные нужды электростанции и технологические потери тепла, связанные с его отпуском, приведен в Приложении N 2 к данным Указаниям.

Качество возвращаемого потребителями пара и конденсата должно соответствовать требованиям договора, заключенного между потребителем и энергоснабжающей организацией. Возвращаемый пар или конденсат, не отвечающий по качеству договорным условиям, при отсутствии технической возможности его использования на электростанции, относится к невозврату.

При определении отпуска тепловой энергии внешним потребителям количество возвращаемого конденсата и его энтальпия должны определяться по показаниям средств измерения, установленных на границе раздела тепловых сетей электростанции и потребителя. Если средства измерения установлены не на границе раздела, то отпуск тепла определяется с учетом его потерь на участке сети от границы раздела до места установки средств измерения.

3.2.9. В графе 7 по строке 22 указывается объем отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанции (), включающий в себя ее отпуск за счет энергетических котлов (свежий пар, пар от РОУ или БРОУ, из отборов, противодавления или от конденсаторов турбоагрегатов), от котлов-утилизаторов и модулей утилизации тепла ГТУ-ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ, ГПА-ТЭЦ, а также пиковых водогрейных котлов, предназначенных для дополнительного подогрева сетевой воды после сетевых подогревателей турбоагрегатов, газопоршневых агрегатов и прочего теплоутилизационного оборудования электростанции. Значение величины отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанции - всего (графа 7 строки 22) должно равняться сумме значений величин отпуска тепловой энергии турбоагрегатами, пиковыми водогрейными котлами и редукционно-охладительными установками котлов (сумма граф 8, 9, 10 строки 22).

3.2.10. В графе 8 по строке 22 указывается отпуск тепла турбоагрегатами, отражающий объем тепловой энергии, отпущенный внешним потребителям за счет пара, частично или полностью отработавшего в турбинах, а также за счет утилизации тепла в котлах-утилизаторах и модулях утилизации тепла ГТУ-ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ, ГПА-ТЭЦ, отпущенного в системы централизованного теплоснабжения внешним потребителям.

В отпуск тепла турбоагрегатами внешним потребителям за счет отработанного пара включается: пар производственного и теплофикационного отборов, противодавления, нерегулируемых отборов, переданный непосредственно внешним потребителям или на основные и пиковые подогреватели сетевой воды; на подогреватели сырой и химически очищенной воды для подогрева добавка воды, восполняющего невозврат конденсата от потребителей, подпиточной воды теплосети, пар, поступивший в конденсатор и использованный на подогрев сетевой воды, воды для восполнения невозврата конденсата и подпитки теплосети.

В случае отпуска тепла внешним потребителям от котлов утилизаторов ГТУ-ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ и модулей утилизации тепла ГПА-ТЭЦ данный отпуск тепла учитывается в графах 7 и 8 по строке 22.

3.2.11. В графе 9 по строке 22 указывается объем тепловой энергии, отпущенной от пиковой водогрейной котельной электростанции.

3.2.12. В графе 10 по строке 22 указывается объем тепловой энергии, отпущенной от редукционно-охладительных установок энергетических котлов.

Раздел 3. Расход условного топлива на отпуск электроэнергии
и теплоэнергии

3.3. Суммарный фактический расход условного топлива на отпуск электроэнергии и теплоэнергии внешним потребителям с коллекторов электростанции соответствует суммарному объему всех видов топлива в условном исчислении, сожженного за отчетный год в энергетических установках электростанции, за исключением топлива, израсходованного при опробованиях, регулировках и испытаниях:

действующего оборудования во время капитальных и средних ремонтов;

нового оборудования до приемки его по акту в эксплуатацию.

3.3.1. В графах 1 и 2 по строке 31 указывается величина общего нормативного и фактического расхода топлива по электростанции.

Общий расход топлива должен быть равен сумме соответствующих расходов топлива на отпущенную электроэнергию и на тепло, отпущенное внешним потребителям с коллекторов электростанции:

значение графы 1 по строке 31 = сумме значений графы 1 по строкам 32 и 33;

значение графы 2 по строке 31 = сумме значений графы 2 по строкам 32 и 33.

3.3.2. В графе 1 по строке 32 указывается нормативный расход топлива в условном исчислении на отпущенную электроэнергию за год () в тоннах, определяемый по формуле (15):

(15), где:

- нормативный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию (), за i-й месяц отчетного года - максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу отпущенных электроэнергии и тепла при фактических режимах работы оборудования и фактических значениях внешних факторов в отчетном периоде;

- отпуск электроэнергии электростанцией за месяц i, тыс. кВт.

Нормативный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию определяется на основе номинального удельного расхода топлива с учетом установленного задания по степени использования резерва тепловой экономичности оборудования согласно вышеназванным Методическим указаниям по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования РД 34.08.552-95.

3.3.3. В графе 2 по строке 32 указывается значение фактического расхода топлива на отпущенную электроэнергию по электростанции за год, определяемое как сумма соответствующих показателей по месяцам отчетного года по формуле (16):

(16).

3.3.4. Фактический расход топлива в условном исчислении на отпущенную электроэнергию за i-й месяц отчетного года () в тоннах определяется по формуле (17):

(17), где:

- фактический расход топлива в условном исчислении по электростанции за месяц i, тут;

- фактический расход топлива в условном исчислении на пиковые водогрейные котлы электростанции за месяц i, тут;

- коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии за месяц i (рассчитывается с точностью до по формуле 11);

- отпуск электроэнергии электростанцией за месяц i, тыс. кВт·ч;

- выработка электроэнергии электростанцией за месяц i, тыс. кВт·ч;

- расход электроэнергии электростанцией на собственные нужды, отнесенный на выработку электроэнергии за месяц i, тыс. кВт·ч.

3.3.5. В графе 4 по строке 32 указывается фактический удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию () и нормативный удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию () (графа 3 строки 32), определяемые путем умножения на 1000 соответствующего значения фактического () (графа 2 строки 32) и нормативного () (графа 1 строки 32) абсолютного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию и деления на величину объема отпущенной электростанцией электроэнергии () (раздел 2 строка 22 графа 5), как показано в формулах (18) и (19):

(18),

(19), где:

- фактический расход топлива в условном исчислении на отпущенную электроэнергию за год, тут;

- нормативный расход топлива в условном исчислении на отпущенную электроэнергию за год, тут;

- объем отпущенной электроэнергии электростанцией, тыс. кВт·ч.

3.3.6. В графе 2 по строке 33 указывается фактический расход топлива в условном исчислении на отпущенную тепловую энергию по электростанции (), определяемый как разность между суммарным расходом топлива по электростанции () и расходом его на отпущенную электроэнергию () по формуле (20):

(20), где

- фактический расход топлива в условном исчислении по электростанции - всего за год, тут;

- нормативный расход топлива в условном исчислении на отпущенную электроэнергию за год, тут;

3.3.7. В графе 1 по строке 33 указывается нормативный расход топлива электростанции на отпущенную с коллекторов электростанции тепловую энергию () в тоннах, определяемый по формуле (21):

(21), где:

- нормативный удельный расход топлива на тепловую энергию, отпущенную с коллекторов электростанции за i-й месяц отчетного года, кг/Гкал;

- фактический отпуск тепловой энергии с коллекторов электростанции внешним потребителям за i-й месяц отчетного года, Гкал.

3.3.8. В графах 5 и 6 по строке 33 указывается величина общего нормативного () и фактического () удельного расхода условного топлива электростанции на тепловую энергию, отпущенную с коллекторов электростанции, определяемая путем умножения на 1000 соответствующего значения абсолютного нормативного () (графа 1 строки 33) и фактического ()(графа 2 строки 33) расхода условного топлива, отнесенного на отпущенную тепловую энергию, и деления на значение суммарного количества тепловой энергии, отпущенной внешним потребителям с коллекторов электростанции () (раздел 2 графа 7 строки 22), как показано в формулах (22) и (23):

(22),

(23), где:

- отпуск тепловой энергии внешним потребителям с коллекторов электростанции за год;

- фактический расход топлива в условном исчислении на отпущенную теплоэнергию;

() - нормативный расход топлива электростанции на отпущенную с коллекторов электростанции тепловую энергию.

3.3.9. В графе 1 по строке 34 указывается объем фактического расхода топлива на тепловую энергию, отпущенную пиковой котельной, равный полному расходу (в тоннах условного топлива) всех видов топлива, сожженного котельной.

3.3.10. В графе 2 по строке 34 указывается нормативный расход топлива на отпущенную тепловую энергию пиковой котельной () (графа 1 строки 34) (в тоннах условного топлива) определяется по формуле (24):

(24), где:

- нормативный удельный расход топлива на тепловую энергию, отпущенную пиковой котельной (ПВК) за i-й месяц отчетного года, кг/Гкал;

- фактический отпуск тепловой энергии ПВК внешним потребителям пиковой котельной (ПВК) за i-й месяц отчетного года, Гкал.

Фактический и нормативный удельный расход топлива для пиковой водогрейной котельной определяется путем умножения на 1000 соответствующего значения абсолютного фактического расхода условного топлива на пиковой котельной () (графа 2 строки 34) и нормативного расхода условного топлива на пиковой котельной () (графа 1 строка 34) и деления на значение суммарного количества отпущенной тепловой энергии от пиковой котельной () (раздел 2 графа 9 строка 22), как показано в формулах (25) и (26):

(25),

(26).

Раздел 4. Расход топлива по видам

3.4. В графе 1 указывается общее количество (в натуральном исчислении) каждого из видов и марок топлива, фактически израсходованного на отпуск электрической и тепловой энергии, на хозяйственные нужды, а также отпущенного на сторону.

3.4.1. В графе 2 указывается расход (в натуральном исчислении) топлива, фактически израсходованного на отпуск электрической и тепловой энергии, при фактической влажности сожженного топлива.

3.4.2. В графе 3 указывается расход условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, определяемый в соответствии с пунктом 3.1 настоящих Указаний.

Перерасчет расхода натурального топлива в условное () производится по формуле (27):

(27), где:

- расход топлива в натуральном исчислении;

- низшая удельная теплота сгорания топлива в натуральном исчислении на рабочую массу, ккал/кг (кДж/кг);

7000 - удельная теплота сгорания условного топлива, ккал/кг (кДж/кг).

3.4.3. Расход газа учитывается в нормальных кубических метрах при стандартных условиях 20 °C и 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) в сухом состоянии в соответствии с ГОСТ 2939-63 и ГОСТ 5542-87.

Информация о расходе сожженного угля приводится по его сортам и маркам.

Информация о расходе торфа (в натуральном исчислении) приводится в условной влажности: для кускового торфа - 33%, для фрезерного - 40%. При этой же влажности учитывается и удельная теплота сгорания топлива.

Перерасчет расхода рабочей массы топлива () с влажностью () и теплотой сгорания () на массу топлива () с влажностью () и теплотой сгорания () производится по формулам (28) и (29):

(28),

(29), где:

k - коэффициент пропорциональности:

k = 1 при в ккал/кг;

k = 4,187 при в кДж/кг.

3.4.4. По строке 60 указываются все виды древесных топливных отходов: стружка, опилки, сучья, щепа, древесные пеллеты.

3.4.5. По строке 70 указываются прочие виды топливных отходов, включая коксовую мелочь и другие отходы.

3.4.6. В графах 3 и 5 по строке 90 указывается величина суммарного расхода условного топлива по электростанции.

Раздел 1                      Раздел 2

графа 2  графы 3;           графа 1  графы 2;
графа 9  графы 10;          графа 1 = графа 3 + графа 4 + графа 5;
графа 4  графы 8;           графа 7  графа 8 + графа 9 + графа 10;

Раздел 3

строка 31 = сумме строк 32, 33 по графам 1, 2;

строка 33 строке 34 по графам 1, 2;

;

;

;

;

;

;

строка 31 графы 2 раздела 3 = строка 90 графы 3 раздела 4;

Раздел 4

графа 1 = графы 2 + 4;

строка 41 строка 42 + 43 + 44 + 45 + 46 по графам 1, 2, 4;

строка 47 строка 48 + 49 по графам 1, 2, 4;

строка 56 строка 57;

строка 90 графы 3 = сумме строк 41, 47, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 58, 59, 60, 70;

строка 90 графы 5 = сумме строк 41, 47, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 58, 59, 60, 70.

1. Расход электроэнергии на собственные нужды котлов:

электродвигатели механизмов, обслуживающих принадлежащие электростанции разгрузочные устройства и склады топлива (вагоноопрокидыватели, краны, скреперы, размораживающие устройства и др.);

электродвигатели механизмов по подаче и дроблению топлива (лебедки, элеваторы, транспортеры, конвейеры, мазутные насосы, дробилки, механизмы обеспыливания тракта топливоподачи и др.);

электродвигатели механизмов по размолу угля (мельниц и мельниц-вентиляторов);

электродвигатели механизмов по пневматической подаче пыли (пневмовинтовых насосов);

электродвигатели тягодутьевых установок, дымососов рециркуляции, мельничных вентиляторов, вентиляторов горячего дутья, бустерных и питательных насосов, насосов рециркуляции среды прямоточных котлов, механизмов золоулавливания, золо- и шлакоудаления;

электродвигатели насосов установок по химической очистке и обессоливанию воды (пропорционально добавку воды, восполняющему внутристанционные потери пара и конденсата), дренажных насосов, насосов технического и пожарного водоснабжения;

магнитные сепараторы и электродвигатели прочих механизмов котельной установки: сушилок, промежуточных транспортеров и элеваторов, питателей и шнеков; приводов топочных механизмов, регенеративных вращающихся воздухоподогревателей, обдувочных аппаратов, компрессоров систем дробеочистки и обдувки поверхностей нагрева, подачи в топку пыли высокой концентрации, а также для пневматического инструмента;

механизмы центрального пылезавода.

2. Расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов:

электродвигатели циркуляционных насосов и вентиляторов градирен (при наличии общего водоснабжения с расположенными вблизи предприятиями расход электроэнергии определяется пропорционально количеству воды, израсходованному электростанцией);

электродвигатели конденсатных насосов и насосов водяных эжекторов турбин, дренажных насосов, регенеративных подогревателей, насосов установок по очистке основного конденсата турбин;

электродвигатели прочих механизмов: масляных насосов, систем смазки и регулирования, перекачивающих и дренажных насосов, насосов подкачки воды в систему циркуляционного водоснабжения;

охлаждение генераторов и трансформаторов, на компрессоры воздушных выключателей, двигатель-генераторы аккумуляторных батарей и прочие двигатели электроцеха, на измерительную и ремонтную мастерские.

3. Расход электроэнергии на теплофикационную установку:

электродвигатели сетевых, подпиточных и подкачивающих насосов теплосети, установленных на территории электростанции;

электродвигатели конденсатных насосов подогревателей сетевой воды;

электродвигатели пиковых водогрейных котлов;

электродвигатели мазутного хозяйства (пропорционально количеству мазута, сожженного пиковыми водогрейными котлами);

электродвигатели насосов установок по химической очистке (пропорционально добавку воды, восполняющему потери сетевой воды);

прочие электродвигатели механизмов, обслуживающих теплофикационную установку.

4. Дополнительные расходы электроэнергии, связанные с отпуском тепла в виде пара:

расход электроэнергии (пропорционально расходам, восполняющим невозврат конденсата от потребителей пара) на электродвигатели насосов установок по химической очистке и химическому обессоливанию воды, паропреобразовательных, испарительных и выпарных установок.

Примечание: в расход электроэнергии на собственные нужды включаются также расходы на освещение производственных помещений, электроинструмент, электросварку, электродвигатели приспособлений и механизмов для текущего ремонта оборудования, электродвигатели систем отопления и вентиляции производственных помещений, потери электроэнергии в трансформаторах собственных нужд и пристанционной сети (при установке счетчиков на стороне низкого напряжения трансформаторов).

1. В расход теплоэнергии на собственные нужды турбоагрегатов включаются следующие виды расходов:

на турбопривод циркуляционных, конденсатных и других насосов, относящихся к турбинной установке (за исключением питательных), за счет пара энергетических котлов;

на пуски турбоагрегатов, включая прогрев паропроводов, разогрев и разворот турбин, прогрев вспомогательного оборудования до включения генераторов в сеть;

на отопление производственных помещений турбинной установки и электроцеха;

расход, связанный с работой генератора в моторном режиме для резервирования мощности без потребления или выработки реактивной мощности.

2. В расход теплоэнергии на собственные нужды энергетических котлов включаются затраты теплоэнергии (включая потери), обеспечивающие:

слив и предварительный подогрев мазута;

размораживание твердого топлива;

распыл мазута в форсунках;

предварительный подогрев воздуха в калориферах;

транспорт угольной пыли к горелкам;

подавление окислов азота, образующихся при сжигании топлива;

турбопривод питательных насосов и воздуходувок;

отопление производственных помещений котельного, химического и топливно-транспортного цехов;

пуски котлов;

обдувку и расшлаковку котлов;

восполнение внутристанционных потерь пара, конденсата и питательной воды (за исключением потерь с продувкой котлов, упомянутых в пункте 2);

прочие (не упомянутые выше) расходы и технологические потери тепла, связанные с выработкой пара котлами.

3. Технологические потери теплоэнергии, связанные с ее отпуском:

от наружного охлаждения паропроводов отборов и противодавления турбин до точки измерения отпуска пара потребителям;

от наружного охлаждения редукционно-охладительных установок, обеспечивающих отпуск теплоэнергии, и паропроводов до коллектора или до точки измерения отпуска пара потребителям или до подогревателей сетевой воды;

от наружного охлаждения основных и пиковых подогревателей сетевой воды, паропроводов к ним и конденсатопроводов от них к деаэратору или системе регенерации турбин, а также трубопроводов сетевой воды от точки измерения температуры обратной сетевой воды до точки измерения температуры прямой сетевой воды;

от наружного охлаждения паропреобразовательных установок, паропроводов к ним, и от них до точки измерения отпуска пара потребителям, а также конденсатопроводов от них к деаэратору или системе регенерации турбин;

при подготовке химически очищенной воды для подпитки теплосети, химически обессоленной воды или дистиллята для восполнения невозврата конденсата от тепловых потребителей;

при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

с продувкой паропреобразовательных установок;

с продувкой котлов, увеличенной против нормы вследствие ухудшения качества питательной воды из-за невозврата конденсата с производства;

от наружного охлаждения деаэраторов подпитки теплосети, паро- и трубопроводов к ним и от них, потери с выпаром этих деаэраторов;

при поддержании положительной температуры в газоходах неработающих пиковых водогрейных котлов и расход тепла на собственные нужды ПВК (включая слив и подогрев сожженного мазута, отопление производственных помещений).