книги / Справочное пособие по теплотехнологическому оборудованию промышленных предприятий

2.2.Приведенные затраты

Приведенные затраты есть сумма годовых издержек и доли капитальных вложений, обратно пропорциональная нормативному сроку окупаемости, пред­ ставляющая добавочный продукт для общества:

		3= Е Л п?+ И а,	(2.4)
где Еп=ЦТа — нормативный коэффициент сравнительной			эффективности,	при
сроке окупаемости		Та= 6,7 года равен 0,15 [32]; Кар— приведенная стоимость ка­
питальных	затрат	объекта; Иа — годовые затраты при нормальной эксплуатации
объекта.	длительность установки оборудования не превышает одного года,			'
Если				то

в формуле (2.4) приведенные капитальные затраты равны общей стоимости ка­ питальных затрат К объекта: /СПр= /С.

Если строительство ведется более одного года н эксплуатация объекта начи­ нается по его окончании, приведенные капиталовложения

		ГС		Т - I
	/сПр= /(2М ' + £ ,,/с .
где а,- — доля суммарных		капитальных вложений, осваиваемых в t-м году строи­
тельного	периода Тс\ Еп.а — нормативный коэффициент учета потерь от вынуж­
денного	замораживания	капиталовложений	в	незавершенном строительстве:
Еи.и=0,08 -0,1 [32].
В тех случаях, когда оборудование объекта вводится по частям до окончания
периода строительства, приведенные капиталовложения
	*пр= Д K“iа + £„./с -i - .2 m			to+	Тс -i - и,
где р,- — доля суммарных		капиталовложений,	которая		начинает производительно

использоваться в t-й год строительного периода Тс.

В этом случае учет затрат и выработки продукции производится отдельно для каждого года периода строительства. Методика технико-экономических рас­ четов предусматривает необходимость учета влияния фактора времени на вели­ чину эксплуатационных затрат. Это производится в предположении, что средства, необходимые для обеспечения издержек производства, могут быть использованы с соответствующим эффектом в качестве капиталовложений:

Зг = £„ 2 (*“<+ад а +	+ил(1+ Б„./~Тс ,
1=1
где Hi — издержки производства в t'-м году	(7=1 —т) расчетного периода; т —

год, к которому приводятся затраты. Обычно затраты приводятся к году начала нормальной эксплуатации [29, 77, 96]:

тс

Зт= £„ (2 (Кщ+ад (I+£•„./' + Ц„ ■

Удельными приведенными затратами называется отношение приведенных затрат к отпущенной продукции:

з=3/Пи,

где Пи — нормальный годовой объем выпускаемой продукции.

Если необходимо определить удельные приведенные затраты по годам рас­ четного периода строительства, используется зависимость

5т Эт = --------— ----- — -------------------------------- -------.

еп S я*<1 + яи./-Ч я и(1 + я,,п)т Гс

i=l

21

где	j j i — выпуск	продукции в i-м году		расчетного периода строительства.
	Если затраты приводятся к году начала нормальной эксплуатации,
		______________з , ______________
		К 2	'7, (1 + £ „ .„ )Гс “ ‘ + /7 „
		1— 1
для	Годовые эксплуатационные расходы, согласно общей методике их расчета,
	тепломеханического оборудования,			определяются по формуле [17, 29, 56,.
57,	77]
	И н =	И м -f- # ТЭр +	И ам +	Иэ.п Н" ^ т .р "Ь ^общ “Ь ^пр*

где слагаемые представляют соответственно затраты на материалы, топливноэнергетические ресурсы, амортизационные отчисления, заработную плату обслу­ живающего персонала, текущий ремонт, общезаводские расходы и прочие статьи расхода.

2.3.Определение составляющих приведенных затрат

При расчете приведенных затрат наиболее трудной задачей является опре­ деление капиталовложений и их изменения от. варианта к варианту. Указанная задача решается двумя путями: при помощи сметно-финансовых показателей и по удельным показателям. Первый способ более точный и, как правило, используется при расчете себестоимости и иных показателей для выбранного варианта. Другой способ дает большую ошибку и используется при оптимизации того или иного решения. Капитальные затраты в этом случае определяются по удельным показателям:

К=КУЛХ,	(2.5)
где X — мощность объекта; /Суд — удельные капиталовложения,	определяемые

по данным аналогичных существующих объектов путем приближенных расчетов без составления сметы (табл. 2.1, 2.2).

Табл. 2.1. Удельные капитальные затраты на сооружение районных и промышленных котельных и нормы амортизационных отчислений [30]

	Удельные капитальные затраты на
4,186 МДж/ч максимальной нагрузки,				Нормы отчис­
Тип котельной	тыс. руб.			лений на амор­
	Вид топлива			тизацию и те­
				кущий ремонт,
	газ, мазут	J	уголь	%
Районная и промыш­	10 — 16	16,5 — 20		7 — 7,5
ленная
Пиковая	5 ,3 — 7		—	8 — 8,5
Общие капиталовложения в большинстве объектов складываются из двух
частей: одна часть не зависит	от мощности	объекта,	вторая — пропорциональна

ей. Необходимо правильно учитывать изменение второй части капиталовложений как по отдельным аппаратам и установкам, так и по всему объекту. Обычно в соответствии с прейскурантными ценами (см. табл. 2.3, 2.4) используются три основные формы зависимости стоимости оборудования от технических парамет­ ров и мощности установки [74]:

К=АХ*\ К=С+АХ»; K=C+AX+BX2+...+DX*,

где А, п, С, В, D — константы, определяемые характером и параметрами объекта.

22

Табл. 2.2. Удельные показатели расхода мощности на собственные нужды котельных, кВт/(ГДж/ч) [30]

Типоразмер котлоагрегата,		Вид оснопного топлива
установленного в котельной			каменный	бурый
	газ	мазут	уголь	уголь
	Отопительные котельные с: водогрейными котлами*
.ПТВМ-100	2,27/2,68	2,32/2,72	__	__
ПТВМ-50	2,34/2,75	2,39/2,79	—	—
ПТВП-100	—	__	4,13/4,56	4,49/4,90
ЗЧМ -50/70	—	—	4,47/4,87	4,80/5,35
Отопительно-производственные котельные с паровыми котлами**
Е-Ю-13	2,05	2,08	2,87	3,39
Е-20-13	2,04	2,03	2,82	3,34
ГМ-50-14	1,96	1,98	__	__
К-50-14	_	_	3,27	__
Б-50-14			__	4,28
БКЗ-75-39ср	2,27	2,20	3,46	4,49
	Производственные котельные с паровыми котлами
£-10-13	1,60	1,62	2,41	2,96
Е-20-13	1,58	1,60	2,36	2,91
ГМ-50-14	1,53	1,55	__	__
К-50-14	__	__	2,82	—
Б-50-14	__	__	—	3,82
БКЗ-75-39ср	1,72	1,74	3,06	4,04

*Цифры в знаменателе — для открытой схемы горячего водоснабжения.

**Отпуск пара на технологические нужды 40%, возврат конденсата 50%.

Вбольшинстве прейскурантов приводятся данные о стоимости в зависимости от типоразмеров оборудования. Например, стоимость колонных аппаратов зави­

сит от диаметра, теплообменных аппаратов — от общего веса и веса трубной части. Изменение стоимостных оценок машиностроительного, химического и дру­ гого оборудования в зависимости от производительности и параметров выражает­ ся кусочными функциями.

Стоимость большинства химических аппаратов может быть определена по формуле [48]

К=И„+И0+И3.а,

где Им — стоимость материалов, изменяется в пределах 20—70 %; И0 — стои­ мость обработки изделия, колеблется от 25 до 65 %; # 3.п— расходы на зарплату, изменяются от 5 до 20%.

Изменение массы аппарата в большей степени влияет на И0 и //З.п, что объясняет уменьшение стоимости единицы веса с увеличением массы аппарата. Таким образом, распространенное мнение о полной тождественности металлозатрат и стоимости оборудования не совсем верно.

С увеличением габаритов и массы стоимость единицы веса изделия снижается

(см. табл. 2.5):	(2.6)
К~МЦм1Ам,
где М — масса изделия; Цм— стоимость единицы массы оборудования;	Лм —
коэффициент, учитывающий массовую категорию оборудования.

При определении капиталовложений в крупные объекты может быть исполь­ зована укрупненная оценка затрат:

я = К с + ( " - '> * ; < : + * « ] С.

23

Табл. 2.3.

Перечень

прейскурантов,

вводимых с 1

января

1982

г.

Прейскурант

|

Номер

||

Прейскурант

|

Номер

Огнеупорные изделия

01-04

Асбестовые

технические

05-10

Сортовая и

фасонная

01-08

изделия

сталь

стальные

бес-

Продукция целлюлозной

08-01

Трубы

01-13

и бумажной промышленности

шовные и сварные

Тарифы на электрическую

09-01

Крепежные

изделия

01-21

и тепловую энергию

печи и

общего назначения

Промышленные

15-14

Строительные стальные

01-22

нагревательные устройства

конструкции

про­

Приборы для контроля и

17-04

Уголь,

сланцы,

регулирования

дукты обогащения углей

03-01

Машины кузнечно-прессо­

18-03

и брикеты

цены

вые

Нефть (оптовые

04-01

Оборудование для литей­

18-04

предприятий)

ных цехов

Нефтепродукты (опто­

Котлы, турбины и турбо­

19-04

вые цены промышленнос­

04-02

установки

ти)

ис­

Котельно-турбинное вспо­

19-05

Газ естественный,

04-03

могательное оборудование

кусственный

Агрегаты, машины и ме­

19-07

Нефтепродукты (оптб-

04-04

ханизмы для прокатки

вые цены предприятий)

Оборудование

ядерных

Химическая продукция

05-01

паропроиэводящих установок

19-12

общего назначения

атомных электростанций

Химическая продукция

Технологическое

обрудо-

предприятий

нефтехимии,

вание строительных материа­

22-03

коксохимии и цветной ме­

05-06

лов

холодиль­

таллургии

поковки

Оборудование

23-02

Отливки,

25-01

ное и компрессорное

Нефтехимическая аппа­

23-03, ч.И

Химическое оборудование

23-03, ч.I

ратура

Оборудование

для пере­

	работки волокон	23-04
Табл. 2.4. Таблица некоторых ценников
	Ценник	| Номер
Кузнечно-прессовое и литейное оборудование		1
Теплосиловое оборудование		6
Насосы, компрессоры		7
Трубопроводы		12
Технологические конструкции		13
Металлургическое оборудование		16
Химическое оборудование		17
где /СуС, КуС— соответственно капиталовложения в головную и		последующую
установки; KN — затраты,	зависящие от общей мощности установки;	п — число ус­
тановок; С — коэффициент,	учитывающий местные факторы (см. табл. 2.6).

Отдельно определяется стоимость строительной части зданий:

Кстр = к у .

где V — объем здания, м3.

Капитальные затраты в тепловые сети могут быть определены ориентировоч­ но по конструктивным данным [29]:

24

Табл. 2.5. Стоимость аппаратуры в зависимости от ее массы и габаритов

	Составляющие,			Цена
	стоимости,		%		Ам
Аппарат	Масса, т			за 1 т,
		зарпла­	прочие	руб.	[см. формулу
	мате­				(2.6)]
	риал	та	расхо­
			ды

Сосуды без			внутренних		0 ,0 5 — 1,4
устройств	(изготовлены			из
углеродистых сталей)					> 35
Сосуды цилиндрические с
несложными		неподвижными			0 ,0 5 — 1,4
устройствами		(изготовлены
из углеродистых сталей)					> 35
Аппараты		со	сложными		0 ,0 5 — 1,4
устройствами		(изготовлены
«з углеродистых сталей)					>35
Колонны,		мм:
D =	400 — 500				—
D =	3000 — 6000
Теплообменники кожухо­
трубные	типа		ТН и	ТЛ,
кожух	выполнен			из
стали 3, трубы — из стали 10
и 20:					0 ,2 — 1,3
D труб 20 мм
D труб 38 мм					> 35
					т 03 о"	со
					>35

18	16	66	932	1,0
55	8	35	228	4,0
18	16	66	1012	1,0
55	9	37	238	4,3
21	15	63	701	1,0
45	10	45	289	2,6
19	18	64	894	1,0
34	14	52	407	4,5
40	11	9	974	1,0
72	5	23	532	1,8
36	12	52	859	1.0
72	5	23	414	1.8

Табл. 2.6. Поправочные коэффициенты к стоимости промышленного строительства [30]

Район строительства	1 Значение С
Нижнее Поволжье (Астраханская и Волгоградская обл.,	Кал­
мыцкая АССР)	0,99

Центральночерноземный, Центр, Прибалтийский, Северокавказ­ ский, Закавказский, Волго-Вятский (без Кировской обл.), Повол­ жский (без Башкирии), Молдавская и Белорусская ССР, Западный

Казахстан, Новгородская, Ленинградская,Псковская обл.			1,00
Южный Казахстан (Кзыл-Ординская, Чимкентская, Джамбул ь-
ская, Алма-Атинская обл.)			1,03
Украинская ССР,		Вологодская обл.	1,01
Удмуртская АССР, Кировская обл.			1,04
Западносибирский, Уральский (без Тюмени и Удмуртской АССР),
Среднеазиатский, Башкирский			1,07
Северный, Центральный и Северо-Восточный Казахстан,			Мур­
манская обл., Карельская АССР			1,11
Тюменская	(южнее 60-й параллели), Архангельская и		Иркут­
ская обл., Красноярский край, Тувинская АССР			1,12
Коми АССР,	Бурятская АССР		1,13
Читинская обл.			1,18
Приморский	край,	Амурская обл.	1,21
Хабаровский	край	(южнее 55-й параллели)	1,23

25

Табл. 2.7. Ориентировочные значения коэффициентов <рп , а, Ъ* [29]

Условия прокладки и вид грунта

|

Фп

а, руб/м

Ь,

руб/м*

Двухтрубные

прокладки одной

трубы

в непроходных

сборных

железобетонных

каналах в грунтах:

1

15

310

сухих

мокрых

1,1 — 1,2

40

340

Двухтрубные бесканальные

прокладки

в монолитных

оболочках

из армопенобе-

тонов в грунтах:

0,7 — 0,75

20

210

сухих

мокрых

прокладки

на отдельно

—

35

220

Двухтрубные

стоящих высоких сборных железобетонных

опорах в грунтах:

30

260

сухих

мокрых

—

35

280

* Приведенные коэффициенты

а,

b справедливы

для d =

150 — 1000 ым,

при однотрубных

прокладках вводится коэффициент

1,43— 1,61.

Табл. 2.8. Значения коэффициента фс

[29]

Отношение расчетной! нагрузки горячего

Системы теплоснабжения и способ

водоснабжения к максимальной нагрузке

отопления

регулирования

О

|

0,1

|

0.2

Закрытая (смешанная схема включения

1,0

1,07

1,13

горячего водоснабжения)

вклю­

Открытая

(параллельная схема

1,0

1,03

1,05

чения горячего

водоснабжения)

Закрытая

или

открытая

(регулирова­

ние отпуска тепла по суммарной нагрузке

1,0

0,96

0,92

отопления и горячего водоснабжения)

Табл. 2.9. Значение теплоплотности районов [29]

Вид застройки

| д , ГДж/(ч-104м»)

Одноэтажная

0,65 — 0,85

Двухэтажная

1 ,0 — 1,7

Трехэтажная

1.7 — 2,3

Четырехэтажная

2,3 — 3 ,0

Пятн-шестнэтажная

2,7 — 3,4

Двенадцатиэтажная и выше

4 ,0 — 6,0

пп

К — а 2	h + Ь 2 dtL,
1=1	i= l

где а, b — коэффициенты (см. табл. 2.7); U, сЦ— соответственно длина и диаметр 1-го участка, м; я — число участков сети.

Капитальные затраты в тепловые сети (кроме транзитных) могут быть оце­ нены также по величине тепловой нагрузки [29]:

26

7300фпфс	(	Qp Y>’16
к =	\	Q4 РУб.,
<7М		100 /
где фп — поправочный коэффициент,	зависящий от типа и условий прокладки

(см. табл. 2.7); фс — поправочный коэффициент, учитывающий зависимость удель­ ного расхода воды в сети от системы теплоснабжения, способа регулирования отпуска тепла, отношения нагрузки горячего водоснабжения к нагрузке отопле­

ния (см. табл. 2.8);	q — теплоплотность	района в пределах застройки	(см.
табл. 2.9); Qp — расчетная тепловая нагрузка района, ГДж/ч.			на
При использовании	формулы (2.5) для	определения капитальных затрат

отопительно-вентиляционные приборы и абонентские водо-водяные подогревате­ ли [29] для отопительных приборов рекомендуют /Суд= 5 —6 руб/м2, для калорифе­ ров /СуД= 2 —3 руб/м2, для водо-водяных подогревателей /Суд=20—30 руб/м2. При этом мощность объекта X соответствует площади теплообмена аппарата.

Затраты на топливо
Я т =	а д т (1 +	а/100),
где В” — годовой расход натурального топлива,		определяется на основании дейст­
вующих удельных норм расхода	топлива на единицу продукции		(см. табл. 2.10)
и годовой производительности объекта; а — потери топлива в пути,			для твердого

топлива а = 0 ,5 — 1 % при транспорте на расстояние до 1000 км, а = 1—1,5 %—

для расстояний 1000 — 2000 км;					Цт— цена топлива с учетом			изменений качества
расходов на транспорт и прочих затрат:
			#т=Дпр+ДД+Дпсрев + Дпр.р',
Дпр — цена по прейскуранту на					месте добычи (см. табл. 2.11); ДД — изменение
цены,	обусловленное		изменением качества			топлива;	Яперев— увеличение цены
из-за	расходов на транспорт (см. табл. 2.12, 2.13); Д ПР.Р — прочие расходы.
Для жидкого и газообразного топлива цена дается, как правило, с учетом
указанных составляющих для различных районов (см. табл. 2.14—2.16).
	Табл. 2.10. Данные по металлургическому производству [30]
				Показатель				Количество
Расход кокса,		т/т	чугуна					0,6 — 0,8
Расход угля,		т/т	кокса					1,25— 1,35
Выход на 1 т		коксующегося угля:						400—450
	коксового газа,		м3
	коксика, %							3
	коксовой мелочи, %							2,5
Выход доменного газа при атмосферном дутье, м3/т кокса								3300 — 3500
Расход доменного газа на подогрев доменного дутья в камерах,
% выхода доменного газа						М Дж/т кокса		20 — 35
Расход тепла на обогрев коксовых печей,								2900 — 3800
Расход условного			топлива на		выплавку стали в		мартеновской
печи при жидкой закалке, т/т стали								0,12 — 0,17
Расход условного топлива на производство проката,							т/т проката 0,12 — 0,18
Расход газа на химическое отделение коксового цеха и на								про­
чие нужды, %			газа, %					5 — 10
Потери коксового								1,5 — 3,0
Потери доменного газа (включая газоочистку), %								5 — 8
Расход природного газа*,				м3/т' чугуна				95
Расход кислорода*, м3/т				чугуна				70
• Расходы природного газа				и кислорода на 1 т чугуна даны для дутья, обогащенного
кислородом до 27%.

27

Табл. 2.13. Тарифы на железнодорожные перевозки угля4

Расстояние,	Тариф,	Расстояние,	Тариф,	Расстояние,		Тариф,	Расстояние,			Тариф,
км	руб.	км	руб.	км		руб.	км			руб.
До 50	27	301 — 330	58	841	— 880	129	1701	— 1800		228
51 — 60	27	331 — 360	62	881 — 920		134	1801	— 1900		241
61 — 70	29	361 — 390	65	921 — 960		140	1901	— 2000		254
71 — 80	30	391 — 420	69	961 — 1000		145	2001— 2100			267
81 — 90	31	421 — 450	73	1001	— 1050	150	2101	-	2200	280
91 — 100	32	451— 480	76	1051	— 1100	155	2201	-	2300	293
101— 120	34	481— 510	80	1101-1150		160	2301	— 2400		306
121 — 140	36	511— 540	84	1151	— 1200	165	2401	— 2500		319
141 - 160	39	541 — 570	88	1201	— 1250	169	2501— 2600			341
161 — 180	41	571 — 600	92	1251	— 1300	174	2601— 2700			372
181— 200	43	601 — 640	97	1301	— 1350	179	2701	- 2 8 0 0		403
201— 220	46	641 — 680	102	1351 — 1400		184	2801	-2 9 0 0		434
221 — 240	48	681 — 720	107	1401 — 1450		188	2901	-3 0 0 0		465
242 — 260	50	721 — 760	113	1451	- 1500	193	3001— 3100			489
261— 280	53	761 — 800	118	1501 — 1600		202	3101— 3200			507
281 — 300	55	801 — 840	124	1601 — 1700		215

• Для подмосковного угля к тарифам введен коэффициент 0,55; тарифы даны в рублях за вагон грузоподъемностью 50 т.

Табл. 2.14. Цены на природный и коксовый газ* (прейскурант № 04-03 1980 г.)

	Область, край, республика	руб/Ш^м»	Область, край, республика	Цена,
				руб/Ю’м3
	Природный газ		Ставропольский край	30,00
	Московская	28,00	Молдавская ССР	30,00
			Львовская	28,00
	Горьковская	28,00
			Узбекская ССР	15,00
	Куйбышевская	28,00
			Казахская ССР	21,00
	Свердловская	26,00
			Белорусская ССР	28,00
	Пермская	26,00
			Эстонская ССР	28,00
	Челябинская	26,00
	Киевская	26,00	Коксовый газ	12,60
	Ленинградская	28,00	Московская
	Волгоградская	28,00	Свердловская	11,70
	Кемеровская	27,00	Пермская	11,70
	Липецкая	28,00	Челябинская	11,70
	Оренбургская	21,00	Кемеровская	12,70
	Днепропетровская	28,00	Липецкая	12,60
	Новосибирская	27,00	Оренбургская	9,50
	Донецкая	28,00	Днепропетровская	12,60
	Запорожская	28,00	Донецкая	12,60
	Ворошиловградская	28,00	Запорожская	12,60
	Воронежская	28,00	Ворошиловградская	12,60
	Харьковская	28,00	Харьковская	12,60
			Казахская ССР	9,50
	• Для доменного газа	с теплотой	сгорания 4187 кДж/м* для всех районов страны
	цена 2,1 — 3,0 руб/10»м*.

29

	Табл. 2.15. Цены на мазут* (прейскурант №						04-02 1980 г .)
						Цена, руб/т (нетто)
		’ Сорт			I пояс	|	11 пояс	III пояс
Топливо		нефтяное	для мартеновски
лечей	марок:		знаком качества		35,00		38,00	40,50
МП и МП с гос,
МП-1					34,50		37,50	40,00
МП ВА					33,00		36,00	38,50
Мазут экспортный:					34,50		37,50	40,00
М-0,9, М-1
М-1,5, М-2					33,50		36,50	31,00
М-2,5					33,00		36,00	38,50
Мазут марок:					34,50		37,50	40,00
40,40 В с содержанием серы<0,5%
40 с содержанием серы <				1%	34,00		37,50	39,50
40 с содержанием серы <				3,5%	32,00		35,00	37,50
100,		100 В с содержанием серы <			34,00		37,00	39,50
<	0,5%			1%
100 с содержанием серы <					33,50		36,50	39,00
100, 100 В с содержанием серы<2%					32,50		35,50	38,00
100 с содержанием серы <				3,5%	31,50		34,50	37,00

• К I поясу относятся Казахстан, РСФСР (части); ко II поясу — Киргизия, Таджикистан, Туркмения, Узбекистан, РСФСР (части); к III поясу — Белоруссия, Азербайджан, Армения, Латвия, Литва, Молдавия, Украина, Эстония, РСФСР (части).

Табл. 2.16. Предварительные значения замыкающих затрат на топливо на перспективу 5 — 15 лет*

			Уголь,	Рядовой уголь	Мазут		Газ,
	Район			канско-ачинский
			руб/т у.т.	и экибастузскнй,			руб/т у.т.
				руб/т у .т.	руб/т у .т .|р у б /т н.т
Прибалтика,		Белорус­	36 — 38	_	46—49	63—67	41—44
сия		-
Северо-Запад			35 — 37	_	46—49	6 3 -6 7	4 0 -4 3
Центр			34 — 36	—	46—49	63—67	39—42
Кавказ			33 — 35	—	46—49	63—67	41—44
Украина, Молдавия			31— 34	—	46—49	63—67	40—44
Поволжье			30 — 32	—	4 6 -4 9	63—67	3 6 -3 9
Коми	АССР, Архан­		26 — 28	_	46—49	63—67	30—32
гельская обл.
Урал	(без	Забайка­	25 — 28	—	43—46	59—63	33—37
Сибирь			16 — 19	6 - 8	43—46	59—63	2 5 -2 8
лья)
Забайкалье			16 — 19	6 - 8	46—49	6 3 -6 7	2 5 -2 8
Дальний Восток			16— 19	—	46—49	63—67	33—36
Казахстан			20 — 22	12— 14	43—46	59—63	29—33
Средняя Азия			23 — 25	—	46—49	63—67	26—29

* Рекомендуемые в настоящее время замыкающие затраты на мазут превышают экономиче­ ски допустимые для его энергетического использования, когда их величина должна быть порядка 33 руб/т у.т. Приведенные значения замыкающих затрат подлежат в связи с этим •частичном у пересмотру н утверждению.

30