Страницы: 1 2
ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ
ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ
ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
ПРИКАЗ
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ РФ
4 октября 2005 г.
N 268
(Д)
В целях реализации Постановления Правительства Российской
Федерации от 16 июня 2004 г. N 284 "Об утверждении Положения о
Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации"
(Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 25, ст. 2566;
N 38, ст. 3803; 2005, N 5, ст. 390) приказываю:
1. Утвердить прилагаемое Положение об организации в Министерстве
промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению
нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и
тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных.
2. Утвердить прилагаемый Порядок расчета и обоснования нормативов
удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую
энергию от тепловых электростанций и котельных.
3. Контроль за исполнением настоящего Приказа оставляю за собой.
Врио Министра
А.Г.РЕУС
4 октября 2005 г.
N 268
Зарегистрировано в Министерстве юстиции РФ
28 октября 2005 г.
N 7117
УТВЕРЖДЕНО
Приказом Минпромэнерго России
от 4 октября 2005 года
N 268
ПОЛОЖЕНИЕ
ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ
НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
1. Настоящее Положение определяет порядок рассмотрения и
утверждения нормативов удельных расходов топлива на отпущенную
электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и
котельных.
2. Утверждению в соответствии с настоящим Положением подлежат
нормативы удельных расходов топлива на отпуск электрической энергии с
шин и тепловой энергии с коллекторов тепловых электростанций,
работающих на органическом топливе, и котельных.
3. Для утверждения нормативов организация до 1 мая года,
предшествующему периоду регулирования, представляет в Минпромэнерго
России заявление с обосновывающими материалами в соответствии с
пунктом 8 настоящего Положения.
4. Материалы по обоснованию нормативов в день их поступления в
Минпромэнерго России подлежат обязательной регистрации в журнале учета
документов по нормативам.
Каждому заявлению, поступившему в Минпромэнерго России,
присваивается номер, указывается время, число, месяц и год
поступления, а также проставляется штамп Минпромэнерго России.
5. После регистрации материалы по обоснованию нормативов
передаются на рассмотрение в Департамент топливно-энергетического
комплекса Минпромэнерго России.
Документы, содержащие коммерческую и служебную тайну, должны
иметь соответствующую отметку.
6. Процедура утверждения нормативов проводится путем рассмотрения
соответствующих дел.
7. Для организации работы по утверждению нормативов образуется
Комиссия по утверждению нормативов (далее - Комиссия), а также
определяется уполномоченный по делу из числа сотрудников Департамента
топливно-энергетического комплекса Минпромэнерго России.
8. По каждому заявлению организации открывается дело об
утверждении нормативов, в которое подшиваются следующие материалы:
1) письменное заявление об утверждении нормативов, к которому
прилагаются копии учредительных и регистрационных документов, справка
налогового органа о постановке на учет;
2) документы, обосновывающие значения нормативов, представленных
к утверждению, в соответствии с перечнем и требованиями Порядка
расчета и обоснования нормативов удельного расхода топлива на
отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций
и котельных.
Дело содержит опись документов, хранящихся в нем, в которой для
каждого документа указываются: его порядковый номер в деле, дата
поступления, наименование и реквизиты, количество листов, фамилия,
инициалы и подпись работника Минпромэнерго России, внесшего документ в
дело.
9. При накапливании в одном деле большого количества документов
допускается деление дела на тома. В этом случае на титульном листе
тома также указывается порядковый номер тома. Опись документов должна
соответствовать фактически находящимся в данном томе документам.
10. В деле об утверждении нормативов производятся записи по
следующим графам:
1) в графе "Номер документа" проставляется порядковый номер
поступившего документа;
2) в графе "Дата приема" проставляется дата приема (поступления)
документов (в том числе по дополнительному запросу);
3) в графе "Поступившие документы" указывается наименование
поступившего документа и количество листов;
4) в графе "Документы принял" указываются фамилия и инициалы
уполномоченного по делу об утверждении нормативов и ставится его
подпись;
5) в графе "Принятое решение" указываются сведения о результате
рассмотрения представленных документов.
11. Уполномоченный по делу в недельный срок с даты регистрации
проверяет правильность оформления материалов по нормативам:
комплектность; наличие указанных приложений; наличие удостоверяющих
реквизитов (подписи, штампа, регистрационного номера, фамилии и номер
телефона заявителя), проводит анализ представленных материалов на
предмет их соответствия требованиям, указанным в Порядке расчета и
обоснования нормативов удельного расхода топлива на отпущенную
электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и
котельных и направляет организации извещение об открытии дела с
указанием должности, фамилии, имени и отчества лица, назначенного
уполномоченным по делу, а также даты рассмотрения дела по утверждению
нормативов.
12. Минпромэнерго России организует экспертизу материалов,
обосновывающих значения нормативов, представленных на утверждение.
13. Срок проведения экспертизы определяется Комиссией в
зависимости от трудоемкости экспертных работ и объема представленных
материалов, но не должен превышать 30 дней.
14. По результатам экспертизы составляется заключение, которое
приобщается к делу об утверждении нормативов. Экспертные заключения
представляются не позднее чем за две недели до даты рассмотрения
Комиссией дела об утверждении нормативов.
15. Экспертные заключения помимо общих мотивированных выводов и
рекомендаций должны содержать:
1) оценку достоверности данных, приведенных в предложениях об
утверждении нормативов;
2) анализ соответствия расчета нормативов и формы представления
предложений утвержденным нормативно-методическим документам по
вопросам утверждения нормативов;
3) расчетные материалы и сводно-аналитические таблицы;
4) обосновывающие документы;
5) иные сведения.
16. Организации за 2 недели до рассмотрения дела об утверждении
нормативов направляется извещение о дате, времени и месте заседания
Комиссии и проект протокола Комиссии об утверждении нормативов.
17. Комиссия рассматривает на своих заседаниях представленные
организациями материалы по утверждению нормативов, экспертные
заключения и выносит решения по вопросу утверждения нормативов.
18. В случае если представленные материалы по своему объему,
содержанию и обоснованности не позволяют сделать заключение по
утверждению нормативов, то Комиссия принимает решение о необходимости
дополнительной проработки материалов.
19. В течение 5 дней со дня оформления протокола издается приказ
Минпромэнерго России об утверждении нормативов, включающий в себя:
1) величину утвержденных нормативов;
2) дату введения в действие нормативов;
3) сроки действия нормативов.
Выписка из приказа с приложением утвержденных нормативов,
заверенная печатью Минпромэнерго России, направляется организации.
20. Приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов
публикуется на сайте Министерства промышленности и энергетики
Российской Федерации.
УТВЕРЖДЕН
Приказом Минпромэнерго России
от 4 октября 2005 года
N 268
ПОРЯДОК
РАСЧЕТА И ОБОСНОВАНИЯ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА
ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ
ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
I. Общие положения
1. Нормированию подлежат расходы топлива на:
отпуск электрической энергии с шин и тепловой энергии с
коллекторов тепловых электростанций, работающих на органическом
топливе;
отпуск тепловой энергии с коллекторов котельных.
2. Нормирование расходов топлива производится для каждой тепловой
электростанции (далее - ТЭС).
Нормирование расхода топлива на отпуск тепловой энергии с
коллекторов отопительных (производственно-отопительных котельных)
организаций жилищно-коммунальной сферы производится с учетом
особенностей функционирования данной отрасли.
3. При нормировании удельных расходов топлива применяются понятия
исходно-номинального и номинального удельного расхода топлива,
норматива удельных расходов топлива.
исх
Под исходно-номинальным удельным расходом топлива (b )
понимается удельный расход топлива на отпуск электроэнергии или тепла,
рассчитанный на основе энергетических характеристик оборудования при
фиксированных значениях внешних факторов.
н
Номинальный удельный расход топлива (b ) - это удельный расход
условного топлива на отпуск электроэнергии или тепла, рассчитанный на
основе энергетических характеристик оборудования при фактических
значениях внешних факторов.
Под нормативом удельных расходов топлива (далее - НУР) понимается
максимально допустимая технически обоснованная мера потребления
топлива на единицу отпускаемой потребителям энергии. Нормативы
измеряются в граммах условного топлива на 1 киловатт-час (г/кВт.ч),
килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг/Гкал).
4. НУР по организации в целом определяются на основе результатов
расчетов этих показателей по ТЭС и котельным.
5. Первичными объектами расчетов НУР на ТЭС с паровыми турбинами
являются группы (подгруппы) оборудования. Группой оборудования
является совокупность конденсационных турбоагрегатов или
турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением (а для
энергоблоков еще и с одинаковой мощностью), а также всех котлов (как
пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных
турбоагрегатов. К подгруппе энергоблоков относится совокупность только
пылеугольных или только газомазутных котлов и работающих совместно с
ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с
соответствующим давлением свежего пара и одинаковой мощностью.
Подгруппой оборудования с поперечными связями является совокупность
конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми
параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных
турбоагрегатов и сжигающих только твердое или газомазутное топливо.
Если на общий коллектор свежего пара работают пылеугольные и
газомазутные котлы, то подгруппа оборудования с поперечными связями
условно считается пылеугольной.
По ТЭС, оборудованных парогазовыми установками (далее - ПГУ) или
газотурбинными агрегатами (далее - ГТУ), а также дизель-генераторами
(далее - ДГ), расчеты НУР выполняются по каждой единице оборудования.
По отопительной (производственно-отопительной) котельной расчеты
НУР производятся в целом по всем генерирующим источникам (за
исключением электробойлеров).
6. По паротурбинным и газотурбинным ТЭС установленной
электрической мощностью от 10 МВт и более и котельным
теплопроизводительностью от 50 Гкал/ч и выше расчеты НУР выполняются
на основе нормативно-технической документации (далее - НТД) по
топливоиспользованию. Состав НТД по топливоиспользованию и требования
к ее разработке приведены в разделе II настоящего Порядка.
По ТЭС мощностью менее 10 МВт и котельным
теплопроизводительностью ниже 50 Гкал/ч, а также в случае временного
отсутствия НТД по топливоиспользованию на ТЭС котельных большей
мощности допускается использовать в расчетах экспертные оценки,
основанные на отчетных или иных данных.
По дизель-генераторам в расчетах НУР используются паспортные,
справочные данные и эксплуатационные показатели.
7. При расчете НУР не допускается учитывать перерасходы топлива
из-за упущений в эксплуатационном и ремонтном обслуживании
оборудования.
8. Выбор состава работающего оборудования и распределение
электрических и тепловых нагрузок между электростанциями организации и
отдельными агрегатами электростанций должны базироваться на принципах
обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации
топливных затрат на отпуск энергии.
9. Расчеты НУР должны выполняться для каждого из месяцев периода
регулирования. Показатели в целом за период регулирования
рассчитываются по результатам их определения за каждый из месяцев
периода. Объемы выработки электроэнергии и отпуска тепла принимаются в
соответствии с энергобалансами.
10. В документы, обосновывающие значение нормативов,
представляемых в Минпромэнерго России, включаются:
сводная таблица результатов расчетов нормативов удельных расходов
топлива на отпущенные электроэнергию и тепло, подготовленная согласно
приложению 1 к настоящему Порядку;
пояснительная записка по ТЭС и котельным, подведомственным
организации;
расчеты НУР по каждой ТЭС и котельной на каждый месяц периода
регулирования и в целом за расчетный период. При выполнении расчетов
удельных расходов топлива на основе НТД по топливоиспользованию в
обосновывающем материале должны быть приведены заполненные макеты
(входящие в состав НТД по топливоиспользованию) по каждой ТЭС и
котельной по каждому из месяцев расчетного периода.
В пояснительной записке должны быть отражены:
прогнозируемые объемы производства энергии с указанием источников
их получения;
значения внешних факторов: структура и качество сжигаемого
топлива, температура наружного воздуха, температуры воды в источнике
водоснабжения;
обоснование состава работающего оборудования, принципов
распределения электрических и тепловых нагрузок между ТЭС, между
турбоагрегатами ТЭС, между источниками теплоснабжения ТЭС
(регулируемые и нерегулируемые отборы, редукционно-охладительные
установки (далее - РОУ), пиковые водогрейные котлы (далее - ПВК)).
II. Состав нормативно-технической
документации по топливоиспользованию паротурбинных,
газотурбинных ТЭС и котельных и требования
к ее разработке
11. Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию
разрабатывается для паротурбинных и газотурбинных ТЭС установленной
электрической мощностью от 10 МВт и более и котельных
теплопроизводительностью от 50 Гкал/ч и выше.
12. В состав нормативно-технической документации по
топливоиспользованию тепловой электростанции входят:
энергетические характеристики котлов каждой из подгрупп
оборудования;
энергетические характеристики турбоагрегатов каждой из подгрупп
оборудования;
зависимости технологических потерь тепла, связанных с отпуском
тепла каждой из подгрупп оборудования;
зависимости абсолютных или удельных затрат электроэнергии и тепла
на собственные нужды каждой из подгрупп оборудования, электростанции в
целом;
пояснительная записка по разработке энергетических характеристик
оборудования и зависимостей затрат электроэнергии и тепла на
собственные нужды;
графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на
отпускаемые электроэнергию и тепло;
графики минимальных электрических нагрузок каждой
теплофикационной подгруппы оборудования;
макеты расчета номинальных показателей оборудования и нормативов
удельных расходов топлива;
план организационно-технических мероприятий по реализации
резервов тепловой экономичности и рациональному использованию
топливно-энергетических ресурсов, разработанный на основе обязательных
энергетических обследований;
отчетные данные о номинальных и фактических удельных расходах
топлива за последние 3 года, предшествующих разработке НТД по
топливоиспользованию.
Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию
котельной включает:
энергетические характеристики каждого типа установленных паровых
и водогрейных котлов;
зависимости абсолютных или удельных затрат тепла на собственные
нужды;
зависимости затрат мощности на механизмы котельной (дутьевые
вентиляторы, дымососы, питательные насосы, сетевые насосы и др.);
пояснительную записку по разработке энергетических характеристик
оборудования и зависимостей затрат тепла на собственные нужды;
графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на
отпускаемое тепло;
макет расчета номинальных показателей и нормативов удельных
расходов топлива;
план организационно-технических мероприятий по реализации
резервов тепловой экономичности и рациональному использованию
топливно-энергетических ресурсов, разработанный на основе обязательных
энергетических обследований;
отчетные данные о номинальных и фактических удельных расходах
топлива за последние 3 года, предшествующих разработке НТД по
топливоиспользованию.
Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию
отопительной (производственно-отопительной котельной) организаций
жилищно-коммунального хозяйства включает:
технические характеристики оборудования и режимы
функционирования;
энергетические характеристики котлов;
характеристики используемого топлива;
режимные карты, разработанные по результатам режимно-наладочных
испытаний;
показатели расхода тепла на собственные нужды котельной за
отчетный год;
план организационно-технических мероприятий по рациональному
использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов,
разработанный на основе обязательных энергетических обследований;
отчетные данные о номинальных и фактических удельных расходах
топлива за последние 3 года, предшествующих разработке НТД по
топливоиспользованию.
13. Энергетическая характеристика агрегата (далее - ЭХ)
представляет собой комплекс зависимостей номинальных и
исходно-номинальных значений параметров и показателей его работы в
абсолютном, удельном или относительном исчислении от нагрузки или
других нормообразующих показателей при фиксированных значениях внешних
факторов.
ЭХ разрабатывается для конкретной тепловой схемы технически
исправного агрегата с учетом его конструктивных особенностей, условий
и режимов эксплуатации, наработки ресурса.
ЭХ отражает максимально возможную эффективность использования
энергоресурсов агрегатом при условии отсутствия упущений в его
эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.
ЭХ включает систему поправок, обеспечивающих возможность оценки
изменения объемов потребления энергоресурсов агрегатом при изменении
внешних факторов и отклонении фактических значений параметров и
показателей от параметров и показателей ЭХ.
К внешним факторам относятся объективные факторы, оказывающие
влияние на экономичность работы оборудования, значения которых не
зависят от деятельности производственного персонала и подрядных
ремонтных организаций.
В качестве исходных данных при разработке ЭХ оборудования
используются:
результаты представительных балансовых испытаний;
данные режимно-наладочных или экспресс-испытаний;
типовые энергетические характеристики (далее - ТЭХ) оборудования.
Балансовые испытания выполняются на оборудовании, прошедшем
капитальный ремонт и имеющем более высокие эксплуатационные значения
показателей тепловой экономичности по сравнению с остальным однотипным
оборудованием ТЭС или котельной.
При отсутствии результатов испытаний и ТЭХ в качестве исходных
данных для разработки временных ЭХ, со сроком действия не более 1
года, могут быть использованы лучшие эксплуатационные показатели или
данные заводов - изготовителей оборудования.
14. При разработке ЭХ, при соответствующем обосновании
допускается учитывать точность исходного материала, использованного
при разработке энергетических характеристик, старение (износ)
оборудования, наличие неустранимых дефектов проектирования,
изготовления и монтажа. Эксплуатационный допуск в силу своей
объективности учитывается без дополнительных обоснований, так как
отражает ухудшение экономичности оборудования в межремонтный период.
Точность исходного материала отражает погрешности тепловых
испытаний, типовых энергетических характеристик.
Старение (износ) оборудования характеризует технологически
невосстанавливаемый ремонтами естественный физический износ
оборудования при длительной его эксплуатации, приводящий к ухудшению
технического состояния, снижению экономичности и надежности работы.
15. Приводимые в составе энергетических характеристик
оборудования поправки на изменение параметров и показателей должны
обеспечить:
определение номинальных значений параметров или показателей при
фактических или прогнозируемых значениях внешних факторов;
оценку резерва тепловой экономичности оборудования вследствие
отклонения фактического значения параметра или показателя от его
номинального значения.
16. Графики исходно-номинальных удельных расходов топлива
рассчитываются и строятся:
для каждой группы (подгруппы) оборудования электростанции для
зимнего и летнего периодов при характерных сочетаниях работающего
оборудования, средних значениях отпуска тепла в реальном диапазоне
изменения электрических нагрузок;
для паровых и водогрейных котлов котельной для характерных
сочетаний работающих котлов в реальном диапазоне изменения тепловых
нагрузок.
На графиках указываются:
параметры, условия и значения внешних факторов, при которых
построены графики;
поправки к удельным расходам топлива на изменение внешних
факторов и условий;
сочетания работающих агрегатов;
потери топлива при пусках оборудования из различных тепловых
состояний;
значения коэффициентов резерва тепловой экономичности по отпуску
тепла и электроэнергии и степени их использования.
Под резервом тепловой экономичности оборудования (дельтаb )
р
понимается положительная разность между фактическим и номинальным
н
(b ) значениями удельных расходов топлива:
н
дельтаb = b - b
р
Величина резерва тепловой экономичности на момент разработки НТД
находит отражение в коэффициенте резерва тепловой экономичности
оборудования (к ), представляющем собой отношение резерва тепловой
р
экономичности оборудования к номинальному удельному расходу топлива:
дельтаb н
р b - b
к = -------- = ------
р н н
b b
Составляющими резерва тепловой экономичности являются расходы
топлива (абсолютные или удельные), эквивалентные отклонениям
фактических параметров и показателей работы оборудования от их
номинальных значений.
Под степенью использования резерва тепловой экономичности
оборудования (мю ) понимается доля резерва, предусмотренная к
i
реализации к концу каждого года (и последнего месяца) периода действия
НТД по топливоиспользованию:
дельтаb
pi
мю = ---------
i дельтаb
р
17. Графики минимальных электрических нагрузок строятся для
каждой теплофикационной подгруппы оборудования электростанции для
зимнего, переходного (весна, осень) и летнего периодов в реальном
диапазоне изменений значений отпуска тепла при минимальном количестве
находящихся в работе турбоагрегатов и котлов.
18. Макет расчета номинальных показателей и нормативов удельных
расходов топлива представляет собой таблицу, отражающую порядок
расчета, определяющую источники первичной информации и содержащую
расчетные формулы.
Макеты разрабатываются по группам (подгруппам) оборудования,
учитывают состав оборудования и особенности его тепловых схем, режимы
работы, виды сжигаемого топлива.
Макеты должны отражать:
исходно-номинальные значения показателей, определенные по
энергетическим характеристикам (без внесения поправок) при фактических
средних нагрузках. Показатели турбоагрегатов должны определяться для
каждого из режимов их работы (конденсационный, с одним или двумя
регулируемыми отборами пара, с одно- или двухступенчатым подогревом
сетевой воды);
фактические значения внешних факторов, показатели,
характеризующие объемы производства энергии, режимы работы
оборудования, пуски;
значения поправок к показателям на отличие фактических значений
внешних факторов от принятых при построении энергетических
характеристик;
номинальные значения основных и промежуточных показателей
агрегатов для фактических режимов работы и значений внешних факторов;
значения поправок к удельным расходам топлива на стабилизацию
режимов, освоение вновь введенного оборудования;
нормативы удельных расходов топлива.
19. Пояснительная записка, отражающая результаты разработки НТД
по топливоиспользованию, должна содержать следующие данные:
наименования исходных материалов, на основе которых разработаны
энергетические характеристики;
продолжительность работы с начала эксплуатации или от даты
проведения испытаний каждого агрегата, для которого применяется
характеристика (при составлении одной характеристики для нескольких
однотипных агрегатов);
значения допусков на эксплуатационные условия;
значения коэффициентов, учитывающих старение оборудования,
точность исходных материалов, наличие неустранимых дефектов проекта,
изготовления и монтажа оборудования.
20. НТД по топливоиспользованию оформляется по каждой группе
(подгруппе) оборудования ТЭС и по котельной в целом в составе двух
книг.
В первую книгу включаются энергетические характеристики котлов и
турбоагрегатов, графики исходно-номинальных затрат энергии на
механизмы и установки собственных нужд, графики технологических потерь
тепла. Титульный лист первой книги оформляется по форме согласно
приложению 2 к настоящему Порядку.
Во вторую книгу включаются краткая пояснительная записка,
отражающая результаты пересмотра (разработки) НТД по
топливоиспользованию, графики минимальных электрических нагрузок,
графики исходно-номинальных удельных расходов топлива, макет расчета
номинальных показателей, нормативов удельных расходов топлива.
Титульный лист второй книги оформляется по форме согласно приложению 3
к настоящему Порядку.
Каждый лист первой книги, содержащий графические зависимости
показателей, листы второй книги, на которых представлены графики
исходно-номинальных удельных расходов топлива, а также последний лист
макета должны быть подписаны руководством ТЭС или котельной.
21. Срок действия НТД по топливоиспользованию определяется в
установленном порядке в зависимости от степени ее проработки и
представительности исходных материалов, но не может превышать 5 лет.
По окончании срока действия НТД должна быть пересмотрена, продление
срока действия НТД не допускается. НТД пересматривается за квартал до
окончания срока ее действия.
Внеочередной пересмотр НТД производится при:
переводе котлов на сжигание топлива другого вида или другой
марки;
переводе турбоагрегатов с конденсацией пара на работу с
противодавлением или ухудшенным вакуумом;
реконструкции турбоагрегатов с организацией регулируемого отбора
или с увеличением отпуска пара из регулируемого отбора;
вводе нового оборудования;
изменении условий и режимов работы оборудования.
III. Методика расчета нормативов удельных расходов
топлива по ТЭС и котельным
Расчет НУР на основе нормативно-технической
документации по топливоиспользованию
22. При наличии на ТЭС утвержденной в установленном порядке
нормативно-технической документации по топливоиспользованию НУР на
отпускаемую электростанцией электроэнергию и тепло (районной котельной
- на отпускаемое тепло) рассчитываются в последовательности,
регламентированной макетом расчета номинальных показателей и
нормативов удельных расходов топлива, входящим в состав действующей
нормативно-технической документации по топливоиспользованию.
Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу
котлов.
По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования
или взвешивания результатов расчетов показателей турбоагрегатов и
котлов, входящих в ее состав. В целом по электростанции (котельной)
показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным
подгруппам.
В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по
электростанции (котельной) значения показателей, характеризующих
объемы производства энергии, режимы и условия эксплуатации, внешние
факторы, резервы тепловой экономичности и степень их использования.
К основным из этих показателей относятся (для каждого из месяцев
периода прогнозирования):
выработка электроэнергии;
расходы и параметры пара, отпускаемого внешним потребителям;
отпуск тепла в теплосеть;
структура сжигаемого топлива и его характеристики;
температура наружного воздуха;
температуры охлаждающей и исходной воды;
состав работающих турбоагрегатов и котлов.
Применительно к конкретной электростанции (котельной) полный
состав исходных данных указывается в макете, входящем в состав НТД по
топливоиспользованию.
При тарифном прогнозировании в макеты вносятся рассматриваемые
ниже изменения, касающиеся в основном способов получения исходных
данных и определения отдельных показателей турбоагрегатов и котлов.
Выработка электроэнергии электростанциями принимается в
соответствии с энергобалансами.
Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией (котельной)
внешним потребителям с паром фиксированного давления (Q ) и с
п
сетевой водой (Q ), Гкал, рассчитываются по формулам:
сет.в
возвр возвр
Q = (SUM D х (i - i ) - SUM G х (j -
п потр j п обр к j к j
-3
- i )) х 10 , (1)
исх
прям
Q = (SUM G х (i - i ) - SUM G х
сет.в сет.в i прям исх подп i
-3
х (i - i )) х 10 , (2)
обр исх
где D - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения
потр j
D принимается на основании заявок потребителей;
потр j
i - энтальпия пара в коллекторе, от которого обеспечивается
пi
отпуск пара, ккал/кг. Принимается по эксплуатационным данным или
рассчитывается по параметрам пара, оговоренным в заявках на
теплоснабжение потребителей;
возвр
j - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям пара,
к j
ккал/кг;
прям
G , G - расходы прямой и подпиточной воды по
сет.в i подп i
i-ой магистрали теплосети, т. Принимаются на основе заявок
потребителей;
i , i - энтальпии прямой и обратной сетевой воды,
прям обр
ккал/кг. Соответствуют температурному графику тепловой сети для
ожидаемой средней температуры наружного воздуха;
i - энтальпия воды в источнике водоснабжения, ккал/кг.
исх
23. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных
и теплофикационных отборов турбин в обязательном порядке должен
соблюдаться принцип их приоритетного использования по сравнению с
другими источниками теплоснабжения пиковыми водогрейными котлами
(далее - ПВК), редукционно-охладительными установками (далее - РОУ).
Суммарный отпуск тепла из производственных отборов
(противодавления) турбин (Q ), Гкал, подключенных к коллектору пара
по
одного давления, в общем виде определяется по формуле:
-3
Q = (SUM D + D + D + D - D ) х (i - t ) х 10 , (3)
по потр j сн хн пб роу п к х
где D , D , D - расходы пара от коллектора на
сн хн пб
собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, т;
D - расход пара в коллектор от РОУ, подключенных к
роу
источнику пара более высокого давления, т;
i - средняя энтальпия конденсата (возвращаемого от внешних
к
потребителей, потребителей собственных и хозяйственные нужды) и
добавка, восполняющего его невозврат, перед регенеративным
подогревателем (деаэратором), подключенным к коллектору, ккал/кг;
Расход пара на собственные нужды рассчитывается по
соответствующим зависимостям, входящим в состав энергетических
характеристик оборудования.
На хозяйственные нужды расходы пара принимаются по отчетным
данным.
Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям
теплового баланса.
Загрузка РОУ допускается при дефиците пара отборов турбин
(противодавления).
Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин в общем случае
включает в себя:
отпуск тепла внешним потребителям, на собственные и хозяйственные
нужды от подогревателей, подключенных к этим отборам;
расходы тепла на подпитку теплосети и на нагрев добавка,
восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более
высокого потенциала.
Ожидаемое значение суммарного отпуска тепла из теплофикационных
отборов турбин, Гкал, может быть рассчитано по формуле:
сн хн
Q = SUM Q + Q + Q + Q + SUM ((D + D + D -
то п сет.в то то сн хн пб
-3
- D ) х (i - i ) х 10 ) - Q - SUM Q , (4)
роу п исх пвк по
где Q - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал. Отпуск тепла от
пвк
пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал, рассчитывается на
основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха
(тау ), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения
tнв
температурного графика теплосети:
пвк(пб) " ` -3
Q = G х (i - i ) х тау х 10 , (5)
пвк(пб) сет.в с.в с.в tнн
пвк(пб)
где G - расход сетевой воды через пиковые водогрейные
сет.в
котлы или пиковые бойлеры, т/ч;
` "
i , i - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами)
с.в с.в
и за ними, ккал/кг.
При распределении электрических и тепловых нагрузок между
отдельными агрегатами электростанции необходимо стремиться к
минимизации затрат тепла турбинной установкой на выработку
электроэнергии.
Для этой цели целесообразно применять специальные компьютерные
программы. При отсутствии таких программ необходимо руководствоваться
следующими рекомендациями.
В случае работы электростанции в расчетном периоде по тепловому
графику в первую очередь должны загружаться отборы турбин с наибольшей
по сравнению с другими турбинами подгруппы полной удельной выработкой
электроэнергии по теплофикационному циклу.
При работе электростанции по электрическому графику распределение
тепловых и электрических нагрузок должно производиться взаимосвязанно.
При наличии на электростанции нескольких подгрупп оборудования
целесообразно в период максимума электрической нагрузки передавать
тепловые нагрузки на подгруппу с более низкими начальными параметрами
свежего пара с целью максимального ограничения ею конденсационной
выработки электроэнергии. Причем больший эффект может быть обеспечен
при передаче теплофикационной нагрузки.
При работе турбин с электрическими нагрузками, близкими к
номинальным, для достижения максимальной теплофикационной выработки
электроэнергии отборы однотипных агрегатов следует нагружать
равномерно.
Летний период работы агрегатов с низкими нагрузками
предопределяет неравномерный характер распределения тепловой нагрузки
между турбинами вплоть до ее передачи на одну из них.
При параллельной работе турбин типа ПТ и Р в первую очередь, как
показывают расчеты, должны нагружаться отборы турбин типа ПТ до
достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной
выработки электроэнергии.
При распределении тепловых нагрузок должны быть учтены:
ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов
турбин;
особенности схемы теплофикационной установки в части отпуска
тепла внешним потребителям и на собственные нужды;
надежность теплоснабжения потребителей.
После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и
нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая
мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии
электростанцией (Э ), тыс. кВт.ч:
мин
мин
Э = SUM N х тау + SUM N х тау , (6)
мин р раб пт.т раб
мин
где N , N - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или
р пт.т
турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и минимальная
мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов
(противодавления), тыс. кВт.
мин
Значение N включает в себя теплофикационную мощность и
пт.т
мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор
при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого давления (далее -
мин
ЦНД). Факторы, увеличивающие N сверх минимально необходимого уровня
пт.т
(неплотность регулирующей диафрагмы цилиндра низкого давления, рост
температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и т.д.),
должны быть подтверждены соответствующими документами.
Конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая
распределению между турбинами (дельтаЭ ), тыс. кВт.ч, определяется по
кн
формуле:
дельтаЭ = Э - Э (7)
кн мин
Распределение дельтаЭ между турбинами производится на основе
кн
предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов
расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу
(дельтаg ) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую очередь
кн
загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения дельтаq .
кн
Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного
давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции
производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин
(Q , Q ), входящих в состав подгруппы.
по то
Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов распределяется по
подгруппам оборудования электростанции пропорционально отпуску тепла с
сетевой водой.
Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего пара
(D ) и пара в конденсаторы (D ) по отдельным турбинам с достаточной
о 2
для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам,
т/ч:
-3 3
D = (q х N х 10 + Q + Q ) х 10 / К (8)
о т.ин т по то
-3
D = (q х N х 10 - 86 х N / эта - дельтаQ ) х
2 т.ин т т эм изл
3
х 10 / 550, (9)
где q - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто
т.ин
по турбине, ккал/кВт.ч;
К - коэффициент соотношения расхода тепла и свежего пара на
турбину. Может быть принят равным 0,6 - 0,7 или рассчитан по формуле:
К = i - i + альфа х дельтаi , (10)
о пв пп пп
где i , i , дельтаi - энтальпии свежего пара, питательной
о пв пп
воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;
альфа - доля пара промперегрева от расхода свежего пара;
пп
эта - электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%;
эм
дельтаQ - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч.
изл
Для турбин мощностью 25,50 и 100 мВт могут быть приняты 0,49;
0,61 и 1,18 Гкал/ч.
Параметры свежего пара, пара после промперегрева должны
соответствовать значениям, принятым в нормативных характеристиках
турбин в качестве номинальных.
Давление пара в камерах производственных отборов турбин
рассчитывается по формуле, кгс/см2:
Р = SUM Р х D / SUM D + дельтаР , (11)
п потр.j потр.j потр.j п.пот
где P , D - давление, кгс/см2, и расход пара, т,
потр.j потр.j
по каждому внешнему потребителю (на выводах со станции). потр.j потр.j
Принимаются в соответствии с заключенными договорами по каждому
внешнему потребителю (на выводах со станции). с потребителями;
Принимаются в соответствии с заключенными договорами
дельтаР - потери давления в паропроводах от выводов до
п.пот
камеры отбора турбины, кгс/см2.
Давление пара в камерах теплофикационных отборов турбин
определяется в следующей последовательности:
1. Прогнозируемый период разбивается на две части: период
совместной работы ПВК или пиковых бойлеров и отборов (п ) и период
сут
отпуска тепла только из отборов (т ).
сут
По средней ожидаемой за п и т температуре наружного
сут сут
(п) (т)
воздуха (t , t ) определяется температура прямой сетевой воды
нв нв
(t ), град. С, на основании температурного графика тепловой сети:
пр.св
(п) (п)
t = F (t ) (12)
пр.св нв
(т) (т)
t = F (t ) (13)
пр.св нв
2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за
об
основными подогревателями (t ), град. С:
св
об (п) (т)
t = ((t - дельтаt ) x п + t x т ) /
св пр.св свпвк.пб сут пр.св сут
/ (п + т ), (14)
сут сут
где дельта t - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых
св.пвк.пб
бойлерах, град. С;
п об.п
дельта t = t - t (15)
св.пвк.пб пр.св св
об.п
t - температура сетевой воды за основными подогревателями,
св
соответствующая максимальному давлению пара в теплофикационных
макс
отборах (Р ), град. С;
т
об.п п
t = t - Qt (16)
св нас под
п макс
t - температура насыщения при давлении P , град. С;
нас т
Qt - номинальный температурный напор в основных сетевых
под
подогревателях, град. С.
3. Определяются средняя температура насыщения и собственно
давление пара в камере отбора турбины:
об
t = t + Qt (17)
нас св под
Р = F(t ) + дельта Р , (18)
т нас т.под
где дельтаP - потери давления в паропроводах от выводных
т.пот
коллекторов до камеры отбора i-ой турбины, кгс/см2.
Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при
условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и
противодавления турбин (дельтаQ ), Гкал, определяется по формулам:
э(отр)
для турбин типа ПТ, Т:
o -3
дельтаQ = (SUM (q - q ) x Э ) x K x 10 (19)
э(отр) т т т от
для турбин типа Р, ПР:
-3
дельтаQ = (SUM (q - q ) x Э ) x K x 10 , (20)
э(отр) кн т т от
o
где q , q - удельные расходы тепла брутто по турбине при
т т
отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих
отборах включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке,
ккал/кВт.ч;
g - удельный расход тепла на турбину с конденсатором,
кн
имеющей такие же параметры свежего пара, как и по турбинам типа Р, ПР
при прогнозируемой электрической нагрузке при отсутствии отпуска тепла
из отборов (регуляторы давления в отборах включены), ккал/кВт.ч;
Э - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. кВт.ч;
т
К - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним потребителям
от
отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов.
Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора
конд
за счет "ухудшенного" вакуумом значение (дельтаQ ) допускается
э(отр)
принимать равным величине отпуска тепла из конденсатора.
Конечной целью выполнения расчетов по турбинной установке
является получение по подгруппам оборудования прогнозируемых значений:
абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку
электроэнергии (Q , Гкал и q , ккал/кВт.ч);
э т
сн сн
абсолютных и удельных расходов тепла (Q , Гкал и q , %) и
ту ту
сн сн
электроэнергии (Э , тыс. кВт.ч и Э , %) на собственные нужды;
ту ту
н
удельного расхода тепла нетто (q , ккал/кВт.ч).
ту
24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлов каждого
типа (n , n ...n ) в подгруппе выбирается исходя из суммарной
1 2 m
потребности в тепле на турбины, загрузки котлов на уровне 80 - 90% от
номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов
оборудования. Учитываются также согласованные ограничения номинальной
паропроизводительности котлов.
Суммарная выработка тепла брутто энергетическими котлами
подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:
бр ном
Q = SUM Q + SUM Q + SUM Q + Q + K x SUM n x Q x
ку э по то роу пот т к.бр.т
-2
x тау x 10 , (21)
кал
где К - удельная величина потерь теплового потока, %. Принимается
пот
равной 1% для конденсационной электростанции (далее - КЭС) и 1,5% для
теплоэлектроцентрали (далее - ТЭЦ) от номинальной производительности
работающих в прогнозируемом периоде котлов m-ого типа;
n - выбранное при прогнозе количество работающих котлов m-ого
m
типа;
ном
Q - номинальная теплопроизводительность котла m-ого
к.бр.т
типа, Гкал/ч.
бр
Распределение Q между типами котлов подгруппы оборудования
ку
производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям
(если на электростанции отсутствуют какие-либо другие соображения).
Конечными результатами расчетов являются получение по котельным
установкам подгрупп оборудования:
н
КПД нетто (эта );
ку
сн сн
абсолютных и удельных расходов тепла (Q , Гкал и q , %) и
ку ку
сн сн
электроэнергии (Э , тыс. кВт.ч и Э , %) на собственные нужды.
ку ку
25. Прогнозируемые удельные расходы топлива по подгруппе
электростанции рассчитываются по формулам:
н э
b = b x (1 + K x (1 - мю )) (22)
э э р э
н тэ
b = b x (1 + K x (1 - мю )), (23)
тэ.эн.к тэ.эн.к р.эн.к тэ.эн.к
н
где b - номинальный удельный расход топлива на электроэнергию,
э
г/кВт.ч;
н
b - номинальный удельный расход топлива на тепло,
тэ.эн.к
отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал;
э тэ
К , К - коэффициенты резерва тепловой экономичности по
р р.эн.к
отпуску электроэнергии и тепла от энергетических котлов;
мю , мю - степени использования резерва тепловой
э тэ.эн.к
экономичности по отпуску электроэнергии и тепла от энергетических
котлов.
26. По электростанции, состоящей из нескольких подгрупп
оборудования:
b = SUM (b x Э ) / SUM Э (24)
э э.i отп.i от.i
н тэ
b = b x (1 + K x (1 - мю )) (25)
тэ.пвк тэ.пвк р.пвк тэ.пвк
b = SUM (b x (Q - Q ) / SUM (Q -
тэ.эн.к тэ.эн.к.i от i пвк i от i
- Q ) (26)
отп пвк
b = (b x SUM (Q - Q ) + b x Q ) / Q (27)
тэ тэ.эн.к от i пвк i тэ пвк пвк от
По организации в целом, состоящей из m-электростанций и
k-котельных:
b = SUM (b x Э ) / SUM Э (28)
э э.j от.j от.j
н тэ
b = SUM (b x (1 + K x (1 - мю )) x
тэ.рк тэ.рк.i рк.i тэ.рк.i
x Q ) / SUM Q (29)
от.рк.i от.рк.i
b = SUM (b x Q + b x Q ) / SUM (Q +
тэ тэ.j от.j тэ.рк от.рк от.i
+ Q ), (30)
от.рк
н
где b - номинальный удельный расход топлива на тепло,
тэ.рк.i
отпускаемое от районной котельной, кг/Гкал;
тэ
К , мю - коэффициент резерва и степень его использования
ркi тэркi
по районной котельной;
Q - отпуск тепла от котельных, Гкал.
от.рк
э
Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности (K ,
р
тэ тэ тэ
К , К , К ) рассчитываются по отчетным данным
р.эн.к р.пвк рк
предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:
н н
Кр = (b - b ) / b (31)
i
н
где b, b - фактический и номинальный удельные расходы топлива на
отпускаемую энергию.
Степени использования резервов тепловой экономичности (мю ,
э
мю , мю , мю ) принимаются равными значениям,
тэ.эн.к тэ.пвк тэ.рк
утвержденным в составе НТД по топливоиспользованию для года,
предшествующего прогнозируемому.
В случае истечения срока действия НТД по топливоиспользованию к
моменту выполнения расчетов по тарифному прогнозированию значения
коэффициентов резерва принимаются равными нулю.
27. При необходимости могут быть рассчитаны нормативы удельных
расходов топлива на отпускаемую электрическую энергию при ее
производстве по конденсационному (b ) и теплофикационному
э(конд)
циклам (b ) по подгруппе оборудования, электростанции или
э(тф)
организации в целом.
По подгруппе оборудования электростанции расчеты проводятся в
следующей последовательности:
1. Определяются удельные затраты электроэнергии на 1 Гкал тепла,
отпущенного котельной установкой, кВт.ч/Гкал:
сн сн 3 бр сн пот
Э = Э x 10 / (Q - Q - Q ) (32)
ку(уд) ку ку ку тп
2. Рассчитывается расход электроэнергии на собственные нужды
котельной установки, относимый на выработку электроэнергии по
конденсационному циклу, тыс. кВт.ч:
сн 3 сн 2
Э = дельтаq x (Э - Э ) x 10 x (1 + q / 100) x 10 /
ку(кн) кн тф ту
сн сн
/ (ню x (1 - q / 100)) x Э (33)
тп ку ку(уд)
То же, на собственные нужды турбинной установки, тыс. кВт.ч:
сн сн
Э = Э + Э + (Э - (Э + Э )) x Э / Э
ту(кн) цн кн ту цн кн кн
3. Определяется суммарный расход электроэнергии на собственные
нужды, относимый на выработку электроэнергии по конденсационному и
теплофикационному циклу, тыс. кВт.ч:
сн сн сн
Э = Э + Э (34)
ээ(кн) ку(кн) ту(кн)
сн сн сн
Э = Э + Э (35)
ээ(тф) ээ ээ(кн)
4. Рассчитывается отпуск электроэнергии по конденсационному и
теплофикационному циклам, тыс. кВт.ч:
кн сн
Э = Э - Э - Э (36)
от тф ээ(кн)
тф кн
Э = Э - Э (37)
от от от
5. Определяются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии
по конденсационному и теплофикационному циклам, г/кВт.ч:
кн
b = b x K (38)
э э отр(к)
тф кн кн тф
b = (b x Э - b x Э ) / Э (39)
э э от э от от
кн тф
По электростанции в целом b и b рассчитываются как
э э
кн тф
средневзвешенные по Э и Э величины удельных расходов топлива
от от
по подгруппам оборудования, а по организации в целом - как
средневзвешенные величины удельных расходов топлива по
электростанциям, входящим в его состав.
Расчет НУР на основе отчетных
данных базового периода
28. Расчет НУР на основе отчетных данных базового периода
выполняется при отсутствии на ТЭС действующей нормативно-технической
документации по топливоиспользованию.
Основными исходными данными для расчета нормативов удельных
расходов топлива на расчетный период являются:
выработка электроэнергии;
отпуск тепла внешним потребителям (общий, пиковыми водогрейными
котлами, из производственных и теплофикационных отборов, от
конденсаторов турбоагрегатов);
план ввода, демонтажа, перемаркировки, реконструкции и
модернизации оборудования (поагрегатный);
планы проведения капитальных и средних ремонтов котлов и
турбоагрегатов;
структура и качество сжигаемого топлива.
Установленная электрическая мощность каждой подгруппы
к
оборудования на конец прогнозируемого периода (N ) в мегаваттах
уп
определяется с учетом запланированных вводов в эксплуатацию новых
турбоагрегатов, демонтажа изношенных и морально устаревших
турбоагрегатов, а также перемаркировки действующих турбоагрегатов и
рассчитывается по формуле
к н i=n i=m i=p
N = N + SUM N - SUM N + SUM дельтаN , (40)
уп уп i=1 в i i=1 d i i=1 пер i
н
где N - установленная электрическая мощность на начало
уп
прогнозируемого периода, МВт. Учитывает фактическое и прогнозируемое
изменение мощности от конца базового до начала прогнозируемого
периода;
N , N - мощность каждого из турбоагрегатов, запланированных
в i д i
соответственно к вводу и демонтажу в прогнозируемом периоде, МВт;
дельтаN - изменение установленной мощности каждого из
пер i
турбоагрегатов (плюс - увеличение, минус - снижение) в результате
запланированных перемаркировок в прогнозируемом периоде, МВт;
n, m, р - количество турбоагрегатов, запланированных
соответственно к вводу в эксплуатацию, демонтажу и перемаркировке в
прогнозируемом периоде.
Средняя за прогнозируемый период установленная электрическая
ср
мощность каждой подгруппы оборудования (N ) в мегаваттах определяется
уп
по формуле
ср н i=n i=m
N = N + SUM N x aльфа - SUM N x aльфа +
уп уп i=1 b i b i i=1 d i d i
i=p
SUM дельтаN x альфа , (41)
i=1 пер i пер i
где альфа , альфа , альфа , - доля прогнозируемого
b i d i пер i
периода от даты ввода, демонтажа или перемаркировки каждого из
турбоагрегатов до конца периода.
Если для прогнозируемого года известны только кварталы ввода,
демонтажа или перемаркировки турбоагрегатов, то величины этих долей
при расчетах на год могут быть приняты следующими: при вводе,
демонтаже или перемаркировке турбоагрегатов в I квартале - 0,75; во II
квартале - 0,50; в III квартале - 0,25; в IV квартале - 0.
29. Установленная тепловая мощность подгруппы турбоагрегатов на
конец прогнозируемого периода и средняя за прогнозируемый период
определяются по формулам, аналогичным формулам (40) и (41).
При распределении общих по организации выработки электроэнергии и
отпуска тепла между подгруппами оборудования следует учитывать:
имеющиеся ограничения электрической и тепловой мощности
турбоагрегатов;
сложившуюся тенденцию изменения коэффициентов использования
электрической и тепловой мощности турбоагрегатов.
30. Прогнозируемое значение норматива удельного расхода топлива
на отпуск электроэнергии [г/(кВт.ч)] рассчитывается по формулам:
р р э
в = (в + SUM дельтав ) / К (42)
э п э б э i отр(к) п
р э
в = в x К , (43)
э б э б отр(к) б
р
где в , в - удельный расход топлива на электроэнергию
э э
фактический и при раздельном производстве, г/(кВт.ч);
р
дельтав - поправки к удельному расходу топлива на изменение
э i
значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с
базовым, г/(кВт.ч);
э
К - коэффициент увеличения расхода топлива на
отр(к)
электроэнергию при условном отсутствии отпуска тепла внешним
потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов:
ПВК
(Q + Q - Q )
э э э э от от б
К = К x К = К --------------------- x
отр(к)n отр(к)б корр отр(к)б р ПВК
(Q + Q - Q )
э от от б
р ПВК
(Q + Q - Q )
э" от от n
x ------------------------------------ (44)
p ПВК
(Q - дельтаQ + Q - Q )
э э(отр) от от n
В формуле (36):
ПВК
Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям всего и от
от от
пиковых водогрейных котлов, Гкал;
p
Q , Q - расход тепла на производство электроэнергии фактический и
э э
при раздельном производстве, Гкал:
р
Q = Q + дельтаQ (45)
э э э(отр)
дельтаQ - увеличение расхода тепла на производство
э(отр)
электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним
потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;
по то конд
дельтаQ = дельтаQ + дельтаQ + дельтаQ (46)
э(отр) э(отр) э(отр) э(отр)
по то конд
дельтаQ , дельтаQ , дельтаQ - увеличение
э(отр) э(отр) э(отр)
расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии
отпуска тепла внешним потребителям соответственно из производственных
и теплофикационных отборов (а также из приравненных к ним
нерегулируемых отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;
р
Значения дельтаQ и Q для прогнозируемого периода
э(отр) э
определяются по формулам:
по по
дельтаQ = дельтаQ x Q / Q (47)
э(отр)n э(отр)б по n по б
то то
дельтаQ = дельтаQ x Q /Q (48)
э(отр)n э(отр)б то n то б
конд конд
дельтаQ = дельтаQ x Q / Q (49)
э(отр)n э(отр)б конд n конд б
р р
дельтаQ = дельтаQ + тау SUM [Q (z - z )] +
э n э б раб xxi in iб
р
+ дельтаq (Э - Э ) (50)
кн n б
где Q , Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям и на
по то конд
собственные нужды соответственно из производственных и
теплофикационных отборов (и приравненных к ним нерегулируемых отборов)
и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;
тау - среднее за период время работы единичного турбоагрегата,
раб
ч;
Qxx i - условный расход тепла холостого хода турбоагрегата i-го
значения номинальной (25, 50, 100, 135 и т.д.) мощности, Гкал/ч.
Определяется по энергетическим характеристикам по графику
зависимости q = f(N , Q , Q ) при Q = 0 и Q = 0;
т т по то по то
Z - количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го значения
i
номинальной мощности;
р
дельтаq - средний по турбоагрегатам данных параметров
кн
относительный прирост расхода тепла на производство электроэнергии по
конденсационному циклу (при включенных регуляторах давления в
регулируемых отборах), Гкал/(МВт.ч);
Э - выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч.
31. Норматив удельного расхода топлива на отпущенное тепло
(кг/Ткал) рассчитывается по формулам:
кэ кэ ПВК
в = (в х Q + в х Q + Э х в ) /
тэ п тэ п от п ПВК п от п тепл п эп
/ Q (51)
от п
кэ р.кэ тэ
в = в / К х К (52)
тэ п тэ п отр(к)б корр
-3 тэ 3
(В - В - Э х в х 10 ) х К х 10
р.кэ тэ ПВК тепл э б отр(к)б
в = -------------------------------------------------- +
тэ п кэ
Q
отб
р.кэ
+ SUM дельтав (53)
мэi
3 ПВК
в = В х 10 / Q + SUM дельтав (54)
ПВКп ПВКб отб ПВКi
гв гв
Э = Э х Q / Q , (55)
тепл п тепл б от п от б
кэ р.кэ
где в , в - удельный расход топлива по энергетическим
тэ тэ
котлам:
фактический и при раздельном производстве (не учитывает затрат
электроэнергии на теплофикационную установку), кг/Гкал;
В , В , - абсолютный (т) и удельный (кг/Гкал) расход
ПВК ПВК
условного топлива по пиковым водогрейным котлам;
тэ
К - коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими
отр(к)
котлами на отпуск тепла при условном отсутствии отпуска тепла внешним
потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов;
Э - расход электроэнергии на теплофикационную установку,
тепл
тыс. кВт.ч;
В - общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;
тэ
кэ ПВК гв
Q = Q - Q - Q - отпуск тепла внешним потребителям,
от от от нас
обеспеченный энергетическими котлами (от РОУ, регулируемых и
нерегулируемых отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал;
гв
Q - количество тепла, полученное водой в сетевых и перекачивающих
нас
насосах, Гкал;
р.кэ
дельтав , дельтав - поправки к удельным расходам
тэi ПВК
топлива энергетическими и пиковыми водогрейными котлами на изменение
значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с
базовым, кг/Гкал;
гв
Q - отпуск тепла с горячей водой, Гкал.
от
33. По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к
р
удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии (дельтав ) и
р.кэ э
тепла (дельтав , дельтав ) при изменении:
тэ ПВК
1. Структуры сжигаемого топлива - дельтав :
с
р р i=m -2
дельтав = в SUM [К (бета - бета )] х 10 (56)
эс эоб i=1 сi in iб
р.кэ р.кэ i=m -2
дельтав = [в SUM К (бета - бета )] х 10 (57)
тэ с тэ об i=1 сi in iб
-4
дельтав = в х К (бета - бета )] х 10 ,
ПВКс ПВКгб ПВКм ПВКгб ПВКгп
(58)
р
где в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии
эоб
при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(кВт.ч);
р.кэ
в - то же на отпуск тепла энергетическими котлами, кг/Гкал;
тэоб
В - удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами в
ПВКгб
базовом периоде при работе на газе, кг/Гкал;
m - количество других, кроме принятого за основное, видов
сжигаемого энергетическими котлами топлива;
бета - доля в расходе энергетическими котлами каждого из других
i
видов (марок) сжигаемого топлива, %;
бета - доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными
ПВКг
котлами, %;
К - относительное увеличение удельного расхода топлива
ПВКм
пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;
К - относительное изменение удельного расхода топлива
с
энергетическими котлами при замене 1% основного вида (марки) топлива
на один из других, %; ниже приводятся укрупненные значения е К .
с
---------------------------------------------------------------------
| Основное топливо | Значение К |
| | с |
| |-------------------------------------|
| | Замещающее топливо |
| |-------------------------------------|
| | Газ | Мазут |
|-----------------------------|--------------------|----------------|
| Газ | - |+(0,02 - 0,025) |
|-----------------------------|--------------------|----------------|
| Мазут | -(0,02 - 0,025) | - |
|-----------------------------|--------------------|----------------|
| Антрацит | -(0,07 - 0,08) |-(0,05 - 0,055) |
|-----------------------------|--------------------|----------------|
| Каменный и бурый уголь | -(0,05 - 0,06) |-(0,025 - 0,03) |
|-----------------------------|--------------------|----------------|
| Торф | -(0,125 - 0,14) |-(0,1 - 0,11) |
---------------------------------------------------------------------
Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде
топлива определяется по формуле:
р 2
в х 10
р эб
в = -------------------------------- (59)
эоб i=m
бета SUM [(1 + К ) х бета ]
об i=1 сi iб
Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло
р.кэ
энергетическими котлами в .
тэ об
2. Качества твердого топлива - дельтав
кач
р j=l р р р -6
дельтав = SUM [в К (Q - Q ) х бета ] х 10
э кач j=1 эjб качj нjб нjп jп
(60)
р.кэ j=l р.кэ р р
дельтав = SUM [в К (Q - Q ) х бета ] х
тэ кач j=1 тэjб качj нjб нjп jп
-6
х 10 , (61)
где 1 - количество марок сжигаемого твердого топлива;
р р.кэ
в , в - удельные расходы топлива при раздельном
эj тэj
производстве при сжигании j-ой марки твердого топлива;
K - относительное изменение расхода топлива (%) при
качj
изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива на 100 ккал/кг:
ниже приводятся усредненные значения K .
качj
---------------------------------------------------------------------------
| Уголь по месту| Донецкий | Кузнецкий |-Экибастузский | - |
| добычи | | | | |
|----------------|------------------|--------------|---------------|------|
| Марка угля | АШ | Т |Г, Д| Т |Г, Д, СС| СС | Б |
|----------------|------|------|----|-----|--------|---------------|------|
| К | 1,08 | 0,51 |0,31|0,52 | 0,20 | 0,91 |0,50 |
| качj | | | | | | | |
---------------------------------------------------------------------------
р
Q - теплота сгорания j-ой марки твердого топлива, ккал/кг;
нj
бета - доля по теплу j-ой марки твердого топлива в расходе
j
топлива энергетическими котлами, %.
Влияние качества твердого топлива на удельный расход может быть
также определено по изменению зольности и влажности топлива:
р j=l р р р р р
дельтав = SUM {в [К (А - А ) + К (W - W ] х
э кач j=1 эjб Аj jп jб wj jп jб
-4
х бета } х 10 (62)
jп
р j=l р.кэ р р р
дельтав = SUM {в [К (А - А ) + К (W -
тэ кач j=1 тэjб Аj jп jб wj jп
р -4
- W ] x бета } х 10 , (63)
jб jп
р р.кэ
где K , K - относительное изменение в , в (%) при
Аj wj э тэ
р р
изменении на 1% абсолютной зольности А и влажности W j-ой марки
твердого топлива;
р р
А , W - зольность и влажность твердого топлива j-ой марки, %.
j j
3. Продолжительности работы дубль-блоков с одним корпусом котла
по диспетчерскому графику нагрузки - дельтав :
э корп
дельтав = дельтав х (альфа - альфа ) х
э корп э д-бл корп п корп б
-2
х дельта х 10 , (64)
д-бл п
где дельтав - изменение удельного расхода топлива на 1 %
э д-бл
изменения продолжительности работы дубль-блока с одним корпусом котла,
г/(кВт.ч);
для укрупненных расчетов значение дельтав может быть
э д-бл
принято равным 0,05 [г/(кВт.ч)]/%;
дельта - доля дубль-блоков в общем количестве энергоблоков
д-бл
подгруппы оборудования, %;
альфа - относительная продолжительность работы дубль-блоков с
корп
одним корпусом котла, %.
4. Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику
нагрузки - альфав :
пуск
для энергоблоков
i=n
SUM В (п - п )
р i=1 пускi iп iб 3
дельтав = ----------------------- х К` х 10 (65)
э пуск Э эп
от п
i=n
SUM В (п - п )
р.кэ i=1 пускi iп iб 3
дельтав = ---------------------- х (1 - К` ) х 10
тэ пуск кэ эп
Q
отп
(66)
для оборудования с поперечными связями
i=n j=m
{SUM В (n - n ) + [SUM В
р i=1 т пускi iп iб j=1 к пускj
дельтав = -------------------------------------------
э пуск Э
отп
3
(m - m )] х К` } х 10
jп jб эп
--------------------------- (67)
Э
отп
j=m 3
[SUM В (m - m )] х (1 - К` ) х 10
р.кэ j=1 к пускj jп jб эп
дельтав = --------------------------------------------
тэ пуск кэ
Q
отп
(68)
В формулах (67) - (68):
В , B , B - нормативные значения
пускi т пускi к пускj
технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках
энергоблоков, турбоагрегатов и котлов, т;
n - количество пусков энергоблоков, турбоагрегатов по
i
диспетчерскому графику нагрузки;
m - количество пусков котлов по диспетчерскому графику нагрузки;
j
К` - приблизительное значение коэффициента отнесения расхода
э
а энергетическими котлами на производство электроэнергии
р р ПВК
К` = Q / (Q + Q - Q ) (69)
э э э от от
5. Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения, -
дельтав
осв
р р i=р m m
дельтав = в {[SUM (К - К ] х альфа +
э осв эб i=1 освi п освi б iп
j=s к к -4
+ [SUM (К - К )] х альфа } х 10 (70)
j=1 освj п освj б jп
р.кэ р.кэ j=s к к
дельтав = в [SUM (К - К ] х альфа х
тэ осв тэ б j=1 освj п освj б jп
-4
х 10 , (71)
х 10 , (71)
где р - количество турбоагрегатов, находившихся в стадии освоения
в базовом периоде и которые будут находиться в стадии освоения в
прогнозируемом периоде;
s - то же, котлов;
т
К - относительное увеличение удельного расхода топлива
освi
в прогнозируемом и базовом периодах вследствие пониженной
экономичности i-го турбоагрегата, находящегося в стадии освоения, %;
к
К - то же, j-го котла, %;
освj
альфа , альфа - доля выработки электроэнергии и тепла каждым
i j
осваиваемым турбоагрегатом и котлом, %.
6. Отработанного оборудованием ресурса времени - дельтав
рес
р р т -7
дельтав = в (l х дельтатау х гамма х 10 +
э рес эб ср п раб iп
к 5 бр
+ с х дельтатау х гамма / 10 эта ) (72)
ср п раб iп кб
р.кэ р.кэ к
дельтав = в х с х дельтатау х гамма /
тэ рес тэ б ср п раб iп
5 бр
/ 10 эта ), (73)
кб
где l - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из
ср
значения l, равного 0,0025 для турбоагрегатов, работающих с
противодавлением и ухудшенным вакуумом, и 0,0085 - для остальных, %/
1000 ч;
с - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из значения
ср
с, равного 0,0055 - для пылеугольных котлов; 0,0035 - для котлов,
работающих на высокосернистом мазуте; 0,0015 - для котлов, работающих
на сернистом, малосернистом мазуте или газе, % / 1000 ч;
т к
дельтатау , дельтатау - средняя продолжительность работы
раб раб
турбоагрегатов и котлов за время от конца базового до конца
прогнозируемого периода, ч;
гамма , гамма - доля выработки электроэнергии турбоагрегатами и
Страницы: 1 2 |