Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ
от 4 октября 2005 г. № 268
«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»
(с изменениями от 16 июля, 1 ноября 2007 г.)

В целях реализации постановления Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. № 284 «Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 25, ст. 2566; № 38, ст. 3803; 2005, № 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.

Вр.и.о. Министра

А.Г. Реус

Зарегистрировано в Минюсте РФ 28 октября 2005 г.

Регистрационный № 7117

СОДЕРЖАНИЕ

Приложение

Порядок расчета и обоснования нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных
(утв. приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 4 октября 2005 г. № 268)

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.

Под исходно-номинальным удельным расходом топлива (b_(исх)) понимается удельный расход топлива на отпуск электроэнергии или тепла, рассчитанный на основе энергетических характеристик оборудования при фиксированных значениях внешних факторов.

Номинальный удельный расход топлива (b_(н)) - 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 так же 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 - ПТУ) или газотурбинными агрегатами (далее - ГТУ), а так же 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 так же 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 оборудование 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 (Db_p) понимается положительная разность между фактическим и номинальным (b^н) значениями удельных расходов топлива:

Db_p = b - b^н

Величина резерва тепловой экономичности на момент разработки НТД находит отражение в коэффициенте резерва тепловой экономичности оборудования (к_р), представляющем собой отношение резерва тепловой экономичности оборудования к номинальному удельному расходу топлива:

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 (m_i) понимается доля резерва, предусмотренная к реализации к концу каждого года (и последнего месяца) периода действия НТД по топливоиспользованию:

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_п) и с сетевой водой (Q_ceт.в), Гкал, рассчитываются по формулам:

                      (1)

                     (2)

где D_{потр j} - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения D_{потр j} принимается на основании заявок потребителей;

i_пi - энтальпия пара в коллекторе, от которого обеспечивается отпуск пара, ккал/кг. Принимается по эксплуатационным данным или рассчитывается по параметрам пара, оговоренным в заявках на теплоснабжение потребителей;

 - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям пара, ккал/кг;

, G_{подп i} - расходы прямой и подпиточной воды по i-ой магистрали теплосети, т. Принимаются на основе заявок потребителей;

i_прям, i_обр - энтальпии прямой и обратной сетевой воды, ккал/кг. Соответствуют температурному графику тепловой сети для ожидаемой средней температуры наружного воздуха;

i_исх - энтальпия воды в источнике водоснабжения, ккал/кг.

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_по), Гкал, подключенных к коллектору пара одного давления в общем виде определяется по формуле:

Q_по = (SD_{потр j} + D_сн + D_хн + D_пб - D_роу)×(i_п - t_к)×10^-3,                             (3)

где D_сн, D_хн, D_пб - расходы пара от коллектора на собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, т;

D_роу - расход пара в коллектор от РОУ, подключенных к источнику пара более высокого давления, т;

i_к - средняя энтальпия конденсата (возвращаемого от внешних 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:

Q_mо = SQ_п + Q_сеm.в + Q_mо^сн + Q_mо^хн + S((D_сн + D_хн + D_пб - D_роу)×(i_п - i_исх))´10^-3 - Q_пвк - SQ_по, (4)

где Q_пвк - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал. Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал, рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (τ_iнв), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети:

где G^пвк(пб)_сеm.в - расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или пиковые бойлеры, т/ч;

 - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами) 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 взаимосвязано.

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_мин), тыс. кВт×ч:

где N_р,  - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт.

Значение  включает в себя теплофикационную мощность и мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого давления (далее - ЦНД). Факторы, увеличивающие  сверх минимально-необходимого уровня (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 (DЭ_кн), тыс. кВт×ч, определяется по формуле:

Распределение DЭ_кн между турбинами производится на основе предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (Dq_кн) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения Dq_кн.

Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Q_по, Q_mо), входящих в состав подгруппы.

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 (D₀) и пара в конденсаторы (D₂) по отдельным турбинам с достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч:

где q_m.ин - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто 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:

где i₀, i_пв, Di_пп - энтальпии свежего пара, питательной воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

a_пп - доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

h_эм - электромеханический КПД, %. Принимается равным 97 %;

DQ_изл - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. 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:

где P_потр.j, D_потр.j - давление, кгс/см², и расход пара, т, по каждому внешнему потребителю (на выводах со станции). Принимаются в соответствии с заключенными договорами с потребителями;

DР_п.пот - потери давления в паропроводах от выводов до 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_сут) и период отпуска тепла только из отборов (т_сут).

По средней ожидаемой за п_сут и т_сут температуре наружного воздуха (t^(п)_нв, t^(т)_нв) определяется температура прямой сетевой воды (t_пр.cв), °C, на основании температурного графика тепловой сети:

2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за основными подогревателями (t^об_св), °С:

t^об_св = ((t^(п)_пр.св - Dt_{свпвк.пб})×п_сут + t^(т)_пр.св×т_сут)/(п_сут + т_сут),                  (14)

где Dt_{св.пвк.пб} - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых бойлерах, °С;

Dt_{св.пвк.пб} = t^п_пр.св - t^об.п_св                                                     (15)

t^об.п_св - температура сетевой воды за основными подогревателями, соответствующая максимальному давлению пара в теплофикационных отборах (P^(макс) _т),°С;

t^об.п_св = t^п_нас - st_под                                                         (16)

t^п_нас - температура насыщения при давлении P^(макс)_т, °С;

st_под - номинальный температурный напор в основных сетевых подогревателях, °С.

3. Определяются средняя температура насыщения и собственно давление пара в камере отбора турбины:

t_нас = t^об_св + st_под                                                          (17)

P_т = F(t_нас) + DP_т.под,                                                      (18)

где DР_т.пот - потери давления в паропроводах от выводных 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 (DQ_э(отр)), Гкал, определяется по формулам:

для турбин типа ПТ, Т:

DQ_э(отр) = ( S(q^о_т - q_т)×Э_т)×К_т×10^-3                                       (19)

для турбин типа Р, ПР:

DQ_э(отр) = (S(q_кн - q_т)×Э_т)×К_т×10^-3,                                       (20)

где q^о_т, q_т - удельные расходы тепла брутто по турбине при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих отборах включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке, ккал/кВт×ч;

q_кн - удельный расход тепла на турбину с конденсатором, 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_т - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. кВт×ч;

К_от - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним потребителям отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов.

Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за счет «ухудшенного» вакуумом значение DQ^(конд)_э(отр) допускается 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_э, Гкал и q_m, ккал/кВт×ч);

абсолютных и удельных расходов тепла (Q^(сн)_mу, Гкал и q^(сн)_mу, %) и электроэнергии (Э^(сн)_mу, тыс. кВт×ч и Э^(сн)_mу, %) на собственные нужды;

удельного расхода тепла нетто (q^(н)_my, ккал/кВт×ч).

24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлов каждого типа (n₁, n₂...n_m) в подгруппе выбирается исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлов на уровне 80 - 90 % от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются так же согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлов.

Суммарная выработка тепла брутто энергетическими котлами подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:

Q^бр_ку = SQ_э + SQ_по + SQ_то + Q_роу + К_поm×Sn_m×Q^ном_к.бр.m×t_кал×10^-2,                (21)

где К_поm - удельная величина потерь теплового потока, %. Принимается 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_m - выбранное при прогнозе количество работающих котлов m-ого типа;

Q^ном_к.бр.m - номинальная теплопроизводительность котла m-ого типа, Гкал/ч.

Распределение Q^(бр)_ку между типами котлов подгруппы оборудования производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям, (если на электростанции отсутствуют какие либо другие соображения).

Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам подгрупп оборудования:

КПД нетто (h^(н)_ку);

абсолютных и удельных расходов тепла (Q^(сн)_ку, Гкал и q^(сн)_ку, %) и электроэнергии (Э^(сн)_ку, тыс. кВт×ч и Э^(сн)_ку, %) на собственные нужды.

25. Прогнозируемые удельные расходы топлива по подгруппе электростанции рассчитываются по формулам:

b_э = b^н_э×(1 + К^э_р×(1 - m_э))                                                     (22)

b_mэ.эн.к = b^н_mэ.эн.к×(1 + К^mэ_р.эн.к×(1 - m_mэ.эн.к)),                                  (23)

где b^н_э - номинальный удельный расход топлива на электроэнергию, г/кВт×ч;

b^н_mэ.эн.к - номинальный удельный расход топлива на тепло, отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал;

К^э_р, К^mэ_р.эн.к - коэффициенты резерва тепловой экономичности по отпуску электроэнергии и тепла от энергетических котлов;

m_э, m_mэ.эн.к - степени использования резерва тепловой экономичности по отпуску электроэнергии и тепла от энергетических котлов.

26. По электростанции, состоящей из нескольких подгрупп оборудования:

b_э = S(b_э.i×Э_оmп.i)/SЭ_оm.i                                                       (24)

b_mэ.пвк = b^н_mэ.пвк×(1 + К^mэ_р.пвк×(1 - m_mэ.пвк))                               (25)

b_mэ.эн.к = S(b_{mэ.эн.к.i}×(Q_{оm i} - Q_{пвк i})/ S(Q_{оm i} - Q_оmп.пвк)                           (26)

b_mэ = (b_mэ.эн.к× S(Q_{оm i} - Q_{пвк i}) + b_mэ.пвк×Q_пвк)/Q_оm                             (27)

По организации в целом, состоящей из m-электростанций и k-котельных:

b_э = S(b_эj×Э_{оm j})/SЭ_{оm j}                                                      (28)

b_mэ.рк = S(b^н_{mэ.рк i}×(1 + К^mэ_{рк i}×(1 - m_{mэ.рк i}))×Q_оm.рк.i)/SQ_оm.рк.i,                   (29)

b_mэ = S(b_mэ.j×Q_{оm j} + b_mэ.рк×Q_оm.рк)/ S(Q_{оm j} + Q_оm.рк),                      (30)

где b_{mэ.рк i} - номинальный удельный расход топлива на тепло, отпускаемое от районной котельной, кг/Гкал;

К^mэ_ркi, m_{mэ.рк i} - коэффициент резерва и степень его использования по районной котельной;

Q_оm.рк - отпуск тепла от котельных, Гкал.

Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности (К^(э)_р, К^(тэ)_р.эн.к, К^(тэ)_р.пвк, К^(тэ)_рк) рассчитываются по отчетным данным предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:

K_pi = (b - b^н)/b^н,                                                           (31)

где b, b^н - фактический и номинальный удельные расходы топлива на отпускаемую энергию.

Степени использования резервов тепловой экономичности (m_э, m_mэ.эн.к, m_mэ.пвк, m_mэ.рк) принимаются равными значениям, 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_э(конд) и теплофикационному циклам (b_э(тф)) по подгруппе оборудования, электростанции или 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:

Э^сн_ку(уд) = Э^сн_ку×10³/(Q^бр_ку - Q^сн_ку - Q^поm_mп)                               (32)

2. Рассчитывается расход электроэнергии на собственные нужды котельной установки, относимый на выработку электроэнергии по конденсационному циклу, тыс. кВт×ч:

Э^сн_ку(кн) = Dq_кн×(Э - Э_mф)×10³×(1 + q^сн_mу/100)×10²/(h_mп×(1 - q^сн_ку/100))×Э^сн_ку(уд)         (33)

То же, на собственные нужды турбинной установки, тыс. кВт×ч:

Э^сн_mу(кн) = Э_цн + Э_кн + (Э^сн_mу - (Э_цн + Э_кн))×Э_кн/Э

3. Определяется суммарный расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклу, тыс. кВт×ч:

Э^сн_ээ(кн) = Э^сн_ку(кн)+ Э^сн_mу(кн)                                                   (34)

Э^сн_ээ(тф) = Э^сн_ээ - Э^сн_ээ(кн).                                                      (35)

4. Рассчитывается отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, тыс. кВт×ч:

Э^кн_оm = Э - Э_mф - Э^сн_ээ(кн)                                                      (36)

Э^mф_оm = Э_оm - Э^кн_оm                                                          (37)

5. Определяются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, г/кВт×ч:

b^кн_э = b_э×К_оmр(к)                                                             (38)

b^mф_э = (b_э×Э_оm - b^кн_э×Э^кн_оm)/Э^mф_оm                                           (39)

По электростанции в целом b^(кн)_э и b^(mф)_э рассчитываются как средневзвешенные по Э^(кн)_от и Э^(mф)_от величины удельных расходов топлива 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 оборудования на конец прогнозируемого периода (N^(к)_уп) в мегаваттах определяется с учетом запланированных вводов в эксплуатацию новых турбоагрегатов, демонтажа изношенных и морально устаревших турбоагрегатов, а также перемаркировки действующих турбоагрегатов и рассчитывается по формуле

                               (40)

где N^н_уп - установленная электрическая мощность на начало прогнозируемого периода, МВт. Учитывает фактическое и прогнозируемое изменение мощности от конца базового до начала прогнозируемого периода;

N_вi, N_дi - мощность каждого из турбоагрегатов, запланированных соответственно к вводу и демонтажу в прогнозируемом периоде, МВт;

DN_{пер i} - изменение установленной мощности каждого из турбоагрегатов (плюс - увеличение, минус - снижение) в результате запланированных перемаркировок в прогнозируемом периоде, МВт;

n, m, p - количество турбоагрегатов, запланированных соответственно к вводу в эксплуатацию, демонтажу и перемаркировке в прогнозируемом периоде.

Средняя за прогнозируемый период установленная электрическая мощность каждой подгруппы оборудования (N^(ср)_уп) в мегаваттах определяется по формуле

                      (41)

где a_вi, a_дi, а_{пер i} - доля прогнозируемого 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:

в_эп = (в^р_эб + SDв^р_эi)/К^э_{оmр(к) п}                                                 (42)

в^р_эб = в_эб×К^э_{оmр(к) б},                                                          (43)

где в_э, в^р_э - удельный расход топлива на электроэнергию фактический и при раздельном производстве, г/(кВт×ч);

Dв^р_эi - поправки к удельному расходу топлива на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, г/(кВт×ч);

К^э_оmр(к) - коэффициент увеличения расхода топлива на электроэнергию при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов:

                 (44)

В формуле (36):

Q_om, Q_om^ПВК - отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых водогрейных котлов, Гкал;

Q_э, Q^р_э - расход тепла на производство электроэнергии фактический и при раздельном производстве, Гкал:

Q^р_э = Q_э + DQ_э(оmр)                                                      (45)

DQ_э(оmр) - увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

DQ_э(оmр) = DQ^по_э(оmр) + DQ^mо_э(оmр) + DQ^конд_э(оmр),                              (46)

DQ^по_э(оmр), DQ^mо_э(оmр), DQ^конд_э(оmр) - увеличение 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;

Значения DQ_э(оmр) и Q^(р)_э для прогнозируемого периода определяются по формулам:

DQ^по_э(оmр)п = DQ^по_э(оmр)б×Q_{по п}/Q_{по б}                                       (47)

DQ^mо_э(оmр)п = DQ^mо_э(оmр)б×Q_{mо п}/Q_{mо б}                                    (48)

DQ^конд_э(оmр)п = DQ^конд_э(оmр)б×Q_{конд п}/Q_{конд б}                                   (49)

DQ^р_эп = DQ^р_эб + t_раб S[Q_ххi(z_iп - z_iб)] + Dq^р_кн(Э_п - Э_б)^р                        (50)

где Q_по, Q_то, Q_конд - отпуск тепла внешним потребителям и на собственные нужды соответственно из производственных и теплофикационных отборов (и приравненных к ним нерегулируемых отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

t_раб - среднее за период время работы единичного турбоагрегата, ч;

Q_xxi - 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_т = f(N)_т, Q_по, Q_mо) при Q_по = 0 и Q_mо = 0;

z_i - количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го значения номинальной мощности;

Dq^р_кн - средний по турбоагрегатам данных параметров 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/Гкал) рассчитывается по формулам:

в_mэп = (в^кэ_mэп×Q^кэ_оmп + в_{ПВК п}×Q^ПВК_{оm п} + Э_{тепл п}×в_эп)/Q_{оm п}                    (51)

в^кэ_mэп = в^р.кэ_mэп/К^mэ_оmр(к)б×К_корр                                              (52)

             (53)

в_{ПВК п} = В_{ПВК б}×10³/Q^ПВК_оmб + SDв_{ПВК i}                                (54)

Э_{mепл п} = Э_{mепл б}×Q^гв_{оm п}/Q^гв_{оm б},                                  (55)

где в^кэ_mэ, в^р.кэ_mэ - удельный расход топлива по энергетическим котлам: фактический и при раздельном производстве (не учитывает затрат электроэнергии на теплофикационную установку), кг/Гкал;

В_ПВК, в_ПВК - абсолютный (m) и удельный (кг/Гкал) расход условного топлива по пиковым водогрейным котлам;

К^mэ_оmр(к)- коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами на отпуск тепла при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов;

Э_mепл - расход электроэнергии на теплофикационную установку, тыс.кВт×ч;

В_mэ - общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;

Q^кэ_оm = Q_оm - Q^ПВК_оm - Q^гв_нас - отпуск тепла внешним потребителям, обеспеченный энергетическими котлами (от РОУ, регулируемых и нерегулируемых отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал;

Q^гв_нас - количество тепла, полученное водой в сетевых и перекачивающих насосах, Гкал;

Dв^р.кэ_mэi, Dв_ПВКi - поправки к удельным расходам топлива энергетическими и пиковыми водогрейными котлами на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кг/Гкал;

Q^гв_оm - отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

33. По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии (Dв^(р)_э) и тепла (Dв^(р.кэ) _mэ, Dв_ПВК) при изменении:

1. Структуры сжигаемого топлива - Dв_с:

                                              (56)

                                          (57)

Dв_ПВКс = в_{ПВК гб}×К_{ПВК м} (b_{ПВК гб} - b_{ПВК гп})×10^-4,                                   (58)

где в^р_эоб - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(кВт×ч);

в^р.кэ_mэоб - то же на отпуск тепла энергетическими котлами, кг/Гкал;

В_{ПВК гб} - удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами в базовом периоде при работе на газе, кг/Гкал;

m - количество других, кроме принятого за основное, видов сжигаемого энергетическими котлами топлива;

b_i - доля в расходе энергетическими котлами каждого из других видов (марок) сжигаемого топлива, %;

b_{ПВК г} - доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными котлами, %;

К_{ПВК м} - относительное увеличение удельного расхода топлива пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;

К_с - относительное изменение удельного расхода топлива энергетическими котлами при замене 1 % основного вида (марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся укрупненные значения К_с.

Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде топлива определяется по формуле:

                                                (59)

Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энергетическими котлами в^(р.кэ)_mэоб.

2. Качества твердого топлива - Dв_кач

                               (60)

                         (61)

где l - количество марок сжигаемого твердого топлива;

в^р_эj, в^р.кэ_тэj - удельные расходы топлива при раздельном производстве при сжигании j-ой марки твердого топлива;

K_качj - относительное изменение расхода топлива (%) при изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива на 100 ккал/кг: ниже приводятся усредненные значения K_качj.

Q^р_нj - теплота сгорания j-ой марки твердого топлива, ккал/кг;

b_j - доля по теплу j-ой марки твердого топлива в расходе топлива энергетическими котлами, %.

Влияние качества твердого топлива на удельный расход может быть также определено по изменению зольности и влажности топлива:

               (62)

              (63)

где K_Аj, K_Wj - относительное изменение в^(р)_э, в^(р.кэ)_тэ (%) при изменении на 1 % абсолютной зольности А^(р) и влажности W^(p) j-ой марки твердого топлива;

А^р_j, W^р_j - зольность и влажность твердого топлива j-ой марки, %.

3. Продолжительности работы дубль-блоков с одним корпусом котла по диспетчерскому графику нагрузки - Dв_{э корп}:

Dв_{э корп} = Dв_{э д-бл}×(a_{корп п} - a_{корп б})× D_{д-бл п}×10^-2                              (64)

где Dв_{э д-бл} - изменение удельного расхода топлива на 1 % изменения продолжительности работы дубль-блока с одним корпусом котла, г/(кВт×ч);

для укрупненных расчетов значение Dв_{э д-бл} может быть принято равным 0,05 [г/(кВт×ч)], %;

D_д-бл - доля дубль-блоков в общем количестве энергоблоков подгруппы оборудования, %;

a_корп - относительная продолжительность работы дубль-блоков с одним корпусом котла, %.

4. Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки - Dв_пуск:

для энергоблоков

                                         (65)

                             (66)

для оборудования с поперечными связями

              (67)

                            (68)

В формулах (67) - (68):

B_пускi, B_{т пускi}, B_{к пускj} - нормативные значения технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках энергоблоков, турбоагрегатов и котлов, т;

n_i - количество пусков энергоблоков,турбоагрегатов по диспетчерскому графику нагрузки;

m_j - количество пусков котлов по диспетчерскому графику нагрузки;

К'_э - приблизительное значение коэффициента отнесения расхода топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии

К'_э = Q^р_э/(Q^р_э + Q_оm - Q^ПВК_оm)                                              (69)

5. Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения - Dв_осв

                                      (70)

                            (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;

К^m_{осв i} - относительное увеличение удельного расхода топлива впрогнозируемом и базовом периодах вследствие пониженной экономичности i-го турбоагрегата, находящегося в стадии освоения, %;

К^к_{осв j} - то же, j-го котла, %;

a_i, a_j - доля выработки электроэнергии и тепла каждым осваиваемым турбоагрегатом и котлом, %.

6. Отработанного оборудованием ресурса времени - Dв_рес

Dв^р_{э рес} = в^р_эб (l_{ср п}×Dt^т_раб×g_iп×10^-7 + с_{ср п}×Dt^к_раб×g_jп/10⁵h^бр_кб)                      (72)

Dв^{р кэ}_{mэ рес} = в^{р кэ}_{mэ б}×с_{ср п}×Dt^к_раб×g_jп/10⁵h^бр_кб,                                   (73)

где l_ср - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из значения l, равного 0,0025 для турбоагрегатов, работающих с противодавлением и ухудшенным вакуумом, и 0,0085 - для остальных, %/1000 ч.;

с_ср - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из значения 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.;

Dt^m_раб, Dt^к_раб - средняя продолжительность работы турбоагрегатов и котлов за время от конца базового до конца прогнозируемого периода, ч;

g_i, g_j - доля выработки электроэнергии турбоагрегатами и тепла энергетическими котлами, отработавшими с начала эксплуатации более 35 тыс.ч, в общей выработке энергии подгруппой оборудования, %;

h^бр_к - коэффициент полезного действия брутто котлов, %.

7. Состава оборудования - Dв_в,д

                                             (74)

                                  (75)

где Э, Q^кэ_оm - выработка электроэнергии, отпуск тепла энергетическими котлами по подгруппе оборудования в целом, тыс. кВт×ч, Гкал;

Э_в, Q_в^кэ - то же оборудованием, введенным в эксплуатацию от конца базового до конца прогнозируемого периода;

DЭ_д, DQ^кэ_д - изменение выработки электроэнергии и отпуска тепла энергетическими котлами в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым за счет демонтажа оборудования, тыс. кВт · ч, Гкал;

в^р_эв, в^р.кэ_mэв - удельные расходы топлива по введенному оборудованию, определенные на основе проектных данных и приведенные к фактическим условиям работы в прогнозируемом периоде, г/(кВт · ч), кг/Гкал;

в^р_эд, в^р.кэ_mэд - удельные расходы топлива по демонтируемому оборудованию, г/(кВт · ч), кг/Гкал.

8. Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при стабилизации тепловых процессов) - Dв_сmбл

Dв^р_{э сmбл} = в^р_эб×(К_сmп - К_сmб)×10^-2                                         (76)

Dв^р.кэ_{mэ сmбл} = в^р.кэ_mэб×(К_сmп - К_сmб)×10^-2,                                (77)

где К_сm - коэффициент изменения удельного расхода топлива при стабилизации режимов, %.

9. В составе прочих эксплуатационных факторов учитывается влияние на удельные расходы топлива:

сжигания топлива непроектных видов и марок;

перевода котлов на сжигание другого вида топлива;

выполнения мероприятий по охране труда и окружающей среды, обеспечение требований ирригации и рыбоводства.

34. Прогнозируемые значения нормативов удельных расходов топлива на электроэнергию в^нр_эп [г/(кВт · ч)] и тепло в^нр_mэп (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:

в^нр_эп = в_эп - в^н_эб×в^р_эп×К^э_р(m_эп - m_эб)/в^р_эб                                        (78)

в^нр_mэп = в_mэп - в^н_mэб×в^р_mэп×К^т_р(m_mп - m_mб)/в^р_mэб                                  (79)

в^р_mэ = [в^р.кэ_mэ(100 - a_ПВК) + в_ПВКa_ПВК]×10^-2 + Э_mеплв^р_э/Q_от,                       (80)

где в^н_э, в^н_mэ - номинальное значение удельного расхода топлива на электроэнергию [г/(кВт×ч)] и тепло (кг/Гкал);

К^э_р, К^m_р - коэффициент резерва тепловой экономичности оборудования по отпуску электроэнергии и тепла;

m_э, m_m - степень использования резерва тепловой экономичности оборудования по отпуску электроэнергии и тепла.

Расходы электроэнергии на собственные нужды рассчитываются по формулам:

1. Суммарный Э^сн(н)_п

Э_п^сн(н) = Э_эп^сн(н) + Э_mэп^сн(н)                                                   (81)

2. На выработку электроэнергии

                   (82)

(83)

где Э^сн_m, Э^сн_к - расходы электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов и энергетических котлов, тыс. кВт · ч;

DЭ^сн_{m пуск}, DЭ^сн_{к пуск} - изменение расхода электроэнергии на пуски по диспетчерскому графику турбоагрегатов и котлов, тыс. кВт · ч

                                          (84)

                                          (85)

где DЭ^сн_{m пускi}, DЭ^сн_{к пускj} - нормативные значения технологических потерь электроэнергии при пусках турбоагрегатов и котлов, тыс. кВт · ч;

принимаются в соответствии со значениями, указанными в энергетических характеристиках оборудования.

Dэ^сн_кi - поправки к удельному расходу электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кВт · ч/Гкал.

3. На отпуск тепла Э^сн(н)_{тэ п}

Э^сн(н)_{mэ п} = Э^сн(н)_кп(1 - К'_эп) + Э_{пар б}×(Q_оm - Q^гв_{оm п})/(Q_оm - Q^гв_{оm б}) +

+ (Э_mепл - Э_ПВК^сн(н))_б×Q^гв_{оm п}/Q^гв_{оm б} + (Э^сн(н)_{ПВК б}×10³/Q^ПВК_{оm б} +

+ SDэ^сн_{ПВК i})×Q^ПВК_{оm п}×10^-3                                                    (86)

Э_пар = Э^сн - Э^сн_m - Э^сн_к - Э_mепл,                                                  (87)

где Э_пар - расход электроэнергии на насосы, используемые при подготовке обессоленной воды для восполнения невозврата конденсата от потребителей пара, тыс. кВт · ч;

Э_mепл - расход электроэнергии на теплофикационную установку (пиковые водогрейные котлы; сетевые, конденсатные и подпиточные насосы; насосы, используемые для подготовки подпиточной воды), тыс. кВт · ч;

Э^сн_ПВК - расход электроэнергии на механизмы собственных нужд пиковых водогрейных котлов, тыс. кВт · ч;

Dэ^сн_ПВКi - поправки к удельному расходу электроэнергии на собственные нужды пиковых водогрейных котлов на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кВт · ч/Гкал.

35. По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам электроэнергии на собственные нужды энергетических (Dэ^сн_к) и пиковых водогрейных (Dэ^сн_ПВК) котлов при изменении:

1. Структуры сжигаемого топлива Dэ^сн_с

                                     (88)

                     (89)

где э^сн_к0, э^сн_кi - удельный расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов при работе на основном и каждом из других видов сжигаемого топлива, кВт · ч/Гкал;

э^сн_{ПВК м}, э^сн_{ПВК г} - удельный расход электроэнергии на собственные нужды пиковых водогрейных котлов при работе на мазуте и газе, кВт · ч/Гкал.

2. Качества твердого топлива

                       (90)

где Dэ^сн_{к кач j} - изменение удельного расхода электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов (кВт · ч/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива на 100 ккал/кг.

Ниже приводятся укрупненные значения Dэ^сн_{к кач j}

IV. Методика расчета нормативов удельных расходов топлива по отопительным (производственно-отопительным) котельным

36. Норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии отопительными (производственно-отопительными) котельными организаций жилищно-коммунального хозяйства определяется для целей тарифообразования в целом по организации - юридическому лицу.

НУР на производство тепловой энергии являются средневзвешенными по организации, основанными на балансе тепловой энергии, передаваемой в тепловые сети с коллекторов, и групповых нормативах удельного расхода топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии по каждому источнику тепла (котельной).

Групповой норматив удельного расхода топлива отражает значение расхода топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии при планируемых условиях производства.

Групповой норматив рассчитывается по индивидуальным нормативам, номинальной производительности, времени работы котлов и расчетной величине расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной.

Групповой норматив удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии измеряется в килограммах условного топлива на 1 Гкал тепловой энергии (кг у.т./Гкал).

Индивидуальный норматив удельного расхода топлива это норматив расхода расчетного вида топлива по котлу на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях.

37. При разработке нормативов удельных расходов топлива должны учитываться условия производства, достижения научно-технического прогресса, планы организационно-технических мероприятий, предусматривающие рациональное и эффективное использование топлива.

В нормативы удельного расхода топлива не должны включаться затраты топлива, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимов функционирования оборудования теплоисточников, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений, монтаж, пуск и наладку нового оборудования котельной, на научно-исследовательские и экспериментальные работы.

38. Установленные нормативы удельных расходов топлива должны пересматриваться при возникновении причин, существенно влияющих на расход тепловой энергии и топлива:

изменение вида или качества сжигаемого топлива;

выявление испытаниями новых характеристик котлов;

установка нового или реконструкция действующего оборудования.

39. Исходными данными для определения нормативов удельного расхода топлива являются:

фактические технические данные оборудования (производительность, давление, коэффициент полезного действия и др.) и режим функционирования (по времени и нагрузке);

режимные карты, составленные в результате режимно-наладочных испытаний;

план организационно-технических мероприятий по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов;

информация о нормативах и фактических удельных расходах топлива за прошедшие годы.

40. Работа по определению нормативов удельного расхода топлива на планируемый (регулируемый) период проводится в следующей последовательности:

а) определяется плановая выработка тепловой энергии котельной (котельными);

б) уточняется характеристика сжигаемого топлива: низшая теплота сгорания, для угля - марка угля, влажность, зольность, фракционный состав (содержание мелочи класса 0 - 6 мм, %);

в) определяются технические характеристики и параметры функционирования оборудования - тепловая мощность котлов, температура питательной воды, давление пара, коэффициент избытка воздуха в топке котла, присосы по газоходам и др.;

г) подбираются типовые нормативные характеристики, соответствующие установленному оборудованию и виду сжигаемого топлива. В случае если нормативные характеристики не соответствуют фактическим для установленных котлов (вследствие несоответствия параметров пара, питательной воды, поверхностей нагрева элементов котла, качества топлива и т.д.), а также при отсутствии нормативных характеристик для установленных котлов, проводятся режимно-наладочные испытания с целью установления оптимальных режимов функционирования котла и разработки обоснованных нормативных характеристик;

д) по нормативным характеристикам устанавливается индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии каждым котлом;

е) определяется расход тепловой энергии на собственные нужды котельной;

ж) определяется норматив удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии для котельной (группы котельных) и организации в целом.

41. Расчет индивидуальных нормативов удельного расхода топлива на производство тепловой энергии осуществляется в следующем порядке.

В состав индивидуальных нормативов включаются расходы топлива на основной технологический процесс - производство тепловой энергии.

В основу разработки индивидуальных норм положены нормативные характеристики котлов.

Нормативная характеристика представляет собой зависимость расхода условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой энергии (b^(бр)_к.а) от нагрузки (производительности) котлов при нормальных условиях его работы на данном виде топлива.

Построение нормативной характеристики предусматривает определение значений удельного расхода топлива брутто, кг у.т./Гкал, во всем диапазоне нагрузки котла (Q_к.a) - от минимальной до максимальной:

                                                    (91)

где h^бр_к.а - изменение КПД брутто котла во всем диапазоне его нагрузки.

КПД брутто определяется по результатам режимно-наладочных испытаний котла при сжигании топлива одного вида одинаковым способом.

Испытания котлов проводятся по соответствующей методике специализированными организациями.

Характеристики составляются для котла, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии и работающего в соответствии с режимными картами.

В случае невозможности проведения режимно-наладочных испытаний расчет проводится по индивидуальным нормативам расхода топлива, приведенным в таблице 1.

Индивидуальные нормативы расхода топлива для котлоагрегатов на номинальной нагрузке, кг у.т./Гкал

Таблица 1

Значения приведенных в таблице 1 удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии по данным завода-изготовителя при номинальной загрузке корректируются в соответствии с режимной картой конкретного котла, учитывающей техническое состояние, срок ввода в эксплуатацию и величину его фактической загрузки.

Нормативные характеристики используются для разработки нормативных коэффициентов, учитывающих отклонения условий эксплуатации от принятых при определении индивидуальных норм:

а) нормативный коэффициент К₁, учитывающий эксплуатационную нагрузку котлов;

б) нормативный коэффициент К₂, учитывающий работу котлов без хвостовых поверхностей нагрева;

в) нормативный коэффициент К₃, учитывающий использование нерасчетных видов топлива на данном типе котлов.

Коэффициенты К₁, К₂ и К₃ определяются как отношение значений удельного расхода топлива при планируемых или фактических нагрузках котлов в условиях эксплуатации (b^бр_к.a) и удельного расхода топлива при оптимальных условиях эксплуатации на номинальной нагрузке (b^бр_к.а)^ном. Значение (b^бр_к.а)^ном принимается по соответствующим нормативным характеристикам. После установки хвостовых поверхностей и работе котла на расчетном виде топлива К₂ = К₃ = 1.

Нормативный коэффициент K₁ определяется по нормативной характеристике b_к.а.бр как отношение расхода условного топлива при средней производительности котлоагрегата за планируемый или фактический период работы (b^бр_к.а)^ср к расходу условного топлива при номинальной нагрузке (b^бр_к.а)^ном по выражению:

                                                         (92)

Нормативные коэффициенты К₁ для некоторых типов котлов в зависимости от их нагрузки приведены в таблице 2.

Нормативные коэффициенты, учитывающие эксплуатационные нагрузки котлоагрегатов

Таблица 2

Примечание: Г - газ, М - мазут, КУ - каменный уголь, БУ - бурый уголь.

42. Нормативный коэффициент К₂ определяется только при отсутствии чугунных экономайзеров в котлах паропроизводительностью до 20 т/ч при параметрах, соответствующих номинальной нагрузке.

Меньшее значение коэффициента К₂ принимается для котлов типа ДКВР; большее - для котлов других типов.

43. Нормативный коэффициент К₃ для стальных секционных и чугунных котлов типа HP-18, НИИСТУ-5, «Минск-1», «Универсал», «Тула-3» др., а также для паровых котлов типа Е-1/9, топки которых оборудованы колосниковой решеткой с ручным обслуживанием, при сжигании рядовых углей с содержанием мелочи (класс 0ч6 мм) более 60 % принимается равным: 1,15 - для антрацита; 1,17 - для каменных углей; 1,2 - для бурых углей.

Для остальных котлов коэффициент К₃ определяется по потерям теплоты топок от механического недожога q₄ в зависимости от типа топочного устройства, зольности и фракционного состава топлива по формуле:

                                               (93)

где q^исх₄ - исходное значение потерь теплоты от механического недожога, % (принимается в зависимости от типа топочного устройства, вида сжигаемого топлива и его зольности);

К_м - поправка на содержание мелочи (класс 0ч6 мм) в топливе; определяется по приведенным ниже данным.

44. Номинальные показатели работы слоевых топок приведены в таблице 3.

Таблица 3

45. Интегральный нормативный коэффициент К определяется:

К = К₁К₂К₃.                                                                (94)

Индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии котлом, кг у.т./Гкал, определяется по выражению:

Н^бр_к.а = К(b^бр_к.а)^ном.                                                          (95)

46. Расчет групповых нормативов удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии котельной производится в следующей последовательности.

Определение групповых нормативов удельного расхода топлива для котельной предусматривает:

а) определение средневзвешенного норматива по котельной в целом (Н^бр_ср);

б) определение нормативной доли расхода тепловой энергии на собственные нужды (d_сн) котельной;

в) расчет группового норматива удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии котельной, кг у.т./Гкал, по формуле:

                                                                 (96)

Средневзвешенный норматив удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии котельной, кг у.т./Гкал, определяется по формуле:

                                     (97)

где Н^бр_к.а1, Н^бр_к.а2, H^бр_к.аi - индивидуальный норматив удельного расхода топлива для каждого котла при планируемой нагрузке, кгу.т./Гкал;

Q_к.а1, Q_к.а2, Q_к.аi - производство тепловой энергии каждым котлом в котельной на планируемый период, Гкал.

47. Доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной (d_сн) определяется расчетным или опытным методами.

Расход тепла на собственные нужды котельной по элементам затрат в процентах от нагрузки приведен в таблице 4. Показатели определены для следующих условий:

а) максимальная величина продувки котлов производительностью 10 т/ч пара - 10 %, больше 10 т/ч пара - 5 %; при определении нормативного расхода тепловой энергии на собственные нужды в реальных условиях следует принимать величину продувки по результатам ранее проведенных режимно-наладочных испытаний;

б) возврат конденсата 90 - 95 % количества пара, производимого котлами, температура возвращаемого конденсата 90 °С, температура добавочной химически очищенной воды 5 °С;

в) марка мазута М-100, подогрев мазута - от 5 до 105 °С;

г) дробеочистка принята для котлов паропроизводительностью более 25 т/ч, работающих на сернистом мазуте, бурых углях и угле марки АРШ с расходом пара на эжектор 1500 кг/ч при давлении 14 кгс/см² и температуре 280 - 330 °С;

д) расход топлива на растопку принят, исходя из следующего количества растопок в год: 6 - после простоя длительностью до 12 ч, 3 - после простоя длительностью более 12 ч;

е) расход пара на калориферы для подогрева воздуха перед воздухоподогревателем предусмотрен для котлов паропроизводительностью 25 т/ч и более и работающих на сернистом мазуте, бурых углях и угле марки АРШ.

Расход тепла на собственные нужды котельной

Таблица 4

^{__________________}

^* минимальные значения расхода тепловой энергии на собственные нужды соответствуют загрузке котлов 80 % и более от номинального значения производительности; максимальные значения - 30 - 40 %.

При отклонении фактических условий эксплуатации от приведенных в таблице 4 значение d_cн определяется по составляющим элементам в соответствии с методикой тепловых расчетов.

48. Средневзвешенные нормативы удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии Н^(бр)_ср, кг у.т./Гкал, для котельных и предприятий могут рассчитываться по индивидуальным нормативам, номинальной производительности и продолжительности функционирования котлов каждого типа на соответствующем виде топлива по формуле:

                                                   (98)

где Н_ij - индивидуальный норматив удельного расхода топлива котлом i по расчетному виду топлива j, кг у.т./Гкал;

Q_oi - номинальная производительность котла типа i, Гкал/ч;

Т_pij - продолжительность функционирования в регулируемом периоде всех котлов типа i на расчетном топливе вида j, ч;

n - количество типов котлов;

m - количество видов топлива;

N_ij - количество котлов типа i, работающих на топливе вида j.

Значение d_сн в этом случае определяется на основе анализа отчетных данных с учетом планируемых организационно-технических мероприятий по экономии тепловой энергии на собственные нужды котельной.

Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной определяется по предыдущему году:

                                                         (99)

где Q^н - количество тепловой энергии (нетто), выработанной котельной, тыс. Гкал;

Q^бр - количество тепловой энергии (брутто), произведенной котельной, тыс. Гкал.

49. Интегральный нормативный коэффициент К учитывает отклонение планируемых условий эксплуатации от условий эксплуатации, принятых при расчете индивидуальных нормативов. В этом случае он определяется расчетно-аналитическим и расчетно-статистическим методами на основе информации о фактических расходах топлива и выработанной тепловой энергии за ряд лет.

Фактическое значение этого коэффициента за отчетный период определяется по уравнению:

                                                         (100)

где В^ср_ф - фактический расход топлива за отчетный год, тыс. кг у.т.;

Н^бр_ср - средневзвешенный норматив удельного расхода топлива, кг у.т./Гкал, полученный по формуле (90); при этом для расчета принимается фактическая продолжительность функционирования котлов каждого типа на каждом расчетном виде топлива;

Q^бр - количество выработанной тепловой энергии за отчетный год, тыс. Гкал.

V. Методика расчета нормативов удельных расходов топлива по дизельным электростанциям

50. Расчеты НУР по дизельным электростанциям (далее - ДЭС) выполняются на основе паспортных данных дизель-генераторов, нагрузочных характеристик дизелей, регулировочных характеристик ДГ, принимаемых по справочной литературе или по данным заводов- изготовителей оборудования.

В паспортных и справочных данных указываются технические параметры, соответствующие режиму номинальной мощности ДГ: удельный расходы топлива, коэффициент полезного действия (далее - КПД) генератора, мощности дизеля и дизель-генератора и т.д.

НУР определяются путем введения корректирующих коэффициентов к паспортным удельным расходам топлива на:

прогнозируемую нагрузку;

износ двигателя;

пуски и остановы;

отпуск тепла от утилизационных газо-водогрейных котлов;

потребление электроэнергии на собственные нужды;

теплотворную способность топлива.

51. Расчеты НУР выполняются по каждому ДГ, установленному на электростанции и в целом по ДЭС.

52. Затраты электроэнергии на собственные нужды ДЭС, за исключением циркуляционных насосов системы теплоснабжения, относятся на электроэнергию. Затраты тепла на собственные нужды ДЭС относятся к производственным нуждам.

53. В качестве исходных данных при расчете НУР принимаются ожидаемые по ДЭС значения показателей, характеризующих объемы производства энергии, режимы и условия эксплуатации.

К основным из этих показателей относятся (для каждого из месяцев периода прогнозирования):

выработка электроэнергии;

средний часовой расход циркуляционной воды через котел-утилизатор, температура циркуляционной воды на входе и выходе из котла;

теплотворная способность топлива;

количество пусков и планируемое число часов работы каждого ДГ.

Выработка электроэнергии принимается в соответствии с энергобалансом, а при его отсутствии, как и значения остальных перечисленных показателей, - по средним эксплуатационным величинам за последние три года.

54. Абсолютный расход топлива каждым i-ым ДГ на отпуск электроэнергии определяется по формуле:

В_эдгi = (b_е(ном)i×K_изн×K_режi×Э_вырi×10^-3/h_генi +

+ В_xxi×n_xxi×тау_xxi)×Q^р_н/7000 - Q_утi/7, тут                                   (101)

где b_е(ном)i - удельный расход топлива дизелем при номинальной мощности (по паспортным данным), г/кВт · ч

К_изн - коэффициент износа. Для ДГ, прошедших капитальный ремонт или с истекшим сроком службы принимается равным 1,05;

К_режi - режимный коэффициент, учитывающий изменение удельного расхода топлива при работе ДГ с нагрузкой, меньшей номинальной.

K_режi = b_еi/b_е(ном)i                                                            (102)

b_еi - удельный расход топлива на рассматриваемом долевом режиме, г/кВт · ч. Определяется по нагрузочной характеристике дизеля, которая приводится в технической документации или принимается по справочным данным. При отсутствии расходной характеристики коэффициент К_режi может быть рассчитан по эмпирической формуле:

К_режi = 0,87 + 0,13×N_номi/N_фi                                          (103)

Э_вырi - планируемая выработка электроэнергии ДГ, тыс.кВт · ч.

Э_вырi = Э_{выр(ДЭС)}×N_номi/SN_номi, тыс.кВт · ч                             (104)

Э_{выр(ДЭС)} - планируемая выработка электроэнергии по ДЭС в целом, тыс.кВт · ч;

N_номi - номинальная мощность ДГ, кВт;

h_ген - КПД генератора. Если в расчетах используется удельный расход топлива дизель-генератора, то из формулы (101) КПД генератора исключается. При отсутствии данных по изменению КПД генератора от нагрузки может быть использована следующая зависимость:

h_ген = 1 - (1 - h_{ген(ном)}))×(1 + А)/(2×А)                                        (105)

A = (1 + N_фi/N_номi)                                                      (106)

N_фi = Э_вырi×10³/t_рабi, кВт                                                    (107)

t_рабi - число часов работы ДГ в регулируемом периоде, ч;

B_xxi - средний часовой расход топлива при работе ДГ на холостом ходу, т/ч. Принимается по паспортным данным;

n_xxi - количество пусков ДГ за период регулирования;

t_xx - продолжительность работы дизеля на холостом ходу, ч;

Q_утi - отпуск тепла от котла-утилизатора, Гкал.

Q_утi = G_вi×(t₂ - t₁)×10^-3×t_отопi, Гкал                                      (108)

G_в - производительность циркуляционного насоса, м³/ч;

t₁, t₂ - температуры циркуляционной воды на входе и выходе из утилизационного котла, °С.

t_отоп - продолжительность работы системы теплоснабжения, ч;

55. Нормативные удельные расходы топлива по ДЭС в целом рассчитываются по формулам:

на отпуск электроэнергии:

b_э(ДЭС) = DВ_эдгi×К_сн×10³/Э_{выр(ДЭС)}, г/кВт · ч                               (109)

на отпуск тепла:

b_тэ(ДЭС) = 142,9 + b_э(ДЭС)× S(N^цн_устi×K_загрi×t_отопi)×10^-3/

/(SQ_утi×(1 - a_QснДЭС)), кг/Гкал                                              (110)

где К_сн - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды.

Принимается равным 1,03 - 1,04 (без учета расхода электроэнергии циркуляционными насосами системы теплоснабжения).

N^цн_устi, К_загрi - установленная электрическая мощность циркнасоса системы теплоснабжения, кВт и коэффициент его загрузки;

a_{QснДЭСС} - доля от общего расхода тепла, направляемого на собственные нужды ДЭС.

Приложение № 1

к Порядку расчета и обоснования нормативов
удельного расхода топлива на отпущенную
электрическую и тепловую энергию от
тепловых электростанций и котельных

(форма)

Сводная таблица
результатов расчетов нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию и тепло по

__________________________________ на 200_ г. (наименование организации)

Главный инженер

(Руководитель)

     ___________________________        _____________         ____________ 

               (наименование организации)                           (подпись)                            (Ф. И. О.)

Главный инженер (Руководитель)

     ___________________________        _____________         ____________

            (наименование ТЭС, котельной)                        (подпись)                            (Ф. И. О.)

Приложение № 2

к Порядку расчета и обоснования
нормативов удельного расхода топлива
на отпущенную электрическую
и тепловую энергию от тепловых
электростанций и котельных

(образец)

Приложение № 3

к Порядку расчета и обоснования нормативов
удельного расхода топлива на отпущенную
электрическую и тепловую энергию
от тепловых электростанций и
котельных

(образец)