"_____" ___________19___ г. Руководитель _____________________________________

___________________________________________________________________________

фамилия и № телефона исполнителя

В отчет по форме № 6-тп действующей электростанции должны быть включены все показатели (кроме характеризующих установленную мощность) новых агрегатов, еще не принятых по акту в эксплуатацию, но находящихся в работе.

6. Значения всех показателей должны быть приведены в единицах измерения, указанных в соответствующей графе.

С точностью до одного знака после запятой приводят значения удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, удельного расхода электроэнергии на собственные нужды на отпуск теплоэнергии, влажности и зольности топлива, с двумя знаками после запятой - удельного расхода электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии. Значения всех остальных показателей приводятся с точностью до целой единицы.

7. Электростанции Российского акционерного общества энергетики и электрификации (РАО "ЕЭС России"), электростанции, объединенные подразделения и районные котельные региональных акционерных обществ энергетики и электрификации, региональные акционерные общества энергетики и электрификации:

значения помещаемых в отчет по форме № 6-тп показателей рассчитывают на основе значений соответствующих показателей, содержащихся в соответствующих отраслевых отчетах за каждый из месяцев отчетного года;

значения показателей за каждый из месяцев отчетного года рассчитывают в соответствии с Методическими указаниями по подготовке информации о тепловой экономичности работы электростанций и районных котельных. РД 34.08.552 (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).

Электростанции других министерств, ведомств и акционерных обществ при расчете технико-экономических показателей могут руководствоваться как упомянутыми Методическими указаниями, так и их упрощенной версией, изложенной в разделе 2 настоящей Инструкции.

8. В качестве адреса (места расположения) показателя в форме № 6-тп используется комбинация из трех чисел, разделенных точками. Первое число означает номер раздела формы, второе - номер графы, третье - номер строки. Так, например, адрес 2.11.21 соответствует нормативному удельному расходу условного топлива на отпущенную электроэнергию.

Раздел 1
Общие сведения

1.1. Установленная электрическая мощность электростанции, объединенного подразделения (кВт) на конец отчетного года представляет собой сумму значений установленной мощности всех принятых в эксплуатацию механических двигателей, связанных с электрическими генераторами и предназначенных для выработки электроэнергии. Сюда включаются и мощности первичных тепловых двигателей с генераторами собственных нужд электростанции.

В случаях, когда номинальная мощность электрического генератора меньше номинальной мощности первичного двигателя, установленная мощность агрегата считается по номинальной мощности генератора.

Для теплофикационных турбоагрегатов в качестве установленной принимается наибольшая мощность, длительно развиваемая на клеммах генератора при работе турбоагрегата с номинальной тепловой нагрузкой и номинальными значениями основных параметров.

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

1.2. Установленная тепловая мощность объединенного подразделения (Гкал/ч (ГДж/ч)) на конец года является суммой значений установленных тепловых мощностей электростанции и районной котельной :

(1)

1.2.1. Установленная тепловая мощность электростанции представляет собой сумму номинальных тепловых мощностей всего принятого по акту в эксплуатацию оборудования, предназначенного для отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды с паром и горячей водой:

- турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара, противодавлением и ухудшенным вакуумом, отпускающих тепло потребителям непосредственно или через водонагревательные, редукционные, паропреобразовательные установки; конденсационных турбоагрегатов, отпускающих тепло из нерегулируемых отборов;

- пиковых водогрейных котлов электростанции, предназначенных для дополнительного подогрева (после основных сетевых подогревателей турбин) горячей воды, отпускаемой на сторону;

- отдельных энергетических котлов, частично отпускающие пар тепловым потребителям;

- прочего оборудования для отпуска тепла (теплофикационные водяные экономайзеры котлов, редукционные и редукционно-охладительные установки, теплофикационные установки газовых турбин и др.)

(2)

1.2.1.1. Установленная тепловая мощность турбоагрегата () соответствует номинальной мощности регулируемых отборов, противодавления и тепловой мощности конденсатора, используемого для подогрева сетевой или сырой воды (восполняющей потери в теплосети или в пароводяном цикле электростанции), и принимается по данным технического паспорта или акта перемаркировки.

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

(3)

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

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

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

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

1.2.1.2. Установленная тепловая мощность пиковых водогрейных котлов принимается по данным технического паспорта или по данным акта перемаркировки.

1.2.1.3. Установленная тепловая мощность энергетических котлов подсчитывается только электростанциями, отпускающими свежий пар внешним потребителям непосредственно от котлов. Она определяется по формуле:

(4)

где i_пе - энтальпия свежего пара, ккал/кг (кДж/кг);

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

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

(5)

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

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

На электростанциях с энергетическими котлами разных давлений пара величина определяется для каждого давления свежего пара в отдельности.

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

1.2.2. Установленная тепловая мощность районной котельной представляет собой сумму тепловой мощности пиковых водогрейных (см. п. 1.2.4.2) и паровых котлов:

	(6)
	(7)

где - номинальная паропроизводительность каждого из паровых котлов, т/ч;

i_п, i_пв - энтальпия пара и питательной воды, ккал/кг (кДж/кг)

1.3. В графе 3 указывается установленная тепловая мощность турбоагрегатов, определенная в соответствии с п. 1.2.1.1.

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

1.5. Располагаемая электрическая мощность электростанции и объединенного подразделения на конец года определяется путем вычитания из установленной электрической мощности на конец года имеющихся ограничений мощности (также на конец года).

При наличии нескольких причин ограничений установленной мощности должны быть выявлены значения ограничений по каждой из причин и установлено значение общего ограничения (по сумме отдельных одновременно действующих причин) для оборудования с одинаковыми начальными параметрами пара и для электростанции в целом.

1.6. Располагаемая тепловая мощность турбоагрегатов на конец года равна установленной за вычетом ее ограничений.

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

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

1.7. Средняя за год установленная электрическая мощность (кВт) электростанции, объединенного подразделения определяется по формуле:

(8)

где - установленная мощность на начало отчетного года, кВт;

N_в, N_а - мощность оборудования, введенного в эксплуатацию или демонтированного в течение отчетного года, кВт;

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

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

n_кал - календарное количество дней в отчетном году.

1.8. Средняя за год установленная тепловая мощность турбоагрегатов определяется по формуле, аналогичной формуле (8).

1.9. Рабочая мощность - мощность электростанции, которая может быть использована для покрытия потребности нужд народного хозяйства и населения страны.

Фактическая рабочая мощность электростанции определяется как сумма электрической нагрузки и резерва мощности.

Резерв мощности - это та мощность, которая при необходимости могла быть использована диспетчером для покрытия максимума нагрузок.

Учет электрической нагрузки должен осуществляться с использованием современных информационно-измерительных систем (ИВС). Временно, до внедрения ИВС, допускается учет нагрузки по показаниям электрических счетчиков, регистрирующих ваттметров и щитовых приборов, подтвержденным записями в суточной ведомости.

Резерв мощности заявляется электростанцией (энергосистемой) и подтверждается более высоким уровнем оперативного управления.

В зависимости от способа контроля за выполнением задания по рабочей мощности или принципа осуществления взаиморасчетов на рынке перетоков мощности учет рабочей мощности за каждый из рабочих дней может производиться на основе данных:

за один момент времени (например, на 20 часов);

за несколько моментов времени (например, на 7, 8, 20, 21 и 22 часа);

за один временной интервал (например, с 18 до 22 часов);

за несколько временных интервалов (например, с 6 до 8 и с 18 до 22 часов).

Средняя за месяц фактическая рабочая мощность (кВт) рассчитывается по формулам:

при учете на основе данных за один или несколько моментов времени

(9)

при учете на основе данных за один или несколько временных интервалов

(10)

где n_j - количество рабочих дней (или дней, за которые осуществляется контроль выполнения задания по рабочей мощности) в месяце;

m - количество моментов времени за рабочий день, в которые производится учет рабочей мощности;

z - количество интервалов времени за рабочий день, в которые производится учет рабочей мощности;

N_раб_i - рабочая мощность в каждый из контрольных моментов времени, кВт;

- средняя рабочая мощность за каждый из контрольных интервалов времени рабочего дня, кВт.

τ_i - продолжительность каждого из контрольных интервалов рабочего дня, ч.

Средняя за год фактическая рабочая мощность электростанции определяется по формуле:

(11)

где n_кал_j; - календарное количество дней в каждом из месяцев и в году.

1.10. Число часов использования среднегодовой установленной электрической мощности определяется путем деления умноженного на 1000 значения количества выработанной электроэнергии (2.1.22) на значение среднегодовой установленной электрической мощности (1.7.12).

1.11. Число часов использования среднегодовой установленной тепловой мощности турбоагрегатов электростанции, объединенного подразделения, рассчитывается по формуле:

(12)

где р - количество теплофикационных турбоагрегатов;

q - количество конденсационных турбоагрегатов;

Q_т_i - отпуск тепла из отборов каждого из теплофикационных турбоагрегатов для обеспечения внешних потребителей и на собственные нужды электростанции, Гкал (ГДж);

Q_отр_j - отпуск тепла из отборов каждого из конденсационных турбоагрегатов для обеспечения внешних потребителей, Гкал (ГДж);

- среднегодовая установленная тепловая мощность турбоагрегатов электростанции Гкал/ч (ГДж/ч).

1.12. Под максимумом электрической нагрузки понимается наибольшая нагрузка, зарегистрированная информационно-измерительной системой (измерительными приборами), которую электростанция несла в отчетном году в продолжение не менее получаса.

1.13. Максимум тепловой нагрузки электростанции, объединенного подразделения - наибольший одновременный отпуск тепловой энергии всеми видами оборудования в отчетном году в продолжение не менее получаса.

1.14. Классификатор причин ограничений установленной электрической мощности электростанций приведен в Положении о порядке согласования ограничений электрической мощности тепловых электростанций и мероприятий по их сокращению. РД 34.09.312-92 (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).

Основными причинами ограничения электрической мощности являются:

сжигание непроектного топлива и топлива ухудшенного качества;

износ оборудования, отработавшего расчетный ресурс времени;

конструктивные дефекты оборудования;

неудовлетворительное техническое состояние оборудования;

недостаток или избыток тепловых нагрузок;

недостаточная номинальная паропроизводительность котлов;

недостаточное количество градирен;

недостаточная производительность механизмов собственных нужд;

недостаточная проектная производительность общестанционных устройств и оборудования (топливоподача, химводоочистка, дымовые трубы, золоотвалы).

1.15. Наиболее часто встречающиеся причины ограничения установленной тепловой мощности турбоагрегатов приведены в п. 1.6.

Раздел 2
Эксплуатационные данные

2.1. Количество электроэнергии, выработанной электростанцией, объединенным подразделением за отчетный год, определяется по показаниям счетчиков генераторов. Сюда включается также выработка электроэнергии агрегатами, находящимися в стадии пуска и наладки и еще не принятыми по акту в эксплуатацию.

Никаких поправочных коэффициентов к показаниям счетчиков генераторов, помимо постоянных коэффициентов, указанных на счетчиках, вводить не допускается.

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

2.2. Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу представляет собой выработку электроэнергии паром, отбираемым из регулируемых и нерегулируемых отборов (противодавления) и от конденсаторов турбоагрегатов:

для целей теплоснабжения (пар внешним потребителям, на подогреватели сырой, химической очищенной, обессоленной, сетевой воды, отпуск тепла от конденсаторов как при работе с ухудшенным, так и с нормальным вакуумом) и на хозяйственные нужды;

на собственные нужды (за исключением ПТН и ТВД);

для передачи в тепловые схемы других турбоагрегатов (перетоки тепла).

Кроме этого в количество выработки по теплофикационному циклу включается также выработка электроэнергии паром регенеративных отборов турбоагрегата (в том числе и регулируемых), используемого для подогрева возвращаемого конденсата внешних потребителей пара, конденсата сетевых подогревателей, подогревателей сырой, химически очищенной и обессоленной воды, потребителей собственных и хозяйственных нужд, а также добавка, восполняющего невозврат конденсата от внешних и внутристанционных потребителей до температуры воды.

2.3. Отпуск тепловой энергии внешним потреблениям включает все ее количество, отпущенное внешним потребителям с паром различных параметров, сетевой и химически очищенной (обессоленной) водой, конденсатом и дистиллятом, за вычетом тепловой энергии, возвращенной в цикл с отработавшим паром, конденсатом, сетевой водой, а также исходной водой, восполняющей невозврат конденсата и потери сетевой воды.

К отпуску тепловой энергии внешним потребителям относится также отпуск ее на хозяйственные нужды электростанции, объединенного подразделения (отопление, вентиляция зданий, сооружений, находящихся на территории электростанции или на непосредственно примыкающей к ней территории, расход на которые не включается в собственные нужды или технологические потери тепловой энергии, связанные с ее отпуском). Перечень составляющих расхода тепловой энергии на собственные нужды электростанции и технологических потерь энергии, связанных с ее отпуском, приведен в приложении 2.

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

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

Количество отпущенной тепловой энергии определяется в соответствии с "Правилами учета отпуска тепловой энергии" ПР 34-70-010-84.

В графе 3 указывается значение суммарного отпуска тепловой энергии внешним потребителям, которое:

для объединенного подразделения будет равно сумме значений показателей, приведенных в графах 4 и 6;

для электростанции, не имеющей в своем составе районной котельной, будет равно значению показателя, приведенного в графе 4;

для районной котельной, состоящей на самостоятельном балансе, будет равно значению показателя, приведенного в графе 6.

2.4. Отпуск тепловой энергии электростанцией (графа 4) включает в себя отпуск ее за счет энергетических котлов (свежий пар, пар от РОУ или БРОУ, из отборов, противодавления или от конденсаторов турбоагрегатов), а также пиковых водогрейных котлов, предназначенных для дополнительного подогрева сетевой воды после сетевых подогревателей турбоагрегатов.

2.5. В графе 5 формы указывается количество тепловой энергии, отпущенной внешним потребителям за счет пара, частично или полностью отработавшего в турбинах: пара производственного и теплофикационного отборов, противодавления, нерегулируемых отборов (непосредственно внешним потребителям или на основные и пиковые подогреватели сетевой воды, на подогреватели сырой и химически очищенной воды для подогрева добавка воды, восполняющего невозврат конденсата от потребителей, подпиточной воды теплосети), пара, поступившего в конденсатор (подогрев сетевой воды, воды для восполнения невозврата конденсата и подпитки теплосети).

2.6. В графе 6 указывается значение количества тепловой энергии, отпущенной от районной котельной регионального акционерного общества энергетики и электрификации, как состоящей на самостоятельном балансе, так и входящей в состав объединенного подразделения.

2.7. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции определяется по показаниям счетчиков трансформаторов собственных нужд. Никаких поправочных коэффициентов к показаниям счетчиков, кроме постоянных коэффициентов, указанных на них, вводить не допускается.

Составляющие расхода электроэнергии на собственные нужды приведены в приложении 3.

В расход электроэнергии на собственные нужды электростанции и объединенного подразделения не включаются:

потери электроэнергии в повышающих трансформаторах;

расход электроэнергии, связанный с работой генератора в режиме синхронного компенсатора;

расход электроэнергии на тиристорное и резервное возбуждение генераторов;

расход электроэнергии на механизмы базисного склада топлива, если на территории электростанции имеется дополнительный расходный склад;

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

расход электроэнергии на средний и капитальный ремонт оборудования, на механизмы центральных ремонтных мастерских электростанции;

расход электроэнергии на монтаж и предварительные испытания вновь установленного оборудования до вступления его в пусковой период;

затраты электроэнергии на механизмы районной котельной, входящей в состав объединенного подразделения;

расход электроэнергии на водоснабжение и освещение рабочих поселков, столовых и других непроизводственных и служебных помещений.

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

Расход электроэнергии на собственные нужды районной котельной, входящей в состав электростанции или находящейся на самостоятельном балансе, относится к расходу на производственные нужды энергосистемы.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды Э^сн (тыс. кВт·ч) должен отвечать соотношению:

(13)

где - расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов;

- расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов;

Э_тепл - расход электроэнергии на насосы теплофикационной установки;

Э_пар - дополнительный расход электроэнергии на собственные нужды, связанный с отпуском тепла в виде пара.

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции на выработку электроэнергии в тысячах киловатт-часов определяется по формуле:

(14)

где К_э - коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии (рассчитывается с точностью до четвертого знака после запятой):

(15)

где Q_э - количество тепловой энергии, затраченной на выработку электроэнергии турбоагрегатами электростанции, Гкал (ГДж);

- расход теплоэнергии на собственные нужды турбинного оборудования и электроцеха, в соответствии с приложением 2, Гкал (ГДж);

Q_от - количество тепловой энергии, отпущенной электростанцией внешнему потребителю (2.4.22), Гкал (ГДж);

Q_пвк - количество тепловой энергии, отпущенной пиковыми водогрейными котлами электростанции, Гкал (ГДж);

- технологические потери тепловой энергии, связанные с ее отпуском (см. приложение 2), Гкал (ГДж);

ΔQ_нас - количество тепловой энергии, отпущенной внешнему потребителю за счет нагрева воды в сетевых насосах, Гкал (ГДж);

ΔQ_нас = 0,86Э_сетη_эм10^-2,

(16)

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

η_эм - электромеханический КПД насоса, %.

2.8. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции на отпуск теплоэнергии в тысячах киловатт-часов, включающий в себя весь расход электроэнергии на теплофикационную установку (см. приложение 3), часть расхода электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов и дополнительный расход электроэнергии, связанный с отпуском тепла в виде пара, определяется по формуле:

(17)

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

2.9. Расход электроэнергии на собственные производственные нужды районной котельной соответствует количеству электроэнергии, потребленной из энергосистемы районной котельной как входящей в состав объединенной электростанции, так и состоящей на самостоятельном балансе. Этот расход не вычитается из выработки электроэнергии при определении отпуска электроэнергии объединенным подразделением.

2.10. Количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанции, объединенного подразделения определяется как разность между количеством выработанной электроэнергии (2.1.22) и расходом ее на собственные нужды электростанции сумма показателей (2.7.22) и (2.8.22).

В расход электроэнергии на собственные нужды электростанции включается также количество электроэнергии, полученной ею от энергосистемы. Поэтому для электростанций, которые потребляют большее количество электроэнергии, чем вырабатывают, отпуск электроэнергии (2.10.22) имеет отрицательное значение.

2.11. Фактический (2.11.22) и нормативный (2.11.21) удельные расходы условного топлива на отпущенную электроэнергию определяются путем деления умноженного на 1000 соответствующего значения фактического (3.2.32) и нормативного (3.1.32) абсолютного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию, на значение количества отпущенной электроэнергии электростанцией, объединенным подразделением (2.10.22).

2.12. Общий фактический (2.12.22) и нормативный (2.12.21) удельные расходы условного топлива на отпущенную теплоэнергию определяются путем деления умноженного на 1000 соответствующего значения абсолютного фактического (3.2.33) и нормативного (3.1.33) расхода условного топлива на отпущенную теплоэнергию, на значение суммарного количества отпущенной электростанцией (объединенным подразделением, состоящей на самостоятельном балансе районной котельной) тепловой энергии (2.3.22).

2.13. Для электростанции, не имеющей на своем балансе районной котельной, значения показателей в графах 12 и 13 данного раздела должны быть одинаковыми:

(2.12.21) = (2.13.21)

(2.12.22) = (2.13.22).

Для электростанции, образующей с районной котельной объединенное подразделение, в графе 13 указываются соответственно нормативное (строка 21) и фактическое (строка 22) значения удельного расхода условного топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции, определенные путем деления умноженного на 1000 абсолютного расхода топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции, соответственно нормативного (3.1.34) и фактического (3.2.34) на фактическое количество отпущенной от электростанции теплоэнергии (2.4.22).

2.14. Для районной котельной, состоящей на самостоятельном балансе, значения показателей, проставляемых в графах 12 и 14 данного раздела должны быть одинаковыми:

(2.12.21) = (2.14.21)

(2.12.22) = (2.14.22).

Для районной котельной, образующей с электростанцией объединенное подразделение, нормативное (2.14.21) и фактическое (2.14.22) значения удельного расхода топлива на отпущенную теплоэнергию определяются путем деления умноженного на 1000 абсолютного расхода топлива на отпущенную теплоэнергию районной котельной, соответственно нормативного (3.1.35) и фактического (3.2.35) на фактическое количество отпущенной теплоэнергии от районной котельной (2.6.22).

2.15. Удельный расход электроэнергии на собственные производственные нужды на выработку электроэнергии по электростанции (2.15.22) определяется путем деления умноженного на 100 абсолютного расхода электроэнергии на собственные производственные нужды на выработку электроэнергии (2.7.22) на количество выработанной электроэнергии (2.1.22).

2.16. Удельный расход электроэнергии на собственные производственные нужды электростанции на отпуск теплоэнергии (2.16.22) определяется путем деления умноженного на 1000 абсолютного расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции на отпуск теплоэнергии (2.8.22) на количество отпущенной теплоэнергии от электростанции (2.4.22).

2.17. Удельный расход электроэнергии на собственные производственные нужды районной котельной (2.17.22) определяется путем деления умноженного на 1000 абсолютного расхода электроэнергии на собственные нужды районной котельной (2.9.22) на количество отпущенной теплоэнергии от районной котельной (2.6.22).

Раздел 3
Расход условного топлива на отпуск электроэнергии и теплоэнергии

3.1. Суммарный фактический расход условного топлива на отпуск электроэнергии и теплоэнергии по электростанции, районной котельной или объединенному подразделению соответствует суммарному количеству всех видов топлива в условном исчислении, сожженного за отчетный год, за исключением топлива, израсходованного при опробываниях, регулировках и испытаниях:

действующего оборудования во время капитальных и средних ремонтов;

нового оборудования до приемки его по акту в эксплуатацию.

Значения общих нормативного и фактического значений расходов топлива должны быть равны сумме соответствующих расходов топлива на отпущенную электроэнергию и на отпущенную теплоэнергию:

(3.1.31) = (3.1.32 + 3.1.33)

(3.2.31) = (3.2.32 + 3.2.33).

3.2. Фактический расход топлива в условном исчислении на отпущенную электроэнергию за месяц (В_э) в тоннах (3.2.32) определяется по формуле:

где - фактический расход топлива в условном исчислении по электростанции, т;

- фактический расход топлива в условном исчислении на пиковые водогрейные котлы электростанции, т;

- отпуск электроэнергии электростанцией, тыс. кВт·ч;

Э_i - выработка электроэнергии электростанцией, тыс. кВт·ч.

Значение фактического расхода топлива на отпущенную электроэнергию по электростанции за год определяется как сумма соответствующих показателей по месяцам отчетного года.

Нормативный расход топлива в условном исчислении на отпущенную электроэнергию за год ()в тоннах определяется по формуле:

(19)

где - нормативный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, за i-й месяц отчетного года;

- количество электроэнергии, отпущенной за i-й месяц отчетного года, тыс. кВт·ч.

3.3. Значения общих нормативного и фактического значений расходов топлива на отпущенную теплоэнергию:

по объединенному подразделению должны быть равны сумме соответствующих расходов топлива по электростанции и районной котельной:

(3.1.33) = (3.1.34) + (3.1.35)

(3.2.33) = (3.2.34) + (3.2.35);

для электростанции, не входящей в объединенное подразделение, должны быть равны соответствующим расходам топлива по электростанции:

(3.1.33) = (3.1.34)

(3.2.33) = (3.2.34);

для состоящей на самостоятельном балансе районной котельной должны быть равны соответствующим расходам топлива по районной котельной:

(3.1.33) = (3.1.35)

(3.2.33) = (3.2.35).

3.4.Фактический расход топлива в условном исчислении на отпущенную теплоэнергию по электростанции (3.2.34) определяется как разность между суммарным расходом топлива по электростанции и расходом его на отпущенную электроэнергию:

(20)

Нормативный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции (3.1.34) в тоннах определяется по формуле:

(21)

где - нормативный удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию за i-й месяц отчетного года, кг/Гкал;

- фактический отпуск тепловой энергии электростанцией за i-й месяц отчетного года, Гкал.

3.5. Фактический расход топлива на отпущенную теплоэнергию районной котельной равен полному расходу (в условном исчислении) всех видов топлива, сожженного котельной.

Нормативный расход топлива на отпущенную теплоэнергию районной котельной в тоннах, определяется по формуле, аналогичной формуле (19).

3.6. В каждой из строк графы 3 данного раздела указывается разность между фактическим (графа 2) и нормативным (графа 1) расходами топлива.

Результат, полученный со знаком "-", означает экономию топлива, а со знаком "+" - перерасход.

Раздел 4
Баланс топлива

4.1. Учет прихода и расхода, а также остатков топлива на складах производится в соответствии с "Правилами учета топлива на электростанциях" РД 34.09.105-88.

Расход газа учитывается в нормальных кубометрах (при температуре 20 °С и давлении 760 мм ртутного столба).

4.2. Поступление топлива с одной электростанции на другую указывается наравне с поступлением топлива со стороны. Электростанция, получающая топливо со склада другой электростанции, к графе 2 "Приход топлива" приводит соответствующее примечание.

4.3. В графе 3 указывается общее количество (в натуральном исчислении) каждого из видов и марок топлива, израсходованного на отпуск электрической и тепловой энергии, на хозяйственные нужды, а также отпущенного на сторону топлива.

4.4. Расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии определяется в соответствии с п. 3.1 и приводится в двух исчислениях: натуральном (графа 4) и условном (графа 5).

Расход натурального топлива указывается при фактической влажности сожженного топлива.

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

(22)

где - низшая удельная теплота сгорания натурального топлива на рабочую массу, ккал/кг (кДж/кг);

Q_ут - удельная теплота сгорания условного топлива, равная 7000 ккал/кг (29309 кДж/кг);

В_нт - расход топлива в натуральном исчислении.

4.5. Качество сжигаемого топлива (низшая удельная теплота сгорания, влажность и зольность на рабочую массу) должно определяться в соответствии с "Методическими указаниями по контролю качества твердого, жидкого и газообразного топлива для расчета удельных расходов на электростанциях" МУ 34-70-173-88.

4.6. Сведения о приходе, расходе и качестве сожженного угля приводятся по типам (бурый, каменный, антрацит, полуантрацит) и маркам.

4.7. По строке "торф" необходимо показывать отдельно кусковой и фрезерный торф.

Вес торфа по графам 1 - 4, 6 указывается приведенным к условной влажности: для кускового - 33 %, для фрезерного - 40 %. При этой же влажности указывается и удельная теплота сгорания топлива.

Перерасчет расхода и теплоты сгорания рабочей массы топлива влажностью на массу влажностью производится по формулам:

	(23)
	(24)

где к - коэффициент пропорциональности: к = 1 при выражении в ккал/кг; к = 4,187 при выражении в кДж/кг.

4.8. Все виды топливных отходов: стружка, опилки, сучья, щепа, коксовая мелочь и т.д., расходуемые на производство электрической и тепловой энергии, должны включаться в отчет наравне с другими видами топлива.

4.9. Объединенное подразделение сведения о приходе, расходе и качестве сожженного топлива приводит отдельно по электростанции и по районной котельной.

4.10. По строке 41 "Нефтетопливо" во всех графах данные следует приводить в виде дроби: в числителе - при фактической влажности топлива, в знаменателе - по "сухой массе". При этом не заполняется числитель в графе 2. При подсчете суммарного расхода топлива (графа 5, строка 48) учитывается числитель дроби по строке 41.

4.11. Расход топлива, указываемый по строке 48 в графе 5 раздела 3, должен быть равен расходу, указываемому по строке 31 в графе 2 раздела 3.

Управление статистки промышленности

Приложение 1

СОСТАВЛЕНИЕ СВОДНОГО ОТЧЕТА ПО РЕГИОНАЛЬНОМУ АКЦИОНЕРНОМУ ОБЩЕСТВУ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

П1.1. Отчет в целом по региональному акционерному обществу энергетики и электрификации составляется на основе соответствующих отчетов всех входящих в него тепловых электростанций, районных котельных и объединенных подразделений.

В сводный отчет включаются также показатели новых тепловых электростанций, не принятых от строительных или монтажных организаций, но находящихся во временной эксплуатации и вырабатывающих электроэнергию.

П1.2. Как сумма показателей по всем электростанциям, районным котельным и объединенным подразделениям определяются:

установленная и располагаемая мощность на конец года;

изменение установленной мощности;

средняя за отчетный год установленная и рабочая мощность;

выработка и отпуск электроэнергии;

отпуск теплоэнергии (общий, электростанциями всего и отработавшим паром, районными котельными);

абсолютный расход электроэнергии на собственные производственные нужды (по электростанциям на выработку электроэнергии и отпуск теплоэнергии, по районным котельным);

все расходы топлива по соответствующим строкам и графам раздела 3;

все расходы топлива по соответствующим строкам граф 1 - 6 раздела 4.

П1.3. При наличии в региональном акционерном обществе энергетики и электрификации электробойлерных установок в примечании к графе 3 раздела 2 следует указать: "Кроме того, отпущено электробойлерными установками... Гкал".

П1.4. Число часов использования установленной среднегодовой электрической мощности определяется в соответствии с п. 1.10. Число часов использования среднегодовой установленной тепловой мощности турбоагрегатов в целом по региональному акционерному обществу определяется по формуле:

(25)

где , - средняя за период установленная тепловая мощность турбоагрегатов каждой "j-й" из "n" электростанций; а также в целом по региональному акционерному обществу, Гкал/ч (ГДж/ч);

- число часов использования средней за период установленной тепловой мощности каждой из электростанций.

П1.5. Максимум электрической нагрузки регионального акционерного общества энергетики и электрификации - это наибольшая одновременная нагрузка, которую в продолжение не менее получаса несли параллельно работающие тепловые электростанции общества.

П1.6. Максимум тепловой нагрузки регионального акционерного общества энергетики и электрификации - это наибольший одновременный отпуск тепловой энергии в течение не менее получаса всеми электростанциями, районными котельными и объединенными подразделениями общества, работающими на общие тепловые сети.

П1.7. Значения фактических и нормативных удельных расходов топлива, фактических удельных расходов электроэнергии на собственные нужды, определяются в соответствии с п. 2.11 - 2.17.

П1.8. В сводном отчете по региональному акционерному обществу не должен отражаться внутренний оборот топлива между входящими в его состав отдельными электростанциями, районными котельными и объединенными подразделениями.

П1.9. К сводному отчету регионального акционерного общества прилагаются отчеты всех входящих в него электростанций, районных котельных и объединенных подразделений.

Приложение 2

СОСТАВЛЯЮЩИЕ РАСХОДА ТЕПЛА НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ТЕПЛА, СВЯЗАННЫХ С ЕГО ОТПУСКОМ

П2.1 Расход тепла на собственные нужды электростанции

П2.1.1. В расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов включаются:

расход тепла на турбопривод циркуляционных, конденсатных и других насосов, относящихся к турбинной установке (за исключением питательных);

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

расход тепла на отопление производственных помещений турбинной установки и электроцеха;

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

П2.1.2. В расход тепла на собственные нужды энергетических котлов включаются затраты его (включая потери), обеспечивающие:

слив и предварительный подогрев мазута;

размораживание твердого топлива;

распыл мазута в форсунках;

предварительный подогрев воздуха в калориферах;

транспорт угольной пыли к горелкам;

подавление окислов азота, образующихся при сжигании топлива;

турбопривод питательных насосов и воздуходувок;

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

пуски котлов;

обдувку и расшлаковку котлов;

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

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

П2.2. Технологические потери тепла, связанные с его отпуском:

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

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

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

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

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

при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

с продувкой паропреобразовательных установок;

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

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

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

Приложение 3

СОСТАВЛЯЮЩИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

П3.1. Расход электроэнергии на собственные нужды котлов

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

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

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

на электродвигатели механизмов по пневматической подаче пыли (пневмовинтовых насосов);

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

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

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

на механизмы центрального пылезавода.

П3.2. Расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов

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

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

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

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

П3.3. Расход электроэнергии на теплофикационную установку

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

на электродвигатели конденсатных насосов подогревателей сетевой воды;

на электродвигатели пиковых водогрейных котлов;

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

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

на прочие электродвигатели механизмов, обслуживающих теплофикационную установку.

П3.4. Дополнительные расходы электроэнергии, связанные с отпуском тепла в виде пара

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

Примечание. По П3.1 - П3.3 в расход электроэнергии на собственные нужды включаются также расходы ее на освещение производственных помещений, электроинструмент, электросварку, электродвигатели приспособлений и механизмов для текущего ремонта оборудования, электродвигатели систем отопления и вентиляции производственных помещений, потери электроэнергии в трансформаторах собственных нужд (при установке счетчиков на стороне низкого напряжения трансформаторов).

СОДЕРЖАНИЕ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1 Общие сведения

Раздел 2 Эксплуатационные данные

Раздел 3 Расход условного топлива на отпуск электроэнергии и теплоэнергии

Раздел 4 Баланс топлива

Приложение 1 СОСТАВЛЕНИЕ СВОДНОГО ОТЧЕТА ПО РЕГИОНАЛЬНОМУ АКЦИОНЕРНОМУ ОБЩЕСТВУ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

Приложение 2 СОСТАВЛЯЮЩИЕ РАСХОДА ТЕПЛА НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ТЕПЛА, СВЯЗАННЫХ С ЕГО ОТПУСКОМ

Приложение 3 СОСТАВЛЯЮЩИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ