Законодательная база Российской Федерации

ПРИКАЗ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 N 268 (ред. от 01.11.2007) "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"

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_сет.в), Гкал, рассчитываются по формулам:

	(1)
	(2)

где D_потрj - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения D_потрj 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_подпi - 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:

(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:

(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 (тау_tнв), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети:

(5)

где - расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или пиковые бойлеры, т/ч;

i'_с.в, i''_с.в - 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 взаимосвязанно.

При наличии на электростанции нескольких подгрупп оборудования целесообразно в период максимума электрической нагрузки передавать тепловые нагрузки на подгруппу с более низкими начальными параметрами свежего пара с целью максимального ограничения ею конденсационной выработки электроэнергии. Причем больший эффект может быть обеспечен при передаче теплофикационной нагрузки.

При работе турбин с электрическими нагрузками, близкими к номинальным, для достижения максимальной теплофикационной выработки электроэнергии отборы однотипных агрегатов следует нагружать равномерно.

Летний период работы агрегатов с низкими нагрузками предопределяет неравномерный характер распределения тепловой нагрузки между турбинами вплоть до ее передачи на одну из них.

При параллельной работе турбин типа ПТ и Р в первую очередь, как показывают расчеты, должны нагружаться отборы турбин типа ПТ до достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной выработки электроэнергии.

При распределении тепловых нагрузок должны быть учтены:

ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов турбин;

особенности схемы теплофикационной установки в части отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды;

надежность теплоснабжения потребителей.

После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии электростанцией (Э_мин), тыс. кВт.ч:

(6)

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 (дельтаЭ_кн), тыс. кВт.ч, определяется по формуле:

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

Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Q_по, Q_то), 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 (D_о) и пара в конденсаторы (D_2) по отдельным турбинам с достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч:

	(8)
	(9)

где q_т.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 i_о, i_пв, дельтаi_пп - энтальпии свежего пара, питательной воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

альфа_пп - доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

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

дельтаQ_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;

дельтаР_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 (, ) определяется температура прямой сетевой воды (t_пр.св), град. С, на основании температурного графика тепловой сети:

	(12)
	(13)

2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за основными подогревателями (), град. С:

(14)

где дельта t_св.пвк.пб - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых бойлерах, град. С;

(15)

- температура сетевой воды за основными подогревателями, соответствующая максимальному давлению пара в теплофикационных отборах ( ), град. С;

(16)

- температура насыщения при давлении , град. С;

Qt_под - номинальный температурный напор в основных сетевых подогревателях, град. С.

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

	(17)
	(18)

где дельтаP_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 (дельтаQ_э(отр)), Гкал, определяется по формулам:

для турбин типа ПТ, Т:

(19)

для турбин типа Р, ПР:

(20)

где , 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 () 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_т, ккал/кВт.ч);

абсолютных и удельных расходов тепла (, Гкал и , %) и электроэнергии (, тыс. кВт.ч и , %) на собственные нужды;

удельного расхода тепла нетто (, ккал/кВт.ч).

24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлов каждого типа (n_1, n_2 ...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 также согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлов.

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

(21)

где К_пот - 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;

- номинальная теплопроизводительность котла m-ого типа, Гкал/ч.

Распределение 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 ();

абсолютных и удельных расходов тепла (, Гкал и , %) и электроэнергии (, тыс. кВт.ч и , %) на собственные нужды.

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

	(22)
	(23)

где - номинальный удельный расход топлива на электроэнергию, г/кВт.ч;

- номинальный удельный расход топлива на тепло, отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал;

, - коэффициенты резерва тепловой экономичности по отпуску электроэнергии и тепла от энергетических котлов;

мю_э, мю_тэ.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 = SUM (b_э.i x Э_отп.i) / SUM Э_от.i	(24)
	(25)
b_тэ.эн.к = SUM (b_тэ.эн.к.i x (Q_от i - Q_пвк i) / SUM (Q_от i - Q_отп пвк)	(26)
b_тэ = (b_тэ.эн.к x SUM (Q_от i - Q_пвк i) + b_тэ пвк x Q_пвк) / Q_от	(27)

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

b_э = SUM (b_э.j x Э_от.j) / SUM Э_от.j	(28)
	(29)
b_тэ = SUM (b_тэ.j x Q_от.j + b_тэ.рк x Q_от.рк) / SUM (Q_от.i + + Q_от.рк),	(30)

где - номинальный удельный расход топлива на тепло, отпускаемое от районной котельной, кг/Гкал;

мю_тэркi - коэффициент резерва и степень его использования по районной котельной;

Q_от.рк - отпуск тепла от котельных, Гкал.

Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности (, ,, ) рассчитываются по отчетным данным предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:

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

Степени использования резервов тепловой экономичности (мю_э, мю_тэ.эн.к, мю_тэ.пвк, мю_тэ.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:

(32)

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

(33)

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

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

	(34)
	(35)

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

	(36)
	(37)

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

	(38)
	(39)

По электростанции в целом и рассчитываются как средневзвешенные по и величины удельных расходов топлива по подгруппам оборудования, а по организации в целом - как средневзвешенные величины удельных расходов топлива по электростанциям, входящим в его состав.