Последнее обновление: 25.05.2024
Законодательная база Российской Федерации
8 (800) 350-23-61
Бесплатная горячая линия юридической помощи
- Главная
- ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 323 "ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ"
III. Методика расчета нормативов удельных расходов топлива по ТЭС и котельным
20. При наличии на ТЭС или котельной действующей НТД по топливоиспользованию, НУР на отпускаемую электростанцией электрическую и тепловую энергию, НУР на отпускаемую тепловую энергию котельной рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива.
Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлоагрегатов, входящих в состав группы оборудования.
По группе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбо- и котлоагрегатов, входящих в ее состав. В целом по электростанции (котельной) показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным группам.
21. 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;
отпуск тепла потребителям в паре на технологические нужды;
отпуск тепла в горячей воде в теплосеть;
структура сжигаемого топлива и его характеристики;
температура наружного воздуха;
температуры охлаждающей воды конденсаторов;
состав работающего оборудования.
Применительно к конкретной электростанции (котельной) полный состав исходных данных перечислен в макете, входящем в состав НТД по топливоиспользованию.
Выработка электроэнергии электростанциями принимается в соответствии с прогнозными энергобалансами, согласованными с Региональным диспетчерским управлением и органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.
22. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин (противодавления) в обязательном порядке соблюдается принцип их приоритетного использования по сравнению с пиковыми водогрейными котлами (далее - ПВК), редукционно-охладительными установками (далее - РОУ).
Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (Q_по), Гкал, в общем виде определяется по формуле:
где Q_п - отпуск тепла внешним потребителям, Гкал;
Q(сн)_п, Q(хн)_п, Q_пб - расходы тепла на собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, Гкал;
Q_роу - расход тепла от РОУ, подключенных к источнику пара более высокого давления, Гкал.
Расход тепла на собственные нужды рассчитывается по соответствующим зависимостям, входящим в состав энергетических характеристик оборудования.
На хозяйственные нужды отпуск тепла принимается по фактическим данным периода, предшествующего расчетному.
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 (противодавления) в общем случае включает в себя:
отпуск тепла внешним потребителям (Q_т), на собственные (Q(сн)_т) и хозяйственные нужды (Q(хн)_т) от подогревателей, подключенных к этим отборам;
расходы тепла на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более высокого потенциала (Q_нев).
Ожидаемое значение суммарного отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, Гкал, может быть рассчитано по формуле:
где Q(пот)_т - потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям в горячей воде;
Q_пвк - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал.
Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров) рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (тау_tнв), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети:
где G(пвк(пб))_сет.в - 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 целесообразно стремиться к минимизации затрат тепла турбинной установкой на выработку электроэнергии.
Для этого применяются специальные компьютерные программы. При отсутствии таких программ следует руководствоваться следующими рекомендациями.
В случае работы электростанции в расчетном периоде по тепловому графику в первую очередь загружаются 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 производится 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 нагружаются 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, нагружаются отборы турбин типа ПТ до достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной выработки электроэнергии.
При распределении тепловых нагрузок учитываются:
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:
Nгде N_р, N(мин)_пт.т - 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 N(мин)_пт.т 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.), подтверждаются соответствующими документами. Расчет минимальной нагрузки ТЭЦ производится в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении 14 к настоящей Инструкции.
Дополнительная конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (ДельтаЭ_кн), тыс. кВт·ч, определяется по формуле:
где Э - планируемая выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч.
Для ТЭЦ при обосновании дополнительной конденсационной выработки электроэнергии могут рассматриваться следующие факторы:
наличие неотключаемых потребителей теплоснабжения;
обеспечение технического минимума нагрузки котлов;
увеличение температуры охлаждающей воды на выходе из конденсаторов турбин для предотвращения обмерзания градирен в зимнее время.
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_0) и пара в конденсаторы (D_2) по отдельным турбинам с достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч:
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_0, 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.
При расчете НУР параметры свежего пара и пара после промперегрева соответствуют значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.
23. Для ТЭС, применяющих метод распределения затрат топлива в комбинированном цикле между электрической и тепловой энергией пропорционально затратам тепла на выработку электрической энергии и отпуск тепловой энергии при условии их раздельного производства, 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:
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, имеющую 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;
K_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" вакуума значение ДельтаQ(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_т, ккал/кВт·ч);
абсолютных и удельных расходов тепла (Q(сн)_ту, Гкал и q(сн)_ту, %) и электроэнергии (Э(сн)_ту, тыс. кВт·ч и э(сн)_ту, %) на собственные нужды;
удельного расхода тепла нетто (q(н)_ту, ккал/кВт·ч).
24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлагрегатов каждого типа (n_1, n_2 ... n_т) в группе выбирается исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлоагрегатов на уровне 80 - 90% от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются также согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлоагрегатов.
Суммарная выработка тепла брутто котельной установкой подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:
где K_пот - удельная величина потерь теплового потока, %, принимается равной 1,5% от номинальной производительности работающих в прогнозируемом периоде котлоагрегатов m-го типа;
n_m - выбранное при прогнозе количество работающих котлоагрегатов m-го типа;
Q(ном)_к.бр.m - номинальная теплопроизводительность котлоагрегата m-го типа, Гкал/ч.
Распределение Q(бр)_ку между типами котлоагрегатов группы оборудования производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям (если на электростанции отсутствуют какие-либо другие соображения).
Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам групп оборудования:
КПД нетто (эта(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.
Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности (К_рi) рассчитываются по отчетным данным предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:
где b_i, b(н)_i - фактический и номинальный удельные расходы топлива на отпускаемую энергию в i-м месяце предшествующего года;
К_пер - коэффициент, учитывающий устранение пережогов топлива из-за отклонения показателей оборудования от нормативного уровня.
Значение К_пер рассчитывается как отношение пережогов топлива, которые не планируется устранить в ближайшие 2 года, к сумме пережогов топлива за год, предшествующий прогнозируемому. Обоснование величины К_пер производится на основе карты перерасходов топлива и плана мероприятий по их устранению.
Степени использования резервов тепловой экономичности (мю_I) при расчете нормативов удельных расходов топлива на регулируемый период принимаются равными нулю.
Коррекция значений НУР, исчисленных на основе НТД по топливоиспользованию (b_нтд), показатели которой хуже фактических значений показателей в году, предшествующем расчетному, производится по формуле:
где К_кор - корректирующий коэффициент:
b_факт, b_ном - соответственно фактические и номинальные значения удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию и тепло по отчетным данным за каждый месяц года, предшествующего расчетному.
Расчет НУР на основе отчетных данных базового периода25. Расчет НУР на основе показателей базового периода выполняется при отсутствии на ТЭС действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию.
В качестве базового периода может быть принят один из двух годов, предшествующих расчетному, отличающихся по объемам выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии от расчетного не более чем на 10%. Если оба предшествующих года соответствуют данному условию, то в качестве базового принимается последний год, предшествующий расчетному.
В зависимости от применяемого на ТЭС метода распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией расчет НУР выполняется в соответствии с приведенными ниже формулами. Подстрочный индекс "б" в обозначении показателей, входящих в формулы, означает их принадлежность к базовому периоду.
Метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией с использованием показателей раздельного производства26. Электростанции, применяющие метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией с использованием показателей раздельного производства, расчет НУР на отпущенную электроэнергию, г/(кВт·ч), производят по формулам:
где b_э, b(р)_э - удельный расход топлива на электроэнергию фактический и при раздельном производстве, г/(кВт·ч);
Дельтаb(р)_эi - поправки к удельному расходу топлива на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым;
К_отр(к) - коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при раздельном производстве:
Q_от, Q(ПВК)_от - отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых водогрейных котлов, Гкал;
альфа(кэ)_пот - относительная величина потерь, %, связанных с отпуском тепла от энергетических котлов;
Q_э, Q(р)_э - расход тепла на производство электроэнергии фактический и при раздельном производстве, Гкал:
ДельтаQ_э(отр) - увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при раздельном производстве, Гкал;
ДельтаQ(по)_э(отр), ДельтаQ(то)_э(отр), ДельтаQ(конд)_э(отр) - 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 ДельтаQ_э(отр) и Q(р)_э для прогнозируемого периода определяются по формулам:
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;
тау_раб - среднее за прогнозируемый период время работы единичного турбоагрегата, ч;
Q_хх i - условный расход тепла холостого хода турбоагрегата i-го значения номинальной мощности, Гкал/ч. Определяется по энергетическим характеристикам по графику зависимости q_m = f(N_m, Q_по, Q_то) при Q_по = 0 и Q_то = 0;
z_i - количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го значения номинальной мощности;
Дельтаq_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.
27. Прогнозируемые значения нормативов удельных расходов топлива на отпускаемое "с коллекторов" тепло (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:
где b(кэ)_тэ, b(р.кэ)_тэ - удельный расход топлива по энергетическим котлам: фактический и при раздельном производстве (не учитывает затраты электроэнергии на теплофикационную установку), кг/Гкал;
B_ПВК, b_ПВК - абсолютный (т) и удельный (кг/Гкал) расход условного топлива по пиковым водогрейным котлам;
Э_тепл - расход электроэнергии на теплофикационную установку, тыс. кВт·ч;
B_тэ - общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;
Q(кэ)_от = Q_от - Q(ПВК)_от - Q(гв)_нас - отпуск тепла внешним потребителям, обеспеченный энергетическими котлоагрегатами (от РОУ, регулируемых и нерегулируемых отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал;
Q(гв)_нас - количество тепла, полученное водой в сетевых и перекачивающих насосах, Гкал;
Дельтаb(р.кэ)_тэ i, Дельтаb_ПВК i - поправки к удельным расходам топлива энергетическими котлоагрегатами и пиковыми водогрейными котлами на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кг/Гкал;
Q(гв)_от - отпуск тепла с горячей водой, Гкал.
28. По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии (Дельтаb(р)_э) и тепла (Дельтаb(р.кэ)_тэ, Дельтаb_ПВК) при изменении:
1) Структуры сжигаемого топлива - Дельтаb_с:
где b(р)_эо - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(кВт·ч);
b(р.кэ)_тэ о - то же на отпуск тепла энергетическими котлами, кг/Гкал;
b_ПВК г - удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами при работе на газе, кг/Гкал;
m - количество других, кроме принятого за основное, видов сжигаемого энергетическими котлоагрегатами топлива;
бета_i - доля в расходе энергетическими котлоагрегатами каждого из других видов (марок) сжигаемого топлива, %;
бета_ПВК г - доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными котлами, %;
K_ПВК м - относительное увеличение удельного расхода топлива пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;
K_с - относительное изменение удельного расхода топлива энергетическими котлоагрегатами при замене 1% основного вида (марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся укрупненные значения K_с:
Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде топлива определяется по формуле:
Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энергетическими котлами b(р.кэ)_тэ о б.
2) Качества твердого топлива - Дельтаb_кач
где K_Aj, K_Wj - относительное изменение b(p)_э, b(p.кэ)_тэ (%) при изменении на 1% абсолютный зольности A(p) и влажности W(p) j-й марки твердого топлива;
A(p)_j, W(p)_j - зольность и влажность j-й марки твердого топлива, %;
бета_j - доля по теплу j-й марки твердого топлива в расходе топлива энергетическими котлоагрегатами, %;
l - количество марок сжигаемого твердого топлива;
b(p)_э j, b(p.кэ)_тэ j - удельные расходы топлива при раздельном производстве при сжигании j-й марки твердого топлива;
3) Доли выработки электроэнергии при работе дубль-блоков с одним корпусом котла - Дельтаb_э 1к:
где альфа_1к - доля выработки электроэнергии дубль-блоками при работе с одним корпусом котла, %;
b_э 2к, b_э 1к - удельный расход топлива при работе дубль-блоков с двумя и одним корпусом котла, г у.т./(кВт·ч);
гамма_д-бл - доля дубль-блоков в общей выработке электроэнергии подгруппой оборудования, %.
4) Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки - Дельтаb_пуск:
для энергоблоков
для оборудования с поперечными связями
B_пуск i, B_т пуск i, B_к пуск j - нормативные значения технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках энергоблоков, турбоагрегатов и котлоагрегатов, т;
n_i - количество пусков энергоблоков, турбоагрегатов по диспетчерскому графику нагрузки;
m_j - количество пусков котлов по диспетчерскому графику нагрузки;
К_э - коэффициент отнесения расхода топлива энергетическими котлоагрегатами на производство электроэнергии
5) Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения, - Дельтаb_осв:
b
где p - количество турбоагрегатов, находившихся в стадии освоения в базовом периоде и которые будут находиться в стадии освоения в прогнозируемом периоде;
s - то же, котлоагрегатов;
K(т)_осв i - относительное увеличение удельного расхода топлива в прогнозируемом и базовом периодах вследствие пониженной экономичности i-го турбоагрегата, находящегося в стадии освоения, %;
K(к)_осв j - то же, j-го котла, %;
альфа_i, альфа_j - доля выработки электроэнергии и тепла каждым осваиваемым турбоагрегатом и котлоагрегатом, %.
6) Отработанного оборудованием ресурса времени - Дельта b_рес:
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;
c_ср - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из значения c, равного 0,0055 - для пылеугольных котлоагрегатов; 0,0035 - для котлоагрегатов, работающих на высокосернистом мазуте; 0,0015 - для котлоагрегатов, работающих на сернистом, малосернистом мазуте или газе, % / 1000 ч;
Дельтатау(т)_раб, Дельтатау(к)_раб - средняя продолжительность работы турбоагрегатов и котлоагрегатов за время от конца базового до конца прогнозируемого периода, ч;
гамма_i, гамма_j - доля выработки электроэнергии турбоагрегатами и тепла энергетическими котлами, отработавшими с начала эксплуатации более 35 тыс. ч, в общей выработке энергии группой оборудования, %;
эта(бр)_к - коэффициент полезного действия брутто котлоагрегатов, %.
7) Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при стабилизации тепловых процессов) - Дельтаb_стбл:
где К_ст - коэффициент изменения удельного расхода топлива при стабилизации режимов, %.
8) Прочих эксплуатационных факторов - Дельтаb_проч.
В составе прочих учитывается влияние на удельные расходы топлива других объективных, не упомянутых в пунктах 28.1 - 28.7 факторов, таких, например, как:
сжигание топлива непроектных видов и марок;
перевод котлов на сжигание другого вида топлива;
выполнение мероприятий по охране труда и окружающей среды, обеспечение требований ирригации и рыбоводства.
Физический метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией29. Электростанции, применяющие физический метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией, расчет НУР производят по формулам:
где q_т - удельный расход тепла на производство электроэнергии, ккал/кВт·ч;
на теплоэнергию b_тэ - по формуле (21) настоящей Инструкции с заменой значения b(кэ)_тэ на:
Значения поправок к удельным расходам топлива определяются по формулам 26 - 45, в которых из обозначений удельных расходов топлива и расхода тепла на производство электроэнергии исключается надстрочный индекс "(p)".
30. Порядок расчета расхода электроэнергии на собственные нужды одинаков для обоих методов распределения затрат топлива. Прогнозируемые значения расходов электроэнергии на собственные нужды (тыс. кВт·ч) рассчитываются по формулам:
1) Суммарного Э(сн):
2) На выработку электроэнергии:
где Э(сн)_т, Э(сн)_к - расходы электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов и энергетических котлоагрегатов, тыс. кВт·ч;
ДельтаЭ(сн)_т пуск, ДельтаЭ(сн)_к пуск - изменение расхода электроэнергии на пуски по диспетчерскому графику турбоагрегатов и котлоагрегатов, тыс. кВт·ч.
где Э(сн)_т пуск i, Э(сн)_к пуск j - нормативные значения технологических потерь электроэнергии при пусках турбоагрегатов и котлоагрегатов, тыс. кВт·ч; принимаются в соответствии со значениями, указанными в энергетических характеристиках оборудования;
ДельтаЭ(-сн)_к i - поправки к удельному расходу электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кВт·ч/Гкал.
3) На отпуск тепла Э(сн)_тэ:
где Э_пар - расход электроэнергии на насосы, используемые при подготовке обессоленной воды для восполнения невозврата конденсата от потребителей пара, тыс. кВт·ч;
G_нев, G_нев б - невозврат конденсата от потребителей пара в расчетном и базовом периодах, т;
Э_тепл - 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;
ДельтаЭ(-сн)_ПВК i - 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.
4) По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам электроэнергии на собственные нужды энергетических (ДельтаЭ(-сн)_к) и пиковых водогрейных (ДельтаЭ(-сн)_ПВК) котлов при изменении:
4.1) Структуры сжигаемого топлива ДельтаЭ(-сн)_с
где Э(-сн)_к о, Э(-сн)_к i - удельный расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов 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 котлоагрегатов при работе на мазуте и газе, кВт·ч/Гкал.
4.2) Качества твердого топлива:
где ДельтаЭ(-сн)_к кач j - изменение удельного расхода электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов (кВт·ч/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-й марки твердого топлива на 100 ккал/кг. Ниже приводятся укрупненные значения ДельтаЭ(-сн)_к кач j:
- Главная
- ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 323 "ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ"