Расчет нур. «Мутные» НУР ТЭЦ, альтернативная котельная и тепловые насосы

в = (в + Сумма Дельта в)/К (42)

в = в х К, (43)

эб эб оmр(к) б
р

где в, в - удельный расход топлива на электроэнергию фактический и

э э при раздельном производстве, г/(кВт х ч);
р

Дельта в - поправки к удельному расходу топлива на изменение

эi значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по

сравнению с базовым, г/(кВт х ч);
э

К - коэффициент увеличения расхода топлива на электроэнергию

оmр(к) при условном отсутствии отпуска тепла внешним

э э э э оm оm б

К = К х К = К ──────────────── х

оmр(к)п оmр(к)б корр оmр(к)б р ПВК

э оm оm б
р ПВК

х ──────────────────────────────── (44)

(Q - Дельта Q + Q - Q)

э э(оmр) оm оm п
В формуле (36) :
ПВК

Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых

оm оm водогрейных котлов, Гкал;
р

Q , Q - расход тепла на производство электроэнергии фактический

э э и при раздельном производстве, Гкал:
р

Q = Q + Дельта Q (45)

э э э(оmр)
Дельта Q - увеличение расхода тепла на производство электроэнергии

э(оmр) при условном отсутствии отпуска тепла внешним

потребителям из отборов и от конденсаторов

Дельта Q = Дельта Q x Q /Q (47)

Дельта Q = Дельта Q x Q /Q (48)

Дельта q (Э - Э) (50)

кн п б
где Q , Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям и на собственные

по то конд нужды соответственно из производственных и

теплофикационных отборов (и приравненных к ним

нерегулируемых отборов) и от конденсаторов

турбоагрегатов, Гкал;

тау - среднее за период время работы единичного

раб турбоагрегата, ч;
Q - условный расход тепла холостого хода турбоагрегата

xxi 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 - количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го

i значения номинальной мощности;
р

Дельта q - средний по турбоагрегатам данных параметров

кн относительный прирост расхода тепла на производство

электроэнергии по конденсационному циклу (при

включенных регуляторах давления в регулируемых

отборах), Гкал/(МВт х ч);

Э - выработка электроэнергии, тыс. кВт х ч.
31. Норматив удельного расхода топлива на отпущенное тепло (кг/Гкал) рассчитывается по формулам:
кэ кэ ПВК

в = (в x Q + в x Q + Э x в)/Q (51)

mэп mэп оmп ПВК п оm п тепл п эп оm п
кэ р.кэ mэ

в = в /К х К (52)

(В - В - Э х в х 10) х К х 10

р.кэ mэ ПВК mепл э б оmр(к)б

в = ─────────────────────────────────────────────── +

оmб
р.кэ

в = В x 10 /Q + Сумма Дельта в (54)

Э = Э х Q /Q , (55)

mепл п mепл б оm п оm б
кэ р.кэ

где в, в - удельный расход топлива по

mэ mэ энергетическим котлам: фактический и при

раздельном производстве (не учитывает

затрат электроэнергии на

теплофикационную установку), кг/Гкал;

В, в - абсолютный (m) и удельный (кг/Гкал)

ПВК ПВК расход условного топлива по пиковым

водогрейным котлам;

К - коэффициент увеличения расхода топлива

оmр(к) энергетическими котлами на отпуск тепла

при условном отсутствии отпуска тепла

внешним потребителям из отборов и от

конденсаторов турбоагрегатов;

Э - расход электроэнергии на

mепл теплофикационную установку, тыс.кВт х ч;
В - общий расход условного топлива на отпуск

mэ тепла, т;
кэ ПВК гв

Q = Q - Q - Q - отпуск тепла внешним потребителям,

оm оm оm нас обеспеченный энергетическими котлами (от

РОУ, регулируемых и нерегулируемых

отборов и от конденсаторов

турбоагрегатов), Гкал;

Q - количество тепла, полученное водой в

нас сетевых и перекачивающих насосах, Гкал;

Дельта в, Дельта в - поправки к удельным расходам топлива

mэi ПВКi энергетическими и пиковыми водогрейными

котлами на изменение значений внешних

факторов в прогнозируемом периоде по

сравнению с базовым, кг/Гкал;

Q - отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

Дельта в = [в Сумма [К (бета - бета)] х 10 (56)

Дельта в = в х К (бета - бета) х 10 , (58)

ПВКс ПВК гб ПВК м ПВК гб ПВК гп
р

где в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при

эоб раздельном производстве на основном виде топлива,

г/(кВт х ч);

в - то же на отпуск тепла энергетическими котлами, кг/Гкал;

mэоб
В - удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами в

ПВК гб базовом периоде при работе на газе, кг/Гкал;
m - количество других, кроме принятого за основное, видов

сжигаемого энергетическими котлами топлива;

бета - доля в расходе энергетическими котлами каждого из других

i видов (марок) сжигаемого топлива, %;
бета - доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными

ПВК г котлами, %;

К - относительное увеличение удельного расхода топлива

ПВК м пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на

К - относительное изменение удельного расхода топлива

с энергетическими котлами при замене 1% основного вида

(марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся

укрупненные значения К_с.
─────────────────────────────┬───────────────────────────────────────────

Основное топливо │ Значение К_с

├───────────────────────────────────────────

│ Замещающее топливо

├─────────────────────┬─────────────────────

│ Газ │ Мазут

─────────────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────

Газ │ - │ + (0,02 - 0,025)

Мазут │ - (0,02 - 0,025) │ -

Антрацит │ - (0,07 - 0,08) │ - (0,05 - 0,055)

Каменный и бурый уголь │ - (0,05 - 0,06) │ - (0,025 - 0,03)

│ - (0,125 - 0,14) │ - (0,1 - 0,11)

Торф │ │

─────────────────────────────┴─────────────────────┴─────────────────────
Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде топлива определяется по формуле:
р 2

в = ───────────────────────────────── (59)

бета Сумма [(1 + К) х бета ]

об i=1 ci iб
Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энергетическими котлами в(р.кэ)_mэоб.

Дельта в = Сумма [в К (Q - Q) x бета ] x 10 (60)

Дельта в = Дельта в х (альфа - альфа) х дельта х 10 (64)

э корп э д-бл корп п корп б д-бл п
где Дельта в - изменение удельного расхода топлива на 1% изменения

э д-бл продолжительности работы дубль-блока с одним

корпусом котла, г/(кВт х ч);
для укрупненных расчетов значение Дельта в_э д-бл может быть принято

равным 0,05 [г/(кВт х ч)]/%;

дельта - доля дубль-блоков в общем количестве энергоблоков

д-бл подгруппы оборудования, %;

альфа - относительная продолжительность работы дубль-блоков

корп с одним корпусом котла, %.
4. Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки - Дельта в_пуск:

Сумма В (n - n)

р i=1 пуск i iп iб 3

Дельта в = ─────────────────────── х К" х 10 (65)

Сумма В (n - n)

р.кэ i=1 пуск i iп iб 3

Дельта в = ─────────────────────── х (1 - К") х 10 (66)

mэ пуск кэ эп

оmп
для оборудования с поперечными связями
i=n j=m 3

{Сумма В (n - n) + [Сумма В (m - m)] x К" } x 10

р i=1 т пуск i iп iб j=1 к пуск j jп jб эп

Дельта в = ─────────────────────────────────────────────────────────────────── (67)

[Сумма В (m - m)] x (1 - К") x 10

р.кэ j=1 к пуск j jп jб эп

Дельта в = ──────────────────────────────────────────── (68)

mэ пуск кэ

оmп
В формулах (67) - (68) :
B , B , B - нормативные значения технологических потерь

пускi т пускi к пускj в пересчете на условное топливо при пусках

энергоблоков, турбоагрегатов и котлов, т;

n - количество пусков энергоблоков,

i турбоагрегатов по диспетчерскому графику

нагрузки;

m - количество пусков котлов по диспетчерскому

j графику нагрузки;

К" - приблизительное значение коэффициента

э отнесения расхода топлива энергетическими

котлами на производство электроэнергии
р р ПВК

К" = Q /(Q + Q - Q) (69)

Дельта в = в (l x Дельта тау x гамма х 10 +

э рес эб ср п раб iп
к 5 бр

С х Дельта тау х гамма /10 эта) (72)

Э (в - в) - Дельта Э (в - в)

р в эв эб в эд эб

Дельта в = ───────────────────────────────── (74)

Дельта в = в х (К - К) х 10 (76)

Дельта Э = Сумма Э х (n - n) (84)

Дельта Э = Сумма Э х (m - m), (85)

к пуск j=1 к пуск j пj бj
сн сн

где Дельта Э, Дельта Э - нормативные значения

m пускi к пускj технологических потерь

электроэнергии при пусках

турбоагрегатов и котлов,

тыс. кВт.ч;

принимаются в соответствии со значениями, указанными в

энергетических характеристиках оборудования.
_сн

Дельта э - поправки к удельному расходу

кi электроэнергии на собственные

нужды энергетических котлов на

изменение значений внешних

факторов в прогнозируемом периоде

по сравнению с базовым,

Э = Э - Э - Э - Э, (87)

пар m к mепл
где Э - расход электроэнергии на насосы, используемые при

пар подготовке обессоленной воды для восполнения

невозврата конденсата от потребителей пара, тыс.кВт.ч;

Э - расход электроэнергии на теплофикационную установку

mепл (пиковые водогрейные котлы; сетевые, конденсатные и

подпиточные насосы; насосы, используемые для

подготовки подпиточной воды), тыс. кВт.ч;

Э - расход электроэнергии на механизмы собственных нужд

ПВК пиковых водогрейных котлов, тыс. кВт.ч;

Дельта Э - поправки к удельному расходу электроэнергии на

ПВКi 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 (Дельта э)

и пиковых водогрейных (Дельта э) котлов при изменении:

1. Структуры сжигаемого топлива Дельта э

Сн i=m _сн _сн -2

Дельта э = Сумма[(э - э) х (бета - бета)] х 10 (88)

к с i=1 кi кo iп iб
_сн _сн _сн -2

Дельта э = [(э - э) х (бета - бета)] х 10,

ПВК с ПВК м ПВК г ПВК гб ПВК гп
(89)
_сн _сн

где э, э - удельный расход электроэнергии на собственные нужды

к0 кi энергетических котлов при работе на основном и

каждом из других видов сжигаемого топлива,

кВт.ч/Гкал;

э, э - удельный расход электроэнергии на собственные нужды

ПВК м ПВК г пиковых водогрейных котлов при работе на мазуте и

газе, кВт.ч/Гкал.
2. Качества твердого топлива
_сн j=l _сн р р -4

Дельта э = Сумма Дельта э х (Q - Q) x бета x 10 ,

к кач j=1 к кач j нjб нjп jп

где Дельта э - изменение удельного расхода электроэнергии на

к кач j собственные нужды энергетических котлов

(кВт.ч/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-ой

марки твердого топлива на 100 ккал/кг.
_сн

Ниже приводятся укрупненные значения Дельта э

к кач j
─────────────┬─────────────┬──────────────┬──────────────┬───────────────

Уголь │ АШ │ Тощий │ Бурый │ Каменный

─────────────┼─────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────

Сн │ │ │ │

Дельта э │ 0,90 │ 0,25 │ 0,70 │ 1,0

ккачj│ │ │ │

─────────────┴─────────────┴──────────────┴──────────────┴───────────────

Новости

Завершена работа над новой версией 325.12.11 программного комплекса "РаТеН-325" (31.07.2013).

Завершена работа над новой версией 323-66.09.1 программного комплекса "РаТеН-323-66" (31.07.2013). Программный комплекс дополнен следующими функциями:

Опубликован и вступил в силу Приказ Минэнерго России от 10.08.2012 г. № 377. 19.12.2012 г. опубликован в "Российской газете" и 30.12.2012 г. вступил в силу Приказ Минэнерго России от 10.08.2012 г. № 377 (зарегистрирован в Минюсте России 28.11.2012 г. за № 25956) "О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения".
С выходом приказа исполнен п. 21 Распоряжения Правительства РФ от 30.12.2010 г. № 2485-р. Приказом внесены изменения в приказы Минэнерго России от 04.09.2008 г. № 66 и от 30.12.2008 г. № 323 и № 325. Изменения учтены в программных комплексах РаТеН-323-66, РаТеН-325 и РаТеН323-ДЭС. Завершена работа над новой версией программного комплекса "РаТеН-325" (16.08.2012). Программный комплекс дополнен следующими функциями: - в паспорта паровых сетей добавлена возможность изменения сортировки,
- при расчете паровых сетей в случае появления отрицательных значений при вычислении SQRT в итерациях добавлено сообщение о некорректности расчета. Разработана программа «Отключения субабонентов» ,
предназначенная для расширения возможностей по работе с отключениями субабонентов в программном комплексе "АРМ-Теплопредприятие" ("АРМ-Теплосбыт"). о возможностях программы и ее стоимости. Все программные комплексы "РаТеН" получили новые сертификаты соответствия. Программные комплексы "РаТеН-325", "РаТеН-323-66" и "РаТеН-323-ДЭС" получили Сертификаты соответствия в системе добровольной сертификации в жилищно-коммунальном и строительном комплексах Российской Федерации "ЖИЛКОММУНСТРОЙСЕРТИФИКАЦИЯ". Сертификаты действуют на всей территории Российской Федерации с 01.04.2012 г. по 31.03.2015 г. Информационно-методическое письмо ЗАО «Роскоммунэнерго» от 12.03.2012. ЗАО «Роскоммунэнерго» подготовлено информационно-методическое письмо от 12 марта 2012 года "О расчетах и обосновании проектов нормативов удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от отопительных (производственно-отопительных) котельных".
С текстом письма можно ознакомиться на сайте ЗАО "Роскоммунэнерго" (http://www.roskomen.ru) в разделе "Полезная информация". Завершена работа над очередными версиями программ РаТеН-323-66.8.4 и РаТеН-325.12.5 (10.04.2012) . В ПК "РаТеН-323-66" в расчете затрат тепловой энергии на собственные нужды котельной по составляющей "Потери тепловой энергии с продувочной водой" добавлена возможность удаления ошибочно проведенного расчета для котла, в котором продувка не предусмотрена. Эта возможность реализована добавлением стандартной функции ввода "пустого" значения при выборе вида продувки. В ПК "РаТеН-325" в разделе "Сводный расчет потерь" добавлена новая форма (ф.2), содержащая детальную информацию по потерям тепловой энергии и теплоносителя в водяных сетях в разрезах кварталов, месяцев, назначения сетей и видов потерь. Форма не является обязательной, поскольку не предусмотрена "Инструкцией", но она расширяет возможности анализа результатов расчета. В ПК "PaTeH-323-66" и ПК "PaTeH-325" добавлена опция импорта данных. Импорт данных может производиться из текстовых файлов заданной структуры. Для программного комплекса "АРМ-Теплопредприятие" ("АРМ-Теплосбыт") разработан блок создания корректировочных счетов фактур. Данное дополнение реализует положения письма ФНС РФ от 28.09.2011 г. № ЕД-4-3/15927@. Версия с указанным блоком бесплатно по заявкам передается пользователям программного комплекса, имеющим действующую поддержку. Завершена работа над новой версией программного комплекса "РаТеН-325". ООО "Научно-технический центр "КомпАС" совместно с ЗАО "Роскоммунэнерго" завершили работы по подготовке новой версии программного комплекса "РаТеН-325", учитывающей положения, содержащиеся в Приказе Минэнерго РФ от 01.02.2010 № 36 "О внесении изменений в Приказы Минэнерго России от 30.12.2008 № 325 и от 30.12.2008 № 326" и Информационном письме Минэнерго РФ и Комиссии по утверждению нормативов от 28.12.2009 г., касающегося повышения качества подготовки расчетов и обоснования нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. Новая версия бесплатно передается по заявкам пользователям программного комплекса, имеющим действующую поддержку. Разработан дополнительный модуль "Загрузка котлов" для программного комплекса "РаТеН-323-66". Научно-технический центр "КомпАС" завершил разработку дополнительного модуля "Загрузка котлов" для программного комплекса "РаТеН-323-66". Работа выполнена в связи многочисленными обращениями пользователей программного комплекса – теплоснабжающих предприятий и экспертных организаций. В соответствии с "Инструкцией …", утвержденной приказом Минэнерго России от 30.12.2008 № 323 расчет группового НУР по котельной должен производиться на основе индивидуальных НУР котлоагрегатов, их производительности и времени работы по месяцам планируемого года. А распределение тепловых нагрузок между агрегатами должно базироваться на принципе минимизации затрат топлива. При определении этих параметров возникает известная проблема, своего рода "замкнутый круг": общий объем производства тепловой энергии котельной рассчитывается как сумма величин выработки (отпуска в сеть) и затрат на собственные нужды, а затраты на собственные нужды, в свою очередь, зависят от объема производства и распределения нагрузок между котлами. Данная задача "Инструкцией …" никак не регламентируется, т.е. выходит за ее рамки, что, однако, не отменяет обязательного ее решения при расчетах НУР. Для таких задач обычно применяется итерационный метод. Но из-за необходимости проведения детального постатейного расчета объема собственных нужд на каждом шаге итерационной процедуры она становится очень трудоемкой при ручном расчете. Модуль "Загрузка котлов" полностью автоматизирует всю итерационную процедуру определения объема производства тепловой энергии котельной через отпуск и собственные нужды, а также расчет распределения нагрузок между котлами. Детальные результаты расчетов представляются в форме таблицы, удобной для их анализа. Эти результаты далее экспортируются в основную часть программного комплекса "РаТеН-323-66", где используются для расчета НУР. Программный комплекс "РаТеН-325" дополнен новой важной опцией. В действующей версии программного комплекса "РаТеН-325" обеспечено проведение расчета и формирование таблицы 6.2 согласно Приложению 6 к "Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии", утвержденной приказом Минэнерго России от 30.12.2008 г. № 325. Таблица содержит в разрезе участков водяной тепловой сети данные по трубопроводам и часовые тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов. В настоящее время завершена разработка новой версии программного комплекса, которая дополнена новой важной опцией. Обеспечено формирование четырех новых таблиц, существенно дополняющих и детализирующих таблицу 6.2. Новые таблицы так же в разрезе участков водяной тепловой сети содержат помесячные и за год в целом (суммарно и среднечасовые) следующие данные:

Новая версия бесплатно передается по заявкам пользователям программного комплекса "РаТеН-325", имеющим действующую поддержку. Завершена работа над новой версией программного комплекса "РаТеН-323-66". В связи с выпуском Информационного письма Минэнерго и Комиссии по утверждению нормативов от 21.09.2009 г., касающегося проведения расчетов НУР на тепловую энергию, отпущенную отопительными (производственно-отопительными) котельными, ООО "Научно-технический центр "КомпАС" совместно с ЗАО "Роскоммунэнерго" завершили работы по подготовке новой версии программного комплекса "РаТеН-323-66", учитывающей положения, содержащиеся в Письме. В новой версии реализованы следующие основные дополнения: 1. Обеспечена возможность расчета составляющей СН "Потери тепловой энергии с продувочной водой" для паровых котлов, имеющих непрерывную и периодическую продувку.
2. Принципиально изменена схема расчета составляющей СН "Затраты тепловой энергии на отопление помещений котельной". В соответствии с Письмом обеспечена возможность раздельного расчета по рабочей (нижней) и верхней зонам производственного помещения. Реализован расчет затрат тепловой энергии на приточную вентиляцию и ее учет в составе СН.
3. Обеспечена возможность расчета НУР раздельно по видам топлива, используемым теплоснабжающим предприятием, введена новая выходная форма для такого расчета. Новая версия бесплатно передается по заявкам пользователям программного комплекса, имеющим действующую поддержку. Информационные письма Минэнерго РФ и комиссии по утверждению нормативов от 21.09.2009. Минэнерго РФ (Департамент государственной энергетической политики и энергоэффективности) и Комиссия по утверждению нормативов удельного расхода топлива, нормативов создания запасов топлива для котельных и энергопредприятий жилищно-коммунального комплекса, нормативов технологических потерь электрической и тепловой энергии 21 сентября 2009 г. выпустили информационные письма (разъяснения) "О повышении качества подготовки расчетов и обоснований нормативов …". Письма выпущены по следующим нормативам:

С текстами перечисленных информационных писем можно ознакомиться, например, на сайте ЗАО "Роскоммунэнерго" (http://www.roskomen.ru) в разделе "Полезная информация".

Все программные комплексы "РаТеН" получили новые сертификаты соответствия!

Программные комплексы "РаТеН-325" и "РаТеН-323-66", представляющие собой существенно расширенные новые версии известных ПК "РаТеН-265" и "РаТеН-268", получили Сертификаты соответствия в системе добровольной сертификации в жилищно-коммунальной сфере Российской Федерации "Росжилкоммунсертификация". Сертификаты действуют на всей территории Российской Федерации и имеют срок действия с 01.04.2009 г. по 31.03.2012 г.

Расширение ранее действовавших ПК и их переименование связаны с выходом новых приказов Минэнерго РФ от 30.12.2008 г. №№ 323 и 325 и, соответственно, утратой силы ранее действовавших приказов Минпромэнерго от 04.10.2005 №№ 265 и 268, устанавливавших порядок расчета нормативов ТЭР.

Завершена разработка программного комплекса, реализующего расчет нормативов создания запасов топлива.

Научно-технический центр "КомпАС" и ЗАО "Роскоммунэнерго" завершили разработку компьютерной программы "Расчет нормативов создания запасов топлива на котельных". Программа реализует расчетные соотношения в соответствии с разделом III "Инструкции об организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 04.09.2008г. № 66.

Структурно программа реализована в составе широко используемой теплоснабжающими предприятиями, экспертными организациями и региональными органами государственного регулирования тарифов программы РаТеН-268, обеспечивающей расчет нормативов удельного расхода топлива для котельных.

Приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008г. № 323 утверждена "Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных", а также признан утратившим силу приказ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 г. №268. В связи с этим разработанная объединенная программа получила новое наименование РаТеН-323-66 "Расчет нормативов удельных расходов топлива на тепловую энергию, отпущенную от котельных, и нормативов создания запасов топлива на котельных". В части расчета НУР в программе реализованы все нововведения, предусмотренные Инструкцией.

Новая программа полностью совместима с РаТеН-268, при переходе на нее обеспечивается автоматический перенос существующих у пользователей баз данных.

Широкая демонстрация программных комплексов по расчету нормативов ТЭР состоится 6 - 8 апреля 2009г. в Москве

ЗАО "Роскоммунэнерго" и Российская ассоциация "Коммунальная энергетика" им. Э. Хижа при участии Академии труда и социальных отношений проводят 6 - 8 апреля 2009 г. в г. Москве 42-й семинар-консультацию по теме "Нормирование ТЭР: расчеты и обоснования нормативов по новым методикам".

На семинаре-консультации будут освещены методические вопросы расчета и обоснования нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, создания запасов топлива в отопительных (производственно - отопительных) котельных, технологических расходов (потерь) электрической и тепловой энергии при передаче по электрическим и тепловым сетям, вытекающие из утвержденных Минэнерго России в декабре 2008 г. Инструкций по организации работы по расчету и обоснованию нормативов.

документации по топливоиспользованию

22. При наличии на ТЭС утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документации по топливоиспользованию НУР на отпускаемую электростанцией электроэнергию и тепло (районной котельной - на отпускаемое тепло) рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива, входящим в состав действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию.

Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлов.

По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбоагрегатов и котлов, входящих в ее состав. В целом по электростанции (котельной) показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным подгруппам.

В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по электростанции (котельной) значения показателей, характеризующих объемы производства энергии, режимы и условия эксплуатации, внешние факторы, резервы тепловой экономичности и степень их использования.

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

выработка электроэнергии;

расходы и параметры пара, отпускаемого внешним потребителям;

отпуск тепла в теплосеть;

структура сжигаемого топлива и его характеристики;

температура наружного воздуха;

температуры охлаждающей и исходной воды;

состав работающих турбоагрегатов и котлов.

Применительно к конкретной электростанции (котельной) полный состав исходных данных указывается в макете, входящем в состав НТД по топливоиспользованию.

При тарифном прогнозировании в макеты вносятся рассматриваемые ниже изменения, касающиеся в основном способов получения исходных данных и определения отдельных показателей турбоагрегатов и котлов.

Выработка электроэнергии электростанциями принимается в соответствии с энергобалансами.

Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией (котельной) внешним потребителям с паром фиксированного давления (Q) и с п сетевой водой (Q), Гкал, рассчитываются по формулам: сет.в возвр возвр Q = (SUM D х (i - i) - SUM G х (j - п потр j п обр к j к j -3 - i)) х 10 , (1) исх прям Q = (SUM G х (i - i) - SUM G х сет.в сет.в i прям исх подп i -3 х (i - i)) х 10 , (2) обр исх где D - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения потр j D принимается на основании заявок потребителей; потр j i - энтальпия пара в коллекторе, от которого обеспечивается пi отпуск пара, ккал/кг. Принимается по эксплуатационным данным или рассчитывается по параметрам пара, оговоренным в заявках на теплоснабжение потребителей; возвр j - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям пара, к j ккал/кг; прям G , G - расходы прямой и подпиточной воды по сет.в i подп i i-ой магистрали теплосети, т. Принимаются на основе заявок потребителей; i , i - энтальпии прямой и обратной сетевой воды, прям обр ккал/кг. Соответствуют температурному графику тепловой сети для ожидаемой средней температуры наружного воздуха; i - энтальпия воды в источнике водоснабжения, ккал/кг. исх

23. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин в обязательном порядке должен соблюдаться принцип их приоритетного использования по сравнению с другими источниками теплоснабжения пиковыми водогрейными котлами (далее - ПВК), редукционно-охладительными установками (далее - РОУ).

Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (Q), Гкал, подключенных к коллектору по пара одного давления, в общем виде определяется по формуле: Q = (SUM D + D + D + D - D) х (i - t) х по потр j сн хн пб роу п к -3 х 10 , (3) где D , D , D - расходы пара от коллектора на сн хн пб собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, т; D - расход пара в коллектор от РОУ, подключенных к роу источнику пара более высокого давления, т; i - средняя энтальпия конденсата (возвращаемого от внешних к потребителей, потребителей собственных и хозяйственные нужды) и добавка, восполняющего его невозврат, перед регенеративным подогревателем (деаэратором), подключенным к коллектору, ккал/кг;

Расход пара на собственные нужды рассчитывается по соответствующим зависимостям, входящим в состав энергетических характеристик оборудования.

На хозяйственные нужды расходы пара принимаются по отчетным данным.

Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.

Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин в общем случае включает в себя:

отпуск тепла внешним потребителям, на собственные и хозяйственные нужды от подогревателей, подключенных к этим отборам;

расходы тепла на подпитку теплосети и на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более высокого потенциала.

Ожидаемое значение суммарного отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, Гкал, может быть рассчитано по формуле:

сн хн Q = SUM Q + Q + Q + Q + SUM ((D + D + D - то п сет.в то то сн хн пб -3 - D) х (i - i) х 10) - Q - SUM Q , (4) роу п исх пвк по где Q - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал. Отпуск тепла пвк от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал, рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (тау), при которых необходимо их tнв включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети: пвк(пб) " " -3 Q = G х (i - i) х тау х 10 , (5) пвк(пб) сет.в с.в с.в tнн пвк(пб) где G - расход сетевой воды через пиковые водогрейные сет.в котлы или пиковые бойлеры, т/ч; " " i , i - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми с.в с.в 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), тыс. кВт.ч: мин мин Э = SUM N х тау + SUM N х тау, (6) мин р раб пт.т раб мин где N , N - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или р пт.т турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт. мин Значение N включает в себя теплофикационную мощность и пт.т мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого мин давления (далее - ЦНД). Факторы, увеличивающие N сверх пт.т 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), тыс. кВт.ч, кн определяется по формуле: дельтаЭ = Э - Э (7) кн мин Распределение дельтаЭ между турбинами производится на основе кн предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (дельтаg) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую кн 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 , Q), входящих в состав подгруппы. по то

Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов распределяется по подгруппам оборудования электростанции пропорционально отпуску тепла с сетевой водой.

Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего пара (D) и пара в конденсаторы (D) по отдельным турбинам с о 2 достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч: -3 3 D = (q х N х 10 + Q + Q) х 10 / К (8) о т.ин т по то -3 D = (q х N х 10 - 86 х N / эта - дельтаQ) х 2 т.ин т т эм изл 3 х 10 / 550, (9) где q - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто т.ин по турбине, ккал/кВт.ч;

К - коэффициент соотношения расхода тепла и свежего пара на турбину. Может быть принят равным 0,6 - 0,7 или рассчитан по формуле:

К = i - i + альфа х дельтаi , (10) о пв пп пп где i , i , дельтаi - энтальпии свежего пара, питательной о пв пп воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг; альфа - доля пара промперегрева от расхода свежего пара; пп эта - электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%; эм дельтаQ - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. изл Для турбин мощностью 25,50 и 100 мВт могут быть приняты 0,49; 0,61 и 1,18 Гкал/ч.

Параметры свежего пара, пара после промперегрева должны соответствовать значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.

Давление пара в камерах производственных отборов турбин рассчитывается по формуле, кгс/см2:

Р = SUM Р х D / SUM D + дельтаР, (11) п потр.j потр.j потр.j п.пот где P , D - давление, кгс/см2, и расход пара, т, потр.j потр.j по каждому внешнему потребителю (на выводах со станции). Принимаются в соответствии с заключенными договорами с потребителями; дельтаР - потери давления в паропроводах от выводов до п.пот камеры отбора турбины, кгс/см2.

Давление пара в камерах теплофикационных отборов турбин определяется в следующей последовательности:

1. Прогнозируемый период разбивается на две части: период совместной работы ПВК или пиковых бойлеров и отборов (п) и сут период отпуска тепла только из отборов (т). сут По средней ожидаемой за п и т температуре наружного сут сут (п) (т) воздуха (t , t) определяется температура прямой сетевой воды нв нв (t), град. С, на основании температурного графика тепловой пр.св сети: (п) (п) t = F (t) (12) пр.св нв (т) (т) t = F (t) (13) пр.св нв 2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за об основными подогревателями (t), град. С: св об (п) (т) t = ((t - дельтаt) x п + t x т) / св пр.св свпвк.пб сут пр.св сут / (п + т), (14) сут сут где дельта t - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых св.пвк.пб бойлерах, град. С; п об.п дельта t = t - t (15) св.пвк.пб пр.св св об.п t - температура сетевой воды за основными подогревателями, св соответствующая максимальному давлению пара в теплофикационных макс отборах (Р), град. С; т об.п п t = t - Qt (16) св нас под п макс t - температура насыщения при давлении P , град. С; нас т Qt - номинальный температурный напор в основных сетевых под подогревателях, град. С.

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

об t = t + Qt (17) нас св под Р = F(t) + дельта Р, (18) т нас т.под где дельтаP - потери давления в паропроводах от выводных т.пот коллекторов до камеры отбора i-ой турбины, кгс/см2. Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (дельтаQ), Гкал, определяется по э(отр) формулам:

для турбин типа ПТ, Т:

o -3 дельтаQ = (SUM (q - q) x Э) x K x 10 (19) э(отр) т т т от

для турбин типа Р, ПР:

-3 дельтаQ = (SUM (q - q) x Э) x K x 10 , (20) э(отр) кн т т от o где q , q - удельные расходы тепла брутто по турбине при т т отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих отборах включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке, ккал/кВт.ч; g - удельный расход тепла на турбину с конденсатором, кн имеющей такие же параметры свежего пара, как и по турбинам типа Р, ПР при прогнозируемой электрической нагрузке при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в отборах включены), ккал/кВт.ч; Э - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. т кВт.ч; К - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним от потребителям отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов. Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за счет "ухудшенного" вакуумом значение конд (дельтаQ) допускается принимать равным величине отпуска э(отр) тепла из конденсатора.

Конечной целью выполнения расчетов по турбинной установке является получение по подгруппам оборудования прогнозируемых значений:

абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку электроэнергии (Q , Гкал и q , ккал/кВт.ч); э т сн сн ту ту сн сн электроэнергии (Э, тыс. кВт.ч и Э, %) на собственные нужды; ту ту н удельного расхода тепла нетто (q , ккал/кВт.ч). ту 24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлов каждого типа (n , n ...n) в подгруппе выбирается исходя из 1 2 m 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:

бр ном Q = SUM Q + SUM Q + SUM Q + Q + K x SUM n x Q x ку э по то роу пот т к.бр.т -2 x тау x 10 , (21) кал где К - удельная величина потерь теплового потока, %. пот 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 - выбранное при прогнозе количество работающих котлов m-ого m типа; ном Q - номинальная теплопроизводительность котла m-ого к.бр.т типа, Гкал/ч. бр Распределение Q между типами котлов подгруппы оборудования ку производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям (если на электростанции отсутствуют какие-либо другие соображения).

Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам подгрупп оборудования:

н КПД нетто (эта); ку сн сн абсолютных и удельных расходов тепла (Q , Гкал и q , %) и ку ку сн сн электроэнергии (Э, тыс. кВт.ч и Э, %) на собственные нужды. ку ку

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

н э b = b x (1 + K x (1 - мю)) (22) э э р э н тэ b = b x (1 + K x (1 - мю)), (23) тэ.эн.к тэ.эн.к р.эн.к тэ.эн.к н где b - номинальный удельный расход топлива на э электроэнергию, г/кВт.ч; н b - номинальный удельный расход топлива на тепло, тэ.эн.к отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал; э тэ

Руководитель каждого предприятия должен быть хорошим хозяйственником, т. е. должен четко знать выгодные и убыточные стороны своего производства. В любом производственном процессе важно уметь просчитывать риски и находить возможность избежать их.

Важной составляющей прибыльного бизнеса является расчет расхода топлива при производстве тепловой (ТЭЦ, котельные на твердом, жидком, газообразном топливе) и электрической энергии (ТЭЦ, ДЭС). Это трудоемкий процесс, для которого необходимы профессиональное оборудование, специализированное программное обеспечение и обученные специалисты. Расчет удельного расхода топлива – это не ежедневная процедура, и годовое содержание специалиста, а также покупка дорогостоящего программного обеспечения может быть убыточным для энергоснабжающего предприятия.

Гораздо удобнее и дешевле доверить процедуру расчета нормативов удельного расхода топлива организации-специалисту в данной сфере. Таким предприятием является ООО «ИТК». Наши специалисты постоянно отслеживают изменения законодательства в области нормирования топливно-энергетических ресурсов, мы постоянно обновляем имеющееся программное обеспечение.

Экспертиза норматива удельного расхода топлива

Для представления материалов в Минэнерго России наши специалисты подготовят экспертизу расчетов НУР . Задача проводимой нашими специалистами экспертизы – подтвердить соответствие материалов, представленных Заказчиком, требованиям Порядка, а также нормам Административного регламента Министерства энергетики РФ.

По завершению работы по расчету (экспертизе) нормативов удельного расхода топлива предприятие получает обоснованные значения НУР, включаемые в расчет тарифа на тепловую и электрическую энергию. Мы полностью сопровождаем материалы по расчету и экспертизе НУР до получения приказа.

Служба по тарифам Иркутской области информирует: при отсутствии утвержденных НУР расчет топлива производится на основании паспортных данных котлов без учета фактического КПД.

ООО «ИТК» заинтересовано в сотрудничестве с предприятиями, которые дорожат своей репутацией и стремятся сделать свой бизнес экономически выгодным.

Расчет НУР на основе нормативно-технической документации

по топливоиспользованию

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. В случае отсутствия в прогнозном энергобалансе показателей на каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования для расчета НУР принимается объем, учтенный в прогнозном энергобалансе на первый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования.

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), Гкал, в общем виде определяется по формуле: по сн хн Q = Q + Q + Q + Q - Q , (1) по п п п пб роу где Q - отпуск тепла внешним потребителям, Гкал; п сн хн Q , Q , Q - расходы тепла на собственные, хозяйственные нужды, п п пб пиковые бойлеры, Гкал; Q - расход тепла от РОУ, подключенных к источнику пара более роу 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.

Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин (противодавления) в общем случае включает в себя:

Сн отпуск тепла внешним потребителям (Q), на собственные (Q) и т т хн хозяйственные нужды (Q) от подогревателей, подключенных к этим отборам; т расходы тепла на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более высокого потенциала (Q). нев

Пот сн хн Q = Q + Q + Q + Q + Q - Q , (2) то т т т т нев пвк пот где Q - потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям т в горячей воде; Q - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал. пвк Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров) рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (тау), при которых tнв необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети: пвк(пб) -3 Q = G x (i" - i") x тау x 10 , (3) пвк(пб) сет.в с.в с.в tнв пвк(пб) где G - расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или сет.в пиковые бойлеры, т/ч; i" , i" - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами) и с.в с.в 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 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), тыс. кВт·ч: мин мин Э = SUM N x тау + SUM N x тау, (4) мин р раб пт.т раб мин где N , N - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или турбинами р пт.т типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом), и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт. мин Значение N включает в себя теплофикационную мощность и мощность, пт.т 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 настоящему порядку. Дополнительная конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (ДельтаЭ), тыс. кВт·ч, определяется по кн формуле: ДельтаЭ = Э - Э, (5) кн ми

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 между турбинами производится на основе кн предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (Дельтаq) для кн 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 , Q), входящих в по то состав подгруппы.

Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего пара (D) и 0 пара в конденсаторы (D) по отдельным турбинам с достаточной для целей 2 прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч: -3 D = (q x N x 10 + Q + Q) / К, (6) 0 т.ин т по то -3 3 D = (q x N x 10 - 86 x N / эта - ДельтаQ) x 10 / 550, (7) 2 т.ин т т эм изл где q - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по т.ин 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:

3 К = (i - i + альфа x Дельтаi) x 10 , (8) 0 пв пп пп где i , i , Дельтаi - энтальпии свежего пара, питательной воды, 0 пв пп прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг; альфа - доля пара промперегрева от расхода свежего пара; пп эта - электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%; эм ДельтаQ - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. Для изл 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), Гкал, определяется по формулам: э(отр) о -3 для турбин типа ПТ, Т: ДельтаQ = (SUM(q - Дельта) x Э) x K x 10 , (9) э(отр) Т Т Т от -3 для турбин типа Р, ПР: ДельтаQ = (SUM(q - q) x Э) x K x 10 , (10) э(отр) кн Т Т от о где q , q - удельные расходы тепла брутто по турбине при отсутствии Т Т отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих отборах (включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке, ккал/кВт·ч; q - удельный расход тепла на турбину с конденсатором, имеющую такие кн же параметры свежего пара, как и по турбинам типа Р, ПР при прогнозируемой электрической нагрузке при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в отборах включены), ккал/кВт·ч; Э - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. кВт·ч; Т K - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним потребителям от отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов. Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за конд счет "ухудшенного" вакуума значение ДельтаQ допускается принимать э(отр) равным величине отпуска тепла из конденсатора.

Абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку электроэнергии (Q , Гкал и q , ккал/кВт·ч); э т сн сн абсолютных и удельных расходов тепла (Q , Гкал и q , %) и ту ту сн сн электроэнергии (Э, тыс. кВт·ч и э, %) на собственные нужды; ту ту н удельного расхода тепла нетто (q , ккал/кВт·ч). ту 24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлагрегатов каждого типа (n , n ... n) в группе выбирается исходя из суммарной 1 2 т 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:

Бр ном -2 Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности (К) рi рассчитываются по отчетным данным предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому: н н К = (b - b) x (1 - К) / b , (11а) рi i i пер н где b , b - фактический и номинальный удельные расходы топлива на i i отпускаемую энергию в i-м месяце предшествующего года; К - коэффициент, учитывающий устранение пережогов топлива из-за пер отклонения показателей оборудования от нормативного уровня. Значение К рассчитывается как отношение пережогов топлива, которые пер не планируется устранить в ближайшие 2 года, к сумме пережогов топлива за год, предшествующий прогнозируемому. Обоснование величины К производится пер на основе карты перерасходов топлива и плана мероприятий по их устранению. Степени использования резервов тепловой экономичности (мю) при расчете I нормативов удельных расходов топлива на регулируемый период принимаются равными нулю. Коррекция значений НУР, исчисленных на основе НТД по топливоиспользованию (b), показатели которой хуже фактических значений нтд показателей в году, предшествующем расчетному, производится по формуле: b = b x (1 + К), (11б) нур нтд кор где К - корректирующий коэффициент: кор К = (b - b) / b , (11в) корр факт ном ном b , b - соответственно фактические и номинальные значения факт ном удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию и тепло по отчетным данным за каждый месяц года, предшествующего расчетному.