Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 323 "Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии"

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 (), Гкал, в общем виде определяется по формуле:

 

, (1)

 

где - отпуск тепла внешним потребителям, Гкал;

, , - расходы тепла на собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, Гкал;

- 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 (), на собственные () и хозяйственные нужды () от подогревателей, подключенных к этим отборам;

расходы тепла 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:

 

, (2)

 

где - потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям в горячей воде;

- ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал.

 

Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров) рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети:

 

, (3)

 

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

, - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами) и за ними, ккал/кг.

 

При распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции 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 (), тыс. :

 

, (4)

 

где , - 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.) 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 (), тыс. , определяется по формуле:

 

, (5)

 

где Э - планируемая выработка электроэнергии, тыс.

 

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

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

 

, (6)

 

, (7)

 

где - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по турбине, ккал/;

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

 

, (8)

 

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

- доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

- электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%;

- 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 (), Гкал, определяется по формулам:

 

для турбин типа ПТ, Т: , (9)

 

для турбин типа Р, ПР: , (10)

 

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

- 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/;

- прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. ;

- 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 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 (, Гкал и , ккал/);

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

удельного расхода тепла нетто , ккал/.

24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлагрегатов каждого типа () 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:

 

, (11)

 

где - удельная величина потерь теплового потока, % принимается равной 1,5% от номинальной производительности работающих в прогнозируемом периоде котлоагрегатов m-ого типа;

- выбранное при прогнозе количество работающих котлоагрегатов m-ого типа;

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

 

Распределение 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 ();

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

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

 

, (11а)

 

где , - фактический и номинальный удельные расходы топлива на отпускаемую энергию в i-ом месяце предшествующего года;

- коэффициент, учитывающий устранение пережогов топлива из-за отклонения показателей оборудования от нормативного уровня.

 

Значение рассчитывается как отношение пережогов топлива, которые не планируется устранить в ближайшие 2 года к сумме пережогов топлива за год, предшествующий прогнозируемому. Обоснование величины производится на основе карты перерасходов топлива и плана мероприятий по их устранению.

Степени использования резервов тепловой экономичности () при расчете нормативов удельных расходов топлива на регулируемый период принимаются равными нулю.

Коррекция значений НУР, исчисленных на основе НТД по топливоиспользованию (), показатели которой хуже фактических значений показателей в году, предшествующему расчетному, производится по формуле:

 

, (11б)

 

где - корректирующий коэффициент:

 

, (11в)

 

, - соответственно фактические и номинальные значения удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию и тепло по отчетным данным за каждый месяц года, предшествующего расчетному.

25. 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.

26. Электростанции, применяющие метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией с использованием показателей раздельного производства, расчет НУР на отпущенную электроэнергию, г/, производят по формулам:

 

, (12)

 

, (13)

 

где , - удельный расход топлива на электроэнергию фактический и при раздельном производстве, г/();

- поправки к удельному расходу топлива на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым;

- коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при раздельном производстве:

 

, (14)

 

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

- относительная величина потерь, %, связанных с отпуском тепла от энергетических котлов;

, - расход тепла на производство электроэнергии фактический и при раздельном производстве, Гкал:

 

, (15)

 

- увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при раздельном производстве, Гкал;

 

, (16)

 

, , - 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 и для прогнозируемого периода определяются по формулам:

 

, (17)

 

, (18)

 

, (19)

 

, (20)

 

где , , - 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;

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

- условный расход тепла холостого хода турбоагрегата i-го значения номинальной мощности, Гкал/ч. Определяется по энергетическим характеристикам по графику зависимости при и ;

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

- средний по турбоагрегатам данных параметров относительный прирост расхода тепла на производство электроэнергии по конденсационному циклу (при включенных регуляторах давления в регулируемых отборах), Гкал/();

Э - выработка электроэнергии, тыс. .

27. Прогнозируемые значения нормативов удельных расходов топлива на отпускаемое "с коллекторов" тепло (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:

 

, (21)

 

, (22)

 

, (23)

 

, (24)

 

, (25)

 

где , - удельный расход топлива по энергетическим котлам: фактический и при раздельном производстве (не учитывает затраты электроэнергии на теплофикационную установку), кг/Гкал;

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

- расход электроэнергии на теплофикационную установку, тыс. ;

- общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;

- отпуск тепла внешним потребителям, обеспеченный энергетическими котлоагрегатами (от РОУ, регулируемых и нерегулируемых отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал;

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

, - 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;

- отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

28. По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии () и тепла (, ) при изменении:

 

1) Структуры сжигаемого топлива - :

 

, (26)

 

, (27)

 

, (28)

 

где - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при раздельном производстве на основном виде топлива, г/();

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

- удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами при работе на газе, кг/Гкал;

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

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

- доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными котлами, %;

- относительное увеличение удельного расхода топлива пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;

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

 

Основное топливо	Значение К_с для замещающего топлива
	Газ	Мазут	Антрацит	Каменный и бурый уголь	Торф
Газ	-	+ (0,02-0,025)	+ (0,07-0,08)	+ (0,05-0,06)	+ (0,125-0,14)
Мазут	- (0,02-0,025)	-	+ (0,05-0,055)	+ (0,03-0,035)	+ (0,105-0,115)
Антрацит	- (0,07-0,08)	- (0,05-0,055)	-	- (0,02-0,025)	+ (0,055-0,06)
Каменный и бурый уголь	- (0,05-0,06)	- (0,03-0,035)	+ (0,02-0,025)	-	+ (0,075-0,08)
Торф	- (0,125-0,14)	- (0,105-0,115)	- (0,055-0,06)	- (0,075-0,08)	-

 

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

 

, (29)

 

Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энергетическими котлами .

 

2) Качества твердого топлива -

 

, (30)

 

, (31)

 

где , - относительное изменение , (%) при изменении на 1% абсолютный зольности и влажности j-ой марки твердого топлива;

, - зольность и влажность j-ой марки твердого топлива, %;

- доля по теплу j-ой марки твердого топлива в расходе топлива энергетическими котлоагрегатами, %;

l - количество марок сжигаемого твердого топлива;

, - удельные расходы топлива при раздельном производстве при сжигании j-ой марки твердого топлива;

 

, (32)

 

, (33)

 

3) Доли выработки электроэнергии при работе дубль-блоков с одним корпусом котла - :

 

, (34)

 

где - доля выработки электроэнергии дубль-блоками при работе с одним корпусом котла, %;

, - удельный расход топлива при работе дубль-блоков с двумя и одним корпусом котла, г у.т./;

- доля дубль-блоков в общей выработке электроэнергии подгруппой оборудования, %.

 

4) Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки - :

для энергоблоков

 

, (35)

 

, (36)

 

для оборудования с поперечными связями

 

, (37)

 

, (38)

 

, , - нормативные значения технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках энергоблоков, турбоагрегатов и котлоагрегатов, т;

- количество пусков энергоблоков, турбоагрегатов по диспетчерскому графику нагрузки;

- количество пусков котлов по диспетчерскому графику нагрузки;

- коэффициент отнесения расхода топлива энергетическими котлоагрегатами на производство электроэнергии

 

, (39)

 

5) Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения - :

 

, (40)

 

, (41)

 

где р - количество турбоагрегатов, находившихся в стадии освоения в базовом периоде и которые будут находиться в стадии освоения в прогнозируемом периоде;

s - то же, котлоагрегатов;

- относительное увеличение удельного расхода топлива прогнозируемом и базовом периодах вследствие пониженной экономичности i-го турбоагрегата, находящегося в стадии освоения, %;

- то же, j-го котла, %;

, - доля выработки электроэнергии и тепла каждым осваиваемым турбоагрегатом и котлоагрегатом, %.

 

6) Отработанного оборудованием ресурса времени - :

 

, (42)

 

, (43)

 

где - 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.;

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

, - средняя продолжительность работы турбоагрегатов и котлоагрегатов за время от конца базового до конца прогнозируемого периода, ч;

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

- коэффициент полезного действия брутто котлоагрегатов, %.

 

7) Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при стабилизации тепловых процессов) - :

 

(44)

 

, (45)

 

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

 

8) Прочих эксплуатационных факторов - .

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.

29. Электростанции, применяющие физический метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией, расчет НУР производят по формулам:

на электроэнергию :

 

, (46)

 

где - удельный расход тепла на производство электроэнергии, ккал/;

 

на теплоэнергию - по формуле (21) настоящего порядка с заменой значения на:

 

, (47)

 

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 "".

30. Порядок расчета расхода электроэнергии на собственные нужды одинаков для обоих методов распределения затрат топлива. Прогнозируемые значения расходов электроэнергии на собственные нужды (тыс. ) рассчитываются по формулам:

1) Суммарного :

 

, (48)

 

2) На выработку электроэнергии:

 

, (49)

 

 

 

, (50)

 

где , - расходы электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов и энергетических котлоагрегатов, тыс. ;

, - изменение расхода электроэнергии на пуски по диспетчерскому графику турбоагрегатов и котлоагрегатов, тыс.

 

, (51)

 

, (52)

 

где , - нормативные значения технологических потерь электроэнергии при пусках турбоагрегатов и котлоагрегатов, ты. ; принимаются в соответствии со значениями, указанными в энергетических характеристиках оборудования;

- поправки к удельному расходу электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, /Гкал.

 

3) На отпуск тепла :

 

 

, (53)

 

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

 

, (53а)

 

, - невозврат конденсата от потребителей пара в расчетном и базовом периодах, т;

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

- расход электроэнергии на механизмы собственных нужд пиковых водогрейных котлов, тыс. ;

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

 

4) По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам электроэнергии на собственные нужды энергетических () и пиковых водогрейных () котлов при изменении:

4.1) Структуры сжигаемого топлива

 

, (54)

 

, (55)

 

где , - удельный расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов при работе на основном и каждом из других видов сжигаемого топлива, /Гкал;

, - удельный расход электроэнергии на собственные нужды пиковых водогрейных котлоагрегатов при работе на мазуте и газе, /Гкал.

 

4.2) Качества твердого топлива:

 

, (56)

 

где - изменение удельного расхода электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов (/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива на 100 ккал/кг. Ниже приводятся укрупненные значения :

 

Уголь	АШ	Тощий	Бурый	Каменный
Дельта э(-сн)_(к качj)	0,90	0,25	0,70	1,0

36. Газотурбинная установка без утилизации тепла выхлопных газов турбины производит только электроэнергию, на которую относится весь расход топлива, все затраты электроэнергии на собственные нужды. НУР на отпущенную электроэнергию, , определяется по формуле:

 

, (62)

 

где - расход электроэнергии на собственные нужды ГТУ, тыс..

 

37. В газотурбинной установке с утилизацией тепла выхлопных газов турбины производится электрическая и тепловая энергия. Выхлопные газы направляются в котел-утилизатор, предназначенный для отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды. При останове газовой турбины включается в работу блок дожигающих устройств (далее - БДУ), обеспечивающий теплоснабжение потребителей (рис. 1).

Общий расход электроэнергии на собственные нужды () является суммой расходов электроэнергии на собственные нужды газовой турбины (), котла-утилизатора (), теплофикационной установки () и дополнительного расхода электроэнергии, связанного с отпуском тепла в виде пара ():

 

, (63)

 

Расход электроэнергии на собственные нужды газотурбинной установки, относимый на выработку электроэнергии (), тыс., равен затратам электроэнергии на собственные нужды газовой турбины:

 

, (64)

 

Затраты электроэнергии на собственные нужды, относимые на отпущенную теплоэнергию, тыс., () рассчитываются по формуле:

 

, (65)

 

Расход топлива на блок дожигающих устройств () полностью относится к отпуску тепла.

Распределение в реальной схеме между электроэнергией и теплом производится пропорционально расходам топлива на их производство ( и ) в альтернативной схеме (рис. 1а) при условии равенства в обеих схемах выработки электроэнергии и отпуска тепла.

Расход топлива на производство электроэнергии (), тут, определяется по формуле:

, (66)

 

, (67)

 

, (68)

 

где - отпуск тепла за счет газов, отработавших в турбине, Гкал;

- удельный расход топлива на тепло по альтернативной теплофикационной котельной: принимается равным 160 кг/Гкал (0,16 т/Гкал).

 

Значение является суммой соответствующих значений для периода работы газотурбинной установки (ГТУ) с отключенным БДУ и для периода работы с закрытым газовым байпасом котла-утилизатора.

Для периода работы ГТУ с отключенным БДУ: .

Для периода работы ГТУ с закрытым газовым байпасом котла-утилизатора продолжительностью :

 

, (69)

 

где - часовое значение количества тепла, содержащегося в газах за турбиной, Гкал.

 

Значения и определяются по энергетической характеристике ГТУ по значениям средней электрической нагрузки и температуры газов за турбиной.

Расход топлива на электроэнергию, отпущенную с шин:

- удельный, г у.т./

 

, (70)

 

- абсолютный, тут

 

, (71)

 

"Рисунок 1 "Схема ГТУ с утилизацией тепла" и рисунок 1а "Альтернативная схема для ГТУ с утилизацией тепла"

 

Расход топлива на тепло, отпущенное с коллекторов:

абсолютный, тут

 

, (72)

 

удельный, кг у.т./Гкал

 

, (73)

 

38. В парогазовой установке утилизационного типа выхлопные газы направляются в котел-утилизатор, вырабатывающий пар, направляемый в паровую турбину для выработки электроэнергии и отпуска тепла из регулируемых отборов (рис. 2)

Общий расход электроэнергии на собственные нужды ПТУ () является суммой расходов электроэнергии на собственные нужды газовой турбины (), котла-утилизатора (), паровой турбины (), теплофикационной установки () и дополнительного расхода электроэнергии, связанного с отпуском тепла в виде пара (), тыс.:

 

, (74)

 

Затраты электроэнергии на собственные нужды, относимые на электроэнергию рассчитываются по формуле, тыс.:

 

, (75)

 

, (76)

 

, (77)

 

где - удельный расход тепла на производство электроэнергии при средней электрической нагрузке паровой турбины при работе ее в конденсационном режиме, ккал/().

 

Затраты тепла на собственные нужды, относимые на отпущенную теплоэнергию () рассчитываются как:

 

, (78)

 

Распределение между электроэнергией и теплоэнергией в реальной схеме производится пропорционально расходам топлива на производство электроэнергии () и тепла () в альтернативной схеме (рис. 2а) при равенстве в обеих схемах выработки электроэнергии и отпуска тепла.

Расход топлива на производство электроэнергии (), тут, равен:

 

, (79)

 

, (80)

 

, (81)

 

где - КПД брутто парового котла в альтернативной схеме. Принимается равным 93%.

 

Удельный расход топлива на электроэнергию, отпущенную с шин, рассчитывается по формуле (70), абсолютный - по формуле (71);

Расход топлива на теплоэнергию, отпущенную с коллекторов определяется как:

абсолютный, тут

 

, (82)

 

удельный, кг у.т./Гкал, - по формуле (73).

 

"Рисунок 2 "Схема ПГУ утилизационного типа" и рисунок 2а "Альтернативная схема для ПГУ утилизационного типа"

 

39. В парогазовой установке со сбросом отработавших газов в топку парового энергетического котла выхлопные газы направляются в энергетический котел. Энергетический котел вырабатывает пар как за счет утилизации тепла отработавших газов, так и за счет сжигания топлива в собственных горелках. Выработанный энергетическим котлом пар, направляется в паровую турбину для производства электроэнергии и отпуска тепла из регулируемых отборов (рис. 3).

Общий расход электроэнергии на собственные нужды () складывается из суммы расходов электроэнергии на собственные нужды газовой турбины (), парового энергетического котла (), паровой турбины (), теплофикационной установки () и дополнительного расхода электроэнергии, связанного с отпуском тепла в виде пара ():

 

, (83)

 

Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на выработку электроэнергии всего () определяется по формуле:

 

, (84)

 

где - рассчитывается по формулам 76 и 77.

 

Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на отпуск тепла () рассчитывается по формуле, аналогичной формуле (78), в которую вместо подставляется .

Между электрической и тепловой энергией распределяется сумма расходов топлива на газотурбинную (рассчитывается по формуле 61) и паротурбинную части парогазовой установки пропорционально расходам топлива на производство электроэнергии и тепла в альтернативной схеме (рисунок 3а) при равенстве выработки электроэнергии и отпуска тепла в реальной и альтернативной схемах.

является суммой расхода топлива на паровой энергетический котел и расхода топлива , эквивалентного количеству тепла, полученного паротурбинной частью ПГУ от постороннего источника:

 

, (85)

 

Расход топлива на производство электроэнергии (), тут, рассчитывается как:

 

, (86)

 

, (87)

 

, (88)

 

где - КПД брутто котла паросиловой установки при работе ее в автономном режиме, %.

 

Удельный расход топлива на электроэнергию, отпущенную с шин рассчитывается по формуле (70), абсолютный - по формуле (71);

Расход топлива на тепло, отпущенное с коллекторов:

абсолютный, тут

 

, (89)

 

удельный кг у.т./Гкал - по формуле (73).

 

"Рисунок 3 "Схема ПГУ сборного типа" и рисунок 3а "Альтернативная схема для ПГУ сборного типа"

 

40. Норматив удельного расхода топлива на отпущенную отопительными (производственно-отопительными) котельными тепловую энергию (максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой источником (источниками) в тепловую сеть) определяется в целом по организации - юридическому лицу.

Тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть, определяется, как тепловая энергия, произведенная котельными агрегатами, за вычетом тепловой энергии, использованной на собственные нужды котельной, и переданная в тепловую сеть.

Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от котельной (групповой норматив) рассчитывается на основе индивидуальных нормативов котлоагрегатов с учетом их производительности, времени работы, средневзвешенного норматива на производство тепловой энергии всеми котлоагрегатами котельной и величине расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной.

В качестве расчетного топлива принимается вид топлива, указанный в техническом паспорте котла.

Нормативы определяются в килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал).

41. Норматив удельного расхода топлива (НУР) по организации определяется на основе результатов расчетов по котельным, находящимся у организации в собственности или во владении на иных законных основаниях.

НУР может определяться отдельно для обособленных подразделений (филиалов) организации.

42. При расчете НУР не допускается учитывать затраты топлива и энергии, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимов функционирования оборудования источников тепловой энергии, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений, монтаж, пуск и наладку нового оборудования котельной, на консервацию не введенного в эксплуатацию или выведенного из эксплуатации оборудования, на экспериментальные и научно-исследовательские работы.

43. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода и в целом за весь расчетный период по результатам расчетов за каждый месяц.

Работа отдельных котлов и котельных на разных видах топлива в различные периоды года учитывается при расчете индивидуальных нормативов удельного расхода топлива в соответствующие месяцы.

НУР могут устанавливаться раздельно для различных видов топлива (газ, мазут, уголь и др.) в случаях, когда организация эксплуатирует котельные (группы котельных) на разных видах топлива в качестве основного.

В этом случае расчет НУР по котельным, объединяемым в группу по виду топлива, ведется как для организации в целом.

44. Утвержденные нормативы могут пересматриваться при возникновении причин, существенно влияющих на расход топлива:

изменение вида, класса, марки или качества сжигаемого топлива;

выявление испытаниями новых характеристик котлоагрегатов;

установка нового и реконструкция действующего оборудования, перевод паровых котлов в водогрейный режим.

45. Основу расчетов и обоснования НУР составляют результаты режимно-наладочных испытаний, периодичность которых установлена правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок (для котлов, работающих на газовом топливе - три года, на твердом и жидком топливе - пять лет).

При отсутствии результатов режимно-наладочных испытаний временно до проведения режимной наладки и испытаний допускается использовать индивидуальные нормативы расхода топлива, приведенные в таблице 1 (рекомендуемая).

При этом, к расчету и обоснованию НУР прилагается план проведения испытаний на три года, включая текущий и расчетный периоды.

 

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

 

Таблица 1 (рекомендуемая)

 

марка котлоагрегата	теплопаропроизводительность (МВт; Гкал/ч; т/ч)	вид топлива
		газ	мазут	каменный уголь	бурый уголь
1	2	3	4	5	6
водогрейные котлоагрегаты
КВ-Г	0,4 (0,35)	157,0
	0,63 (0,5)	155,3
	0,8 (0,7)	157,0
	1,1 (1,0)	155,3
	2,0 (1,7)	155,3
	4,65 (4,0)	154,9
	7,56 (6,5)	154,4
КВ-ГМ	0,5 (0,43)	153,6	157,0
	1,0 (0,86)	153,6	157,0
	1,5 (1,3)	153,6	157,0
	2,0 (1,7)	154,1	154,6
	4,65 (4,0)	152,1	158,8
	7,56 (6,5)	151,8	158,4
	11,63 (10)	155,3	162,3
	23,26 (20)	160,5	164,2
	35,0 (30)	157,0	162,3
	58,2 (50)	154,4	156,8
	116,3 (100)	153,6	155,3
КВ-ТС	4,64 (4,0)			174,4	176,2
	7,56 (6,5)			173,8	174,0
	11,63 (10)			176,6	-
	23,26 (20)			177,1	178,2
	35,0 (30)			177,2	177,2
	58,0 (50)			167,7	167,7
КВ-ТК	35,0 (30)				175,3
	58,2 (50)				164,2
ТВГМ	35,0 (30)	158,9	162,2
ПТВМ	35,0 (30)	158,6	162,5
	58,2 (50)	159,4	162,7
	116,3 (100)	161,2	164,6
КВ-Р (Дорогобужского котлозавода)	1,5 (1,3)			171,0
	2,5 (2,2)			171,7
	4,65 (4,0)			174,0
	7,56 (6,5)			173,7
Минск-1	0,8 (0,7)			210,0
Тула-3	0,8 (0,7)			211,6
Универсал-6М	0,58 (0,5)			213,2
Другие секционные чугунные и стальные котлы (HP-18, НИИСТУ-5 и др.)	0,16-1,16	173,1	178,5	213,2	238,0*
	(0,1-1,0)
КВр (Дорогобужского котлозавода для работы на дровах)					дрова
	0,25 (0,2)				173,8
	0,4 (0,34)				177,0
КЕВ (Бийского котлозавода для работы на дровах)					дрова
	1,75 (1,5)				185,5
	4,65 (4,0)				173,6
паровые котлоагрегаты (т/ч)
ДКВР-13	2,5	158,7	159,4	174,4	189,0
	4,0	157,3	159,4	174,0	188,5
	6,5	155,6	160,5	171,9	186,3
	10	155,6	159,6	171,1	184,3
	20	157,7	158,7	170,9	185,1
ДЕ	4	157,1	159,4
	6,5	156,7	159,0
	10; 16	155,1	157,0
	25	154,8	156,8
КЕ	2,5			171,5	175,3
	4			175,0	177,0
	6,5			173,6	174,8
	10			171,3	174,2
	25			164,4	165,3
Е-1,0-9	1,0	166,0	174,1	199,4	204,0
Е-0,8-9	0,8			213,2	-
Е-0,4-9	0,4	166,1	174,1	213,2	-
ТП	20	154,7		166,4	170,0
	30	153,5	154,8
	35	-	155,0	162,0	163,0

 

______________________________

Примечание:

* Для секционных чугунных и стальных котлов старых типов (HP-18, НИИСТУ-5 и др.), работающих на дровах, допускается применять нормативы, аналогичные данным для котлоагрегатов, работающих на буром угле.

 

Расчет индивидуальных нормативов удельного расхода топлива (норматив расхода расчетного вида топлива по котлоагрегату на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях) осуществляется в следующем порядке:

1) индивидуальные нормативы определяются на основании нормативных характеристик котлоагрегатов.

Под нормативной характеристикой в настоящем порядке понимается зависимость расхода условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой энергии () от нагрузки (производительности) котлоагрегата при нормальных условиях его работы на данном виде топлива:

 

кг у.т./Гкал, (90)

 

где: - КПД брутто котлоагрегата во всем диапазоне его нагрузки.

 

2) КПД брутто определяется по результатам режимно-наладочных испытаний котлоагрегата при сжигании топлива одного вида одинаковым способом;

3) нормативные характеристики составляются для котлоагрегата, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии и работающего в соответствии с режимными картами.

46. При расчете НУР может учитываться старение (износ) оборудования, которое характеризует технологически невосстанавливаемый ремонтами естественный физический износ оборудования при длительной его эксплуатации, ухудшение технического состояния, снижение экономичности. Влияние величины старения (износа) на снижение экономичности, сопровождаемое ростом НУР, определяется по результатам испытаний.

В отсутствие результатов испытаний влияние старения (износа) может учитываться в размерах, приведенных в таблице 2 (рекомендуемая):

 

Таблица 2 (рекомендуемая)

 

Котлоагрегаты	Показатель старения (П_с), % к эта(бр)_к.а.
	более 5 до 10 лет	более 10 до 15 лет	более 15 до 20 лет	более 20 до 25 лет
Котел водогрейный производительностью более 20 Гкал/ч	-	0,5	1,0	2,0
То же производительностью более 4 до 20 Гкал/ч	0,5	1,0	2,0	3,0
Тоже производительностью до 4 Гкал/ч	0,75	1,5	3,0	4,0
Котел паровой с рабочим давлением до 14 кгс/см2	-	1,0	1,5	2,0

 

Приведенные в таблице сроки работы оборудования исчисляются от момента ввода его в эксплуатацию, а показатель старения () принимается по отношению к , указанному в паспорте котла.

Коэффициент старения () определяется:

 

, (91)

 

Коэффициент старения не применяется при расчете НУР по котлам, на которых режимно-наладочные испытания проводились на газе - в течение трех лет, а на твердом и жидком топливе - пяти лет, предшествовавших текущему году.

47. В качестве факторов, учитываемых при расчетах, принимаются:

1) фактические технические характеристики оборудования (типы и производительность котлоагрегатов, год ввода в эксплуатацию, коэффициент полезного действия и др.) и режим функционирования (приложение 5 к настоящему порядку);

2) режимные карты, составленные по результатам режимно-наладочных испытаний (режимные карты, составленные на основе балансовых испытаний котлоагрегатов без проведения режимной наладки основанием для расчета НУР не являются);

3) информация о динамике основных показателей за предшествующие годы, текущие и планируемые показатели функционирования по котельной, филиалу, энергоснабжающей организации (Динамика основных технико-экономических показателей котельной, филиала - приложение 8 к настоящему порядку);

4) план организационно-технических мероприятий (ОТМ) по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), разработанный на основе энергетических обследований, с указанием ожидаемой экономии топлива в т у.т, тепловой энергии в Гкал и сроков внедрения мероприятий.

48. Расчет нормативов выполняется в следующей последовательности:

1) определяются объемы производства и планового отпуска тепловой энергии котельной в тепловую сеть на каждый месяц и год, нагрузка котлов и число часов работы;

2) распределение тепловых нагрузок между отдельными агрегатами котельной базируется на принципе минимальных затрат топлива;

3) уточняется характеристика сжигаемого топлива: низшая теплота сгорания, для угля - марка угля, влажность, зольность, фракционный состав (содержание мелочи класса 0-6 мм, %) на основании сертификата (паспорта) качества топлива, поставляемого в текущем году;

4) определяются технические характеристики и параметры функционирования оборудования - номинальная тепловая мощность котлов, их оптимальная нагрузка и время работы в расчетный период;

5) на основании результатов режимно-наладочных испытаний строятся нормативные характеристики, соответствующие установленному оборудованию и виду используемого топлива;

6) по нормативным характеристикам устанавливается индивидуальный норматив удельного расход топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом.

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

1) коэффициент , учитывающий эксплуатационную нагрузку котлов;

2) коэффициент , учитывающий работу паровых котлов без экономайзеров (таблица 4 - рекомендуемая);

3) коэффициент , учитывающий использование нерасчетных видов топлива на данном типе котлов.

Коэффициенты , и определяются как отношение значений удельного расхода топлива при планируемых условиях работы котлоагрегатов и удельного расхода топлива на номинальной нагрузке при оптимальных условиях эксплуатации.

50. В расчетных формулах используются условные обозначения:

1) индексы:

m = 1,2, ..., 12 - индекс месяца расчетного года;

i = 1,2, ... , - индекс котла в рамках k-ой котельной ( - количество котлов в k-ой котельной);

к.а. - индекс, означающий, что величина относится к котлу (котельному агрегату);

кот. - индекс, означающий, что величина относится к котельной;

пр - индекс, означающий, что величина относится к предприятию;

бр - (брутто), индекс, указывающий, что величина определяется как средневзвешенная по производству тепловой энергии; отсутствие индекса указывает на то, что величина определяется как групповая по отпуску в тепловую сеть тепловой энергии.

2) исходные данные:

- планируемая производительность (нагрузка) i-го котла k-ой котельной в m-ом месяце расчетного года, Гкал/ч;

- планируемая продолжительность работы i-го котла k-ой котельной при планируемой нагрузке в m-ом месяце планируемого года, ч;

- индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии i-м котлом k-ой котельной при планируемой нагрузке в m-ом месяце планируемого года, кг у.т./Гкал;

- расход тепловой энергии на собственные нужды k-ой котельной в m-ом месяце расчетного года, %.

Определение расхода тепловой энергии на собственные нужды котельных

 

 

61. Нормативы удельного расхода топлива на отпуск в тепловую сеть по предприятию в целом на соответствующий месяц и год определяются аналогично определению этих показателей по формулам (96.1) и (96.2) с заменой показателей котлов на показатели котельных.

62. Анализ полученных материалов включает в себя сравнение расчетных НУР на расчетный период с плановыми показателями текущего года и отчетными показателями за два предыдущих года (по форме федерального государственного статистического наблюдения N 1-ТЕП "Сведения о снабжении теплоэнергией").

63. В составе обосновывающих материалов приводятся:

таблица баланса прогнозируемых объемов производства и отпуска тепловой энергии по месяцам и на год с указанием источников их получения;

расчеты НУР по каждой котельной на каждый месяц периода регулирования и в целом за расчетный период, выполненные в соответствии с разделом V порядка по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода и обоснования нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных (расчетные таблицы; информация об источниках исходных данных);

режимные карты и нормативные характеристики, разработанные на основании режимной наладки и режимно-наладочных испытаний;

сводная таблица результатов расчетов нормативов удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию по котельной, филиалу, энергоснабжающей организации в целом (приложение 2 к порядку);

 

Сравнительная таблица расчетных и фактических удельных расходах топлива на отпущенную тепловую энергию

 

(кг у.т./Гкал)

	нормативное значение			учтено РЭК в тарифах	факт	предложения
	утверждено МЭ					ЭСО	эксп. орг.
	величина	N и дата приказа	при отсутств. утв. МЭ - расчетное значение
20___ г.
20___ г.
20___ г.
20___ г.

 

пояснительная записка содержит: краткую характеристику предприятия - количество котельных, их установленная мощность, присоединенная нагрузка, основное и резервное топливо, характеристика топливного хозяйства, количество потребителей, график отпуска тепловой энергии, вид системы теплоснабжения, организация учета отпуска тепловой энергии, проведение режимно-наладочных испытаний котлоагрегатов.

В пояснительной записке приводятся данные о проведенных в отчетном году мероприятиях по повышению экономичности котельных с конкретными данными о сокращении расхода тепловой энергии на собственные нужды, снижении расхода топлива, влиянии проведенных мероприятий на уменьшение удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергии.

64. Норматив удельного расхода топлива на отпущенную дизельными электростанциями электрическую энергию (максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу электрической энергии, отпускаемой дизельной электростанцией (ДЭС) в электрическую сеть) определяется в целом по организации - юридическому лицу.

Электрическая энергия, отпущенная в электрическую сеть определяется как электрическая энергия, произведенная дизель-генераторами, за вычетом электрической энергии, использованной на собственные нужды ДЭС, и переданная в электрическую сеть.

При расположении ДЭС в различных муниципальных образованиях или различных поселениях, нормативы удельного расхода топлива на отпущенную электрическую энергию могут рассчитываться и устанавливаться по дизельным электростанциям соответствующего муниципального образования либо поселения.

65. Норматив удельного расхода топлива (НУР) на отпущенную электрическую энергию рассчитывается на основе индивидуальных нормативов дизель-генераторов (ДГ) с учетом их мощности, времени работы, нагрузочных характеристик, технического состояния, величины расхода электроэнергии на собственные нужды ДЭС.

Норматив устанавливается в граммах условного топлива на отпуск одного киловатт-часа электрической энергии, г у.т./().

66. Выбор состава работающего оборудования и распределение нагрузок между отдельными агрегатами ДЭС базируется на принципе минимальных затрат топлива на производство электрической энергии при сохранении условий надежного электроснабжения потребителей.

При расчете НУР не учитываются затраты топлива и энергии, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимов функционирования оборудования ДЭС, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений, монтаж, пуск и наладку нового оборудования электростанций, на экспериментальные и научно-исследовательские работы.

67. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода и в целом за весь расчетный период по результатам расчетов за каждый месяц.

68. Норматив удельного расхода топлива по организации определяется на основе результатов расчетов по ДЭС, находящимся у организации в собственности или во владении на иных законных основаниях.

69. Прогнозируемое производство электроэнергии принимается по энергобалансу на расчетный год, а при его отсутствии - по средним показателям за два года, предшествующих текущему, и непосредственно текущему году с учетом прогнозируемых изменений объема потребления энергии. Показатели прогнозируемого производства электроэнергии представляются в табличной форме.

70. Расчеты нормативов удельных расходов топлива по дизельным электростанциям выполняются на основе паспортных данных ДГ, нагрузочных характеристик, принимаемых по паспортным данным, данным заводов - изготовителей оборудования или по справочной литературе.

В паспортных и справочных данных указываются мощности дизеля и ДГ, технические параметры, соответствующие режиму номинальной (паспортной) мощности ДГ: удельный расход топлива, коэффициент полезного действия (КПД) генератора, расход топлива на холостой ход и др. (приложение 6 к настоящему порядку).

71. Исходным показателем расчета индивидуального расхода топлива (расход расчетного вида топлива по ДГ на производство 1 киловатт-часа электрической энергии при оптимальных эксплуатационных условиях, указываемый в паспорте дизель-генератора в граммах на один произведенный киловатт-час) является показатель удельного расхода топлива в граммах на киловатт-час с допуском, устанавливаемым в технических условиях на дизель конкретного типа.

72. Для расчета индивидуального удельного расхода топлива для ДГ принимается показатель расхода топлива по дизель-генератору, указанный в паспорте (технических условиях) () или приведенный в паспорте показатель расхода топлива по дизелю (), скорректированный на паспортное значение КПД генератора:

 

, г/(кВт*ч) (106)

 

73. Изменение индивидуального норматива расхода топлива в связи с работой ДГ на нагрузках, отличных от номинальных, принимается по паспортной документации ДГ, либо по результатам испытаний ДГ.

В отсутствие указанных данных показатель изменения индивидуального норматива расхода топлива дизелем допускается временно до проведения испытаний принимать путем введения режимного коэффициента (), определяемого по соотношению:

 

, (107)

 

где: - средняя прогнозируемая нагрузка i-тым ДГ за соответствующий период, кВт.

- паспортная мощность i-того ДГ, кВт;

 

74. Минимальная нагрузка, для которой определяется по формуле (107), составляет 25% от величины номинальной нагрузки.

Для дизель-генераторов, допускающих безаварийную работу с частичной нагрузкой ниже 25% от номинального значения, принимается как для значения нагрузки 25% и не может превышать 1,3.

75. Изменение индивидуального норматива расхода топлива в связи с износом ДГ () учитывается для ДГ, имеющих превышение фактической наработки, ч, над паспортным значением.

Значение принимается с учетом фактического технического состояния ДГ, но не может превышать 1,05.

76. Индивидуальный норматив удельного расхода условного топлива на производство одного киловатт-часа электрической энергии i-тым дизель-генератором за месяц определяется по формуле:

 

, (108)

 

где: - теплота сгорания топлива, ккал/кг.

 

Индивидуальный норматив удельного расхода топлива для каждого ДГ в целом за год определяется как средневзвешенное значение из месячных значений:

 

Показатель

месяцы

год

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Производство электроэнергии, кВт х ч

Удельный расход топлива, г у.т./(кВт х ч)

 

, (109)

 

где: - производство электроэнергии в месяц i-ым ДГ.

 

77. Групповой норматив удельного расхода условного топлива на производство электрической энергии по всей ДЭС () определяется как средневзвешенное значение месячных показателей по всем ДГ, установленным на ДЭС.

78. При расчете нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую энергию учитываются:

79. Нормативный удельный расход условного топлива на отпущенную электрическую энергию рассчитывается по формуле:

 

, (113)

 

80. При наличии теплоутилизационной установки, использующей тепло выхлопных газов, определение нормативного удельного расхода топлива на отпущенную электрическую энергию не изменяется и определяется в соответствии с пунктом 79.

Расход электрической энергии на привод циркуляционного насоса, применяемого для передачи (транспорта) тепловой энергии, относится на производственные расходы по ДЭС в целом.

81. В состав расчетных и обосновывающих материалов включаются:

расчеты НУР по каждой ДЭС на каждый месяц периода регулирования и в целом за расчетный период, выполненные в соответствии с разделом VI порядка по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных (расчетные таблицы; информация об источниках исходных данных);

режимные карты и нормативные характеристики, разработанные на основании режимно-наладочных испытаний;

сводная таблица результатов расчетов нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую энергию по ДЭС, филиалу, энергоснабжающей организации в целом (приложение 3 к порядку);

отчетные данные за предшествующие годы, текущие и планируемые показатели по ДЭС, филиалу, энергоснабжающей организации в целом (таблица 1).

 

Отчетные данные за предшествующие годы, текущие и планируемые показатели по ДЭС, филиалу, энергоснабжающей организации

 

Таблица 1

Показатели	Значение показателей
	20___ г.	20___ г.	20___ г.	20___ г.
	отчет	отчет	план	расчет
Производство электроэнергии, тыс.кВтч
Средневзвешенный норматив удельного расхода топлива на производство электроэнергии, г у.т./кВтч
Расход электроэнергии на собственные нужды, тыс.кВтч/%
Отпуск электроэнергии в электрическую сеть, тыс.кВтч
Норматив удельного расхода топлива на отпущенную электроэнергию, г у.т./кВтч
Отпуск тепловой энергии, тыс.Гкал
Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию, кг у.т./Гкал

 

сравнительные данные по значениям удельных расходов топлива, утвержденных Минэнерго России и учтенных органами государственного регулирования тарифов (таблица 2).

 

Сравнительная таблица расчетных и фактических удельных расходов топлива на отпущенную электрическую энергию ДЭС

 

Таблица 2 (г у.т./)

	нормативное значение			учтено РЭКв тарифах	факт	предложения
	утверждено МЭ					ЭСО	эксп. орг.
	величина	N и дата приказа	при отсутств. утв. МЭ - расчетное значение
ДЭС__________________________
20___ г.
20___ г.
20___ г.
20___ г.

 

план организационно-технических мероприятий (ОТМ) по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), разработанный на основе энергетических обследований, с указанием ожидаемой экономии топлива в т у.т., и сроков внедрения мероприятий;

пояснительная записка в составе: краткая характеристика предприятия - количество ДЭС, их установленная мощность, присоединенная нагрузка, количество потребителей, график отпуска электрической энергии, организация учета отпуска электрической энергии, проведение режимно-наладочных испытаний ДГ, принципы распределения электрических нагрузок между ДГ.

В пояснительной записке приводятся данные о проведенных в отчетном году мероприятиях по повышению экономичности ДЭС с конкретными данными о сокращении расхода электрической энергии на собственные нужды, снижении расхода топлива, влиянии проведенных мероприятий на уменьшение удельного расхода топлива на отпущенную электрическую энергию;

заключение экспертизы материалов, обосновывающих значение нормативов удельных расходов топлива.