Нур котельных. Расчет и обоснование нормативов удельного расхода топлива (НУР)

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.

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│ │ │ │

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

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.

В соответствии с требованиями Министерства энергетики РФ организации, осуществляющие регулируемые виды деятельности (производство, распределение и передача тепловой и электрической энергии) обязаны ежегодно осуществлять расчет нормативов ТЭР и представлять их на утверждение в компетентные органы.

EGS Group предлагает услуги по расчету, обоснованию и экспертизе НУР с представлением интересов Заказчика в Минэнерго России и Региональных энергетических комиссиях, консультационному сопровождению по вопросам статистической отчетности, раскрытия информации и другим вопросам, неотъемлемо связанным с процессом нормирования расхода топлива.

Процесс расчета и утверждения

РЭК (региональная энергетическая комиссия) занимается рассмотрением документации (обоснованной) по расчету нормативного удельного расхода(НУР) энергоресурсов на выработку единицы тепловой энергии (Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 323 "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных" ) РЭК утверждает либо свой НУР, либо НУР, расчетом которого занимается "EGS Group". На основании данного НУРА делается экономический расчет (в который входят все затраты на выработку: топливо, персонал, внутренние издержки и т.д.), который предоставляется в Комитет по тарифам. Комитетом по тарифам рассматривается документация и издается приказ об утверждение тарифа.

Сроки действия

Документация действует 5 лет (статья 19 Приказа 323), но документы они вправе использовать три года при выполнении условий статьи 19. Экономический расчет в комитет по тарифам пересылается раз в год. И действует 1 календарный год.

По факту все организации, осуществляющие регулируемый вид деятельности осуществляют разработку НТД (нормативно-технической документации) раз в год с целью повысить тариф. НТД считается на котельное оборудование. Экономический расчет выгодней предоставлять в комитет после ежегодного повышения цен на газ.

Результаты

Экономический эффект реализуется за счет разницы в тарифе (средняя стоимость тепловой энергии в Санкт-Петербурге в 2012году у компаний, имеющиих НТД по НУРам составляла 1100-1250 руб за 1Гкал. В отдельных случаях 1300-1400).

Цены на расчет и обоснование НУРов топливаформируется индивидуально.

Наши менеджеры будут рады проконсультировать Вас по всем вопросам по многоканальному телефону: