размер шрифта

ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 30-12-2008 323 ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ... Актуально в 2018 году

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.

22. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин (противодавления) в обязательном порядке соблюдается принцип их приоритетного использования по сравнению с пиковыми водогрейными котлами (далее - ПВК), редукционно-охладительными установками (далее - РОУ).

Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (Q_по), Гкал, в общем виде определяется по формуле:

Где Q_п - отпуск тепла внешним потребителям, Гкал;

Q(сн)_п, Q(хн)_п, Q_пб - расходы тепла на собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, Гкал;

Q_роу - расход тепла от РОУ, подключенных к источнику пара более высокого давления, Гкал.

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

На хозяйственные нужды отпуск тепла принимается по фактическим данным периода, предшествующего расчетному.

Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.

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

Отпуск тепла внешним потребителям (Q_т), на собственные (Q(сн)_т) и хозяйственные нужды (Q(хн)_т) от подогревателей, подключенных к этим отборам;

Расходы тепла на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более высокого потенциала (Q_нев).

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

где Q(пот)_т - потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям в горячей воде;

Q_пвк - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал.

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

Где G(пвк(пб))_сет.в - расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или пиковые бойлеры, т/ч;

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

При распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции целесообразно стремиться к минимизации затрат тепла турбинной установкой на выработку электроэнергии.

Для этого применяются специальные компьютерные программы. При отсутствии таких программ следует руководствоваться следующими рекомендациями.

В случае работы электростанции в расчетном периоде по тепловому графику в первую очередь загружаются отборы турбин с наибольшей по сравнению с другими турбинами подгруппы полной удельной выработкой электроэнергии по теплофикационному циклу.

При работе электростанции по электрическому графику распределение тепловых и электрических нагрузок производится взаимосвязано.

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

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

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

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

При распределении тепловых нагрузок учитываются:

Ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов турбин;

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

надежность теплоснабжения потребителей.

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

Где N_р, N(мин)_пт.т - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом), и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт.

Значение N(мин)_пт.т включает в себя теплофикационную мощность и мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого давления (далее - ЦНД). Факторы, увеличивающие сверх минимально необходимого уровня (неплотность регулирующей диафрагмы цилиндра низкого давления, рост температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и т.д.), подтверждаются соответствующими документами. Расчет минимальной нагрузки ТЭЦ производится в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении 14 к настоящей Инструкции.

Дополнительная конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (ДельтаЭ_кн), тыс. кВт·ч, определяется по формуле:

Где Э - планируемая выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч.

Для ТЭЦ при обосновании дополнительной конденсационной выработки электроэнергии могут рассматриваться следующие факторы:

наличие неотключаемых потребителей теплоснабжения;

обеспечение технического минимума нагрузки котлов;

увеличение температуры охлаждающей воды на выходе из конденсаторов турбин для предотвращения обмерзания градирен в зимнее время.

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

Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Q_по, Q_то), входящих в состав подгруппы.

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

Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего пара (D_0) и пара в конденсаторы (D_2) по отдельным турбинам с достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч:

Где q_т.ин - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по турбине, ккал/кВт·ч;

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

Где i_0, i_пв, Дельтаi_пп - энтальпии свежего пара, питательной воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

альфа_пп - доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

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

ДельтаQ_изл - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. Для турбин мощностью 25, 50 и 100 МВт могут быть приняты 0,49, 0,61 и 1,18 Гкал/ч.

При расчете НУР параметры свежего пара и пара после промперегрева соответствуют значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.

23. Для ТЭС, применяющих метод распределения затрат топлива в комбинированном цикле между электрической и тепловой энергией пропорционально затратам тепла на выработку электрической энергии и отпуск тепловой энергии при условии их раздельного производства, увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (ДельтаQ_э(отр)), Гкал, определяется по формулам:

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

q_кн - удельный расход тепла на турбину с конденсатором, имеющую такие же параметры свежего пара, как и по турбинам типа Р, ПР при прогнозируемой электрической нагрузке при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в отборах включены), ккал/кВт·ч;

Э_Т - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. кВт·ч;

K_от - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним потребителям отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов.

Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за счет "ухудшенного" вакуума значение ДельтаQ(конд)_э(отр) допускается принимать равным величине отпуска тепла из конденсатора.

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

Абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку электроэнергии (Q_э, Гкал и q_т, ккал/кВт·ч);

абсолютных и удельных расходов тепла (Q(сн)_ту, Гкал и q(сн)_ту, %) и электроэнергии (Э(сн)_ту, тыс. кВт·ч и э(сн)_ту, %) на собственные нужды;

удельного расхода тепла нетто (q(н)_ту, ккал/кВт·ч).

24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлагрегатов каждого типа (n_1, n_2 ... n_т) в группе выбирается исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлоагрегатов на уровне 80 - 90% от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются также согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлоагрегатов.

Суммарная выработка тепла брутто котельной установкой подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле.

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.

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:

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

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

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

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

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

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

При распределении тепловых нагрузок учитываются:

Ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов турбин;

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

Надежность теплоснабжения потребителей.

После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии электростанцией (Э), 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.

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 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.

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 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.