РД 153-34.0-09.115-98. Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива
Актуально на 09.11.2026.
Как цитировать: "РД 153-34.0-09.115-98. Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива". РД 153-34.0-09.115-98. https://bukva.ai/docs/ukazanie-ukazaniya-rd-153-34-0-09-115-98
(утв. РАО «ЕЭС России» 27.02.1998)
Примечание
Документ введен в действие с 1 августа 1999 года. Взамен «Методических указаний по прогнозированию удельных расходов топлива: РД 34.09.115-93» (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).
27 февраля 1998 года
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОГНОЗИРОВАНИЮ УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ТОПЛИВА
с 1 августа 1999 года
Разработано производственной службой топливоиспользования открытого акционерного общества «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС», отделом топливоиспользования Департамента электрических станций РАО «ЕЭС России».
Исполнители: Н.Л. Астахов (разделы 1, 3), А.Г. Денисенко (разделы 1, 2) АО «Фирма ОРГРЭС», В.Ф. Калинов (общее руководство разработкой) Департамент электрических станций РАО «ЕЭС России».
Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации «ЕЭС России» 27 февраля 1998 г.
Заместитель Председателя Правления О.В. Бритвин.
Настоящие Методические указания состоят из двух частей.
В первой части регламентируется порядок прогнозирования удельных расходов топлива на отпускаемую электрическую и тепловую энергию электростанциями и энергообъединениями для расчета топливной составляющей тарифов (далее по тексту — тарифное прогнозирование). При тарифном прогнозировании следует руководствоваться разделом 2 Методических указаний.
Во второй части приведены рекомендации по прогнозированию на отдаленную перспективу объемов потребления котельно-печного топлива для целей, не связанных с обоснованием тарифов (далее по тексту — перспективное прогнозирование). Основные подходы к этому виду прогнозирования изложены в разделе 3 Методических указаний.
С выходом настоящих Методических указаний утрачивают силу «Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива: РД 34.09.115-93» (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Тарифное прогнозирование
1.1.1. Первичными объектами, по которым проводится тарифное прогнозирование, являются электростанции и районные котельные. По акционерному обществу энергетики и электрификации (АО-энерго) удельные расходы топлива определяются как средневзвешенные по отпуску энергии значения удельных расходов топлива по электростанциям и районным котельным, входящим в его состав.
1.1.2. В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 4 февраля 1997 г. № 121 при обосновании тарифов определение объемов топлива, расходуемого электростанциями и районными котельными на технологические цели, должно производиться на основании норм удельных расходов топлива при производстве электрической и тепловой энергии, которые рассчитываются на базе утвержденных в установленном порядке нормативных характеристик энергетического оборудования и планируемых режимов и условий его эксплуатации на период регулирования.
1.1.3. Удельные расходы топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло при тарифном прогнозировании должны соответствовать исправному техническому состоянию энергетического оборудования, высокому уровню его эксплуатационного и ремонтного обслуживания, оптимальному составу и режимам работы агрегатов. Не допускается учитывать при тарифном прогнозировании перерасходы топлива из-за упущений в эксплуатационном и ремонтном обслуживании оборудования. Вместе с тем, прогнозируемые удельные расходы топлива должны быть реально достижимыми.
1.1.4. Выбор состава работающего оборудования и распределение электрических и тепловых нагрузок между электростанциями в АО-энерго и отдельными агрегатами электростанций должны базироваться на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации затрат на отпуск энергии.
1.1.5. Расчеты при тарифном прогнозировании должны выполняться для каждого из месяцев периода регулирования. Показатели в целом за период регулирования, превышающий месячный интервал (квартал, год), рассчитываются по результатам их определения за каждый из месяцев периода.
1.2. Перспективное прогнозирование
1.2.1. Перспективное прогнозирование может быть выполнено по АО-энерго, Представительству РАО «ЕЭС России» по управлению акционерными обществами, по всем акционерным обществам энергетики и электрификации Российской Федерации.
1.2.2. Первичным объектом перспективного прогнозирования является подгруппа оборудования энергообъединения. Удельные расходы топлива по группе и энергообъединению в целом определяются как средневзвешенные по отпуску энергии значения удельных расходов топлива подгрупп оборудования.
1.2.3. Основой для перспективного прогнозирования являются фактические показатели топливоиспользования в базовом периоде, данные о резервах тепловой экономичности и степени их использования в прогнозируемом периоде.
Базовым является последний отчетный период, соответствующий прогнозируемому. В качестве базового может быть принят любой другой отчетный период, объемы отпуска энергии в котором отличаются от объемов в прогнозируемом периоде не более чем на 10%.
1.2.4. При перспективном прогнозировании индекс «б» в условном обозначении указывает на принадлежность показателя к базовому периоду, а индекс «п» — к прогнозируемому.
2. ТАРИФНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
2.1. Исходные данные по электростанции (районной котельной)
2.1.1. Удельные расходы топлива на отпускаемую электростанцией электроэнергию и тепло (районной котельной — тепло) при тарифном прогнозировании рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных и нормативных показателей, входящим в состав утвержденной нормативно-технической документации по топливоиспользованию.
Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлоагрегатов.
По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбо- и котлоагрегатов, входящих в ее состав. В целом по электростанции показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным подгруппам.
Исходные данные, необходимые для расчетов, определяются в обратной последовательности: от станционного уровня к подгруппам оборудования и отдельным агрегатам.
В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по электростанции (районной котельной) значения показателей, характеризующие 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 турбо- и котлоагрегатов.
Применительно к конкретной электростанции полный перечень исходных данных приведен в макете.
При тарифном прогнозировании в макеты вносятся рассматриваемые ниже изменения, касающиеся в основном способов получения исходных данных и определения отдельных показателей турбо- и котлоагрегатов.
2.1.2. План по выработке электроэнергии (Э) электростанциям, входящим в состав АО-энерго, задается диспетчерской службой АО-энерго, а электростанциям — субъектам Федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ) — соответствующим подразделением РАО «ЕЭС России» на основе сведения энергобалансов.
Могут задаваться характерные графики нагрузок рабочих и праздничных суток, использование которых обеспечивает наибольшую точность прогнозирования удельных расходов топлива.
2.1.3 Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией
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 (i - i )) х п потр.j п обр к.j к.j исх
-3
х 10 , (2-1)
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 , (2-2)
обр исх
где:
D - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения D
потр.j потр.j
принимается на основании заявок потребителей; i — энтальпия пара в коллекторе, от которого п.i
обеспечивается отпуск пара, ккал/кг. Принимается по эксплуатационным данным или рассчитывается по параметрам пара, оговоренным в заявках на теплоснабжение потребителей;
возвр
i - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям пара,
к.j
ккал/кг; прям
G , G - расходы прямой и подпиточной воды по i-ой
сет.в.i подп.i
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
2.2. Расчет показателей турбоагрегатов
2.2.1. 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 (ПВК, БРОУ, 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 , (2-3)
где:
D , D , D - расходы пара от коллектора на собственные,
сн хн пб
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 хознужд) 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 нормативных характеристик оборудования.
На хозяйственные нужды расходы пара принимаются по отчетным данным.
Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.
Загрузка РОУ допускается при дефиците пара отборов турбин (противодавления) или при прохождении минимумов графиков электрических нагрузок.
2.2.2 Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин (Q ) в
то
общем случае включает в себя: сн - отпуск тепла внешним потребителям, на собственные (Q ) и
хн то хозяйственные нужды (Q ) от подогревателей, подключенных к этим
то
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 , (2-4)
роу п исх пвк по
где:
Q - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал.
пвк
Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал, рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (тау ),
tнв
при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения
температурного графика теплосети:
пвк(пб) -3
Q = G х (i" - i' ) х тау х 10 , (2-5)
пвк(пб) сет.в с.в с.в tнн
где:
пвк(пб)
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.
2.2.3. 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 прогнозируемом 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 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.
2.2.4 После распределения тепловых нагрузок по диаграммам
режимов и нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии электростанцией (Э ), тыс. кВт х ч:
мин
мин
Э = SUM N х тау + SUM N х тау , (2-6) мин р раб пт.т раб
где:
р
N , в - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или
р э.j
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 № включает в себя теплофикационную мощность и пт.т
мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме ЦНД. Факторы,
мин
увеличивающие № сверх минимально-необходимого уровня пт.т
(неплотность регулирующей диафрагмы ЦНД, рост температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и т.д.) должны быть
подтверждены соответствующими документами.
Конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (ДЕЛЬТА Э ), тыс. кВт х ч,
кн
определяется по формуле:
ДЕЛЬТА Э = Э - Э . (2-7) кн мин Распределение ДЕЛЬТА Э между турбинами производится на
кн
основе предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (ДЕЛЬТА q ) для всех возможных
кн
сочетаний агрегатов.
В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения ДЕЛЬТА q .
кн
2.2.5 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
2.2.6. Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов
распределяется по подгруппам оборудования электростанции
пропорционально отпуску тепла с сетевой водой.
2.2.7 Необходимые для расчетов значения часовых расходов
свежего пара (D ) и пара в конденсаторы (D ) по отдельным
0 2
турбинам с 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, (2-8)
0 т.ин т по то
-3
D = (q х N х 10 - 86 х N / эта - ДЕЛЬТА Q ) х 2 т.ин т т эм изл
3
х 10 / 550, (2-9)
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 ДЕЛЬТА i , (2-10) о пв пп пп
где:
i , i , ДЕЛЬТА i - 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 ДЕЛЬТА Q — потери тепла через теплоизоляцию турбины, изл Гкал/ч. 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 при прогнозировании должны соответствовать значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.
2.2.8 Давление пара в камерах производственных отборов турбин рассчитывается по формуле, кгс/кв. см:
Р = SUM Р х D / SUM D + ДЕЛЬТА Р , (2-11) п потр.j потр.j потр.j п.пот
где:
P , D - давление, кгс/кв. см, и расход пара, т,
потр.j потр.j
по каждому внешнему потребителю (на выводах со станции).
Принимаются в соответствии с заключенными договорами с
потребителями; ДЕЛЬТА Р — потери давления в паропроводах от выводов п.пот до камеры отбора турбины, кгс/кв. см.
2.2.9 Давление пара в камерах теплофикационных отборов
турбин определяется в следующей последовательности:
1. <a id="p100092"></a>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 ), °С, на основании температурного графика тепловой
пр.св сети:
(п) (п) t = F (t ), (2-12) пр.св нв (т) (т) t = F (t ). (2-13) пр.св нв
2. <a id="p100096"></a>Рассчитывается средняя температура сетевой воды за
об
основными подогревателями (t ), °С: св
об (п) (т) t = ((t - ДЕЛЬТА t ) х п + t х т ) / св пр.св св.пвк.пб суу пр.св сут / (п + т ), (2-14) сут сут
где:
ДЕЛЬТА t - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых
св.пвк.пб
бойлерах, °С;
п об.п ДЕЛЬТА t = t - t ; (2-15) 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 ), °С; т
об.п п t = t - сигма t ; (2-16) св нас под п макс t - температура насыщения при давлении Р , °С; нас т сигма t - номинальный температурный напор в основных
под
сетевых подогревателях, °С.
3. <a id="p100100"></a>Определяются средняя температура насыщения и само
давление в камере отбора турбины:
об
t = t + сигма t , (2-17) нас св под Р = F (t ) + ДЕЛЬТА Р , (2-18) т нас т.под
где:
ДЕЛЬТА Р - потери давления в паропроводах от выводных
т.под
коллекторов до камеры отбора i-ой турбины, кгс/кв. см.
2.2.10. Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (ДЕЛЬТА Q ),
э(отр)
Гкал, определяется по формулам:
о -3 ДЕЛЬТА Q = (SUM (q - q ) х Э ) х К х 10 , (2-19) э(отр) т т т от
-3
ДЕЛЬТА Q = (SUM (q - q ) х Э ) х К х 10 , (2-20) э(отр) кн т т от
где:
о
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; q — 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
ДЕЛЬТА Q допускается принимать равным величине отпуска тепла э(отр) из конденсатора.
2.2.11 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
сн сн ту ту
электроэнергии (Э , тыс. кВт х ч, и э , %) на собственные нужды;
ту ту
н
- <a id="p100112"></a>удельного расхода тепла нетто (q , ккал/кВт.ч).
ту
2.3. Расчет показателей котлоагрегатов
2.3.1 Количество работающих в прогнозируемом периоде
котлоагрегатов каждого типа (п , п ...п ) в подгруппе выбирается
1 2 т
исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки
котлов на уровне 80 - 90% от номинальной теплопроизводительности,
а также графика ремонтов оборудования. Учитываются также
согласованные с АО "Фирма ОРГРЭС" или с другой экспертной
организацией ограничения номинальной паропроизводительности
котлов.
Суммарная выработка тепла брутто энергетическими котлами подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:
бр
Q = SUM Q + SUM Q + SUM Q + Q + К х SUM п х ку э по то роу пот т норм -2 х Q х тау х 10 , (2-21) к.бр.т кал
где:
К - удельная величина потерь теплового потока, %.
пот
Принимается равной 1% для КЭС и 1,5% для ТЭЦ от номинальной производительности работающих в прогнозируемом периоде котлов
т-ого типа; п — выбранное при прогнозе количество работающих котлов т т-ого типа; ном Q — номинальная теплопроизводительность котла т-ого к.бр.т типа, Гкал/ч. бр
2.3.2. Распределение Q между типами котлов подгруппы ку
оборудования производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям, (если на электростанции отсутствуют
какие-либо другие соображения).
2.3.3 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 , %)
ку ку
сн сн
и электроэнергии (Э , тыс. кВт х ч, и э , %) на собственные нужды.
ку ку
2.4. Расчет удельных расходов топлива
2.4.1 Прогнозируемые удельные расходы топлива по подгруппе электростанции рассчитываются по формулам:
н э b = b х (1 + К х (1 - мю )), (2-22) э э р э н тэ b = b х (1 + К х (1 - мю )), (2-23) тэ.эн.к тэ.эн.к р.эн.к тэ.эн.к
где:
н
b - номинальный удельный расход топлива на электроэнергию,
э
г/кВт.ч; н b — номинальный удельный расход топлива на тепло, тэ.эн.к отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал;
э тэ
К , К - коэффициенты резерва тепловой экономичности
р р.эн.к
по отпуску электроэнергии и тепла от энергетических котлов;
мю , мю - степени использования резерва тепловой
э тэ.эн.к
экономичности по отпуску электроэнергии и тепла от энергетических
котлов.
2.4.2 По электростанции, состоящей из нескольких подгрупп
оборудования:
b = SUM (b х Э ) / SUM Э , (2-24) э э.i отп.i от.i н тэ b = b х (1 + К х (1 - мю )), (2-25) тэ.пвк тэ.пвк р.пвк тэ.пвк b = SUM (b х (Q - Q ) / тэ.эн.к тэ.эн.к.i от.i пвк.i / SUM (Q - Q ), (2-26) от.i отп.пвк b = (b х SUM (Q - Q ) + b х Q ) / тэ тэ.эн.к от.i пвк.i тэ.пвк пвк / Q . (2-27)
от
2.4.3 По АО-энерго в целом, состоящему из т-электростанций
и k-районных котельных:
b = SUM (b х Э ) / SUM Э , (2-28) э э.j от.j от.j н тэ b = SUM (b х (1 + К х (1 - мю )) х тэ.рк тэ.рк.i рк.i тэ.рк.i х Q ) / SUM Q , (2-29) от.рк.i от.рк.i b = SUM (b х Q + b х Q ) / тэ тэ.j от.j тэ.рк от.рк / SUM (Q + Q ), (2-30) от.j от.рк
где:
н
b - номинальный удельный расход топлива на тепло,
тэ.рк.i
отпускаемое от районной котельной, кг/Гкал; тэ
К , мю - коэффициент резерва и степень его
рк.i тэ.рк.i
использования по районной котельной; Q — отпуск тепла от районных котельных, Гкал. от.рк
Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности э тэ тэ тэ (К , К , К , К ) рассчитываются по отчетным данным р р.эн.к р.пвк рк
предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:
н н Кр = (b - b ) / b , (2-31)
i
где:
н
b, b - фактический и номинальный удельные расходы топлива
на отпускаемую энергию.
Степени использования резервов тепловой экономичности (мю , мю , мю , мю ) принимаются равными значениям, э тэ.эн.к тэ.пвк тэ.рк утвержденным в составе НТД по топливоиспользованию для года,
предшествующего прогнозируемому.
В случае истечения срока действия НТД по топливоиспользованию к моменту выполнения расчетов по тарифному прогнозированию, значения коэффициентов резерва принимаются равными нулю.
2.4.4 При необходимости могут быть рассчитаны прогнозируемые
удельные расходы топлива на отпускаемую электрическую энергию при ее производстве по конденсационному (b ) и теплофикационному
э(конд)
циклам (b ) по подгруппе оборудования, электростанции или э(тф) АО-энерго в целом.
По подгруппе оборудования электростанции расчеты проводятся в следующей последовательности:
1. Определяются удельные затраты электроэнергии на 1 Гкал тепла, отпущенного котельной установкой, кВт.ч/Гкал:
сн сн 3 бр сн пот Э = Э х 10 / (Q - Q - Q ). (2-32) ку(уд) ку ку ку тп
2. Рассчитывается расход электроэнергии на собственные нужды котельной установки, относимый на выработку электроэнергии по конденсационному циклу, тыс. кВт х ч:
сн 3 сн Э = ДЕЛЬТА q х (Э - Э ) х 10 х (1 + q / 100) х ку(кн) кн тф ту 2 сн сн х 10 / (эта х (1 - q / 100)) х Э . (2-33) тп ку ку(уд)
2. То же, на собственные нужды турбинной установки, тыс. кВт х ч:
сн сн Э = Э + Э + (Э - (Э + Э )) х Э / Э. (2-34) ту(кн) цн кн ту цн кн кн
3. Определяется суммарный расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклу, тыс. кВт х ч:
сн сн сн Э = Э + Э , (2-35) ээ(кн) ку(кн) ту(кн) сн сн сн Э = Э - Э . (2-36) ээ(тф) ээ ээ(кн)
4. Рассчитывается отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, тыс. кВт х ч:
кн сн Э = Э - Э - Э , (2-37) от тф ээ(кн) тф кн Э = Э - Э . (2-38) от от от
5. Определяются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, г/кВт.ч:
кн
b = b х К , (2-39) э э отр(к) тф кн кн тф b = (b х Э - b х Э ) / Э . (2-40) э э от э от от кн тф По электростанции в целом b и b рассчитываются как э э кн тф средневзвешенные по Э и Э величины удельных расходов топлива от от по подгруппам оборудования, а по АО-энерго в целом - как средневзвешенные величины удельных расходов топлива по
электростанциям, входящим в его состав.
3. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
3.1. Основные исходные данные по энергообъединению
Основными исходными данными для расчета технико-экономических показателей энергообъединения на прогнозируемый период являются:
- выработка электроэнергии;
- отпуск тепла внешним потребителям (общий, пиковыми водогрейными котлами, из производственных и теплофикационных отборов, от конденсаторов турбоагрегатов);
- план ввода, демонтажа, перемаркировки, реконструкции и модернизации оборудования (поагрегатный);
- планы проведения капитальных и средних ремонтов котлов и турбоагрегатов;
- структура и качество сжигаемого топлива.
Прогнозируемые значения отпуска тепла и выработки электроэнергии определяются на основе заявок потребителей или задаются соответствующим структурным подразделением ОЭС или РАО «ЕЭС России».
3.2. Исходные данные по подгруппе оборудования
3.2.1 Установленная электрическая мощность каждой подгруппы
к
оборудования на конец прогнозируемого периода (N ) в мегаваттах уп
определяется с учетом запланированных вводов в эксплуатацию новых турбоагрегатов, демонтажа изношенных и морально устаревших турбоагрегатов, а также перемаркировки действующих турбоагрегатов
и рассчитывается по формуле:
к н i=n i=m i=p N = N + SUM N - SUM N + SUM ДЕЛЬТА N , (3-1) уп уп i=1 в.i i=1 д.i i=1 пер.i
где:
н
N - установленная электрическая мощность на начало
уп
прогнозируемого периода, МВт. Учитывает фактическое и прогнозируемое изменение мощности от конца базового до начала
прогнозируемого периода;
N , N - мощность каждого из турбоагрегатов,
в.i д.i
запланированных соответственно к вводу и демонтажу в
прогнозируемом периоде, МВт; ДЕЛЬТА N — изменение установленной мощности каждого из пер.i турбоагрегатов (плюс — увеличение, минус — снижение) в результате запланированных перемаркировок в прогнозируемом периоде, МВт;
n, m, р - количество турбоагрегатов, запланированных соответственно к вводу в эксплуатацию, демонтажу и перемаркировке
в прогнозируемом периоде.
3.2.2 Средняя за прогнозируемый период установленная
ср
электрическая мощность каждой подгруппы оборудования (N ) в уп мегаваттах определяется по формуле:
ср н i=n i=m N = N + SUM N x a - SUM N x a + уп уп i=1 в.i в.i i=1 д.i д.i
i=p
+ SUM ДЕЛЬТА N x а , (3-2)
i=1 пер.i пер.i
где:
а , а , а - доля прогнозируемого периода от даты
в.i д.i пер.i
ввода, демонтажа или перемаркировки каждого из турбоагрегатов до
конца периода.
Если для прогнозируемого года известны только кварталы ввода, демонтажа или перемаркировки турбоагрегатов, то величины этих долей при расчетах на год могут быть приняты следующими: при вводе, демонтаже или перемаркировке турбоагрегатов в I квартале — 0,75; во II квартале — 0,50; в III квартале — 0,25; в IV квартале — 0.
3.2.3. Установленная тепловая мощность подгруппы турбоагрегатов на конец прогнозируемого периода и средняя за прогнозируемый период определяются по формулам, аналогичным формулам (3-1) и (3-2).
3.2.4. При распределении общих по энергообъединению выработки электроэнергии и отпуска тепла между подгруппами оборудования следует учитывать:
- имеющиеся ограничения электрической и тепловой мощности турбоагрегатов;
- сложившуюся тенденцию изменения коэффициентов использования электрической и тепловой мощности турбоагрегатов.
3.3. Удельные расходы топлива по подгруппе оборудования
3.3.1. Прогнозируемое значение фактического удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии [г/(кВт.ч)] рассчитывается по формулам:
р р э в = (в + SUM ДЕЛЬТА в ) / К , (3-3) эп эб э.i отр(к)п р э в = в x К , (3-4) эб эб отр(к)б
где:
р
в , в - удельный расход топлива на электроэнергию
э э
фактический и при раздельном производстве, г/(кВт.ч); р ДЕЛЬТА в — поправки к удельному расходу топлива на э.i изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по
сравнению с базовым, г/(кВт.ч) (см. п. 3.3.3); э К — коэффициент увеличения расхода топлива на отр(к) электроэнергию при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов:
ПВК
(Q + Q - Q ) э э э э от от б К = К x К = К ------------------- x отр(к)п отр(к)б корр отр(к)б р ПВК (Q + Q - Q ) э от от б р ПВК (Q + Q - Q ) э" от от п x -----------------------------------. (3-5) р ПВК (Q - ДЕЛЬТА Q + Q - Q ) э э(отр) от от п
В формуле (3-5):
ПВК
Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям всего и от
от от
пиковых водогрейных котлов, Гкал; р
Q , Q - расход тепла на производство электроэнергии
э э
фактический и при раздельном производстве, Гкал:
р
Q = Q + ДЕЛЬТА Q ; (3-6) э э э(отр) ДЕЛЬТА Q - увеличение расхода тепла на производство
э(отр)
электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;
по то ДЕЛЬТА Q = ДЕЛЬТА Q + ДЕЛЬТА Q + э(отр) э(отр) э(отр)
конд
+ ДЕЛЬТА Q (3-7)
э(отр)
по то конд ДЕЛЬТА Q , ДЕЛЬТА Q , ДЕЛЬТА Q - увеличение э(отр) э(отр) э(отр) 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. р
Значения ДЕЛЬТА Q и Q для прогнозируемого периода э(отр) э
определяются по формулам:
по по ДЕЛЬТА Q = ДЕЛЬТА Q x Q / Q , (3-8) э(отр)п э(отр)б по.п по.б то то ДЕЛЬТА Q = ДЕЛЬТА Q x Q /Q , (3-9) э(отр)п э(отр)б то.п то.б конд конд ДЕЛЬТА Q = ДЕЛЬТА Q x Q / Q , (3-10) э(отр)п э(отр)б конд.п конд.б р р ДЕЛЬТА Q = ДЕЛЬТА Q + тау SUM [Q (z - z )] + эп эб раб хх.i i.п i.б
р
+ ДЕЛЬТА q (Э - Э ), (3-11)
кн п б
где:
Q , Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям и на
по то конд
собственные 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 хх.i
i-го значения номинальной (25, 50, 100, 135 и т.д.) мощности,
Гкал/ч. Определяется по энергетическим характеристикам по графику
зависимости q = f (N , Q , Q ) при Q = 0 и Q = 0;
т т по то по то
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.ч); Э — выработка электроэнергии, тыс. кВт х ч.
3.3.2 Прогнозируемые значения фактических удельных расходов
топлива на тепло (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:
кэ кэ ПВК в = (в х Q + в х Q + Э х в ) / тэ.п тэ.п от.п ПВКп от.п тепл.п э.п / Q , (3-12)
от.п
кэ р.кэ тэ в = в / К х К , (3-13) тэ.п тэ.п отр(к)б корр -3 тэ 3 (В - В - Э х в х 10 ) х К х 10 р.кэ тэ ПВК тепл э б отр(к)б в = -------------------------------------------------- + тэ.п кэ
Q
от.б
р.кэ
+ SUM ДЕЛЬТА в , (3-14)
тэ.i
3 ПВК в = В х 10 / Q + SUM ДЕЛЬТА в , (3-15) ПВКп ПВКб от.б ПВК.i гв гв Э = Э х Q / Q , (3-16) тепл.п тепл.б от.п от.б
где:
кэ р.кэ
в , в - удельный расход топлива по энергетическим
тэ тэ
котлам: фактический и при раздельном производстве (не учитывает
затрат электроэнергии на теплофикационную установку), кг/Гкал;
В , в , - абсолютный (т) и удельный (кг/Гкал) расход
ПВК ПВК
условного топлива по пиковым водогрейным котлам; тэ К — коэффициент увеличения расхода топлива отр(к)
энергетическими котлами на отпуск тепла при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов
турбоагрегатов; Э — расход электроэнергии на теплофикационную установку, тепл тыс. кВт х ч; В — общий расход условного топлива на отпуск тепла, т; тэ
кэ ПВК гв
Q = Q - Q - Q - отпуск тепла внешним потребителям,
от от от нас
обеспеченный энергетическими котлами (от РОУ, регулируемых и
нерегулируемых отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал; гв Q — количество тепла, полученное водой в сетевых и нас перекачивающих насосах, Гкал; р.кэ
ДЕЛЬТА в , ДЕЛЬТА в - поправки к удельным расходам
тэ.i ПВК.i
топлива энергетическими и пиковыми водогрейными котлами на
изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по
сравнению с базовым, кг/Гкал (см. п. 3.3.3); гв Q — отпуск тепла с горячей водой, Гкал. от
3.3.3 По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к
р
удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии (ДЕЛЬТА в ) и
р.кэ э
тепла (ДЕЛЬТА в , ДЕЛЬТА в ) при изменении:
тэ ПВК
3.3.3.1 Структуры сжигаемого топлива — ДЕЛЬТА в :
с
р р i=m -2 ДЕЛЬТА в = в SUM [К (бета - бета )] х 10 , (3-17) эс эоб i=1 с.i i.п i.б р.кэ р.кэ i=m ДЕЛЬТА в = [в SUM К (бета - бета )] х тэс тэ.об i=1 с.i i.п i.б
-2
х 10 , (3-18) ДЕЛЬТА в = в х К (бета - бета )] х ПВКс ПВКгб ПВКм ПВКг.б ПВКг.п
-4
x 10 , (3-19)
где:
р
в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии
эоб
при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(кВт.ч); р.кэ в — то же на отпуск тепла энергетическими котлами, тэ.об кг/Гкал; в — удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами ПВКгб в 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 i других видов (марок) сжигаемого топлива, %; бета — доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными ПВКг котлами, %; К — относительное увеличение удельного расхода топлива ПВКм пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %; 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 Мазут Антрацит Каменный и бурый уголь Торф | - — (0,02 — 0,025) — (0,07 — 0,08) — (0,05 — 0,06) — (0,125 — 0,14) | + (0,02 — 0,025) — - (0,05 — 0,055) — (0,025 — 0,03) — (0,1 — 0,11) |
Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде топлива определяется по формуле:
р 2
в х 10
р эб
в = ---------------------------------. (3-20)
эоб i=m
бета SUM [(1 + К ) х бета ]
об i=1 с.i i.б
Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло
р.кэ
энергетическими котлами в . тэ.об
3.3.3.2 Качества твердого топлива — ДЕЛЬТА в
кач
р j=l р р р ДЕЛЬТА в = SUM [в К (Q - Q ) х экач j=1 э.j.б кач.j н.j.б н.j.п
-6
x бета ] х 10 , (3-21)
j.п
р.кэ j=l р.кэ р р ДЕЛЬТА в = SUM [в К (Q - Q ) х тэ.кач j=1 тэ.j.б кач.j н.j.б н.j.п
-6
x бета ] х 10 , (3-22)
j.п
где:
l - количество марок сжигаемого твердого топлива;
р р.кэ
в , в - удельные расходы топлива при раздельном
э.j тэ.j
производстве при сжигании j-ой марки твердого топлива; K — относительное изменение расхода топлива (%) при кач.j
изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива на 100 ккал/кг; ниже приводятся усредненные значения K .
кач.j
| Уголь по месту добычи | Донецкий | Кузнецкий | Экибастузский | - | |||
| Марка угля | АШ | Т | Г, Д | Т | Г, Д, СС | СС | Б |
| К кач.j | 1,08 | 0,51 | 0,31 | 0,52 | 0,20 | 0,91 | 0,50 |
р
Q - теплота сгорания j-ой марки твердого топлива, ккал/кг;
н.j
бета - доля по теплу j-ой марки твердого топлива в расходе
j
топлива энергетическими котлами, %.
Влияние качества твердого топлива на удельный расход может быть также определено по изменению зольности и влажности топлива:
р j=l р р р ДЕЛЬТА в = SUM {в [К (А - А ) + э.кач j=1 э.j.б А.j j.п j.б р р -4
+ К (W - W ] х бета } х 10 , (3-23)
w.j j.п j.б j.п
р j=l р.кэ р р р
ДЕЛЬТА в = SUM {в [К (А - А ) + К (W -
тэ.кач j=1 тэ.j.б А.j j.п j.б w.j j.п
р -4
- W ] x бета } х 10 , (3-24)
j.б j.п
где:
р р.кэ
K , K - относительное изменение в , в (%) при
А.j w.j э тэ
р р
изменении на 1% абсолютной зольности А и влажности W j-ой марки
твердого топлива;
р р
А , W - зольность и влажность твердого топлива j-ой марки, %.
j j
3.3.3.3 Продолжительности работы дубль-блоков с одним
корпусом котла по диспетчерскому графику нагрузки — ДЕЛЬТА в : э.корп
ДЕЛЬТА в = ДЕЛЬТА в х (альфа - альфа ) х э.корп э.д-бл корп.п корп.б
-2
х дельта х 10 , (3-25)
д-бл.п
где:
ДЕЛЬТА в - изменение удельного расхода топлива на 1%
э.д-бл
изменения продолжительности работы дубль-блока с одним корпусом котла, г/(кВт.ч); для укрупненных расчетов значение ДЕЛЬТА в э.д-бл может быть принято равным 0,05 [г/(кВт.ч)]/%; дельта — доля дубль-блоков в общем количестве д-бл энергоблоков подгруппы оборудования, %; альфа — относительная продолжительность работы корп дубль-блоков с одним корпусом котла, %.
3.3.3.4 Количества пусков оборудования по диспетчерскому
графику нагрузки — ДЕЛЬТА в : пуск - для энергоблоков
i=n
SUM В (п - п )
р i=1 пуск.i i.п i.б 3
ДЕЛЬТА в = ------------------------- х К' х 10 , (3-26)
э.пуск Э э.п
от.п
i=n
SUM В (п - п )
р.кэ i=1 пуск.i i.п i.б
ДЕЛЬТА в = ------------------------- х
тэ.пуск кэ
Q
от.п
3
x (1 - К' ) х 10 ; (3-27)
э.п
- <a id="p100224"></a>для оборудования с поперечными связями
i=n
{SUM В (п - п ) +
р i=1 т.пуск.i i.п i.б
ДЕЛЬТА в = -------------------------------
э.пуск Э
от.п
j=m 3
+ [SUM В (т - т )] х К' } х 10
j=1 к.пуск.j j.п j.б э.п
---------------------------------------------, (3-28)
Э
от.п
р.кэ
j=m 3
[SUM В (т - т )] х (1 - К' ) х 10
j=1 к.пуск.j j.п j.б э.п
= ------------------------------------------------, (3-29)
кэ
Q
от.п
В формулах (3-26) - (3-28):
В , B , B - нормативные значения
пуск.i т.пуск.i к.пуск.j
технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках
энергоблоков, турбоагрегатов и котлов, т: принимаются в
соответствии со значениями, указанными в энергетических
характеристиках оборудования, или в соответствии с приложением 7 к
"Методическим указаниям по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95" (М.: СПО ОРГРЭС,
1995); п — количество пусков энергоблоков, турбоагрегатов по i диспетчерскому графику нагрузки; т — количество пусков котлов по диспетчерскому графику j нагрузки; К' — приблизительное значение коэффициента отнесения расхода э топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:
р р ПВК К' = Q / (Q + Q - Q ). (3-30) э э э от от
3.3.3.5 Экономичности оборудования, находящегося в стадии
освоения, — ДЕЛЬТА в : осв
р р i=р т т ДЕЛЬТА в = в {[SUM (К - К ] х альфа + э.осв эб i=1 осв.i.п осв.i.б i.п j=s к к -4
- [SUM (К — К )] х альфа } х 10 , (3-31)
j=1 осв.j.п осв.j.б j.п
р.кэ р.кэ j=s к к
ДЕЛЬТА в = в [SUM (К - К ] х альфа x
тэ.осв тэ.б j=1 осв.j.п осв.j.б j.п
-4
х 10 , (3-32)
где:
р - количество турбоагрегатов, находившихся в стадии освоения в базовом периоде, и которые будут находиться в стадии
освоения в прогнозируемом периоде; s — то же, котлов; т К — относительное увеличение удельного расхода топлива осв.i
в прогнозируемом и базовом периодах вследствие пониженной экономичности i-го турбоагрегата, находящегося в стадии освоения,
%; к К — то же, j-го котла, %; осв.j
альфа , альфа - доля выработки электроэнергии и тепла каждым
i j
осваиваемым турбоагрегатом и котлом, %.
Значения К принимаются в соответствии с приложением осв
12 к "Методическим указаниям по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95"(М.: СПО ОРГРЭС,
1995).
3.3.3.6 Отработанного оборудованием ресурса времени -
ДЕЛЬТА в рес
р р т -7 ДЕЛЬТА в = в (l х ДЕЛЬТА тау х гамма х 10 + э.рес эб ср.п раб i.п к 5 бр
+ с х ДЕЛЬТА тау х гамма / 10 эта ), (3-33)
ср.п раб j.п к.б
р.кэ р.кэ к
ДЕЛЬТА в = в х с х ДЕЛЬТА тау х гамма /
тэ.рес тэб ср.п раб j.п
5 бр
/ 10 эта ), (3-34)
к.б
где:
l - средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из
ср
значения l, равного 0,0025 для турбоагрегатов, работающих с противодавлением и ухудшенным вакуумом, и 0,0085 - для остальных,
% / 1000 ч; с — средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из ср значения с, равного 0,0055 — для пылеугольных котлов; 0,0035 — для котлов, работающих на высокосернистом мазуте; 0,0015 — для котлов, работающих на сернистом, малосернистом мазуте или газе, % / 1000 ч;
т к
ДЕЛЬТА тау , ДЕЛЬТА тау - средняя продолжительность
раб раб
работы турбоагрегатов и котлов за время от конца базового до конца прогнозируемого периода, ч;
гамма , гамма - доля выработки электроэнергии
i j
турбоагрегатами и тепла энергетическими котлами, отработавшими с
начала эксплуатации более 35 тыс. ч, в общей выработке энергии
подгруппой оборудования, %; бр эта — коэффициент полезного действия брутто котлов, %. к
3.3.3.7 Состава оборудования — ДЕЛЬТА в :
в,д
р р р р
Э (в - в ) - ДЕЛЬТА Э (в - в )
р в эв эб в эд эб
ДЕЛЬТА в = ---------------------------------------, (3-35)
эв,д Э
п
р.кэ
кэ р.кэ р.кэ кэ р.кэ р.кэ
Q (в - в ) - ДЕЛЬТА Q (в - в )
в тэв тэб д тэд тэб
= --------------------------------------------------, (3-36)
кэ
Q
от.п
где:
кэ
Э, Q - выработка электроэнергии, отпуск тепла
от
энергетическими котлами по подгруппе оборудования в целом, тыс. кВт х ч, Гкал; кэ
Э , Q - то же оборудованием, введенным в эксплуатацию от
в в
конца базового до конца прогнозируемого периода; кэ
ДЕЛЬТА Э , ДЕЛЬТА Q - изменение выработки электроэнергии и
д д
отпуска тепла энергетическими котлами в прогнозируемом периоде по
сравнению с базовым за счет демонтажа оборудования,
тыс. кВт х ч, Гкал;
р р.кэ
в , в - удельные расходы топлива по введенному
эв тэв
оборудованию, определенные на основе проектных данных и
приведенные к фактическим условиям работы в прогнозируемом
периоде, г/(кВт.ч), кг/Гкал;
р р.кэ
в , в - удельные расходы топлива по демонтируемому
эд тэд
оборудованию, г/(кВт.ч), кг/Гкал.
3.3.3.8 Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при
стабилизации тепловых процессов) — ДЕЛЬТА в : стбл
р р -2 ДЕЛЬТА в = в х (К - К ) х 10 , (3-37) э.стбл эб ст.п ст.б р.кэ р.кэ -2 ДЕЛЬТА в = в х (К - К ) х 10 , (3-38) тэ.стбл тэб ст.п ст.б
где:
К - коэффициент изменения удельного расхода топлива при
ст
стабилизации режимов, %.
Значения К определяются по рисункам приложения 11 к ст
"Методическим указаниям по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95"(М.: СПО ОРГРЭС,
1995).
3.3.3.9 Прочих эксплуатационных факторов — ДЕЛЬТА в .
проч
В составе прочих учитывается влияние на удельные расходы топлива других объективных, не упомянутых в п. п. 3.3.3.1 - 3.3.3.8 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.
3.3.4 Прогнозируемые значения нормативных удельных расходов
нр нр
топлива на электроэнергию в [г/(кВт.ч)] и тепло в
эп тэп
(кг/Гкал) рассчитываются по формулам:
нр н р э р в = в - в х в х К (мю - мю ) / в , (3-39) эп эп э.б э.п р э.п э.б эб нр н р т р в = в - в х в х К (мю - мю ) / в , (3-40) тэп тэп тэ.б тэп р т.п т.б тэб р р.кэ -2 в = [в (100 - альфа ) + в альфа ] х 10 + тэ тэ ПВК ПВК ПВК
р
Э в / Q , (3-41)
+ тепл э от
где:
н н
в , в - номинальное значение удельного расхода топлива
э тэ
на электроэнергию [г/(кВт.ч)] и тепло (кг/Гкал);
э т
К , К - коэффициент резерва тепловой экономичности
р р
оборудования по отпуску электроэнергии и тепла;
мю , мю - степень использования резерва тепловой
э т
экономичности оборудования по отпуску электроэнергии и тепла.
3.4. Расход электроэнергии на собственные нужды
Прогнозируемые значения номинальных (с надстрочным индексом «н») расходов электроэнергии на собственные нужды (тыс. кВт х ч) рассчитываются по формулам: сн(н)
3.4.1 Суммарный Э :
п
сн(н) сн(н) сн(н) Э = Э + Э . (3-42) п эп тэп
3.4.2 На выработку электроэнергии:
сн(н) сн(н) сн Э = (Э х Э / Э + ДЕЛЬТА Э ) х э т.б п б т.пуск i=p т т х [1 + SUM (К - К ) х (альфа - альфа ) х i=1 осв.i.п осв.i.б i.п i.б -4 сн(н) х 10 ] + К' х ДЕЛЬТА Э , (3-43) э кп сн(н) сн(н) 3 кэ -сн Э = {[Э х 10 / (Q + Q ) + SUM ДЕЛЬТА э ] х к.п кб э от б к.i -3 р кэ сн х 10 х (Q - ДЕЛЬТА Q + Q ) + ДЕЛЬТА Э } х [1 + э э(отр) от п к.пуск j=s к к -4
-
SUM (К — К ) х (альфа — альфа ) x 10 ], (3-44) j=1 осв.j.п осв.j.б j.п j.б
где:
сн сн
Э , Э - расходы электроэнергии на собственные нужды
т к
турбоагрегатов и энергетических котлов, тыс. кВт х ч;
сн сн
ДЕЛЬТА Э , ДЕЛЬТА Э - изменение расхода
т.пуск к.пуск
электроэнергии на пуски по диспетчерскому графику турбоагрегатов
и котлов, тыс. кВт х ч
сн i=n сн ДЕЛЬТА Э = SUM Э х (п - п ), (3-45) т.пуск i=1 т.пуск.i п.i б.i сн j=m сн ДЕЛЬТА Э = SUM Э х (т - т ), (3-46) к.пуск j=1 к.пуск.j п.i б.i
где:
сн сн
ДЕЛЬТА Э , ДЕЛЬТА Э - нормативные значения
т.пуск.i к.пуск.j
технологических потерь электроэнергии при пусках турбоагрегатов и
котлов, тыс. кВт х ч; принимаются в соответствии со значениями,
указанными в энергетических характеристиках оборудования или в
соответствии с приложением 7 к "Методическим указаниям по
составлению отчета электростанции и акционерного общества
энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД. 34.08.552-95» (М.: СПО ОРГРЭС, 1995); -сн ДЕЛЬТА э — поправки к удельному расходу электроэнергии на к.i
собственные нужды энергетических котлов на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым,
кВт.ч/Гкал.
сн(н)
3.4.3 На отпуск тепла Э :
тэп
сн(н) сн(н) гв Э = Э (1 - К' ) + Э х (Q - Q ) / (Q - тэп кп эп пар.б от от п от гв сн(н) гв гв сн(н) 3
- Q ) + (Э — Э ) х Q / Q + (Э х 10 /
от б тепл ПВК б отп отб ПВКб
ПВК -сн ПВК -3
/ Q + SUM ДЕЛЬТА э ) х Q х 10 , (3-47)
отб ПВК.i отп
сн сн сн
Э = Э - Э - Э - Э , (3-48)
пар т к тепл
где:
Э - расход электроэнергии на насосы, используемые при
пар
подготовке обессоленной воды для восполнения невозврата конденсата от потребителей пара, тыс. кВт х ч; Э — расход электроэнергии на теплофикационную установку тепл
(пиковые водогрейные котлы; сетевые, конденсатные и подпиточные насосы; насосы, используемые для подготовки подпиточной воды),
тыс. кВт х ч; сн Э — расход электроэнергии на механизмы собственных нужд ПВК пиковых водогрейных котлов, тыс. кВт х ч; -сн ДЕЛЬТА э — поправки к удельному расходу электроэнергии на ПВК.i собственные нужды пиковых водогрейных котлов на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кВт.ч/Гкал.
3.4.4 По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к
удельным расходам электроэнергии на собственные нужды
-сн -сн
энергетических (ДЕЛЬТА э ) и пиковых водогрейных (ДЕЛЬТА э )
к ПВК
котлов при изменении: -сн
3.4.4.1 Структуры сжигаемого топлива ДЕЛЬТА э :
с
-сн i=m -сн -сн ДЕЛЬТА э = SUM [(э - э ) х (бета - бета )] х кс i=1 к.i ко i.п i.б
-2
х 10 , (3-49)
-сн -сн -сн
ДЕЛЬТА э = [(э - э ) х (бета -
ПВКс ПВКм ПВКг ПВКгб
-2
- бета )] х 10 , (3-50)
ПВКгп
где:
-сн -сн
э , э - удельный расход электроэнергии на собственные
ко к.i
нужды энергетических котлов при работе на основном и каждом из
других видов сжигаемого топлива, кВт.ч/Гкал;
-сн -сн
э , э - удельный расход электроэнергии на собственные
ПКВм ПВКг
нужды пиковых водогрейных котлов при работе на мазуте и газе,
кВт.ч/Гкал.
3.4.4.2 Качества твердого топлива:
-сн j=l -сн р р ДЕЛЬТА э = SUM ДЕЛЬТА э х (Q - Q ) х к.кач j=1 к.кач.j н.j.б н.j.п
-4
х бета х 10 , (3-51)
j.п
где:
-сн
ДЕЛЬТА э — изменение удельного расхода электроэнергии к.кач.j
на собственные нужды энергетических котлов (кВт.ч/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива на
-сн
100 ккал/кг. Ниже приводятся укрупненные значения ДЕЛЬТА э к.кач.j
| Уголь | АШ | Тощий | Бурый | Каменный |
|---|---|---|---|---|
| -сн ДЕЛЬТА э к.кач.j | 0,90 | 0,25 | 0,70 | 1,0 |