В качестве базового периода может быть принят один из двух годов, предшествующих расчетному, отличающихся по объемам выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии от расчетного не более чем на 10%. Если оба предшествующих года соответствуют данному условию, то в качестве базового принимается последний год, предшествующий расчетному.

В зависимости от применяемого на ТЭС метода распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией, расчет НУР выполняется в соответствии с приведенными ниже формулами. Подстрочный индекс «б » в обозначении показателей, входящих в формулы, означает их принадлежность к базовому периоду.

^ Метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией с использованием показателей

раздельного производства

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

Где в э , – удельный расход топлива на электроэнергию фактический и при раздельном производстве, г/(кВтч);

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

– коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при раздельном производстве:

, (14)
Q от , – отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых водогрейных котлов, Гкал;

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

Q э , – расход тепла на производство электроэнергии фактичес­кий и при раздельном производстве, Гкал:

Q э (отр ) – увеличение расхода тепла на производство электроэнер­гии при раздельном производстве, Гкал;

, , – увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям соответственно из производственных и теплофикационных отборов (а также из приравненных к ним нерегулируемых отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

Значения и для прогнозируемого периода определяются по формулам:

Где Q по , Q то , Q конд – отпуск тепла внешним потребителям и на собственные нужды соответственно из производственных и теплофикационных отборов (и приравненных к ним нерегулируемых отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

раб – среднее за прогнозируемый период время работы единичного турбоагре­гата, ч;

Q хх i – условный расход тепла холостого хода турбоагрегата i -го значения номинальной мощности, Гкал/ч. Определяется по энергетическим характеристикам по графику зависимости q т = f(N т , Q по , Q то ) при Q по = 0 и Q то = 0;

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

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

Э – выработка электроэнергии, тыс. кВтч.

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

(24)
, (25)

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

В ПВК , в ПВК ,– абсолютный (т) и удельный (кг/Гкал) расход условного топлива по пиковым водогрейным ко­тлам;

Э тепл – расход электроэнергии на теплофикационную установку, тыс. кВтч;

В тэ – общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;

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

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

, – поправки к удельным расходам топлива энерге­тическими котлоагрегатами и пиковыми водогрейными котлами на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кг/Гкал;

– отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

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

1) Структуры сжигаемого топлива – в с :

Где – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(кВтч);

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

в ПВК г – удельный расход топлива пиковыми водогрейными кот­лами при работе на газе, кг/Гкал;

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

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

ПВК г – доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными котлами, %;

К ПВК м – относительное увеличение удельного расхода топлива пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;

К с – относительное изменение удельного расхода топлива энергети­ческими котлоагрегатами при замене 1% основного вида (марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся укрупненные значения К с :
ОсновноеЗначение К с для замещающего топливатопливоГазМазутАнтрацитКаменный и бурый угольТорфГаз–+(0,02-0,025)+(0,07-0,08)+(0,05-0,06)+(0,125-0,14)Мазут-(0,02-0,025)–+(0,05-0,055)+(0,03-0,035)+(0,105-0,115)Антрацит-(0,07-0,08)-(0,05-0,055)–-(0,02-0,025)+(0,055-0,06)Каменный

и бурый уголь-(0,05-0,06)-(0,03-0,035)+(0,02-0,025)–+(0,075-0,08)Торф-(0,125-0,14)-(0,105-0,115)-(0,055-0,06)-(0,075-0,08)–

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

Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энер­гетическими котлами.

2) Качества твердого топлива – в кач

Где К А j , К Wj – относительное изменение , (%) при изменении на 1% абсолютный зольности А р и влажности W p j -ой марки твердого топлива;

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

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

l – количество марок сжигаемого твердого топлива;

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

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

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

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

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

4) Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки – в пуск :

для энергоблоков

для оборудования с поперечными связями

В пуск i , В т пуск i , В к пуск j – нормативные значения технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках энергоблоков, турбоагрегатов и котлоагрегатов, т;

n i – количество пусков энергоблоков, турбоагрегатов по диспетчерскому графику нагрузки;

m j – количество пусков котлов по диспетчерскому графику нагрузки;

– коэффициент отнесения рас­хода топлива энергетическими котлоагрегатами на производство электроэнергии

, (39)
5) Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения – в осв :

, (40)
, (41)

Где p – количество турбоагрегатов, находившихся в стадии освоения в базовом периоде и которые будут находиться в стадии освоения в прогнозируемом периоде;

s – то же, котлоагрегатов;

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

– то же, j -го котла, %;

i ,  j – доля выработки электроэнергии и тепла каждым осваи­ваемым турбоагрегатом и котлоагрегатом,%.

6) Отработанного оборудованием ресурса времени – в рес :

Где l ср l , равного 0,0025 для турбоагрегатов, работающих с противодавлением и ухудшенным вакуумом, и 0,0085 – для остальных, % / 1000 ч.;

с ср – средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из значения с , равного 0,0055 – для пылеугольных котлоагрегатов; 0,0035 – для котлоагрегатов, работающих на высокосернистом мазуте; 0,0015 – для котлоагрегатов, работающих на сернистом, малосернистом мазуте или газе, % / 1000 ч.;

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

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

– коэффициент полезного действия брутто котлоагрегатов, %.

7) Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при стабили­зации тепловых процессов) – в стбл :

Где К ст – коэффициент изменения удельного расхода топлива при стабилизации режимов, %.

8) Прочих эксплуатационных факторов – в проч .

В составе прочих учитывается влияние на удельные расходы топлива других объективных, не упомянутых в пунктах 28.1 - 28.7 факторов, таких, например, как:

сжигание топлива непроектных видов и марок;

перевод котлов на сжигание другого вида топлива;

выполнение мероприятий по охране труда и окружающей среды, обес­печение требований ирригации и рыбоводства.
^ Физический метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией
29. Электростанции, применяющие физический метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией, расчет НУР производят по формулам:

на электроэнергию b э :

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

на теплоэнергию - по формуле (21) настоящей Инструкции с заменой значения на:
, (47)

Значения поправок к удельным расходам топлива определяются по формулам 26 - 45, в которых из обозначений удельных расходов топлива и расхода тепла на производство электроэнергии исключается надстрочный индекс « р ».

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

1) Суммарного:

2) На выработку электроэнергии:

Где, – расходы электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов и энергетических котлоагрегатов, тыс. кВтч;

, – изменение расхода электроэнергии на пуски по диспетчерскому графику турбоагрегатов и кот­лоагрегатов, тыс. кВтч

Где, – нормативные значения технологических потерь электроэнергии при пусках турбоагрегатов и котлоагрегатов, тыс. кВтч; принимаются в соответствии со значениями, указанными в энергетических характеристиках оборудования;

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

3) На отпуск тепла:

Где Э пар – расход электроэнергии на насосы, используемые при подготовке обессоленной воды для восполнения невозврата конденсата от потребителей пара, тыс. кВтч;

Э пар = Э пар б * G нев / G нев б , (53а)

G нев , G нев б – невозврат конденсата от потребителей пара в расчетном и базовом периодах, т;

Э тепл – расход электроэнергии на теплофикационную установку (пиковые водогрейные котлы, сетевые, конденсатные и подпиточные насосы, насосы, используемые для подготов­ки подпиточной воды), тыс. кВтч;

– расход электроэнергии на механизмы собственных нужд пиковых водогрейных котлов, тыс. кВтч;

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

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

4.1) Структуры сжигаемого топлива

Где, – удельный расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов при работе на основном и каждом из других видов сжигаемого топлива, кВтч/Гкал;

, – удельный расход электроэнергии на собственные нужды пиковых водогрейных котлоагрегатов при работе на мазуте и газе, кВтч/Гкал.

4.2) Качества твердого топлива:

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

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.

Годовой отпуск в сеть тепловой энергии от котельной на 2016 год составил 913,1 Гкал.

Расчет расхода тепла на собственные нужды котельнойвыполнен расчетным методом в соответствии с требованиями раздела V «Порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии», утвержденного Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323 (в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377) и в соответствии с информационным письмом Минэнерго России от 21 сентября 2009г. Расчет общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной в виде горячей воды выполнен по элементам затрат помесячно.

Расход тепловой энергии на растопку котлов.

Котлы растапливаются из холодного состояния.

Потери тепловой энергии котлоагрегатами.

Расчет выполнен через q 5 котлоагрегатов, принятому равным для котлов «Братск» и КВр-0,6 – 6,0%, котла КВр-0,2л ТФГ – 8,0% из табличных значений пункта 57.1 (Таблица 10) «Инструкции по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснования нормативов удельного расхода топлива…», утвержденной Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323.

Прочие потери.

Для водогрейных котлов применен коэффициент - 0,001.

Расход тепловой энергии на отопление помещения котельной.

В соответствии с информационным письмом Минэнерго России от 21 сентября 2009 г. расчет расхода тепловой энергии на отопление котельного зала котельной выполняется по двум условным зонам – рабочей (нижней) и верхней (более 4 м от уровня пола). Если высота котельного зала составляет менее 4 м от уровня пола, то расход тепловой энергии на отопление помещения котельного зала котельной в общем расходе собственных нужд не учитывается, так как величина тепловых выделений в окружающую среду котлоагрегатами котельной полностью обеспечивает поддержание расчетной температуры в помещении котельного зала котельной.

Высота котельного зала котельной более 4м, соответственно расход тепловой энергии на отопление помещения котельного зала выполнялся по двум условным зонам – рабочей (нижней) и верхней (более 4 м от уровня пола).

Расход тепловой энергии на отопление служебных помещений расположенных в здании котельных включен в состав собственных нужд.

Расход тепла на собственные нужды котельной по расчету экспертизы составил 14,5 Гкал (1,56% к выработке тепловой энергии).

На основании расчета тепловых нагрузок потребителей, расчета тепловых потерь в тепловых сетях и расчета расхода тепла на собственные нужды котельной, проведен расчет выработки тепловой энергии по котельной помесячно, в зависимости от среднемесячных температур наружного воздуха. Выработка тепловой энергии по котельной на 2016 год составила 927,5 Гкал.

Котельная: сжигаемое топливо – уголь, резервное топливо отсутствует. На котлах этой котельной режимно-наладочные работы не проводились. Режимные карты отсутствуют. При проведении расчетов индивидуальная норма расхода условного топлива на номинальной нагрузке принята для нового оборудования по паспортному КПД - для котла КВр-0,6 – 173,8 кг у.т./Гкал, для котла КВр-0,2л ТФГ – 174,2 кг у.т./Гкал - с учетом нормативных коэффициентов К1 пункта 49.1 (Таблица 3) и показателя старения в соответствии с пунктом 46 (Таблица 2) «Порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии», утвержденного Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323 (в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377).

Индивидуальные нормы расхода топлива для котлов «Братск» приняты из табличных значений пункта 45 (Таблица 1) – 213,2 кг у.т/Гкал, с учетом нормативных коэффициентов К1 пункта 49.1 (Таблица 3) и показателя старения в соответствии с пунктом 46 (Таблица 2) «Порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии», утвержденного Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323 (в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377).

Ремонт основного оборудования на котельной в отопительный период 2016 года не планируется. Поэтому загрузка котлов осуществляется по принципу первоочередной загрузки котлов с наибольшей экономичностью в соответствии с нормативными характеристиками, с учетом минимизации количества работающих котлов.

Режим работы оборудования котельной:

Январь, февраль, март, ноябрь, декабрь – в работе котел КВр-0,6, остальные котлы в резерве.

Апрель, май, сентябрь, октябрь – в работе котел КВр-0,2л ТФГ, остальные котлы в резерве.

В результате проведения анализа материалов и выполненного расчета значение норматива удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от котельной на 2016 год составило 178,0 кг у.т./Гкал.