МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО СОСТАВЛЕНИЮ ОТЧЕТА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
О ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ

 

РД 34.08.552-95

 

 

ОРГРЭС

Москва 1995

 

Методические указания устанавливают порядок подготовки отчета о тепловой экономичности оборудования электростанций, работающих на органическом топливе, районных котельных, акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), способы определения фактических, номинальных и нормативных значений показателей.

Методические указания предназначены для инженерно-технического персонала электростанций, районных котельных и АО-энерго, занимающегося расчетом и анализом показателей тепловой экономичности работы оборудования, подготовкой технической отчетности по топливоиспользованию.

С вступлением в действие настоящих Методических указаний отменяются «Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-93» (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).

В организации разработки настоящих Методических указаний принимали участие: ГОРОДНИЦКИЙ В.И., БЕРСЕНЕВ А.П., ОБРАЗЦОВ С.В., НОВОЖИЛОВ И.А., КАЛИНОВ В.Ф., КУЗЬМИН В.В., КУТОВОЙ Г.П., ДЕНИСЕНКО А.Г.

Ответственный исполнитель - заместитель начальника производственной службы топливоиспользования АО «Фирма ОРГРЭС» Н.Л. АСТАХОВ.

 

Вводятся в действие

с 01.02.96 г.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящими Методическими указаниями изменена методика распределения израсходованного энергетическими котлами ТЭС топлива между отпускаемыми электроэнергией и теплом.

Распределение расхода топлива энергетическими котлами производится пропорционально затратам тепла на выработку электроэнергии и отпуск тепла внешним потребителям при условии их раздельного производства на конкретной электростанции [см. формулу (17)].

При этом методика определения отпуска тепла внешним потребителям изменений не претерпела, а увеличение затрат тепла [см. формулу (21)] на производство электроэнергии при работе турбоагрегатов по конденсационному циклу (при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов) определяется с помощью коэффициентов ценности тепла [см. формулу (22)].

В связи с этим изменены формулы для определения удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла с использованием показателей турбоагрегатов и котлов (см. пп. 3.9 и 3.17 приложения 10).

Методика определения фактических и номинальных значений всех остальных показателей, включенных в отчеты тепловых электростанций по макетам 15506-1 и 15506-2, существенных изменений не претерпела.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие Методические указания составлены применительно к макетам 15506-1, 15506-2, 15506-3, 15505, разработанным на основе форм № 3-тэк (энерго), № 1-тэп и № 1-РК отраслевой отчетности.

Макеты 15506-2 и 15505 одинаковы по составу показателей.

Макеты 15506-1, 15506-2 и 15506-3 являются исходными документами в системе сбора по каналам связи, обработки и обобщения информации о тепловой экономичности работы оборудования электростанций, районных котельных и АО-энерго, анализа причин изменения удельных расходов топлива.

1.2. Макет 15506-1 составляется электростанциями, имеющими в своем составе турбоагрегаты на давление пара 130 кгс/см² и более, а также рядом электростанций, не имеющих таких турбоагрегатов (перечень их устанавливается Департаментом эксплуатации энергосистем и электростанций РАО «ЕЭС России»).

Макет 15506-2 составляется электростанциями с турбоагрегатами на давление пара до 130 кгс/см². Решением руководства АО-энерго для таких электростанций отчет по макету 15506-2 может быть заменен отчетом по макету 15506-1.

Макет 15506-3 составляется районными котельными. Электростанции, имеющие в своем составе районную котельную, составляют два макета: 15506-1 (или 15506-2) и 15506-3.

Макет 15505 составляется акционерным обществом энергетики и электрификации.

1.3. Сроки представления информации и перечень подразделений, осуществляющих прием и обработку информации, устанавливаются действующими в ОАСУ «Энергия» инструкциями или соответствующими распорядительными документами РАО «ЕЭС России».

1.4. В энергообъединениях обобщение информации о тепловой экономичности производится с учетом имеющихся между электростанциями различий. Для того, чтобы обозначить принадлежность информации к тому или иному оборудованию, применяется соответствующий классификатор (табл. 1).

Понятие «группа оборудования» используется для обозначения различий в параметрах свежего пара, типов турбоагрегатов (конденсационные или с регулируемыми отборами пара) и их единичной мощности, а понятие «подгруппа оборудования» - для обозначений различий в видах проектного топлива котлов.

Таблица 1

Классификатор групп оборудования акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго) и электростанций

Группой оборудования считается совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара с одинаковыми параметрами свежего пара (а для энергоблоков еще и одинаковой мощностью), а также всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов.

Подгруппой оборудования считается совокупность только пылеугольных или только газомазутных котлов и совместно работающих с ними конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара соответствующего давления свежего пара (а для энергоблоков - еще и одинаковой мощности).

1.5. Макеты состоят из адресной и информационной частей. Все реквизиты внутри макетов отделяются друг от друга служебным символом-двоеточием.

Адресная часть макета содержит:

служебные символы начала макета (две наклонные черты);

код макета (15505 или 15506);

две последние цифры отчетного года;

порядковый номер (арабскими цифрами) отчетного месяца;

признак информации (прочерк - для макета 15505, 1 - для макета 15506-1, 2 - для макета 15506-2, 3 - для макета 15506-3);

код электростанции, районной котельной или АО-энерго в соответствии с Классификатором предприятий и организаций Министерства топлива и энергетики Российской Федерации (раздел электроэнергетика);

признак коррекции информации (0 - при первичной передаче, 1 - при первой коррекции, 2 - при второй коррекции и т.д.);

служебные знаки (два знака «плюс», отделяющие адресную часть макета от информационной).

Длина информационной части макета переменна и зависит от количества имеющихся в АО-энерго, на электростанции групп оборудования, турбоагрегатов и котлов. В ее начале указываются коды групп оборудования и станционные номера агрегатов, далее следуют характеризующие работу оборудования показатели.

Все показатели в макетах распределены между несколькими укрупненными группировками, в каждой из которых содержится от 9 до 16 показателей.

1.6. В макетах над условным обозначением каждого из показателей приведена одна из четырех букв, означающих:

Ф - фактическое значение показателя;

Н - номинальное значение показателя;

Р - резерв тепловой экономичности оборудования по данному показателю;

НР - нормативное значение удельного расхода топлива.

Номинальное значение показателя определяется путем введения к исходно-номинальному значению поправок на отклонение фактических значений внешних факторов от фиксированных, принятых при построении энергетических характеристик оборудования. Исходно-номинальное значение показателя определяется по энергетическим характеристикам оборудования при фактических значениях нагрузок и фиксированных значениях внешних факторов.

Резерв тепловой экономичности оборудования - максимальный уровень снижения расхода топлива, который может быть достигнут за счет ликвидации устранимых дефектов проекта, изготовления и монтажа оборудования, недостатков его эксплуатационного и ремонтного обслуживания. В макетах резерв тепловой экономичности оборудования указывается в тоннах условного топлива и соответствует разности между фактическим и номинальным значениями показателя.

Нормативный удельный расход топлива - максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу отпущенных электроэнергии и тепла при фактических режимах работы оборудования и фактических значениях внешних факторов в отчетном периоде. Определяется на основе номинального удельного расхода топлива с учетом установленного задания по степени использования резерва тепловой экономичности оборудования.

1.7. Помещаемая в макеты информация о тепловой экономичности оборудования должна быть подвергнута контролю на достоверность в соответствии с алгоритмами, приведенными в приложениях 13 - 15.

2. ЗАПОЛНЕНИЕ ИНФОРМАЦИОННОЙ ЧАСТИ МАКЕТОВ

Значения всех показателей приводятся только в тех единицах измерения, которые указаны в макетах.

С точностью до целой единицы приводятся значения всех показателей, кроме перечисленных ниже.

С точностью до одного знака после запятой приводятся значения:

среднемесячной установленной электрической мощности, максимальной нагрузки;

удельных расходов топлива на электроэнергию и тепло;

давления пара у турбин свежего, производственного и теплофикационного отборов;

расхода свежего пара на турбоагрегаты;

температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор и выходе из него;

температурного напора в конденсаторе;

расхода питательной воды котлов;

присосов воздуха на трактах котлов.

С точностью до двух знаков после запятой приводятся значения:

КПД брутто котлов;

коэффициента избытка воздуха в режимном сечении котла;

потерь тепла с уходящими газами;

потерь тепла от химической и механической неполноты сгорания топлива.

С точностью до трех знаков после запятой приводятся значения:

коэффициентов увеличения расхода тепла на производство электроэнергии и расхода топлива энергетическими котлами при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям от турбоагрегатов;

давления отработавшего пара в конденсаторе турбоагрегата.

2.1. Заполнение макета 15506-1

Макет 15506-1 имеет сплошную нумерацию показателей от 1 до 121.

Показатели с 1 по 43 обобщенно характеризуют работу энергоблоков, подгрупп и групп оборудования, электростанции в целом, показатели с 44 по 88 - работу турбоагрегатов, показатели с 89 по 121 - работу котлов.

Во всех укрупненных группировках показателей (на всех листах макета) указывается:

в графе А - признак функциональной группы (две горизонтально расположенные точки);

в графе Б - код группы оборудования в соответствии с табл. 1;

в графе В - признак вида проектного топлива котлов:

01 - твердое топливо (пылеугольная подгруппа оборудования);

02 - газообразное и жидкое топливо (газомазутная подгруппа оборудования);

в графе Г - станционный номер оборудования (энергоблока, турбоагрегата или котла). Буквенная индексация А и Б в станционных номерах корпусов котлов при заполнении макета заменяется на цифровую 1 и 2, отделяемую от номера точкой. Так, например, станционные номера корпусов котлов 12-А и 12-Б в макете должны быть указаны как 12.1 и 12.2.

В целом по электростанции (строка 97) и группе оборудования в графе В указывается 00.

Показатели газотурбинных установок (группа оборудования 17), пусковых котельных (группа 18) и пиковых водогрейных котлов (20) всегда указываются только с кодом вида топлива «00».

Группа оборудования с поперечными связями, у которой на один коллектор работают пылеугольные и газомазутные котлы, в макете условно указывается как пылеугольная подгруппа. Показатели по ней приводятся одной строкой с кодом вида топлива 01. Этим же кодом сопровождаются показатели отдельных турбоагрегатов и котлов. Строка с кодом вида топлива 00 не заполняется.

Если на электростанции имеется только пылеугольная или только газомазутная подгруппа какой-либо группы оборудования, то в этом случае ее показатели в макете приводятся одной строкой с кодом вида топлива соответственно 01 или 02. Этими же кодами вида топлива сопровождаются показатели отдельных энергоблоков, турбоагрегатов и котлов. Строка с кодом вида топлива 00 не заполняется.

Если на электростанции имеются группы оборудования с кодами 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 54, 57, 58 или 59, то в этом случае показатели работы энергоблоков в макете приводятся тремя строками:

строка с кодом вида топлива 01 - показатели пылеугольной подгруппы энергоблоков;

строка с кодом вида топлива 02 - показатели газомазутной подгруппы энергоблоков;

строка с кодом вида топлива 00 - показатели по группе энергоблоков в целом (суммарные показатели по пылеугольной и газомазутной подгруппам энергоблоков).

Кодами вида топлива 01 или 02 сопровождаются показатели отдельных энергоблоков, их турбоагрегатов и котлов.

Если на электростанции или в группе оборудования имеется только один энергоблок или только один турбоагрегат, то в этом случае показатели в макете приводятся двумя строками:

по данному энергоблоку или турбоагрегату с указанием кода вида топлива;

по данной подгруппе оборудования (к которой относится энергоблок или турбоагрегат) с указанием кода вида топлива.

Строка с кодом 97 «Всего по электростанции» приводится только в том случае, если на электростанции кроме ПВК имеется более одной группы (подгруппы разных групп) оборудования. При этом показатели котлов (с 89 по 121) по строке 97 не включают в себя показатели пиковых водогрейных котлов.

Если на электростанции имеется только одна подгруппа или одна группа оборудования, строка с кодом 97 не заполняется.

При формировании строки с кодом 97 показатели с номерами 43, 53 - 55, 60, 61, 63, 64, 66, 67, 70, 71, 73, 74, 76, 77, 79 - 82, 84, 85, 87, 88, 91, 99 - 102, 104, 105, 107, 108, 110 - 116 не подсчитываются, а в макете вместо них проставляются прочерки.

Решением Департамента эксплуатации энергосистем и электростанций РАО «ЕЭС России», регионального отделения РАО «ЕЭС России», а также акционерного общества энергетики и электрификации для электростанции может быть установлен один из следующих вариантов заполнения макета 15506-1:

вариант I, в котором:

- все фактические показатели указываются по каждому теплофикационному турбоагрегату на давление пара 130 кгс/см²; каждому энергоблоку, турбоагрегату и котлу (или корпусу котла) групп оборудования с кодами 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 54, 57, 58, 59; каждой пылеугольной или газомазутной подгруппе оборудования; каждой группе оборудования; электростанции в целом;

- номинальные и нормативные значения показателей, резервы экономии топлива указываются только по подгруппам и группам оборудования, электростанции в целом;

вариант II, в котором в дополнение к варианту I номинальные и нормативные значения показателей, резервы экономии топлива указываются также и по каждому энергоблоку, каждому турбоагрегату, каждому котлу (корпусу котла) групп энергоблоков с кодами 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 54, 57, 58, 59;

вариант III, в котором в дополнение к варианту I фактические показатели указываются также и по каждому турбоагрегату или котлу одной, нескольких или всех групп оборудования с поперечными связями (кроме групп с кодами 18 и 20);

вариант IV, в котором фактические, номинальные и нормативные значения показателей, резервы экономии топлива указываются по каждой группе оборудования; каждой пылеугольной и газомазутной подгруппе оборудования; каждому энергоблоку, турбоагрегату и котлу (корпусу котла) групп оборудования с кодами 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 54, 57, 58, 59; каждому турбоагрегату и котлу одной, нескольких или всех групп оборудования с поперечными связями (кроме групп с кодами 18 и 20);

вариант V, в котором фактические, номинальные и нормативные показатели указываются только по подгруппам и группам оборудования, электростанции в целом.

2.2. Заполнение макетов 15506-2 и 15505

Макеты 15506-2 и 15505 имеют сплошную нумерацию показателей от 1 до 70. Показатели 1 - 47 непосредственно характеризуют работу оборудования, с 48 по 59 - отражают резервы тепловой экономичности турбоагрегатов, с 60 по 70 - резервы тепловой экономичности котлов.

Графы А, Б, В и Г этих макетов заполняются соответственно так же, как графы А, Б, В и Д макета 15506-1.

Показатели в макетах приводятся по подгруппам, группам оборудования, а также по электростанции и АО-энерго в целом.

Если на электростанции имеется только одна подгруппа или одна группа оборудования, в макете 15506-2 строка с кодом 97 не заполняется.

Если в АО-энерго имеется только одна подгруппа или одна группа оборудования, ЭВМ формирует макет 15505 с двумя одинаковыми строками: одну с кодом подгруппы (группы) оборудования, другую с кодом 98.

2.3. Заполнение макета 15506-3

Макет 15506-3 имеет только 13 показателей. В нем приводятся показатели в целом по районной котельной.

Для районной котельной, входящей в состав электростанции, в адресной части макета указывается условный шестизначный код, соответствующий принципу построения классификатора предприятий отрасли.

В графе А информационной части макета указывается признак функциональной группы (две горизонтально расположенные точки), а в графе Б - код группы оборудования (19).

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ВКЛЮЧЕННЫХ В МАКЕТЫ

Приводимые в макетах показатели должны быть получены на основании ведущегося на электростанциях ежесуточного учета;

месячные количественные показатели определяются суммированием ежесуточных значений;

среднемесячные показатели, характеризующие параметры технологического процесса, определяются как средневзвешенные из ежесуточных значений по определяющему параметру;

остальные месячные показатели (удельные расходы топлива, тепла на турбоагрегаты, электроэнергии на собственные нужды, КПД котлов и др.) определяются расчетом на основании соответствующих суммарных или средних значений за отчетный месяц.

Расчету фактических значений показателей, приводимых в макетах, должно предшествовать сведение пароводяного, теплового и электрического балансов каждого энергоблока, подгруппы и группы оборудования (с определением значений перетоков тепла между ними), электростанции в целом.

Уравнение теплового баланса энергоблока, подгруппы, группы оборудования имеет вид

Q_к^бр + Q_пер^пр = Q_э + (Q_от - Q_от^пвк - Q_нас^гв +

+ Q_пер^отд)(100 + α_пот^эк)10^-2 + Q_т^сн + Q_к^сн + Q_тп,                                (1)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

где Q_к^сн - расход тепла на собственные нужды котлов (см. приложение 5);

Q_тп - потери теплового потока, обусловленные наружным охлаждением паропроводов свежего пара, пара после промежуточного перегрева, трубопроводов питательной воды и другими потерями тепла, связанными с транспортом тепла от котла к турбоагрегату. Номинальные значения Q_тп [Гкал/ч (ГДж/ч)] для конденсационных и теплофикационных энергоблоков принимаются равными 1 % номинальной теплопроизводительности котлов, а для подгрупп оборудования с поперечными связями - 1,5 % номинальной теплопроизводительности находящихся в работе котлов.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Остальные показатели, входящие в формулу (1), рассмотрены в пояснениях к п. 15.

Расходы электрической энергии и тепла на собственные нужды, определяемые в целом по электростанции или группе оборудования, распределяются между подгруппами, группами или отдельными турбоагрегатами и котлами энергоблоков пропорционально определяющему значению для данного потребителя собственных нужд. Например, определяемые по ТЭС в целом потери тепла, связанные с разгрузкой и хранением мазута, которые включаются в расход тепла на собственные нужды котлов, распределяются между группами оборудования (энергоблоками) пропорционально расходу мазута на каждую группу котлов (энергоблок).

При наличии на электростанции предвключенных турбоагрегатов высокого давления, на паре которых работают турбоагрегаты среднего давления, вся группа этих турбоагрегатов относится к оборудованию высокого давления.

Если пар после предвключенных турбоагрегатов не полностью обеспечивает расход тепла на приключенные турбоагрегаты и к последним дополнительно подается пар от котлов среднего или низкого давления, то установленная электрическая мощность (МВт) подгруппы высокого давления определяется по формуле

                                                   (2)

где N^p_у(т) - установленная мощность предвключенных турбоагрегатов высокого давления, МВт;

N^сд_у(т) - установленная мощность турбоагрегатов среднего давления, МВт;

 - номинальный расход тепла из противодавления предвключенных турбоагрегатов высокого давления, Гкал/ч (ГДж/ч);

С_ном - номинальный расход тепла на турбоагрегаты среднего давления, Гкал/ч (ГДж/ч).

Выработка электроэнергии (тыс. кВт · ч), относимая к группе высокого давления, в этом случае определяется по формуле

                                                    (3)

где Э_т^р - выработка электроэнергии предвключенными турбоагрегатами высокого давления, тыс. кВт · ч;

Э_т^сд - выработка электроэнергии турбоагрегатами среднего давления, тыс. кВт · ч;

Q^р - фактический расход тепла из противодавления предвключенных турбоагрегатов высокого давления, Гкал (ГДж);

Q_к^сд - фактическое количество тепла, поступившего в коллектор среднего давления от котлов среднего давления, Гкал (ГДж).

По аналогичным формулам для группы высокого давления определяются отпуск тепла, расход тепла на выработку электроэнергии, выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, расходы тепла и электроэнергии на собственные нужды.

3.1. Расчет показателей макета 15506-1

Пояснения по расчету показателей макета 15506-1 приводятся под теми же номерами, какие они имеют в макете.

3.1.1. Общестанционные, общегрупповые показатели

1. Средняя за месяц установленная электрическая мощность (МВт) электростанции, группы и подгруппы оборудования (энергоблока) определяется по формуле

                                     (4)

где N^н_у - установленная мощность на начало отчетного месяца, МВт;

N_в, N_д - мощность введенного и демонтированного в отчетном месяце оборудования, МВт;

ΔN_п - изменение установленной мощности вследствие перемаркировки оборудования (увеличение +, уменьшение -), МВт;

n_в, n_д, n_п - количество дней до конца отчетного месяца от даты ввода, демонтажа или перемаркировки оборудования;

n_кал - календарное количество дней в отчетном месяце.

Установленная электрическая мощность электростанции, группы, подгруппы оборудования на начало отчетного месяца представляет собой сумму значений установленной мощности всех принятых в эксплуатацию механических двигателей, связанных с электрическими генераторами и предназначенных для выработки электроэнергии.

В случаях, когда номинальная мощность электрического генератора меньше номинальной мощности первичного двигателя, установленная мощность агрегата считается по номинальной мощности генератора.

Для теплофикационных турбоагрегатов в качестве установленной принимается наибольшая мощность, длительно развиваемая на зажимах генератора при работе турбоагрегата с номинальной тепловой нагрузкой и номинальными значениями основных параметров.

Для теплофикационных турбоагрегатов, имеющих двойное обозначение мощности (через дробь), в качестве установленной принимается мощность, указанная в числителе.

2. В графе 2 указывается средняя нагрузка (МВт) электростанции, группы и подгруппы оборудования (энергоблока) за часы учета рабочей мощности

                                                                (5)

где N_мi - нагрузка электростанции, группы и подгруппы оборудования (энергоблока) за каждый из часов, в которые осуществляется контроль рабочей мощности, МВт;

n - количество контрольных измерений нагрузки в рабочие дни отчетного месяца.

3. Средняя за месяц установленная тепловая мощность турбоагрегатов (Гкал/ч) определяется по формуле, аналогичной (4).

Установленная тепловая мощность турбоагрегата соответствует номинальной мощности регулируемых отборов, противодавления и тепловой мощности конденсатора, используемого для подогрева сетевой или сырой воды (восполняющей потери в теплосети или в пароводяном цикле электростанции), и принимается по данным технического паспорта или акта перемаркировки.

При отсутствии данных по установленной тепловой мощности для теплофикационных турбоагрегатов ее значение (Q_у^т) в Гкал/ч (ГДж/ч) определяется по формуле

Q_у^т = [D^н_по(i_по - i_к.по) + D^н_то(i_то - i_к.то) + D^н_пр(i_пр - i_к.пр) +

+ D^н_но(i_но - i_к.но) + D_кр(i_кр - i_к.кр)]10^-3,                                             (6)

где D^н_по, D^н_то, D^н_пр, D^н_но - номинальные расходы пара соответственно производственного, теплофикационного отборов, противодавления и нерегулируемого отбора (сверх нужд регенерации), установленные заводом-изготовителем или проектом реконструкции (для турбоагрегатов с двумя и более регулируемыми отборами - номинальные расходы при условии включения всех отборов), т/ч;

i_по, i_то, i_пр - энтальпия пара регулируемых отборов (соответственно производственного, теплофикационного и противодавления) при номинальных значениях давления пара в соответствующем отборе и расхода свежего пара на турбоагрегат, ккал/кг (кДж/кг);

i_к.по, i_к.то, i_к.пр - энтальпия конденсата пара регулируемых отборов (соответственно производственного, теплофикационного и противодавления), соответствующая температуре, с которой он при номинальном режиме возвращается в тепловую схему турбоагрегата, ккал/кг (кДж/кг);

i_но - энтальпия пара нерегулируемого отбора, соответствующая параметрам пара в отборе при номинальном расходе свежего пара на турбоагрегат и номинальных его параметрах, ккал/кг (кДж/кг);

i_к.но - энтальпия конденсата пара нерегулируемого отбора, соответствующая температуре, с которой он при номинальном режиме возвращается в тепловую схему турбоагрегата, ккал/кг (кДж/кг);

D_кр - номинальный расход пара в конденсатор турбоагрегата, соответствующий номинальному расходу свежего и номинальным расходам пара в регулируемые (нерегулируемые, сверх нужд регенерации) отборы, при условии использования конденсатора для подогрева сетевой или сырой воды, восполняющей потери в теплосети или в пароводяном цикле электростанции, т/ч.

Установленная тепловая мощность нерегулируемых отборов конденсационных турбоагрегатов определяется по номинальной теплопроизводительности подключенных к ним теплофикационных установок или по максимальному (но не большему разрешенного заводом-изготовителем) значению отпуска пара внешним потребителям.

4. Число часов использования средней за отчетный месяц установленной электрической мощности (τ^и_э) определяется по формуле

τ^и_э = Э/N^ср_у,                                                                (7)

где Э - выработка электроэнергии за отчетный месяц, тыс. кВт · ч (см. п. 44).

5. Число часов использования средней за отчетный месяц установленной тепловой мощности турбоагрегатов τ^и_т рассчитывается по формулам:

для групп и подгрупп оборудования с кодами 5, 10, 12, 21, 54, 57, 58 и 59

τ^и_т(i) = Q_т(i)/Q^ср_у(i);                                                          (8)

для групп и подгрупп оборудования с кодами 1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 11, 16 и 17

τ^и_т(j) = Q^отр_от(j)/Q^ср_у(j);                                                         (9)

для электростанции в целом

                                                           (10)

где Q_т - общий отпуск тепла из отборов турбин внешним потребителям и на собственные производственные нужды, Гкал (ГДж), определяемый в соответствии с п. 49;

Q^отр_от - отпуск тепла внешним потребителям отработавшим паром турбин, Гкал (ГДж), определяемый в соответствии с п. 8.

6. Суммарное количество тепла, отпущенного внешним потребителям Q_от, определяется в соответствии с «Правилами учета тепловой энергии и теплоносителя» (М.: Изд-во МЭИ, 1995).

Отпуск тепла внешним потребителям включает все его количество, отпущенное с паром различных параметров, сетевой и химически очищенной (обессоленной) водой, конденсатом и дистиллятом, за вычетом тепла, возвращенного в цикл с отработавшим паром, конденсатом, сетевой водой, а также исходной водой, восполняющей невозврат конденсата и потери сетевой воды.

К отпуску тепла внешним потребителям относится также отпуск его на хозяйственные нужды электростанции (отопление, вентиляция зданий, сооружений, находящихся на территории электростанции или на непосредственно примыкающей к ней территории, расход на которые не включается в собственные нужды или технологические потери тепла, связанные с его отпуском). Перечень составляющих расхода тепла на собственные нужды электростанции и технологических потерь тепла, связанных с его отпуском, приведен в приложении 5.

Качество возвращаемого потребителями пара и конденсата должно соответствовать требованиям договора, заключенного между потребителем и энергоснабжающей организацией. Возвращаемый пар или конденсат, не отвечающий по качеству договорным условиям, при отсутствии технической возможности использования его на энергоснабжающей организации, относится к невозврату.

При определении отпуска тепла внешним потребителям количество возвращаемого конденсата и его энтальпия должны определяться по показаниям средств измерения, установленных на границе раздела тепловых сетей энергоснабжающей организации и потребителя. Если средства измерения установлены не на границе раздела, то отпуск тепла определяется с учетом его потерь на участке сети от границы раздела до места установки средств измерения.

7. Отпуск тепла с горячей водой Q^гв_от связан с дополнительным расходом топлива, обусловленным затратами электроэнергии на перекачку сетевой воды, конденсата подогревателей и другие технологические нужды теплофикационной установки.

Количество тепла, отпущенного с горячей водой, определяется в соответствии с «Правилами учета тепловой энергии и теплоносителя» (М.: Изд-во МЭИ, 1995).

6, 7. (Измененная редакция, Изм. № 1).

8. Под отпуском тепла отработавшим паром Q_от^отр понимается суммарный отпуск за счет пара, полностью или частично отработавшего в турбине: пара производственного и теплофикационного отборов, противодавления, нерегулируемых отборов и пара, поступившего в конденсатор. Отпуск тепла отработавшим паром турбин определяет выработку электроэнергии по теплофикационному циклу.

При определении значения отпуска тепла отработавшим паром необходимо учитывать следующее:

при отпуске внешним потребителям свежего или редуцированного пара от котлов отпуск тепла частично обеспечивается отборами турбин (нагрев возвращаемого конденсата и добавка воды, восполняющего его невозврат, в системе регенерации турбоагрегата);

если отпуск тепла от электростанции (подгруппы, группы оборудования) осуществляется только в виде горячей воды, подогреваемой только паром, частично или полностью отработавшим в турбине, в этом случае суммарный отпуск тепла внешним потребителям Q_от (п. 6) равен отпуску тепла с горячей водой Q^гв_от (п. 7) и равен отпуску тепла отработавшим паром Q_от^отр (п. 8);

отпуск тепла внешним потребителям частично может быть обеспечен утилизированным теплом продувочной воды котлов за счет нагрева сетевой воды в насосах.

Количество тепла, Гкал (ГДж), полученное водой за счет нагрева ее в сетевых и перекачивающих насосах, можно оценить по формуле

Q^гв_нас = q_эквЭ_сетη_эмн10^-2,                                                       (11)

где q_экв - физический эквивалент 1 МВт · ч, равный 0,86 Гкал/(МВт · ч) [3,6 ГДж/(МВт · ч)];

Э_сет - расход электроэнергии на сетевые (перекачивающие) насосы, тыс. кВт · ч;

η_эмн - электромеханический КПД насосов, %.

Пример определения отпуска тепла отработавшим паром приведен в приложении 4.

9. Отпуск тепла пиковыми водогрейными котлами электростанции, относимый к данному энергоблоку, подгруппе, группе оборудования определяется по формуле

                                       (12)

где Q_от^пвк-97 - отпуск тепла внешним потребителям пиковыми водогрейными котлами, указываемый в графе 9 по строке с кодом 97, Гкал (ГДж);

Q_от^пвк-97 = Q_пвк-20 - Q_от^{пот(пвк)} = Q_пвк-20(1 - α_пот^пвк10^-2)                       (13)

(здесь Q_пвк-20 - выработка тепла брутто пиковыми водогрейными котлами, указываемая в графе 89 по строке с кодом 20, Гкал (ГДж);

Q_от^{пот(пвк)} - потери, связанные с отпуском тепла пиковыми водогрейными котлами, Гкал (ГДж);

α_пот^пвк - относительные потери, связанные с отпуском тепла пиковыми водогрейными котлами, %.

                                                            (14)

G_св - расход сетевой воды через теплофикационную установку группы, подгруппы оборудования, энергоблока, тыс. т;

i_св^пр, i_св^тфу - энтальпия сетевой воды соответственно в подающем трубопроводе и за теплофикационной установкой группы, подгруппы оборудования, энергоблока, ккал/кг (кДж/кг).

6 - 9. В отпуск тепла с горячей водой входит отпуск тепла от ПВК, а также частично или полностью может входить отпуск тепла отработавшим паром. В отпуск тепла отработавшим паром частично или почти полностью (кроме отпуска тепла за счет нагрева воды в сетевых насосах и за счет утилизации тепла продувочной воды котлов) может входить отпуск тепла с горячей водой. Поэтому отношение

                                                          (15)

может изменяться от 0,05 (при отпуске тепла только от энергетических котлов свежим или редуцированным паром с полным возвратом конденсата) до 1,98 (при отпуске тепла только с горячей водой и использовании для ее подогрева пара из отборов турбоагрегатов и пиковых водогрейных котлов).

Контроль правильности заполнения граф 7 - 9 макета 15506-1 можно осуществлять с помощью номограммы, изображенной на рис. П4.2 приложения 4.

10. Количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанции, Э_от определяется как разность между количеством выработанной электроэнергии (п. 44) и расходом ее на собственные нужды электростанции (п. 30 и приложение 6).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

11, 12. Расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов Q_т^сн включает в себя составляющие, перечисленные в п. 1.1 приложения 5, и определяется на основании показаний приборов, балансовых расчетов или нормативов по отдельным видам расходов тепла на собственные нужды.

В расход тепла на собственные нужды котлов Q_к^сн включаются составляющие, перечисленные в п. 1.2 приложения 5.

В расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов и котлов не включаются затраты тепла при их капитальных и средних ремонтах.

Если все оборудование подгруппы (группы) оборудования в течение всего месяца находилось в консервации или холодном резерве, то расходы тепла на поддержание его в этом состоянии включаются в расход тепла на собственные нужды других подгрупп оборудования (пропорционально соответственно расходам тепла на производство электроэнергии и выработке тепла энергетическими котлами).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

13. Номинальное значение расхода тепла на собственные нужды котлов Q_к^сн(н) определяется по их энергетическим характеристикам при фактических нагрузках и значениях внешних факторов с корректировкой на плановые пуски котлов (см. приложение 7), их консервацию, поддержание в горячем резерве (при открытой компановке) при отрицательных значениях температуры наружного воздуха.

14. В расход электроэнергии на насосы теплофикационной установки включаются составляющие, перечисленные в разд. 3 приложения 6.

15, 19. На основе результатов сведения пароводяного и теплового балансов электростанции определяются группы, подгруппы оборудования, энергоблоки, которые в конечном результате отдают (Q^отд_пер) или принимают (Q^пр_пер) переток тепла. Конечное значение перетока определяется как результирующая всех принимаемых и отдаваемых перетоков. Для каждой отдельной группы, подгруппы оборудования, каждого энергоблока за данный период может иметь место только одна из величин: Q^отд_пер или Q^пр_пер.

В первую очередь распределение общего расхода топлива между отпускаемыми электроэнергией В_э и теплом В_тэ производится для групп, подгрупп оборудования и энергоблоков, отдающих переток тепла

                                                             (16)

где В - количество топлива в условном исчислении, сожженного энергетическими котлами (п. 92), т;

Э, Э_от - выработка и отпуск электроэнергии, тыс. кВт · ч;

Э_э^сн - расход электроэнергии на собственные нужды, связанный с производством электроэнергии (п. 31), тыс. кВт · ч;

K_э - коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

            (17)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

здесь Q_э - расход тепла на производство электроэнергии (п. 87) Гкал (ГДж);

Q_т^сн - расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов, Гкал (ГДж);

Q_от - суммарный отпуск тепла внешним потребителям, Гкал (ГДж);

α_пвк, α_нас - доли отпуска тепла, обеспечиваемые соответственно ПВК и за счет нагрева сетевой воды в насосах, теплофикационной установки, %:

                                                            (18)

                                                         (19)

α^эк_пот - относительная величина потерь, %, связанных с отпуском тепла от энергетических котлов (см. приложение 5);

α_пот^эк = 10²Q_от^пот(эк)/(Q_от - Q_от^пвк - Q_нас^гв + Q_пер^отд),                     (20)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Q^пвк_от - отпуск тепла ПВК, отнесенный к данной группе, подгруппе оборудования, данному энергоблоку (п. 9), Гкал (ГДж);

Q^гв_нас - см. формулу (11);

Q_от^пот(эк) - технологические потери, связанные с отпуском тепла от энергетических котлов (см. приложение 5, п. 2), Гкал (ГДж);

Q^отд_пер - количество тепла, отданное в виде перетока, Гкал (ГДж);

ΔQ_э(отр) - увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов, тыс. Гкал (тыс. ГДж):

ΔQ_э(отр) = [ΣQ_отбi(1 - ξ_i) + Q_ув(1 - ξ_ув) + (Q_конд - Q_ув)]10^-3Q_от^отр/Q_т,           (21)

здесь

Q_т и Q_отбi - количество тепла, отпущенного внешним потребителям и на собственные нужды, Гкал (ГДж), от турбоагрегатов всего и из отборов (см. пояснения к пп. 49 - 51);

Q_конд, Q_ув - то же от конденсаторов всего, в том числе при работе с ухудшенным вакуумом (см. пояснения к п. 52);

Q_от^отр - см. пояснения к п. 8;

ξ_i и ξ_ув - коэффициент ценности тепла, отпускаемого из каждого отбора и от конденсатора при работе с ухудшенным вакуумом:

                              (22)

здесь i_о и i_отбi - энтальпия пара перед турбоагрегатом и в каждом из отборов, ккал/кг (кДж/кг);

Δi_пп - повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе (разность энтальпий пара перед ЦСД и за ЦВД турбоагрегата), ккал/кг (кДж/кг).

В числителе первой дроби формулы (22) член Δi_пп применяется только для отборов, расположенных до промежуточного пароперегревателя, а в числителе второй дроби только для отборов, расположенных за промежуточным пароперегревателем;

i_2к - энтальпия пара в конденсаторе при фактической электрической мощности турбоагрегата, но при условии работы его в конденсационном режиме, ккал/кг (кДж/кг).

Для турбоагрегатов с противодавлением и ухудшенным вакуумом значение i_2к условно принимается таким же, как и для конденсационных турбоагрегатов соответствующих параметров свежего пара;

K - коэффициент, зависящий от давления пара перед турбоагрегатом; его значение принимается следующим:

                 Давление пара перед турбоагрегатом, кгс/см²:                K

                                                    до 35                                                 0,25

                                                      90                                                    0,30

                                                     130                                                   0,40

                                                     240                                                   0,42

Значение ξ_ув также определяется по формуле (22) с подстановкой в нее вместо i_отбi энтальпии пара в конденсаторе i_ув при работе турбоагрегата с ухудшенным вакуумом.

В_тэ = В - В_э - В^отд_пер + В_пвк.                                                 (23)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Расход условного топлива, эквивалентный отданному перетоку тепла, т:

                                      (24)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

где В_пвк - расход условного топлива ПВК, отнесенный к данной группе, подгруппе оборудования, данному энергоблоку (п. 23), т.

Для групп, подгрупп оборудования и энергоблоков, принимающих переток тепла, расходы условного топлива, относимые на отпуск электроэнергии и тепла (т), определяются по формулам:

                                             (25)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

В_тэ = В + В^пр_пер + В_пвк - В_э,                                                  (26)

где В^пр_пер - расход условного топлива, эквивалентный принятому перетоку тепла, т:

                                                                 (27)

[здесь  - средний по электростанции удельный расход условного топлива на тепло, отдаваемое в виде перетоков, т/Гкал (т/ГДж)].

16, 21. Фактические значения удельных расходов условного топлива на отпуск электроэнергии в_э (г/кВт · ч) и тепла [кг/Гкал (кг/ГДж)] определяются по формулам

                                                             (28)

                                                             (29)

17, 18, 21, 22. Номинальные и нормативные значения удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии в^н_э, в_э^нр (г/кВт · ч) и тепла в^н_тэ, в^нр_тэ [(кг/Гкал (кг/ГДж)] определяются на основе энергетических характеристик оборудования в соответствии с утвержденным для каждой электростанции макетом (алгоритмом расчета этих показателей), пример которого приведен в приложении 10.

Для текущего нормирования удельных расходов топлива АО-энерго до начала очередного года может установить для входящих в него электростанций дифференцированные по кварталам (месяцам) значения коэффициента резерва тепловой экономичности оборудования K_pj и степени его использования μ_ij.

Значение K_pj определяется по формуле

K_pj = K_p ± ΔK_pj,                                                         (30)

где ΔK_pj - отклонение значения коэффициента резерва тепловой экономичности оборудования за каждый из кварталов (месяцев) от его среднегодового значения K_p (утвержденного в составе нормативных материалов); характер изменения ΔK_pj принимается в соответствии с характером изменения отклонения фактических показателей работы оборудования от их номинальных значений за отдельные кварталы (месяцы) предшествующего года.

Значение μ_ij для каждого из кварталов (месяцев) устанавливается исходя из сроков выполнения мероприятий по реализации резерва тепловой экономичности оборудования, приведенных в нормативно-технической документации (НТД) по топливоиспользованию.

Дифференцированные по кварталам (месяцам) значения коэффициентов резерва тепловой экономичности K_pj, а также степени их использования μ_ij устанавливаются с таким расчетом, чтобы выполнялись следующие условия:

                                                           (31)

                                                            (31)

где K_p и μ_i - среднегодовые значения коэффициента резерва тепловой экономичности оборудования и степени его использования, утвержденные при пересмотре НТД по топливоиспользованию;

П_j - прогноз значения определяющего показателя (выработка тепла для энергетических и пиковых водогрейных котлов, отпуск электроэнергии) за отдельные кварталы (месяцы) года.

23, 24. Относимые к каждой i-ой группе оборудования общий расход топлива пиковыми водогрейными котлами B_пвкi и расход ими газа B^г_пвкi в условном исчислении (т) рассчитываются по формулам

                                                        (33)

                                                        (34)

где B_пвк-97 и В^г_пвк-97 - общий расход топлива пиковыми и водогрейными котлами и расход ими газа в условном исчислении (т), указываемые по строке с кодом 97.

25 - 27. Указываются значения ΔQ_э(отр) [см. п. 15, 19, формулы (21) и (22)], эквивалентные отпуску тепла из производственного отбора и противодавления [при давлении пара более 3 кгс/см² (0,3 МПа)] ΔQ^по_э(отр), из теплофикационного отбора и противодавления [при давлении пара 3 кгс/см² (0,3 МПа) и менее] ΔQ^то_э(отр), а также общему отпуску тепла от конденсатора (при работе как с ухудшенным, так и нормальным вакуумом) ΔQ^конд_э(отр), тыс. Гкал:

                     (35)

При затруднениях в получении достоверных фактических значений энтальпий пара для расчета коэффициентов ценности тепла допускается определять значения ΔQ_э(отр) [тыс. Гкал (тыс. ГДж)] на основе графических зависимостей энергетических характеристик турбоагрегатов:

для турбоагрегатов типа ПТ, работающих в режимах П или Т,

ΔQ_э(отр) = (q_т^о - q_т)N_тτ^т_рабK_от10^-6,                                     (35.1)

где q_т - номинальное значение удельного расхода тепла на турбоагрегат, ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)], при фактических значениях электрической мощности N_т (МВт), отпуска тепла из регулируемого отбора  или  [Гкал/ч (ГДж/ч)] и давления пара в отборе p_п или p_т (кгс/см²);

q_т^о - то же, но при отсутствии отпуска тепла из регулируемого отбора (регулятор давления пара в отборе включен);

K_от - отношение по подгруппе оборудования отпуска тепла внешним потребителям отработавшим паром Q_от^отр к общему отпуску тепла из отборов турбоагрегатов Q_т;

для турбоагрегатов типа ПТ, работающих с отпуском тепла из обоих регулируемых отборов,

ΔQ^по_э(отр) = (q^п=0_т - q_т)N_тτ^т_рабK_от10^-6;                               (35.2)

ΔQ^то_э(отр) = (q^о_т - q^п=0_т)N_тτ^т_рабK_от10^-6,                             (35.3)

где q_т - номинальное значение удельного расхода тепла на турбоагрегат при фактических значениях N_т, , , p_п и p_т, ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)];

q_т^п=0 - то же, но при отсутствии отпуска тепла из производственного отбора;

q_т^о - то же, но при отсутствии отпуска тепла из обоих отборов (регуляторы давления пара в отборах включены);

для турбоагрегатов типа ПР:

ΔQ_э(отр) = (q^кн_т - q_т)N_тτ^т_рабK_от10^-6                                     (35.4)

ΔQ^по_э(отр) = (q^кн_т - q_т)W^по_тфQ_поK_от10^-6                                    (35.5)

ΔQ^р_э(отр) = ΔQ_э(отр) - ΔQ^по_э(отр),                                        (35.6)

где q_т - номинальное значение удельного расхода тепла на турбоагрегат, ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)], при фактическом значении электрической мощности N_т (МВт);

q_т^кн - номинальное значение удельного расхода тепла на турбоагрегат типа ПТ аналогичных параметров свежего пара, давлений пара в регулируемых отборах, расходов свежего пара и на входе в ЧСД при фактической электрической мощности турбины ПР, отсутствии отпуска тепла из регулируемых отборов (регуляторы давления пара в отборах включены);

W_тф^по - удельная теплофикационная выработка электроэнергии паром производственного отбора [кВт · ч/Гкал (кВт · ч/ГДж)] турбоагрегата типа P при фактическом давлении пара в отборе;

для турбоагрегатов типа P - аналогично турбоагрегатам типа ПР;

для турбоагрегатов с конденсацией пара всех типов при работе в режиме с ухудшенным вакуумом

                         (35.7)

где ΔN_p2 - абсолютное значение изменения мощности турбоагрегата (МВт) при переходе от режима работы с нормальным вакуумом к режиму с ухудшенным вакуумом; определяется по сетке поправок на изменение давления отработавшего пара при фактическом значении расхода пара в конденсатор;

N_тф - мощность турбоагрегата, развиваемая по теплофикационному циклу, МВт;

для турбоагрегатов всех типов, кроме турбоагрегатов с противодавлением, при отпуске тепла внешним потребителям из нерегулируемых отборов:

                                     (35.8)

                                       (35.9)

                                  (35.10)

где α - поправка к  на отпуск тепла из нерегулируемого отбора в количестве M Гкал/ч (ГДж/ч), %;

 - то же, Гкал/ч (ГДж/ч);

Δq_т - то же, ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)].

На основе найденных значений изменения расхода тепла на производство электроэнергии ΔQ_э(отр)i при изменении отпуска тепла из отбора турбоагрегата от фактического значения ΔQ_отбi до нуля при необходимости определяется коэффициент ценности тепла пара данного отбора

                                               (35.11)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

28. Указывается коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами на отпуск электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов K^э_отр(к). Для первичного объекта и первичного интервала времени значение этого коэффициента определяется по формуле

           (36)

Для отчетного периода (месяц) и совокупности первичных объектов рассчитывается средневзвешенное значение коэффициента

                                                    (37)

В качестве первичного объекта может быть принята подгруппа оборудования или энергоблок, а в качестве первичного интервала времени - месяц, сутки или смена.

29. Указывается коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами на отпуск тепла при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов K^тэ_отр(к). Для первичного объекта и первичного интервала времени значение этого коэффициента определяется по формуле (36).

Для отчетного периода (месяц) и совокупности первичных объектов рассчитывается средневзвешенное значение коэффициента

                        (37.1)

Если в качестве первичного объекта принята подгруппа оборудования, а в качестве первичного интервала времени месяц, то в макете 15506-1 по каждой из подгрупп оборудования значения коэффициентов K^э_отр(к) и K^тэ_отр(к) должны быть равны между собой.

28, 29. (Новая редакция, Изм. № 1).

30. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции определяется по показаниям счетчиков трансформаторов собственных нужд. Если счетчики установлены на стороне низшего напряжения трансформаторов, то к их показаниям добавляются потери электроэнергии в трансформаторах, определенные расчетным путем.

Составляющие расхода электроэнергии на собственные нужды приведены в приложении 6.

Если все оборудование подгруппы (группы) оборудования в течение всего месяца находилось в консервации или холодном резерве, то расходы электроэнергии на поддержание его в этом состоянии включаются в расход электроэнергии на собственные нужды других подгрупп оборудования (пропорционально выработке электроэнергии).

В расход электроэнергии на собственные нужды электростанции не включаются:

расходы электроэнергии, получаемой электростанцией из сетей АО-энерго или РАО «ЕЭС России» за периоды работы электростанции в режиме котельной (без выработки электроэнергии), а также нахождения ее в консервации или холодном резерве (отсутствуют выработка электроэнергии и отпуск тепла);

потери электроэнергии в повышающих трансформаторах;

расход электроэнергии, связанный с работой генератора в режиме синхронного компенсатора;

расход электроэнергии на тиристорное и резервное возбуждение генераторов;

расход электроэнергии на механизмы базисного склада топлива, если на территории электростанции имеется дополнительный расходный склад;

расход электроэнергии на электродвигатели насосов подогревателей сетевой воды и перекачивающих насосов, установленных в теплосети вне территории электростанции;

расход электроэнергии на средний и капитальный ремонт оборудования, на механизмы центральных ремонтных мастерских электростанции;

расход электроэнергии на монтаж и предварительные испытания вновь установленного оборудования до вступления его в пусковой период;

затраты электроэнергии на механизмы районной котельной, входящей в состав электростанции;

расход электроэнергии на водоснабжение и освещение рабочих поселков, столовых и других непроизводственных и служебных помещений.

На электростанциях, являющихся филиалами АО-энерго, потери электроэнергии в повышающих (главных) трансформаторах и расход электроэнергии, связанный с работой генератора в режиме синхронного компенсатора, относятся к расходу электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям АО-энерго. На электростанциях федерального уровня потери электроэнергии в повышающих трансформаторах относятся к потерям электроэнергии в станционной электросети, а расход электроэнергии, связанный с работой генератора в режиме синхронного компенсатора, - к расходу электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям РАО «ЕЭС России».

Расход электроэнергии на собственные нужды районной котельной, входящей в состав электростанции или находящейся на самостоятельном балансе, и расходы электроэнергии, получаемой электростанцией из сетей АО-энерго или РАО «ЕЭС России» за периоды работы электростанции в режиме котельной (без выработки электроэнергии), а также нахождения ее в консервации или холодном резерве (отсутствуют выработка электроэнергии и отпуск тепла), относятся к расходам электроэнергии на производственные нужды АО-энерго или электростанции федерального уровня.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды (тыс. кВт · ч) должен отвечать соотношению

Э^сн = Э_к^сн + Э_т^сн + Э_тепл + Э_пар,                                           (38)

где Э_к^сн - расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлов (п. 39, приложение 6), тыс. кВт · ч;

Э_т^сн - расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов (п. 35, приложение 6), тыс. кВт · ч;

Э_тепл - расход электроэнергии на насосы теплофикационной установки (приложение 6), тыс. кВт · ч;

Э_пар - дополнительный расход электроэнергии на собственные нужды, связанный с отпуском тепла в виде пара (приложение 6), тыс. кВт · ч.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

31, 33. При отсутствии перетоков тепла между группами оборудования расходы электроэнергии на собственные нужды, тыс. кВт · ч, относимые на производство электроэнергии Э_э^сн и отпуск тепла Э_тэ^сн определяются по формулам:

Э_э^сн = Э_к^снK_э + Э_т^сн;                                                       (39)

Э_тэ^сн = Э^сн - Э_э^сн = Э_к^сн(1 - K_э) + Э_тепл + Э_пар.                            (40)

При наличии перетоков тепла между группами оборудования (энергоблоками) расход электроэнергии на собственные нужды разделяется на расходы, относимые на производство электроэнергии и отпуск тепла, следующим образом:

определяются расходы электроэнергии, тыс. кВт · ч, на собственные нужды, связанные с выработкой тепла, отдаваемого в виде перетока каждой группой оборудования

                                          (41)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

рассчитываются расходы электроэнергии, тыс. кВт · ч, на собственные нужды, дополнительно относимые на производство электроэнергии и отпуск тепла каждой группой оборудования, принимающей перетоки тепла

                                                     (42)

где  - средние по электростанции удельные затраты электроэнергии на отпуск тепла, отдаваемого в виде перетоков, тыс. кВт · ч/Гкал (тыс. кВт · ч/ГДж);

определяются расходы электроэнергии, тыс. кВт · ч, относимые на производство электроэнергии Э_э^сн по формуле (39) и отпуск тепла Э_тэ^сн для каждой группы оборудования, отдающей переток:

                      (43)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

определяются значения Э_э^сн и Э_тэ^сн, тыс. кВт · ч, для каждой группы оборудования, принимающей переток:

Э_э^сн = Э_т^сн + K_э(Э_к^сн + Э^сн_пр(пер));                                         (44)

Э_тэ^сн = (1 - K_э)(Э_к^сн + Э^сн_пр(пер)) + Э_тепл + Э_пар.                            (45)

Таким образом, для каждой группы оборудования, отдающей переток, должно соблюдаться соотношение

Э_к^сн + Э_т^сн + Э_пар + Э_тепл = Э_э^сн + Э_тэ^сн + Э^сн_{отд(пер)},                    (46)

а для каждой группы, принимающей переток,

Э_к^сн + Э_т^сн + Э_пар + Э_тепл = Э_э^сн + Э_тэ^сн - Э^сн_пр(пер).                           (47)

При указанном распределении расходов электроэнергии на собственные нужды уравнение их баланса соблюдается только по ТЭС в целом:

ΣЭ^сн = ΣЭ_э^сн + ΣЭ_тэ^сн.                                                      (48)

32, 34. Номинальные значения расходов электроэнергии на собственные нужды, относимых на производство электроэнергии Э_э^сн(н) и отпуск тепла Э_тэ^сн(н) определяются по формулам, аналогичным приведенным в п. 31, 33, исходя из номинальных значений расходов электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов Э_т^сн(н) (п. 36), котлов Э_к^сн(н) (п. 40) и на насосы теплофикационной установки Э^н_тепл, определенных на основе энергетических характеристик.

35, 39. Суммарные фактические расходы электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов Э_т^сн и Э_к^сн котлов определяются на основе показаний электросчетчиков отдельных механизмов собственных нужд. Измеренные общестанционные расходы распределяются между подгруппами оборудования и суммируются с показателями электросчетчиков отдельных механизмов собственных нужд соответствующей подгруппы.

Составляющие расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС приведены в приложении 6.

36, 40. Номинальные значения расходов электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов Э_т^сн(н) и котлов Э_к^сн(н) определяются на основе энергетических характеристик и увеличиваются на значения затрат электроэнергии при плановых пусках оборудования (приложение 7).

37, 38, 41, 42. Тактические значения расходов электроэнергии на циркуляционные Э_цн и питательные электронасосы Э_пн определяются на основе показаний электросчетчиков, а номинальные Э_цн^(н) и Э_пн^(н) - на основе энергетических характеристик.

По энергоблокам, имеющим турбоприводы питательных насосов, в графах 41 и 42 указываются расходы электроэнергии на бустерные и пускорезервные насосы.

43. КПД брутто котлов, %, по прямому балансу определяется по формуле

                                                     (49)

где Q_к^бр - выработка тепла брутто котлами (п. 89), Гкал (ГДж);

B - количество топлива в условном исчислении, сожженного котлами (п. 92), т;

Q_ут - теплота сгорания условного топлива, равная 7 Гкал/т (29,31 ГДж/т);

Q_вн - количество тепла, Гкал (ГДж), дополнительно (сверх химического тепла топлива) внесенного в топку и включающее в себя: тепло, полученное воздухом при его предварительном подогреве в калориферах Q_кф; физическое тепло предварительно подогретого топлива (мазута) Q_тл; тепло парового дутья («форсуночного» пара) Q_ф; тепло пара, транспортирующего угольную пыль в топку Q_кп или поданного в топку при обдувке поверхностей нагрева Q_обд.п; тепло на испарение воды, поданной в топку для предотвращения образования оксидов азота Q_NOx или при водяной обдувке и расшлаковке поверхностей нагрева Q_обд.в:

Q_вн = Q_кф + Q_тл + Q_ф + Q_кп + Q_обд.п - Q_NOx - Q_обд.в;                       (50)

Q_кф = D_кф(i_кф - i_к.кф)η_кф10^-5                                                  (51)

при наличии измерения расхода пара на калориферы;

Q_кф = 0,35В_натα'_вп(t"_кф - t'_кф)(Q_н^р + 6W^p)K_пр10^-6                           (52)

при отсутствии измерения расхода пара на калориферы;

Q_тл = B^м_натC_тлt_тл10^-3;                                                          (53)

Q_ф = (B^м_натd_ф + D_ф^охл)(i_ф - i_ух)10^-3;                                            (54)

Q_кп = B^тв_натd_кп(i_кп - i_ух)10^-3;                                                 (55)

Q_обд.п = D_обд(i_обд.п - i_ух)10^-3;                                                 (56)

Q_NOx = B_натd_NOx(i_ух - i_NOx)10^-3;                                                (57)

Q_обд.в = G_обд(i_ух - i_обд.в)10^-3;                                                  (58)

D_кф - расход пара на калориферы, т;

i_кф, i_к.кф - энтальпия пара и конденсата калориферов, ккал/кг (кДж/кг):

B_нат, B^м_нат, B^тв_нат - количество топлива в натуральном исчислении, сожженное котлами: всего, мазута, твердого, т;

α'_вп - избыток воздуха на входе в воздухоподогреватель; с достаточной точностью может быть принят равным коэффициенту избытка воздуха в режимном сечении α_р (п. 104) для котлов с трубчатыми воздухоподогревателями и α_р + Δα_рвв для котлов с регенеративными вращающимися воздухоподогревателями;

Q_н^р - теплота сгорания рабочей массы топлива, ккал/кг (кДж/кг); при сжигании смеси топлив средняя теплота сгорания рассчитывается по формуле

                                   (59)

G_г, γ_г - расход газа (тыс. м³) и его плотность (кг/м³);

W^р - влажность рабочей массы топлива, %;

K_пр - коэффициент пропорциональности; K = 1, если Q^р_н выражается в ккал/кг, K = 4,187, если Q^р_н выражается в кДж/кг;

t'_кф, t_кф" - температура воздуха на входе в калорифер и выходе из него, °С;

t_тл - температура мазута, подаваемого в топку, °С;

C_тл - теплоемкость мазута при t_тл, ккал/(кг · °С) [кДж/(кг · °С)];

d_ф, d_кп, d_NOx - удельный расход пара, воды соответственно на распыл в форсунках 1 кг мазута, на транспорт пыли, полученной из 1 кг натурального топлива, и на подавление оксидов азота, образующихся при сжигании 1 кг топлива, кг;

D_ф^охл - количество пара, израсходованного при охлаждении неработающих мазутных форсунок, т;

D_обд, G_обд - количество пара и воды, поданных в топку при обдувке поверхностей нагрева, т; определяется по количеству обдувочных аппаратов, длительности и периодичности обдувок, часовому расходу пара или воды на один обдувочный аппарат;

i_ф; i_кп; i_обд.п; i_NOx; i_обд.в - энтальпия пара и воды, используемых при распылении мазута, транспорте пыли высокой концентрации, обдувке поверхностей нагрева и подавлении оксидов азота, ккал/кг (кДж/кг);

i_ух - энтальпия водяного пара при давлении и температуре уходящих газов, ккал/кг (кДж/кг): при практических расчетах значения обычно принимается равным 600 ккал/кг (2512 кДж/кг).

3.1.2. Показатели турбоагрегатов

44. Количество электроэнергии, выработанной турбоагрегатами электростанции за отчетный период, определяется по показаниям счетчиков генераторов. Сюда включается также выработка электроэнергии агрегатами, находящимися в стадии пуска и наладки и еще не принятыми по акту в эксплуатацию.

Никаких поправочных коэффициентов к показаниям счетчиков генераторов, помимо постоянных коэффициентов, указанных на счетчиках, вводить не допускается.

При работе генератора с тиристорным или резервным возбуждением для схем питания возбудителей от трансформаторов собственных нужд количество произведенной соответствующим генератором электроэнергии должно быть уменьшено на имевшийся за отчетный период расход электроэнергии на возбудители, так как этот расход должен входить в потери генератора. В этом случае расход электроэнергии на собственные нужды, определенный по показаниям счетчиков трансформаторов собственных нужд, должен быть уменьшен на значение расхода электроэнергии на указанные возбудители.

45. Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу представляет собой выработку электроэнергии паром, отбираемым из регулируемых и нерегулируемых отборов (противодавления) и от конденсаторов турбоагрегатов:

для целей теплоснабжения (пар внешним потребителям, на подогреватели сырой, химически очищенной, обессоленной, сетевой воды, отпуск тепла от конденсаторов как при работе с ухудшенным, так и с нормальным вакуумом) и на хозяйственные нужды;

на собственные нужды электростанции (за исключением ПТН и ТВД);

для передачи в тепловые схемы других турбоагрегатов (перетоки тепла).

Кроме этого в количество выработки по теплофикационному циклу включается также выработка электроэнергии паром регенеративных отборов турбоагрегата (в том числе и регулируемых), используемого для подогрева возвращаемого конденсата внешних потребителей пара, конденсата сетевых подогревателей, подогревателей сырой, химически очищенной и обессоленной воды, потребителей собственных и хозяйственных нужд, а также добавка, восполняющего невозврат конденсата от внешних и внутристанционных потребителей до температуры питательной воды.

Количество электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу, тыс. кВт · ч, определяется по формуле

                    (60)

где K - количество отборов, из которых отпускается пар для теплоснабжения, на собственные и хозяйственные нужды и другим потребителям сверх нужд регенерации;

i₀ - энтальпия свежего пара, ккал/кг (кДж/кг);

D_отбi - количество пара, отпускаемого из каждого отбора (сверх регенерации), тыс. т;

Δi_пп - приращение энтальпии пара во вторичном пароперегревателе (для турбоагрегатов без промперегрева и для отборов из ЦВД до промперегревателя Δi_пп принимается равным нулю), ккал/кг (кДж/кг);

i_отбi - энтальпия пара каждого отбора, определяемая по фактическим значениям давления и температуры пара в отборе; при работе отбора в зоне влажного пара i_отбi определяется по энергетической характеристике турбоагрегата при фактическом давлении пара, ккал/кг (кДж/кг);

l - количество потоков конденсата, возвращаемого потребителями, и добавка, восполняющего невозврат, поступающих в тепловую схему турбоагрегата;

D_регj - расход пара из отборов и противодавления турбоагрегата на регенерацию (нагрев до температуры питательной воды) каждого потока конденсата, возвращаемого от внешних и внутренних тепловых потребителей, и добавка, восполняющего невозврат (определяется по формуле (61), тыс. т;

β_j - безразмерный коэффициент, определяемый для турбин с промежуточным перегревом пара по формуле (62);

i^св_регj - средневзвешенная по расходам энтальпия пара регенеративных отборов, участвующих в подогреве каждого потока конденсата, возвращаемого от потребителей, и добавка, восполняющего невозврат, ккал/кг (кДж/кг);

η_эм - электромеханический КПД турбоагрегата, %;

Э - выработка электроэнергии (п. 44), тыс. кВт · ч;

q_экв - физический эквивалент, равный 860 Ккал/(кВт · ч) [3601 кДж/(кВт · ч)];

Э_iптн, Э_iтвд - электроэнергия, эквивалентная внутренней мощности питательных турбонасосов и турбовоздуходувок (см. пояснения к п. 87), тыс. кВт · ч.

Расход пара на регенерацию каждого потока конденсата, возвращаемого от потребителей, и добавка, восполняющего невозврат, тыс. т, определяется по формуле

                                                  (61)

где G_кj - расход каждого потока конденсата, возвращаемого от потребителей, и добавка, восполняющего невозврат, поступающих в тепловую схему турбины, тыс. т;

i_пв - энтальпия питательной воды за ПВД, ккал/кг (кДж/кг);

i_кj - энтальпия каждого потока конденсата и добавка в месте ввода его в линию основного конденсата турбоагрегата, ккал/кг (кДж/кг);

Δi_пн - повышение энтальпии воды в питательном насосе, ккал/кг (кДж/кг).

Безразмерный коэффициент для соответствующего потока конденсата, возвращаемого в тепловую схему турбин с промежуточным перегревом пара, определяется по формуле

                                                    (62)

где i'_пв - энтальпия питательной воды за последним (по ходу питательной воды) ПВД, подключенным к ЧСД, ккал/кг (кДж/кг);

i'^св_регj - средневзвешенная энтальпия пара регенеративных отборов (за исключением отборов из ЦВД), осуществляющих подогрев каждого потока конденсата, возвращаемого от потребителей, от i_кj до i'_пв, ккал/кг (кДж/кг).

Средневзвешенная энтальпия i^св_регj для данной точки ввода в схему турбины конденсата, возвращаемого тепловыми потребителями, может быть с допустимой погрешностью принята постоянной, равной величине, определенной для расчетного номинального режима (при N_т^ном, Q_т^ном, i^ном_кj). В случае отклонения фактической энтальпии возвращаемого потребителями конденсата i_кj от расчетной i^ном_кj указанная выше средневзвешенная энтальпия [ккал/кг (кДж/кг)] корректируется с учетом изменения расхода пара на регенеративный подогреватель, в который вводится возврат, на величину

                                  (63)

где i_отб,в; i_к,в - энтальпия, соответственно, пара, поступающего на регенеративный подогреватель, в который вводится возврат конденсата от потребителя, и конденсата греющего пара этого подогревателя, ккал/кг (кДж/кг).

Пример расчета значений i^св_рег для производственного и теплофикационного отборов приведен в приложении 4.

Для тепловой схемы с предвключенной турбиной (рис. 1) выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, тыс. кВт · ч, отнесенная к группе высокого давления, определяется по формуле

                            (64)

где  - доля тепла, поступающего в коллектор среднего (низкого) давления от предвключенной турбины;

Э_тф2 - выработка электроэнергии по теплофикационному циклу турбиной № 2 с учетом регенерации возвращаемого конденсата; определяется по формуле (60), МВт.

В случае, если котлы среднего давления не работали или отсутствуют, входящий в расчетную формулу коэффициент α равен 1.

46 - 48. Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу на паре производственного отбора Э^п_тф, на паре теплофикационного отбора Э^т_тф и на тепле, отпущенном от конденсатора Э_тф^конд, определяется по формуле (60) с подстановкой в нее соответствующих расходов и энтальпий пара.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ТЭС с предвключенной турбиной

В выработку электроэнергии по теплофикационному циклу паром производственного отбора включается выработка паром регулируемого отбора, а также противодавления и нерегулируемых отборов с давлением свыше 3 кгс/см² (0,3 МПа).

В выработку электроэнергии по теплофикационному циклу паром теплофикационного отбора включается выработка паром регулируемого отбора, а также противодавления и нерегулируемых отборов с давлением до 3 кгс/см² (0,3 МПа) включительно.

В выработку электроэнергии по теплофикационному циклу на тепле, отпущенном от конденсатора, включается выработка за счет тепла, отпущенного от конденсатора (встроенного пучка) турбоагрегата как при ухудшенном, так и при нормальном вакууме.

Пример расчета выработки электроэнергии по теплофикационному циклу приведен в приложении 4.

49. Общий отпуск тепла турбоагрегатами включает в себя отпуск тепла (с учетом связанных с ним потерь) из регулируемых и нерегулируемых отборов, противодавления и конденсатора:

внешним потребителям (включая потребителей хозяйственных нужд электростанции) с паром и горячей водой;

на собственные нужды электростанции;

с перетоками в тепловые схемы турбоагрегатов.

Общий отпуск тепла турбоагрегатами Q_т равен сумме отпуска тепла из производственного отбора Q_по, теплофикационного отбора Q_то и от конденсатора Q_конд:

Q_т = Q_по + Q_то + Q_конд.                                                        (65)

Пример расчета отпуска тепла из отборов турбоагрегата приведен в приложении 4.

50. Отпуск тепла, Гкал (ГДж), из производственного отбора с давлением пара более 3 кгс/см определяется по формуле

Q_по = D^п_отбi_п -                                                       (66)

где D^п_отб - суммарный расход пара производственного отбора, поступающего внешним потребителям, на пиковые подогреватели сетевой воды, на собственные и хозяйственные нужды электростанции, тыс. т;

i_п - энтальпия пара в камере производственного отбора, ккал/кг (кДж/кг);

m - число потоков конденсата пара производственного отбора и добавка, восполняющего невозврат, поступающих в тепловую схему турбоагрегата;

G^п_кj - расход каждого потока конденсата пара производственного отбора и добавка, восполняющего его невозврат, поступающих в тепловую схему турбоагрегата (возврат конденсата от внешних потребителей и от собственных нужд, конденсат пиковых подогревателей сетевой воды и т.п.), тыс. т;

i^п_кj - энтальпия каждого потока конденсата, возвращаемого от потребителей, и добавка, восполняющего невозврат, поступающих в регенеративный подогреватель (деаэратор), подключенный к производственному отбору (в общем случае указанные потоки конденсата могут предварительно подогреваться в системе регенерации турбины, при этом в качестве i^п_кj принимается энтальпия подогретого в системе регенерации конденсата, поступающего в подогреватель, подключенный к производственному отбору).

В отпуск тепла из производственного отбора включается также отпуск его сверх нужд регенерации из нерегулируемых отборов.

51. Отпуск тепла из теплофикационных отборов с номинальным давлением 3 кгс/см² (0,3 МПа) и менее включает в себя:

отпуск тепла потребителям от подогревателей сетевой воды, обеспечиваемых паром этого отбора (или паром двух отборов для турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды);

отпуск тепла на собственные и хозяйственные нужды, а также на нагрев подпиточной воды теплосети;

расход тепла на нагрев добавка, восполняющего невозврат от потребителей пара производственного отбора и других отборов более высокого потенциала, чем теплофикационный, отпускающих тепло потребителям.

Отпуск тепла из теплофикационного отбора (суммарный двух отборов для турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды) определяется из расчета материального и теплового балансов соответствующих теплообменников или потребителей собственных нужд (см. приложение 4).

В отпуск тепла из теплофикационного отбора включается также отпуск его сверх нужд регенерации из нерегулируемых отборов.

52. Отпуск тепла от конденсатора Q_конд, Гкал (ГДж), определяется по расходу и нагреву в конденсаторе сетевой воды, а также сырой или циркуляционной воды (направляемых на химводоочистку для восполнения невозврата конденсата от потребителей пара, внутристанционных потерь пара, конденсата и питательной воды) при работе как с ухудшенным, так и нормальным вакуумом.

53. Указывается время работы турбоагрегата τ^т_раб в генераторном режиме с выработкой активной мощности (с момента включения генератора в сеть до его отключения).

54. Указывается время нахождения в резерве τ^т_рез, ч, каждого турбоагрегата и группы (сумма по отдельным турбоагрегатам), включая вращающийся резерв без выработки мощности (моторный режим).

55. Указывается время работы дубль-блоков с одним корпусом котла τ_1к, ч.

56. Резерв экономии топлива в условном исчислении, т, вследствие вынужденной (не связанной с диспетчерским графиком и плановым ремонтом) работы энергоблока с одним корпусом котла определяется по формуле

                                                 (67)

где Δв_1к - изменение номинального удельного расхода топлива при переходе с двухкорпусного на однокорпусный режим, определяемое по графику номинальных удельных расходов топлива, г/(кВт · ч);

Э_от, Э, Э_1к - соответственно полный отпуск и полная выработка электроэнергии энергоблоком за отчетный период, а также выработка электроэнергии за время вынужденной работы блока с одним корпусом котла, тыс. кВт · ч.

57. Указывается число всех (плановых и неплановых) пусков турбоагрегатов n_т.

58. К плановым пускам n_т^(н) относятся пуски турбоагрегатов или энергоблоков после плановых ремонтов и из резерва для покрытия диспетчерских графиков электрической и тепловой нагрузки. Все остальные пуски независимо от согласования останова с диспетчерской службой считаются неплановыми.

59. Для оборудования с поперечными связями здесь указывается резерв экономии топлива вследствие неплановых пусков турбоагрегатов. Он включает в себя суммарные эквивалентные затраты условного топлива, т, на все неплановые пуски турбоагрегатов за отчетный месяц:

                                                        (68)

где В_{т пускi} - эквивалентные затраты условного топлива на каждый неплановый пуск турбоагрегата, т. Их ориентировочные значения приведены в приложении 7 (табл. П7.4);

n_т^непл - количество неплановых пусков турбоагрегатов.

Суммарные эквивалентные затраты топлива на неплановые пуски энергоблоков целиком указываются в показателях котлов, поэтому по энергоблокам в графе 59 проставляются нули.

60. Давление свежего пара перед каждым турбоагрегатом определяется за отчетный период как среднеарифметическое значение.

Для энергоблоков, работающих на скользящем давлении, давление перед турбоагрегатом указывается без учета режима скользящего давления.

Значение давления свежего пара по подгруппе и группе турбоагрегатов определяется как средневзвешенное по расходу пара на отдельные турбоагрегаты.

61. В качестве номинального значения давления свежего пара перед турбоагрегатом указывается значение, установленное заводом-изготовителем или утвержденное для данной электростанции Департамент электрических станций РАО «ЕЭС России».

(Измененная редакция, Изм. № 1).

62. Резерв экономии топлива в условном исчислении, т, вследствие отклонения фактического давления свежего пара от номинального значения определяется по формулам:

для конденсационных энергоблоков

                                                  (69)

для теплофикационных энергоблоков

                                                     (70)

где η_к^н(бл) и η_тп^бл - к.п.д. нетто котлов и коэффициент теплового потока, %; их фактические значения определяются по формулам, аналогичным приведенным в пп. 3.5 и 3.6 приложения 10.

для турбоагрегатов подгрупп оборудования с поперечными связями

                                                     (71)

где в_э^бл, в_э^пг - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии энергоблоком, подгруппой оборудования с поперечными связями, г/(кВт · ч);

Э_от^бл, Э_от^пг - отпуск электроэнергии энергоблоком, подгруппой оборудования с поперечными связями, тыс. кВт · ч;

αq^бл_т(Р0) - поправка к расходу тепла на производство электроэнергии на отклонение давления свежего пара перед турбоагрегатом от номинального значения, определяемая по энергетической характеристике турбоагрегата, %;

Δq^бл_т(Р0); q^та_т(Р0) - то же к удельному расходу тепла на производство электроэнергии, ккал/(кВт · ч);

Э^та, Э^пг - выработка электроэнергии энергоблоком, подгруппой оборудования с поперечными связями, тыс. кВт · ч;

q_т^пг - удельный расход тепла на производство электроэнергии подгруппой оборудования с поперечными связями, ккал/(кВт · ч).

Для турбоагрегатов с противодавлением резерв экономии условного топлива, т, вследствие отклонения давления свежего пара от номинального значения обусловливается необходимостью замещения недовыработки электроэнергии по теплофикационному циклу конденсационной выработкой:

                                    (72)

где ΔЭ^та_тф(Р0) - недовыработка электроэнергии противодавленческим турбоагрегатом из-за отклонения давления свежего пара от номинального значения (см. пояснения к п. 65), тыс. кВт · ч;

Δq^пг_кн - средний относительный прирост расхода тепла брутто на выработку электроэнергии по конденсационному циклу для замещающей подгруппы на электростанции или в энергосистеме, Гкал/(МВт · ч) [ГДж/(МВт · ч)];

Δq_тф - относительный прирост по теплофикационному циклу, который может быть принят равным 0,87 Гкал/(МВт · ч) [3,64 ГДж/(МВт · ч)];

η_к^бр - средний КПД брутто котлов замещающей подгруппы оборудования, %.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

63. Давление пара в камере регулируемого производственного отбора или противодавлении турбины Р_п определяется за отчетный период как средневзвешенное по тепловой нагрузке отбора (при отсутствии резких колебаний графика тепловой нагрузки давление допускается определять как среднеарифметическое).

Для конденсационных турбоагрегатов указывается давление в камере того нерегулируемого отбора (с давлением выше 3 кгс/см²), из которого осуществляется отпуск пара внешним потребителям, на собственные или хозяйственные нужды.

64. Номинальное давление пара в производственном отборе Р_п^(н) определяется как минимально необходимое, обеспечивающее заданное потребителем давление с учетом номинальных потерь давления в трубопроводах и режима работы турбоагрегата.

При отпуске тепла из нерегулируемого отбора номинальное значение давления в нем указывается равным фактическому.

65. Резерв экономии топлива ΔВ_(Рп) вследствие отклонения фактического давления пара в регулируемом производственном отборе турбоагрегата от номинального значения определяется по формуле

                                        (73)

где в^пг_э, Э^пг_от - пп. 16, 10;

ΔЭ^та_тф(Рп) - недовыработка электроэнергии турбоагрегатом по теплофикационному циклу вследствие повышенного по сравнению с номинальным давления в регулируемом отборе, тыс. кВт · ч;

Δq^та_кн; Δq^та_тф - относительные приросты расхода тепла брутто на выработку электроэнергии турбоагрегатом по конденсационному и теплофикационному циклам, Гкал/(МВт · ч) [ГДж/(МВт · ч)];

q^пг_т - см. пояснения в п. 87.

В общем случае недовыработка электроэнергии по теплофикационному циклу ΔЭ_тф может быть подсчитана как разность значений выработки по теплофикационному циклу, определенных по формуле (60) с подстановкой номинального и фактического значений энтальпий свежего пара и пара отборов.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

66. Давление пара в камерах регулируемых теплофикационных отборов Р_т определяется за отчетный период как средневзвешенное по тепловой нагрузке отборов.

По турбоагрегатам с двухступенчатым подогревом сетевой воды (Т-250-240; на давление свежего пара 130 кгс/см²: типа Т мощностью 50, 55, 100, 110, 120, 175, 180, 185 МВт; типа ПТ мощностью 50, 80, 135 МВт и др.) указывается давление в верхнем отборе при двухступенчатом режиме и в нижнем - при одноступенчатом режиме подогрева сетевой воды.

Для конденсационных турбоагрегатов указывается давление в камере того нерегулируемого отбора (с давлением менее 3 кгс/см²), из которого осуществляется отпуск тепла внешним потребителям, на собственные или хозяйственные нужды.

67. Номинальное давление пара в теплофикационных отборах Р_т^(н) определяется исходя из заданной температуры прямой сетевой воды с учетом температурных напоров сетевых подогревателей, определенных по энергетическим характеристикам, и номинальных потерь давления в паропроводах.

При отпуске тепла из нерегулируемого отбора номинальное значение давления в нем указывается равным фактическому.

В ряде случаев номинальное давление пара в теплофикационных отборах определяется исходя из условий подачи пара на деаэраторы 1,2 кгс/см².

(Измененная редакция, Изм. № 1).

68. Резерв экономии топлива ΔВ_(Рт) вследствие отклонения давления пара в регулируемом теплофикационном отборе от номинального значения определяется по формуле, аналогичной формуле (73).

69. Расход свежего пара на турбоагрегаты D₀ определяется на основе результатов непосредственных измерений и сведения пароводяного баланса электростанции (подгруппы, группы оборудования).

70. Температура свежего пара перед турбиной t₀ определяется за отчетный период как среднеарифметическая величина.

71. В качестве номинального значения температуры свежего пара перед турбоагрегатом t₀^(н) указывается значение, установленное заводом-изготовителем или утвержденное для данной электростанции Департаментом электрических станций РАО «ЕЭС России».

(Измененная редакция, Изм. № 1).

72. Резерв экономии топлива ΔВ_(t0) вследствие отклонения температуры свежего пара от номинального значения рассчитывается по формулам, аналогичным (69 - 72).

73. Температура пара после промперегрева t'_цсд определяется за отчетный период как среднеарифметическая величина.

74. В качестве номинального значения температуры пара после промперегрева t'^(н)_цсд указывается значение, установленное заводом изготовителем, определенное по энергетической характеристике или утвержденное для данной электростанции Департаментом электрических станций РАО «ЕЭС России».

(Измененная редакция, Изм. № 1).

75. Резерв экономии топлива ΔB_(t'цсд) вследствие отклонения фактической температуры пара после промперегрева от номинального значения рассчитывается по формулам, аналогичным (69 - 72).

76. Давление отработавшего пара в конденсаторе Р₂ [кгс/см² (кПа)] каждого турбоагрегата измеряется с помощью датчиков абсолютного давления или определяется по показаниям вакуумметра и барометра по формуле

                                                             (74)

где Р_б - показания барометра, мм рт. ст.;

Н - показания вакуумметра (подключенного к горловине конденсатора), мм рт. ст.;

K_p - коэффициент перевода, равный 735,6 мм рт. ст./(кгс/см²) (7,5 мм рт. ст./кПа).

Давление отработавшего пара по группе оборудования определяется как средневзвешенное по конденсационной выработке электроэнергии из средних значений давлений по каждому турбоагрегату.

77. Номинальное значение давления пара в конденсаторе P₂^(н) определяется по характеристикам конденсаторов турбоагрегатов:

при расходе охлаждающей воды, обеспечивающем максимальную мощность нетто турбоагрегатов подгруппы оборудования;

при паспортной поверхности охлаждения эксплуатационно чистого конденсатора;

при фактической температуре охлаждающей воды для прямоточных систем циркуляционного водоснабжения, а для оборотных систем - при нормативной температуре, определяемой в соответствии с «Указаниями по нормированию показателей работы гидроохладителей в энергетике» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1982).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

78. Резерв экономии топлива ΔВ_(Р2) вследствие отклонения фактического давления пара в конденсаторе турбоагрегата от номинального значения (из-за недостаточного количества охлаждающей воды и повышенного температурного напора) рассчитывается по формуле

                                                    (75)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

где q_т^пг, Э^пг - см. пояснения к пп. 87, 44;

В_э^пг, Э_от^пг, τ^т_раб - пп. 16, 10, 53;

ΔQ^та_э(Р2) - поправка на отклонение давления отработавшего пара конденсационного или теплофикационного турбоагрегата, Гкал/ч (ГДж/ч);

ΔQ^та_э(Р2) = ΔQ^та_кн = Δq^та_кн1ΔN_P2 + (Δq^та_кн2 - Δq^та_кн1)ΔN_P2;                   (76)

ΔN_P2 - изменение мощности, соответствующее отклонению давления в конденсаторе от номинального, МВт;

Δq^та_кн1, Δq^та_кн2 - первый и второй относительные приросты тепла на производство мощности брутто по конденсационному циклу турбоагрегата, Гкал/(МВт · ч) [ГДж/(МВт · ч)].

При средней мощности турбоагрегата, большей той, при которой происходит излом характеристики, т.е. соответствующей второму относительному приросту, следует учитывать оба слагаемых формулы (76), а при меньшей только первое слагаемое.

Значения относительного прироста определяются по энергетическим характеристикам. Изменение мощности ΔN_P2 определяется по сетке поправок на вакуум.

79, 80. Указывается средняя температура охлаждающей воды (°С) на входе в конденсатор t₁ и выходе из него t₂.

81. Температурный напор δt в конденсаторе турбоагрегата (°С) определяется по формуле

δt = t_к - t₂,                                                                (77)

где t_к - температура насыщения пара при фактическом давлении в конденсаторе, °С;

t₂ - температура охлаждающей воды после конденсатора, °С.

82. Номинальное значение температурного напора δt^(н) в конденсаторе турбоагрегата (°С) определяется по его характеристике.

83. Резерв экономии топлива ΔВ_(δt) вследствие отклонения фактического температурного напора в конденсаторе турбоагрегата от номинального значения определяется согласно рекомендациям п. 78 и учитывает изменение давления в конденсаторе P₂ = f(Δt"₂), обусловленное повышением температуры насыщения в нем на значение Δt"₂ = δt - δt^(н).

84. Указывается средневзвешенное значение температур питательной воды за ПВД (после обвода) и в линии холодного питания, t_пв (°С).

85. Номинальное значение температуры питательной воды (за ПВД) t_пв^(н) определяется по энергетическим характеристикам турбоагрегатов.

86. Резерв экономии топлива ΔВ_(tпв) вследствие отклонения фактической температуры питательной воды от номинального значения определяется по формулам, аналогичным (69 - 72). В формулы подставляются определяемые по энергетическим характеристикам турбоагрегатов поправки на недогрев питательной воды в ПВД - αq_т(tпв) и Δq_т(tпв), а также недовыработка электроэнергии турбоагрегатом с противодавлением из-за недогрева питательной воды - ΔЭ_тф(tпв).

Резерв экономии топлива, обусловленный работой турбоагрегата с отключенными ПВД, также рассчитывается по формулам (69 - 72) с подстановкой в них поправок на отключение группы ПВД. Для теплофикационных турбоагрегатов расчет ведется по формуле (73), в которую подставляется значение ΔЭ_тф(tпв) равное

                                            (78)

где i₀ - энтальпия свежего пара, ккал/кг (кДж/кг);

i_пвдj - энтальпия пара отбора, подаваемого на каждый из ПВД, ккал/кг (кДж/кг);

D_пвдj - расчетный расход пара на каждый из ПВД за период их простоя (расход, который имел бы место при их работе), т;

q_экв - см. пояснения к формуле (11).

87. Удельный расход тепла брутто на производство турбоагрегатом электроэнергии q_т (ккал/(кВт · ч) [кДж/кВт · ч]) определяется по формуле

                                                   (79)

где Q_э^о - сумма расходов тепла на выработку электроэнергии Q_э и на турбоприводы питательных насосов Q_птн и воздуходувок Q_твд, работающих на паре отборов турбоагрегатов, Гкал (ГДж).

Q^о_э = D_оi_о + D_пп(i'_цсд - i"_цвд) + G_впр(i'_цсд - i_впр) - G_пвi_пв - Q_т + Q_пр,             (80)

здесь D_о - расход свежего пара, поступающего на турбоагрегат, тыс. т;

i_о - энтальпия свежего пара перед турбиной, ккал/кг (кДж/кг);

D_пп - расход пара, поступающего во вторичный (промежуточный) перегреватель, тыс. т;

i'_цсд, i"_цвд - энтальпия пара соответственно на входе в ЦСД (после промперегрева) и на выходе из ЦВД (до промперегрева), ккал/кг (кДж/кг);

G_впр - расход питательной воды на впрыск во вторичный пароперегреватель, тыс. т;

i_впр - энтальпия питательной воды, поступающей на впрыск, ккал/кг (кДж/кг);

G_пв - расход питательной воды, тыс. т;

i_пв - энтальпия питательной воды, ккал/кг (кДж/кг);

Q_т - см. п. 49;

Q_пр - количество тепла, поступившее в тепловую схему турбины с другими потоками: выпаром расширителей непрерывной продувки, концентратом продувочной воды котлов, охлаждения установок дробеочистки, леток, горелок, котлов, при растопках котлов с перетоками и др., Гкал (ГДж);

Э - выработка электроэнергии турбоагрегатом, тыс. кВт · ч;

Э_iптн, Э_iтвд - электроэнергия, эквивалентная внутренней мощности турбоприводов, соответственно питательных насосов и воздуходувок для энергоблоков, оснащенных ПТН и ТВД, тыс. кВт · ч.

При отсутствии на паропроводах холодного промперегрева измерительного сужающего устройства значение D_пп может быть определено по данным типовых энергетических характеристик [D_пп = f(D₀)] или по экспериментальным зависимостям [D_пп = f(P^цсд_рег)] от фактического давления в регулирующей ступени ЦСД. В зависимости от конкретной тепловой схемы необходимо учесть наличие отпуска пара из тракта вторичного перегрева на собственные нужды или внешним потребителям.

Значения Э_iптн и Э_iтвд при наличии измерения расхода пара на ПТН и ТВД определяются для противодавленческого и конденсационного турбоприводов соответственно по формулам (тыс. кВт · ч):

                                   (81)

                              (82)

где K_пу - коэффициент, учитывающий протечки пара через переднее уплотнение турбопривода (принимается по паспортным данным или по результатам испытаний в пределах 0,99 - 0,995);

D_{птн, твд} - расход пара на турбопривод ПТН и ТВД, тыс. т;

i'_{птн, твд} - энтальпия пара, поступающего на ПТН или ТВД, ккал/кг (кДж/кг);

i"_{птн, твд} - энтальпия пара на выхлопе противодавленческого турбопривода ПТН и ТВД, ккал/кг (кДж/кг);

q_экв - см. пояснения к формуле (11);

Δi₂ - тепло, отдаваемое отработавшим паром в конденсаторе конденсационного турбопривода ПТН или ТВД, ккал/кг (кДж/кг);

i^к_{птн, твд} - энтальпия конденсата в конденсаторе турбопривода ПТН, ТВД, ккал/кг (кДж/кг).

Усредненное значение Δi₂ (определяемое как Δi₂ = i" - i^к_{птн, твд}, где i" - энтальпия отработавшего пара в конденсаторе турбопривода ПТН) устанавливается по результатам испытаний или на основе заводских данных в пределах 530 - 550 ккал/кг (2220 - 2300 кДж/кг).

При отсутствии измерения расхода пара на ПТН значение Э_iптн (тыс. кВт · ч) можно определять по формуле

Э_iптн = N_iптнτ_птн,                                                            (83)

где N_iптн - среднее за отчетный период значение внутренней мощности, определяемой из графика N_iптн = f(G_пв) энергетической характеристики турбоагрегата, тыс. кВт;

τ_птн - время работы турбонасоса, ч.

Расход тепла на турбопривод питательного насоса (воздуходувки) определяется по формуле

Q_{птн(твд)} = q_тЭ_{iптн(твд)}10^-3                                                  (84)

В среднем по подгруппе (группе) оборудования значение q^пг_т определяется как средневзвешенная величина

                                                      (85)

Формула (80), используемая при определении q_т, не соответствует тепловому балансу турбоагрегата: ее расходная часть содержит (в члене Q_т), а приходная часть не содержит подвода тепла за счет повышения энтальпии воды в питательном насосе. В результате значение q_т является заниженным по сравнению с реальными (физическими) затратами тепла.

Необходимость использования формулы (80) обусловлена тем, что ее применяют заводы-изготовители, на ее базе рассчитаны значения q_т для типовых и индивидуальных энергетических характеристик турбоагрегатов всех типов (кроме типа Р).

Значение q_т для турбоагрегатов с противодавлением и с ухудшенным вакуумом также должно соответствовать формулам (79) и (80), несмотря на то, что оно в ряде случаев будет ниже теоретического [860 ккал/(кВт · ч)]. Это обеспечивает единый подход к определению q_т для турбоагрегатов всех типов, облегчает составление теплового баланса подгруппы (группы) оборудования при наличии в ней турбоагрегатов с противодавлением и с ухудшенным вакуумом.

88. Номинальное значение удельного расхода тепла брутто турбоагрегатом на производство электроэнергии q_т^(н) (ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)]) определяется для средних за период электрической и тепловой нагрузок по энергетической характеристике для номинальных значений параметров свежего пара и давлений в регулируемых отборах и в конденсаторе (см. пп. 61, 64, 67, 71, 74 и 77).

При определении значения q_т^(н) должны быть учтены:

работа энергоблока на скользящем давлении свежего пара;

работа турбины дубль-блока с одним корпусом котла по диспетчерскому графику;

плановые пуски энергоблока (см. приложение 7);

старение оборудования.

Поправка к исходно-номинальному значению удельного расхода тепла на производство турбоагрегатом электроэнергии q_т^исх на его старение Δq_т(рес), ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)], рассчитывается по формуле

Δq_т(рес) = q_т^исхlτ^т_рес10^-5,                                                   (86)

где l - коэффициент износа, принимаемый равным 0,0025 для турбоагрегатов, работающих с противодавлением и ухудшенным вакуумом, и 0,0085 для остальных турбоагрегатов, %/1000 ч;

τ^т_рес - продолжительность работы турбоагрегата (в часах) на конец отчетного периода (отработавшего с начала эксплуатации более 35 тыс. ч) от даты составления энергетических характеристик. Если продолжительность работы с начала эксплуатации, равная 35 тыс. ч, достигается в течение отчетного периода, то вместо τ^т_рес принимается значение (τ^т_нэ - 35000), при этом имеется в виду, что τ_нэ - продолжительность работы турбоагрегата от начала эксплуатации до конца отчетного периода, ч.

Если для турбоагрегатов, работающих с противодавлением или ухудшенным вакуумом, исходно-номинальное значение удельного расхода тепла на производство электроэнергии q_т^ис рассчитано исходя из физического эквивалента q_экв [860 ккал/(кВт · ч) [3600 кДж/кВт · ч)] и потерь тепла через концевые уплотнения и изоляцию турбоагрегата ΔQ_проч [Гкал/ч (ГДж/ч)], т.е.

                                                 (87)

то его номинальное значение q_т^(н) следует определять по формуле

                                            (88)

где  - расход пара на турбоагрегат, т/ч;

Δi_пн - указанное в условиях построения энергетической характеристики турбоагрегата повышение энтальпии воды в питательном насосе, ккал/кг (кДж/кг).

3.1.3. Показатели котлов

89. Выработка тепла брутто котлом, Гкал (ГДж), определяется по формуле

Q_к^бр = D_пе(i_пе - i_пв) + D_пп(i"_пп - i'_пп) + G_пр(i_пр - i_пв) + G_впр(i" - i_впр) + Q_к^от,         (89)

где D_пе - количество выработанного перегретого пара, тыс. т;

D_пп - расход пара на входе в промежуточный пароперегреватель котла (при отсутствии на паропроводах, холодного промперегрева измерительного органа значение D_пп определяется в соответствии с пояснениями к п. 87), тыс. т;

G_пр - количество продувочной воды, тыс. т;

G_впр - расход воды на впрыск во вторичный пароперегреватель, тыс. т;

i_пе - энтальпия перегретого пара, ккал/кг (кДж/кг);

i_пв - энтальпия питательной воды, ккал/кг (кДж/кг);

i'_пп, i"_пп - энтальпия пара, поступающего во вторичный пароперегреватель котла и выходящего из него, ккал/кг (кДж/кг);

i_пр - энтальпия котловой воды, ккал/кг (кДж/кг);

i_впр - энтальпия впрыскиваемой во вторичный пароперегреватель питательной воды, ккал/кг (кДж/кг);

Q_к^от - тепло, отпущенное котлом с насыщенным паром, воздухом или водой (включая сетевую воду теплофикационных экономайзеров) на сторону или на собственные нужды, а также тепло постоянно действующих пробоотборных точек и солемеров, Гкал (ГДж).

90. Указывается расход питательной воды на котлы G_пв за отчетный месяц (тыс. т).

91. Время работы котла для электростанций с поперечными связями должно определяться с момента подключения котла к магистрали свежего пара и до момента отключения от нее, а для блочных схем - с момента включения генератора в сеть и до его отключения.

92 - 95. Указывается количество топлива в условном исчислении (т) на отпуск электроэнергии и тепла (технологические нужды), определенное в соответствии с «Методическими указаниями по организации учета топлива на тепловых электростанциях: РД 34.09.105-96» (М.: СПО ОРГРЭС, 1997): суммарное В, газообразного В_г, жидкого В_м и твердого В_тв. Оно соответствует количеству сожженного котлами топлива, за исключением израсходованного во время средних и капитальных ремонтов, а также при опробованиях, регулировках и испытаниях вновь вводимого оборудования до принятия его в эксплуатацию по акту.

Расход мазута в условном исчислении определяется по расходу и теплоте сгорания рабочей (при фактической влажности обводненного мазута, поступающего на производство) массы.

При необходимости расход В₁^нат, т, и низшая теплота сгорания Q^р_н1, ккал/кг (кДж/кг), с влажностью W₁^р могут быть пересчитаны на массу с влажностью W₂^р по формулам:

                                                       (90)

                                  (91)

где K_пр - см. п. 43.

Если на электростанции нет непосредственных измерений расхода топлива на каждый котел (подгруппу, группу котлов), то общее количество топлива распределяется между ними пропорционально расходам, определенным по обратному балансу или на основе косвенных показателей: количества и продолжительности работы систем пылеприготовления, горелок, форсунок.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

96, 97. Указывается количество пусков котлов: общее n_к и плановых n_к^(н).

98. По оборудованию с поперечными связями здесь указывается резерв экономии топлива вследствие неплановых пусков котлов ΔВ_(nк). Он является суммой эквивалентных затрат топлива в условном исчислении (т) на все неплановые пуски котлов за отчетный месяц:

                                                          (92)

где В_{к пуск i} - эквивалентные затраты условного топлива на каждый неплановый пуск котла, т. Их ориентировочные значения приведены в приложении 7 (табл. П7.5);

n_к^непл - количество неплановых пусков котлов.

По энергоблокам здесь указывается резерв экономии топлива вследствие неплановых пусков энергоблоков в целом (турбоагрегатов и котлов). Он представляет собой сумму эквивалентных затрат топлива в условном исчислении (т) на все неплановые пуски энергоблоков за отчетный месяц

                                                            (93)

где В_пускi - суммарные эквивалентные затраты топлива на каждый неплановый пуск энергоблока. Их нормативные значения приведены в приложении 7 (табл. П7.1, П7.2 и П7.3).

99. Температура холодного воздуха t_хв измеряется в потоке холодного воздуха на стороне всасывания дутьевого вентилятора до врезки линии рециркуляции. В случае установки калориферов во всасывающем коробе дутьевого вентилятора измерение температуры холодного воздуха должно быть осуществлено до калорифера.

100. Указывается температура воздуха t'_вп на входе в воздухоподогреватель котла (°С).

101. Температура уходящих газов t_ух измеряется в сечении газохода за последней поверхностью нагрева котла (включая теплофикационные экономайзеры, газовые испарители, подогреватели основного конденсата турбин и пр.).

Для котлов, работающих на газе и мазуте, учет потери тепла с уходящими газами рекомендуется осуществлять по значениям температуры газов и избытка воздуха в них, измеренным за дымососом. В этом случае температура газов за последней поверхностью нагрева (t_ппн, °С) определяется по формуле

                   (94)

где Δt_g(пр) - понижение температуры уходящих газов при фактических присосах воздуха в дымососы.

Нагрев газов в дымососах Δt_д может быть определен также по рис. 2.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

102. Номинальное значение температуры уходящих газов t_ух^(н) определяется по формуле

t_ух^(н) = t_ух^исх + K₁(t'_вп - t_вп^исх) + K₂(Δt_рец - Δt_рец^исх) + K₃(t_квп - t_квп^исх)

+ K₄(r - r^исх) + K₅( - ) + Δt_ух^проч.                                (95)

Коэффициент  является удельной поправкой к температуре уходящих газов на изменение температуры воздуха на входе в воздухоподогреватель при постоянном расходе воздуха через него (отсутствие предварительного подогрева воздуха или подогрев его в калориферах). Коэффициент  является удельной поправкой к температуре уходящих газов на изменение нагрева воздуха за счет его рециркуляции при неизменной температуре воздуха на входе в воздухоподогреватель.

Коэффициент K₃ учитывает влияние изменения температуры питательной воды на температуру уходящих газов.

Коэффициенты K₄ и K₅ являются удельными поправками к температуре уходящих газов на изменение доли рециркуляции дымовых газов r (%) и отпуска тепла от экономайзера низкого давления (газового испарителя)  [Гкал/ч (ГДж/ч)].

Значения коэффициентов K₁ ... K₅ должны быть определены экспериментально или на основе тепловых расчетов.

В зависимости от конструкции котла, его нагрузки, вида сжигаемого топлива значения коэффициентов K₁ ... K₄ составляют:

K₁ = 0,5 ... 0,8;

K₂ = -0,2 ... -0,45;

K₃ = 0,1 ... 0,25;

K₄ = 0,05 ... 0,6.

Коэффициент K₅ имеет отрицательное значение: оно изменяется в широких пределах в зависимости от номинальной теплопроизводительности котла.

В составе Δt_ух^проч может быть учтено изменение температуры уходящих газов за счет изменения влажности топлива, соотношения сжигаемых в смеси видов (или марок) топлив, впрыска воды в топку для подавления оксидов азота, а также других объективных факторов.

Если температура воздуха перед воздухоподогревателем t'_вп превышает установленное исходное значение, то корректировка t_ух^(н) на изменение t'_вп не производится.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Рис. 2. Номограмма для определения нагрева уходящих газов в дымососах

103. Резерв экономии условного топлива ΔB_(tух) вследствие отклонения фактической температуры уходящих газов от номинального значения определяется по формуле (т)

                                                      (96)

где В - расход условного топлива рассматриваемым котлом, т;

η_к^бр(н) - номинальное значение КПД брутто котлов по обратному балансу при средней за рассматриваемый период нагрузке, %;

Δq_2(tух) - увеличение потери тепла с уходящими газами, вызванное повышенной температурой уходящих газов, %.

Значение Δq_2(tух), %, определяется по формуле

                                                  (97)

где α_ух^(н) - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах в сечении измерения их температуры (за последней поверхностью нагрева или перед дымососом), определяемый по энергетической характеристике котла);

в - коэффициент, зависящий от сорта и приведенной влажности топлива (табл. 2);

q₂^(н) - номинальное значение потери тепла с уходящими газами, %.

Таблица 2

104. Указывается коэффициент избытка воздуха в режимном сечении - в точке с температурой газов не выше 600 °С.

Коэффициент избытка воздуха в дымовых газах подсчитывается по формулам:

                                       (98)

                                                   (99)

где O₂ и RO₂ - объемное содержание кислорода и трехатомных газов в сухих продуктах сгорания, %;

RO₂^макс - максимальное объемное содержание трехатомных газов в сухих продуктах сгорания при отсутствии химической и механической неполноты сгорания и α = 1 (приложение 8 и 9), %;

СО, H₂, CH₄ - содержание в дымовых газах соответственно оксида углерода, водорода и метана, %;

ρ - коэффициент, принимаемый равным: 0,02 - для твердых топлив; 0,05 - для мазута; 0,08 - для попутного газа и 0,1 - для природного газа; для совместно сжигаемых топлив определяется по формуле (102);

K_α - поправочный коэффициент, принимается по рис. 3 в зависимости от значения

При отсутствии химической неполноты сгорания топлива формулы (98) и (99), соответственно, упрощаются:

                                                           (100)

                                                           (101)

При сжигании смеси топлив коэффициент ρ, входящий в формулы (98) и (100), определяется как средневзвешенное по тепловыделение топлив значение

                                        (102)

где В_натi, Q^р_нi - расход в натуральном исчислении (т) каждого из видов (марок) топлива и теплота сгорания его рабочей массы [ккал/кг (кДж/кг)];

d_i^т - доли каждого из видов (марок) топлива в смеси по тепловыделению:

                                                        (103)

Рис. 3. Поправочный коэффициент K_α:

1 - твердое топливо; 2 - мазут; 3 - природный газ

105. Номинальное значение коэффициента избытка воздуха в режимном сечении α_р^(н) определяется по энергетической характеристике котла при средней за отчетный период нагрузке.

106. Резерв экономии топлива ΔВ_(αр) вследствие отклонения фактического коэффициента избытка воздуха в режимном сечении от номинального значения определяется по формуле, аналогичной (96), в которой

        (104)

где Δα^(н)_рух - номинальное значение (см. п. 108) присосов воздуха на тракте режимное сечение - сечение измерения температуры уходящих газов (за последней поверхностью нагрева или перед дымососом);

K, C, в - коэффициенты, зависящие от вида и сорта топлива (см. табл. 2).

107. Присосы воздуха на тракте котла режимное сечение - сечение измерения температуры уходящих газов Δα_рух определяются по разности коэффициентов избытка воздуха в уходящих газах (за последней поверхностью нагрева или перед дымососом) α_ух и в режимном сечении α_р:

Δα_рух = (α_ух - α_р)10².                                                     (105)

Если присосы воздуха в газовый тракт котла определяются на основе периодических анализов с помощью переносных газоанализаторов, то они должны быть приведены к фактической средней тепловой нагрузке котла за отчетный период:

                                                        (106)

где  и  - фактическая средняя тепловая нагрузка котла за отчетный период и нагрузка, при которой были определены присосы воздуха, Гкал/ч (ГДж/ч);

Δα и Δα_и - присосы воздуха, %, соответствующие нагрузкам  и .

108. Номинальное значение присосов воздуха на тракте режимное сечение - сечение измерения температуры уходящих газов (за последней поверхностью нагрева или на входе в дымосос) Δα^(н)_рух (%) определяется по энергетической характеристике котла при средней за отчетный месяц нагрузке.

109. Резерв экономии топлива ΔВ_(Δαрух) вследствие отклонения фактических присосов воздуха Δα_рух от их номинального значения Δα^(н)_рух определяется по формуле, аналогичной (96), в которой

  (107)

110. Присосы воздуха на тракте котла последняя поверхность нагрева (вход в дымосос) - дымосос Δα_ухд определяются по разности коэффициентов избытка воздуха в дымовых газах в конце этого тракта и начале его.

При измерении температуры уходящих газов за дымососом в графе 110 указываются присосы воздуха в дымососе.

111. Потеря тепла с уходящими газами q₂ (%) определяется по формуле

       (108)

где K, C и в - см. табл. 2; при совместном сжигании нескольких видов (марок) топлива определяются по формуле, аналогичной (102), с подстановкой соответствующих коэффициентов;

t_хв, t_ух - см. пп. 99 и 101;

α_ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах за последней поверхностью нагрева (или перед дымососом), определяемый по формулам (98), (99) или (100), (101);

q₄ - потери тепла от механической неполноты сгорания, %;

K_Q - поправочный коэффициент, учитывающий дополнительно внесенное в топку котла тепло с паром и водой, с подогретыми топливом и воздухом:

                                                        (109)

B, Q_ут, Q_вн - см. пояснения к п. 43;

Δq_2зл - дополнительные потери тепла с физическим теплом уноса, %:

                                                   (110)

A^P, Q^P_н - зольность (%) и теплота сгорания [ккал/кг (кДж/кг)] рабочей массы топлива;

K_пр - см. пояснения к п. 43;

a_ун - см. пояснения к п. 113.

При работе котлов попеременно на различных видах топлива (например, на угле и газе) значения q₂ подсчитываются для каждого вида топлива, а в макете проставляется средневзвешенное по теплу топлива значение. Как средневзвешенное определяется значение q₂ и по группе котлов.

112. Номинальное значение потери тепла с уходящими газами q₂^(н) определяется по формуле (108) с подстановкой в нее номинальных значений α^(н)_ух, t^(н)_ух, q₄^(н) и фактического K_Q.

113. Потери тепла от химической неполноты сгорания топлива q₃ (%) определяются по формуле

                     (111)

где a - коэффициент, значение которого принимается по приложениям 8 и 9 (для большинства топлив он может быть принят равным 1,1);

α - коэффициент избытка воздуха в сечении газохода, в котором определяется содержание продуктов неполного сгорания;

ρ - см. пояснения к п. 104;

Q_{неп.гор} - суммарная теплота сгорания газообразных горючих компонентов, содержащихся в сухих продуктах сгорания (содержание СО, Н₂ и СН₄ подставляется в %):

Q_{неп.гор} = 30,2СО + 25,8Н₂ + 85,50СН₄ (ккал/м³);

Q_{неп.гор} = 126,4СО + 108,0Н₂ + 358,0СН₄ (кДж/м³).

При совместном сжигании двух видов топлива q_{3 см} рассчитывается по формуле (111) с подстановкой ρ_см, определенного по формуле (102), и q_{4 см}.

Потери тепла от механической неполноты сгорания топлива q₄ (%) определяются по формуле

                        (112)

где a_шл, a_ун - доли золы топлива в шлаке и уносе (определяются по результатам испытания котлов, при отсутствии испытаний принимаются обобщенные значения, приведенные в табл. 3);

Г_шл, Г_ун - содержание горючих в шлаке и уносе, %.

A^P - зольность топлива на рабочую массу, %;

q_гор - средняя теплота сгорания 1 кг горючих, содержащихся в шкале и уносе, равная 7800 ккал/мг (32657 кДж/кг);

Q^р_н(ТВ) - низшая теплота сгорания сжигаемого твердого топлива, ккал/кг (кДж/кг);

d^т_тв - доля (по тепловыделению) твердого топлива в общем количестве сожженного котлами (котлом) топлива.

Таблица 3

114. Номинальные значения потерь тепла от химической неполноты сгорания топлива q₃^(н) определяются по энергетическим характеристикам, а потерь тепла от механической неполноты сгорания q₄^(н) рассчитываются по формуле (112) с подстановкой в нее фактических значений A^P, Q^P_(н)тв, K_Q, d^т_тв и принимаемых по энергетическим характеристикам котлов значений Г^(н)_шл, Г^(н)_ун.

115. КПД брутто котлов по обратному балансу, %, определяется по формуле

η_к^бр = 100 - q₂ - q₃ - q₄ - q₅^(н) - q₆^(н)_шл - q₆^(н)_охл - q_пуск.                         (113)

Фактические потери тепла от наружного охлаждения котла q₅ с физическим теплом q_6шл и потери q_6охл, связанные с охлаждением конусов горелок, мазутных форсунок, леток, течек дробеочистки, панелей и балок топки, в эксплуатационных условиях не измеряются. Поэтому при определении фактического КПД брутто котла используются номинальные значения упомянутых потерь.

Потери топлива при пусках котлов, %, определяются по формуле

                                                      (114)

где n_к - количество растопок, включая неплановые;

B^топ_пускi - фактические потери собственно топлива в условном исчислении за период каждого пуска котла, т;

B - расход условного топлива котлом за рассматриваемый период, т.

116. Номинальное значение КПД брутто котла по обратному балансу η_к^бр(н) (%) определяется по формуле

η_к^бр(н) = 100 - q₂^(н) - q₃^(н) - q₄^(н) - q₅^(н) - q₆^(н)_шл - q₆^(н)_охл - q^(н)_пуск - Δη^бр_к(рес).           (115)

Номинальное значение потери тепла с физическим теплом шлака q^(н)_6шл (%) определяется по формуле

                                                  (116)

где (ct)_шл - энтальпия шлака (табл. 4), ккал/кг (кДж/кг).

Если при испытании котла непосредственное измерение температуры шлака t_шл не производилось, то ее ориентировочно можно принимать при сухом шлакоудалении равной 600 °С, а при жидком шлакоудалении - равной температуре начала нормального жидкоплавкого состояния золы t_з, увеличенной на 100 °С.

Таблица 4

Номинальное значение потери тепла при охлаждении конструкций и узлов котла q^(н)_6охл (%) определяется по формуле

                                                 (117)

где Q^(н)_охл - абсолютное значение потери тепла, определяемое расчетом или опытным путем, Гкал (ГДж);

B_нат - расход натурального топлива на котел, т.

Номинальное значение потерь топлива при пусках (%) определяется по формуле

                                   (118)

где n_к^(н) - количество плановых растолок;

B^топ_пускi - потери собственно топлива в условном исчислении за период каждого планового пуска котла (см. приложение 7), т;

q^(н)_j - номинальные значения потерь тепла q₂ ... q₆, %;

Q_ут - см. п. 43;

Q_к^бр - см. п. 89.

Снижение экономичности котла вследствие его старения (Δη^бр_к(рес)) определяется по формуле.

Δη^бр_к(рес) = cτ^к_рес10^-3,                                                   (119)

где c - коэффициент, износа (%/1000 ч), принимаемый равным:

0,0055 - для котлов, работающих на твердом топливе;

0,0035 - для котлов, работающих на высокосернистом мазуте;

0,0015 - для котлов, работающих на малосернистом мазуте или газе;

τ^к_рес - продолжительность работы котла на конец отчетного периода, ч; определяется аналогично продолжительности работы турбоагрегата [см. пояснения к формуле (86)].

117. Расход электроэнергии на тягу и дутье, тыс. кВт · ч, равен

Э_тд = Э_т + Э_д + Э'_д,                                                     (120)

где Э_т - расход электроэнергии на дымососы, тыс. кВт · ч;

Э_д - расход электроэнергии на дутьевые вентиляторы, тыс. кВт · ч;

Э'_д - дополнительный расход электроэнергии на дутье, тыс. кВт · ч.

К дополнительному расходу электроэнергии на дутье относятся:

расходы электроэнергии на дымососы рециркуляции дымовых газов, предназначенные для регулирования температуры перегрева пара, или вентиляторы горячего дутья;

при одновентиляторной схеме пылеприготовления - часть расхода электроэнергии на мельничные вентиляторы, пропорциональная отношению H_д к полному напору вентилятора H_мв, т.е.

Э_мвH_д/H_мв;                                                             (121)

при двухвентиляторной схеме пылеприготовления - расход электроэнергии на вентиляторы первичного воздуха;

при транспорте пыли к горелкам горячим воздухом - расход электроэнергии на вентиляторы горячего дутья;

в схемах с промбункером при остановленной в резерв или для ремонта мельнице - весь расход электроэнергии на мельничный вентилятор.

Величина H_д для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под разрежением, является сопротивлением напорного тракта мельничного вентилятора и определяется по давлению на его стороне нагнетания. Для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под наддувом, H_д представляет собой среднее сопротивление пылепроводов на участке от сепаратора пыли до горелок включительно и определяется по давлению за сепаратором пыли.

118. Номинальный расход электроэнергии на тягу и дутье Э_тд^(н) определяется по энергетической характеристике котла при средней за рассматриваемый период его теплопроизводительности с учетом корректировки на плановые пуски и на фактическое качество сжигаемого топлива.

119. К расходу электроэнергии на пылеприготовление относятся расходы ее на размол топлива Э_р (на привод мельниц и вентиляторы уплотняющего воздуха мельниц) и на пневмотранспорт Э_пт:

Э_пп = Э_р + Э_пт.                                                        (122)

В расход электроэнергии на пневмотранспорт топлива включаются:

при одновентиляторной схеме пылеприготовления - часть расхода электроэнергии на мельничные вентиляторы, равная

                                                       (123)

при двухвентиляторной схеме и транспорте пыли к горелкам горячим воздухом - весь расход электроэнергии на мельничный вентилятор;

в схемах пылеприготовления, где инертные газы используются в качестве сушильного агента - расход электроэнергии на дымосос инертных газов.

120. Номинальный расход электроэнергии на пылеприготовление Э_пп^(н) определяется по энергетическим характеристикам котлов с учетом корректировки на фактическое качество сжигаемого топлива.

121. Перерасход мазута определяется для пылеугольных подгрупп оборудования как разница между его фактическим расходом и расходом, рассчитанным в соответствии с:

Нормами расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20 % на тепловых электростанциях Минэнерго СССР: РД 34.10.501-90 (М.: СПО ОРГРЭС, 1991);

Нормами расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей на электростанциях Минэнерго СССР: РД 34.10.503-89 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1989);

Нормами расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ от 20 до 30 % на тепловых электростанциях Минэнерго СССР: РД 34.10.504-90 (М.: СПО ОРГРЭС, 1991);

Нормами расхода газомазутного топлива при сжигании высокореакционных каменных углей с выходом летучих веществ более 30 % на тепловых электростанциях Минэнерго СССР: РД 34.10.505-90 (М.: СПО ОРГРЭС, 1991).

3.2. Расчет показателей макета 15506-2

Пояснения по расчету большинства показателей макета 15506-2 содержатся в разд. 3.1, относящемуся к макету 15506-1. Пользуясь, табл. 5, разд. 3.1 можно легко найти необходимые пояснения по расчету показателя макета 15506-2.

Ниже приводятся пояснения по определению тех показателей, по которым нет непосредственных аналогов в макете 15506-1.

16. Расход тепла на производство электроэнергии (см. пояснения к п. 87 разд. 3.1).

18 - 20. Расход в условном исчислении (т) твердого топлива на отпуск электроэнергии В_э^тв определяется по формулам:

для подгруппы оборудования, отдающей переток тепла (а также работающей без отдачи или приема перетока тепла),

В_э^тв = В_твВ_э/В;                                                           (124)

для подгруппы оборудования, принимающей переток тепла,

                                       (125)

где B и B_отд - расход топлива в условном исчислении энергетическими котлами рассматриваемой подгруппы оборудования и подгруппы, отдающей переток тепла, т;

B^пр_пер - количество топлива в условном исчислении, эквивалентное принятому перетоку тепла, т;

B_тв и B^тв_отд - расход твердого топлива в условном исчислении энергетическими котлами рассматриваемой подгруппы оборудования и подгруппы, отдающей переток тепла, т.

По аналогичным формулам определяется расход газообразного В_э^г и жидкого В_э^м топлива на отпуск электроэнергии.

25 - 27. Расход в условном исчислении (т) твердого топлива на отпуск тепла B^тв_тэ определяется по формулам:

для подгруппы оборудования, работающей без отдачи или приема перетока тепла;

В_тэ^тв = В_тв - В_э^тв + В^тв_пвк,                                                 (126)

где В^тв_пвк - расход твердого топлива в условном исчислении пиковыми водогрейными котлами, т;

для подгруппы оборудования, отдающей переток тепла,

В_тэ^тв = В_тв - В_пер^отдВ_тв/В - В_э^тв + В^тв_пвк,                                    (127)

где В_пер^отд - количество топлива в условном исчислении, эквивалентное отданному перетоку тепла, т;

для подгруппы оборудования, принимающей переток тепла,

В_тэ^тв = В_тв + В_пер^прВ^тв_отд/В_отд - В_э^тв + В^тв_пвк.                               (128)

Аналогично определяется расход газообразного В^г_тэ и жидкого В^м_тэ топлива на отпуск тепла.

42. Перечень механизмов собственных нужд, относимых к теплофикационной установке, приведен в приложении 6.

48. Общий резерв тепловой экономичности турбоагрегатов (т топлива в условном исчислении) вследствие отклонения фактического удельного расхода тепла на них от номинального значения  определяется по формуле

                                                 (129)

где Q_э - фактический расход тепла на производство электроэнергии, Гкал (ГДж) (см. пояснения к п. 87 разд. 3.1);

q_т^(н) - номинальный удельный расход тепла турбоагрегатами на производство электроэнергии, ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)] (см. пояснения к п. 88 разд. 3.1);

Э - выработка электроэнергии, тыс. кВт · ч.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

60, 65. Общий резерв тепловой экономичности котлов (т топлива в условном исчислении) вследствие отклонения фактического КПД брутто по обратному балансу от номинального значения рассчитывается по формуле

                                                    (130)

где В - расход топлива в условном исчислении на энергетические котлы, т;

η_к^бр и η_к^бр(н) - фактическое и номинальное значения КПД брутто котлов по обратному балансу, % (см. пояснения к п. 115 и 116 разд. 3.1).

По аналогичной формуле определяется резерв тепловой экономичности котлов вследствие отклонения фактических потерь тепла от химической и механической неполноты сгорания (q₃ + q₄) от их номинальных значений (q₃ + q₄)^(н):

                                         (131)

Пояснения по расчету потерь тепла котлами от химической и механической неполноты сгорания топлива приведены в п. 113 и 114 разд. 3.1.

58, 59; 66 - 69. Резерв экономии топлива ΔB_i (т топлива в условном исчислении) вследствие отклонения фактического расхода электроэнергии по каждой из статей собственных нужд Э_i^сн от его номинального значения Э_i^сн(н) рассчитывается по формуле

ΔB_i = (Э_i^сн - Э_i^сн(н))в_э10^-3,                                                  (132)

где в_э - расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г/(кВт · ч).

Пояснения по определению фактических и номинальных значений расходов электроэнергии приведены в следующих пунктах разд. 3.1:

Э_т^сн и Э_т^сн(н)        - 35 и 36;

Э_цн и Э_цн^(н)            - 37 и 38;

Э_к^сн и Э_к^сн(н)          - 39 и 40;

Э_пн и Э_пн^(н)            - 41 и 42;

Э_тд и Э_тд^(н)          - 117 и 118;

Э_пп и Э_пп^(н)           - 119 и 120.

70. Резерв экономии топлива в условном исчислении (т) вследствие отклонения расхода тепла на собственные нужды котлов от его номинального значения рассчитывается по формуле

                                                 (133)

где ξ_к^сн - средневзвешенное значение коэффициента ценности тепла пара, израсходованного на собственные нужды котлов;

Q_к^сн, Q_к^сн(н) - фактический и номинальный расход тепла на собственные нужды котлов, Гкал (см. пояснения к п. 12 и 13 разд. 3.1);

Q_к^бр - выработка тепла брутто котлами, Гкал (см. пояснения к п. 89 разд. 3.1).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.3. Расчет показателей макета 15506-3

Количество тепла, отпущенного районной котельной внешним потребителям, должно рассчитываться в соответствии с «Правилами учета отпуска тепловой энергии: ПР 34-70-010-85» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986).

Количество израсходованного районной котельной топлива должно определяться в соответствии с «Методическими указаниями по организации учета топлива на тепловых электростанциях: РД 34.09.105-96» (М.: СПО ОРГРЭС, 1997).

Пояснения по определению отпуска тепла и количества израсходованного топлива приведены в пп. 6 - 9, 19 - 24, 92 - 95 разд. 3.1.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.4. Расчет показателей макета 15505

Состав показателей макета 15505 полностью соответствует составу показателей макета 15506-2 (см. приложение 2).

Формирование «Отчета акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования» по макету 15505 предусматривается с помощью средств вычислительной техники на основе отчетов по макетам 15506-1, 15506-2 и 15506-3 всех входящих в него электростанций и районных котельных.

Показатели, имеющие в макете 15505 номера 1 - 3, 6 - 20, 24 - 28, 32 - 45 и 48 - 70, в целом по АО-энерго определяются как суммы соответствующих показателей всех входящих в него подразделений.

Показатели, имеющие номера 4, 5, 21 и 29 определяются по формулам, аналогичным (7), (8 - 10), (28 и 29).

Номинальные и нормативные значения удельных расходов топлива на электроэнергию (показатели 22 и 23) и тепло (показатели 30 и 31) определяются как средневзвешенные по отпуску электроэнергии и тепла значения соответствующих показателей всех входящих в АО-энерго подразделений.

Таблица 5

(Измененная редакция, Изм. № 1).