Для определения
расхода условного топлива и КПД станции
необходимо рассчитать:
-
Удельный расход
условного топлива в целом по ТЭЦ; -
Удельный расход
условного топлива и КПД станции по
отпуску электрической и тепловой
энергии; -
Годовой расход
на отпуск электрической и тепловой
энергии.
Удельный расход
топлива
,
г.у.т./(кВтч)
на отпуск электрической энергии в целом
по ТЭЦ сотавляет:
где bотп.i
– удельный расход условного топлива
по отпуску электрической энергии каждого
типа агрегата; К – поправка на КПД,
которая зависит от вида топлива (для
каменного угля К = 1).
Коэффициент
полезного действия ТЭЦ по отпуску
электроэнергии
Удельный расход
условного топлива по отпуску тепловой
энергии в целом по ТЭЦ составляет
кг.у.т/ГДж
(меньшее значение — для газа, мазута,
большее значение – для бурого угля ).
Годовой расход
условного топлива на производство
электрической и тепловой энергии bу,
т.у.т./г, определяется по нормативной
величине удельного расхода условного
топлива и рассчитывается по формуле:
На отпуск
электрической энергии
На отпуск тепловой
энергии
Годовой расход
условного топлива в целом по ТЭЦ
составляет:
=329250,05
Расчет 5. “Определение эксплуатационных расходов и издержек тэц”
Проектные расчеты
себестоимости электрической и тепловой
энергии на ТЭЦ в период нормальной
эксплуатации производится по следующим
статьям:
-
Топливо на
технологические цели; -
Вода на технологические
цели; -
Основная зарплата
производственных рабочих; -
Отчисления на
социальное страхование с заработной
платы производственных рабочих; -
Расходы по
содержанию и эксплуатации оборудования -
Цеховые расходы;
-
Общественные
расходы;
При определении
этих статей затрат имеем в виду, что на
ТЭЦ они сначала определяются в целом
по станции, а затем при расчете
себестоимости электрической и тепловой
энергии распределяются между цехами
станции.
Сначала рассчитаем
затраты на топливо, расходуемое на
технологические цели. По этой статье
учитываем топливо, которое расходуется
непосредственно на производство
электрической энергии и теплоты. Топливо
оцениваем по цене франко-станция
назначения, т.е. с учетом транспортных
затрат.
Затраты на топливо
сжигаемое на ТЭЦ в течение года Ит,
тыс.руб./г. составляют:
=1956*277896,5=543565,554
тыс.руб./г.
где Цтр
— стоимость
перевозки одной тонны натурального
топлива при транспортировке его по
железнодорожным путям широкой колеи,
принимается по прейскуранту 10-01 в
зависимости от расстояния, на которое
транспортируется топливо, руб./т.н.т.
(см.табл. 11П3); Цпр
— прейскурантная
цена топлива, прейскурант 03-01 на уголь
руб./т.н.т. (см.табл. 5П3).
Годовой расход
натурального топлива Вн,
т.н.т/г., на энергетические котлы
рассчитываем по формуле:
т.н.т/г
где Ву
— годовой
расход условного топлива в целом по ТЭЦ
т.у.т/г, 29330– удельная теплота сгорания
условного топлива, КДж/кг;
—
удельная теплота сгорания натурального
топлива, КДж/кг;
—
потери топлива в пути до станции
назначения в пределах норм естественной
убыли, %. Значение для каменного угля
кДж/кг
После расчета
затрат на топливо рассчитываем затраты
на воду. В эту статью включаются затраты
на воду, расходуемую на котлы,
гидрозолоудаление, на систему
циркуляционного водоснабжения, на
пополнение системы теплофикации и
отпуска горячей воды, на охлаждение
генераторов, трансформаторов. Здесь же
учитываем все затраты по химводоочистке,
кроме амортизации, заработной платы с
начислениями, стоимости химических
реактивов и др. В этой статье затрат
также учитываем плату в бюджет за воду
Пл,
тыс.руб./г, потребляемую из водохозяйственных
систем на технические цели, охлаждение
пара в конденсаторах турбин. Затраты
на воду Ив,
тыс.руб./г рассчитываем по формуле:
где Вн
— расход
натурального топлива на энергетические
котлы тыс.руб./г;
—
номинальная производительность всех
установленных энергетических котлов,
т/ч;Nу
– установленная
мощность станции, МВт; Пл
– годовая плата в бюджет за воду в
зависимости от типа турбин и систем
технического водоснабжения в расчете
на одну турбину тыс.руб./г. (см.табл.
13П3); nт
– количество установленных однотипных
турбин;
— соответственно коэффициенты, учитывающие
затраты в рублях на 1000 тонн топлива, на
одну тонну пара суммарной производительности
всех котлов и на 1 кВт установленной
мощности.
Значение
для твердого топлива принимаем
руб.
на 1000т.н.т.
принимаем равным 50 – 60 руб. на 1 тонну
суммарной производительности всех
котлов.
принимаем равным 1 — 5 руб. на 1 МВт
установленной мощности.
Произведем расчет
затрат на основную заработную плату
производственных рабочих. По данной
статье планируется и учитывается
основная заработная плата производственных
рабочих, непосредственно участвующих
в технологическом процессе производства
энергии. К основной зарплате относятся
выплаты связанные с отработанным
временем, тарифные ставки и должностные
оклады, премии рабочим за ФЗП, доплата
за работу в праздничные дни и ночное
время, районные коэффициенты к зарплате
и д.р.
Затраты на основную
заработную плату Иозп
, тыс.руб./г составляют:
=0,65*0,87*120*204000*1=13843440
тыс.руб./г
где
— удельная численность эксплутационного
персонала чел./МВт
— доля производственных рабочих в общей
численности эксплуатационного персонала
принимаем равной 0.65 – 0.75;Nу
– установленная мощность станции, МВт;
ЗПср
– средняя заработная плата одного
производственного рабочего в год; Кр.зп
– районный коэффициент оплаты труда
(см.табл. 12П3),
.
Рассчитываем
затраты на дополнительную заработную
плату производственных рабочих.
Дополнительная
зарплата Идзп
тыс.руб./г. включает в себя очередных,
дополнительных и ученических отпусков
и д.р. Затраты на по данной статье расходов
учитываются в размере 7-10% от основной
заработной платы и составляют:
=0,07*13843,4=969,03
тыс.руб./г
Рассчитываем
отчисления на социальное страхование
с заработной платы производственных
рабочих. Отчисления на социальное
страхование Исс
тыс.руб./г составляют:
=0,26(13843,4+969,03)=3851,23тыс.руб./г
Отчисления
на страхование используются для оплаты
больничных листов, путевок в дома отдыха
и санатории за счет госстраха, выплаты
по инвалидности и старости и д.р.
Рассчитаем расходы
по содержанию и эксплуатации оборудования.
По этой статье рассчитываем затраты
Иэкс
тыс.руб./г по содержанию оборудования,
стоимость смазочных, обтирочных
материалов, амортизация силовых и
рабочих машин, передаточных устройств,
инструмента и внутрицехового транспорта,
текущий ремонт производственного
оборудования, Эти затраты составляют:
=1,15*1811,88=2083,66тыс.руб./г
тыс.руб./г
=0,6*43140=25884
где
—
коэффициент, учитывающий затраты на
текущий ремонт и обслуживание оборудования
принимаем равным 1.15-1.35;
—
амортизационные отчисления по
производственному оборудованию;
— норма амортизационных отчислений
принимаем равной 7-8%;
— стоимость оборудования; К –
капиталовложения в ТЭЦ.
Определяем цеховые
расходы Ицех
тыс.руб./г. К этой статье относятся
затраты по текущему ремонту зданий и
инвентаря общецехового назначения,
расходы по охране труда. Цеховые расходы
составляют:
=0,08*2083,66=166,69
тыс.руб./г
Значение
зависит от многих факторов, основным
из которых является установленная
мощность станцииNу.
Значение
определяется в зависимости от мощности
ТЭЦ. ПриNу
> 100 МВт
Далее определяем
общестанционные расходы Иос
тыс.руб./г . По этой статье учитываются
следующие расходы по управлению
энергопредприятием: административно
– управленческие расходы (зарплата,
командировочные и канцелярские расходы);
общепроизводственные расходы (содержание,
амортизация, текущий ремонт общестанционных
средств, рационализация и охрана труда
общестанционного значения); отчисления
на целевые расходы (техническая
пропаганда), отчисления на содержание
выше стоящих инстанций. Эти затраты
составляют:
=300*16*1+0,6*(2083,66+16,69)
=6150,21тыс.руб./г
где
— численность административно –
управленческого персонала АУП укрупнено
можно принять в размере 6-7% от численности
промышленно – производственного
персонала; ЗПср
– средне годовой заработок одного
работника административно – управленческого
персонала.
Численность
промышленно – производственного
персонала составляет:
Значения
зависит от многих факторов, основным
из которых является установленная
мощность станции. ДляNу
> 100 МВт
принимается равной 0.6.
Теперь произведем
расчет общих издержек производства на
ТЭЦ И тыс.руб./г. В общие издержки
производства на ТЭЦ включаются все
ранее рассчитанные затраты и они
составляют:
=543565,554+388+
+13843,440+969,03+3851,23+2083,66+166,69+6150,21=571017,81тыс.руб./г
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
Аннотация
Разработан термодинамический метод расчета удельных расходов топлива на вырабатываемую электроэнергию и отпускаемую ТЭЦ теплоту, базирующийся на следствиях, вытекающих из первого и второго закона термодинамики. Предлагаемый метод не содержит никаких эмпирических коэффициентов.
Abstract
Author has developed a thermodynamic method for calculating fuel consumption for electricity generated by central heat and power plant and releases heat, which is based on the consequences of the first and the second law of thermodynamics. The proposed method does not contain any empirical coefficients.
Библиографическая ссылка на статью:
Зайцев Е.Д. Метод расчета удельных расходов топлива на различные виды энергии, отпускаемой ТЭЦ // Современные научные исследования и инновации. 2012. № 9 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2012/09/16911 (дата обращения: 10.05.2023).
Научное определение показателей эффективности работы установок для совместного производства электроэнергии и теплоты остается нерешенной задачей до настоящего времени, что затрудняет технико-экономический анализ действующего и проектируемого оборудования. Решение этой задачи актуально для перспективного планирования энергетической стратегии страны, а также для расчета себестоимости производства электроэнергии и теплоты. Показатели эффективности важны для проектирования новых перспективных когенерационных установок, позволяющих так же, как и ТЭЦ, получать наряду с теплотой электроэнергию и таким образом полнее использовать работоспособность (эксергию) рабочего тела.
Коэффициенты эффективности работы ТЭЦ, используемые в настоящее время (термический КПД, КПД по производству электроэнергии, коэффициент использования теплоты топлива, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и др.), представляют собой отношение качественно неоднородных величин (работы и теплоты) [1,3,6,7], поэтому не имеют физического обоснования.
В литературе имеются два противоположных направления объяснения физической сущности экономии топлива при теплофикации и множество методик расчета удельных расходов топлива на различные виды энергии, отпускаемой от ТЭЦ, разработанных на их основе. Первое из этих направлений, опирающееся на первое начало термодинамики, объясняет положительный эффект от теплофикации отсутствием или снижением количества теплоты, передаваемой конденсатору [1,2]. Второе направление, базирующееся на расчете эксергии, относит потери преимущественно к топке [4,6,7]. Оба научных подхода к определению коэффициентов эффективности работы ТЭЦ несовершенны. Поэтому разработаны преимущественно с привлечением эмпирических данных методики расчета удельных расходов топлива на различные виды отпускаемой энергии, однако они также не удовлетворяют потребности практики и требуют пересмотра.
Остановимся кратко на характеристике основных методик расчета дифференцированных удельных расходов топлива на ТЭЦ.
Балансовый или физический метод был официальным в энергетике СССР и до 1996 года в России. Расход топлива на производство теплоты, отпускаемой тепловому потребителю, определяется как [1]
где 
– теплота, отпускаемая из отборов турбины, конденсатора, или острым паром для нужд теплового потребителя.
Расход топлива на производство электроэнергии 
где Qэ – расход теплоты на производство электроэнергии, равный разности между теплотой, поданной в турбину Q0,
и суммарной теплотой, отпускаемой тепловым потребителям ∑Qтi;
– низшая рабочая теплота сгорания топлива, КПД котельного агрегата.
Qэ = Q0 – ∑Qтi.
Удельный расход топлива на единицу отпущенной электроэнергии вэ и теплоты втi
определяется соответственно как вэ = Вэ/Nот и втi = В тi/∑Qтi ηтi,
где Nот – отпущенная потребителям электроэнергия; ηтi – КПД, учитывающий потери теплоты при передаче теплоты от одного теплоносителя к другому в сетевых подогревателях, бойлерах и т.д.
Несмотря на недостатки балансового метода (вся экономия топлива от теплофикации относится на электроэнергию, не учитывается потенциал пара, отбираемого для нужд тепловых потребителей, и т.д.), этот метод, базирующийся на первом начале термодинамики, может рассматриваться как предельный случай экономии топлива при производстве электроэнергии.
Попытки найти обобщённый критерий для различных форм энергии привела к использованию эксергии при расчете дифференцированных расходов топлива [4]. Эксергетический КПД ТЭЦ предлагается определить по зависимости
,
откуда находят общий расход условного топлива на выработку эксергии
,
где Евых, Евх, ЕQ – соответственно эксергия на выходе и входе в турбоустановку и эксергия теплоты, Nэ— электрическая мощность турбины.
Удельный расход топлива на выработку единицы эксергии —
ве = Ве/(Nэ +EQ).
Общий расход топлива на вырабатываемую электроэнергию и теплоту:
Вэ = ве Nэ,
Вт = ве EQ.
Удельные расходы топлива на вырабатываемую электроэнергию и теплоту:
веэ = Вэ/Nэ = ве;
вет = Вт/∑Q тi = ве. ЕQ/∑Q тi.
С помощью эксергии можно рассчитать потери в отдельных элементах ПТУ, однако применение этого метода к топке не обосновано физически и логически. Приравнивание в этом методе эксергии рабочего тела в топке теплоте сгорания топлива и одновременно электроэнергии, вырабатываемой ТЭЦ, не доказано. Кроме того, при расчете тепловых потерь с уходящими газами и вследствие необратимости теплообмена между газами и водяным паром не учитывают зависимость эксергии от свойств рабочих тел. Без решения вопроса об эксергии топки применение этого метода является преждевременным, поэтому он не нашел широкого применения на практике. В методе эксергии вся экономия топлива от теплофикации относится к производству теплоты.
Метод пропорционального распределения экономии топлива, разработанный ОАО «Фирма ОРГРЭС», утвержден Минтопэнеро РФ в качестве официального при составлении отчетности по тепловой экономичности работы оборудования ТЭС [5]. Расход топлива на отпущенную электроэнергию теплофикационным блоком по этой методике определяется как
Вэ = Кэ.В.(Nот/(N-Nэ сн)).
В – расход топлива энергетическим котлом; N, Nот , Nэ сн – расходы электроэнергии выработанной, отпущенной и затраченной на собственные нужды для производства электроэнергии;
Кэ – коэффициент, учитывающий распределение затрат топлива между электроэнергией и теплотой, отпущенной тепловому потребителю, при их раздельном производстве, определяемый по формуле
Кэ = (Qэ + Qт сн + ΔQэ)/ (Qэ + Qт сн + ΔQэ +∑Qтi).
Здесь Qт сн – расход теплоты на собственные нужды турбоагрегата;
ΔQэ — дополнительный расход теплоты на производство электроэнергии за счет отборов с учётом энергетической ценности пара:
ΔQэ = ∑Qтi(1-ξi),
где ξi – коэффициент ценности потоков пара, который определяется как
ξi = [(hi – hk)/(ho –hk)].[1+k(ho – hi)/(ho –hk)], ho, hi, hk – энтальпии острого пара, пара в месте отбора и в конденсаторе.
При наличии промперегрева учитывают прирост энтальпии в промежуточном пароперегревателе hпп.
Эмпирический коэффициент k, учитывающий регенеративный подогрев питательной воды, имеет значения 0,25; 0,30; 0,40; 0,42 для турбин, имеющих давление свежего пара соответственно 35, 90, 130, 240 кгс/см2, т.е. жестко закреплен для каждого вида турбин и при отклонении режимов работы турбин его необходимо пересчитывать.
Расход топлива на производство теплоты – Вт = В – Вэ, удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию и теплоту определяют как
вэ = Вэ/Nот; вт = Вт/ ∑Qтi ηтi.
Чтобы определить расходы топлива по каждому виду регулируемого отбора, вначале определяется средний удельный расход топлива на отпущенную теплоту в раздельном производстве
вт р = вт. Кот р(к).
Здесь Кот р(к)
– коэффициент, характеризующий отношение полного расхода топлива при раздельном производстве к расходу топлива при комбинированном
Кот р(к)= (Qэ + Qт сн + ΔQэ +∑Qтi)/ (Qэ + Qт сн + ∑Qтi).
После этого рассчитывают снижение удельного расхода топлива на отпущенную теплоту за счёт теплофикации
Δвт = вт р – вт.
Затем определяют средний коэффициент ценности пара, идущего на теплофикацию
ξср = ∑(Qтi. ξi)/ ∑Qтi.
Тогда для каждого регулируемого отбора теплоты уменьшение удельного расхода топлива по сравнению с раздельным производством равно
Δвт i = Δвт . (1- ξi)/(1- ξср),
а действительное значение удельного расхода топлива для каждого потока теплоты будет
вт i = Δвт р – Δвт i.
Недостатки этого метода заключаются в наличии эмпирических коэффициентов, затрудняющих анализ и прогнозирование работы ТЭЦ, тепловые потенциалы отпускаемой потребителю теплоты учитываются частично, отсутствует эквивалентное сопоставление электрической энергии и теплоты.
Метод расчета удельных показателей по недовыработанной электроэнергии заключается в определении недовыработки в результате отвода пара на теплоснабжение или другие цели через отборы или противодавление турбоагрегатов. В этом методе учитывается неэквивалентность продуктов ТЭЦ – электроэнергии и теплоты, путем приведения их к единой форме энергии – электрической.
Для осуществления этого метода на типовой диаграмме режимов или нормативной энергетической характеристики турбоагрегата ПТ находят электрическую выработку Nпт. Затем закрывают регулируемые отборы пара и турбоагрегат переводят в конденсационный режим при сохранении постоянным расхода топлива на котле и расхода пара в голове турбины и по той же диаграмме режимов определяют выработку электроэнергии -Nк. Разность (Nк – Nпт) – это выработка электроэнергии потоками пара, отбираемого на технологические нужды и отопление, если эти потоки пара вместо потребителя будут направлены в проточную часть турбоагрегата. Далее при том же расходе пара в голову турбины закрывают технологический отбор, оставляя как в исходном режиме отбор на отопление, и получают по диаграмме режимов электрическую выработку для данного режима – Nп. При устранении отбора на отопление, при сохранении неизменным отбора на технологические нужды по той же диаграмме режимов имеем – Nт. Тогда разность (Nк — Nп) – выработка электроэнергии, которая могла бы быть совершена паром отопительных отборов, а (Nк — Nт) – выработка электроэнергии паром технологического отбора.
Затраты топлива на отпущенную электроэнергию – Вэ = В(Nпт – Nпт сн)/Nк.
Затраты топлива на отпущенную турбиной теплоту — Вт = В – Вэ.
Затраты топлива на теплоту технологического и отопительного отборов определяются из соотношения
Вт п /Вт то = (Nк— Nт)/ (Nк-NЭп),
при условии, что Вт п + Вт то =Вт.
Удельные расходы топлива рассчитываются обычным образом.
Сложность применения данного способа состоит в необходимости введения эмпирических поправок при отклонении режима работы турбины от параметров, при которых рассчитывалась диаграмма режимов, что снижает точность этого метода и требует дополнительной работы.
К данному методу примыкает балансовый конденсационный метод расчета расхода топлива на электроэнергию и теплоту [7], в котором сводят теплоту, отпущенную потребителям, к электрической энергии, кроме того не учитывают температурный потенциал этой теплоты.
В методе расчета, учитывающем тепловую ценность отборного пара, его теплота приводится к тепловому потенциалу пара на выходе из котла [6]. Это делается с помощью коэффициентов ценности пара, введенных ОАО «Фирма ОРГРЭС». Расход топлива на отпущенную электроэнергию определяют по зависимости
Вэ = Кэ.В.(Nот/(N-Nэ сн),
где коэффициент пропорциональности Кэ рассчитывают по формуле
Кэ = (Qo – Qт сн – ∑Qтi . ξi)/ (Qо – Qт сн),
или аналогичной формуле, более удобной для составления отчетности электростанций, предложенной ОАО «Фирма ОРГРЭС»,
Кэ = (Qэ + Qт сн + ΔQэ)/ (Qэ + Qт сн + ∑Qтi).
Расход топлива на отпуск теплоты определят как Вт = В – Вэ.
Удельный расход на отпущенную теплоту из отборов турбины находят по зависимости
вт = Вт/ Qт, где Qт = ∑Qтiηтi,
а удельные расходы топлива – отдельно по каждому отбору как втi = вт р . ξi,
здесь вт р – удельный расход топлива на отпущенную теплоту по раздельному циклу, который определяется по формуле вт р = Вт р/Qт;
Вт р — затраты топлива на производство отпущенной теплоты по раздельному циклу равны Вт р = Qт/ Qнр ηка.
Основная неточность этого метода связана с определением коэффициента ценности теплоты отборного пара.
Таким образом, на практике не используют единую меру качества вырабатываемых ТЭЦ продуктов – электроэнергии и отпускаемой потребителям теплоты, что не дает возможность точно определить дифференцированные расходы на них топлива.
Цель работы – разработка термодинамического метода расчета, позволяющего получить на основе единого эквивалента дифференцированные удельные расходы топлива на производство электроэнергии и теплоты с учетом её потенциала.
Термический коэффициент полезного действия цикла равен ηцt =l/q1, где l= q1 — q2 — соответственно удельная работа и теплота, подведенная и отведённая в цикле.
Недостаток термического коэффициента полезного действия различных циклов, рассчитываемого по уравнению теплового баланса, состоит в том, что он представляет собой отношение двух различных (неравноценных) величин работы и теплоты.
Для прямого обратимого цикла Карно термический коэффициент полезного действия
зависит от отношения одинаковых по физическому смыслу величин – температуры холодного Т2 и горячего Т1 источника. Таким образом, абсолютная температура для этого цикла является величиной, характеризующей как работу, так и теплоту.
Для прямого обратимого цикла Карно можно записать
а в общем виде, пригодном для расчёта циклов с непостоянным расходом и температурой рабочего тела в различных элементах отвода теплоты из цикла, или при рассмотрении отдельных потоков пара на различные элементы отвода теплоты из цикла
где Nк, Q1, Q2 – мощность, тепловая мощность подведённой и отведённой теплоты в цикле, Мτ – массовый расход рабочего тела, Тi Мτi – представляет собой величину, пропорциональную тепловой мощности с учетом температуры и расхода теплоносителя, а 
– величина, пропорциональная мощности цикла. Таким образом, и в этом случае термический коэффициент полезного действия прямого обратимого цикла Карно зависит от отношения одинаковых по смыслу физических величин Тi Мτi.
Термические коэффициенты полезного действия цикла Ренкина и цикла ПТУ, имеющего вторичный перегрев пара и регенеративный подогрев питательной воды, рассчитанные с использованием средне интегральных температур горячего и холодного источника и по общепринятой в термодинамике методике [3], отличаются на несколько десятых долей процента.
В предлагаемом нами методе реальный цикл ТЭЦ трансформируют в один или несколько обратимых циклов Карно, в которых теплота отводится в конденсаторе, регулируемых и нерегулируемых отборах. Баланс теплоты для каждого цикла Карно делят на соответствующее ему изменение удельной энтропии и получают уравнения вида (ТNiсрМτi)К=(Т1iср Мτi)К – (Т 2iсрМτi)К в которых учтены величины пропорциональные теплоте, затраченной на получение работы, подведённой и отведённой теплоте, температуры подвода и отвода теплоты, расход пара в этом цикле. Уменьшение температуры пара нижнего источника, а значит увеличение доли теплоты, пошедшее на работу (электроэнергию) в действительном цикле, по сравнению с обратимым циклом Карно учитывают делением Q2 на изменение удельной энтропии в действительном цикле. В результате имеют для i цикла
исходное уравнение, в котором учтены внутренние потери (ТNiсрМτi)д=(Т1iср Мτi) – (Т 2iсрМτi)д. На основе этого уравнения определяют расходы (удельные расходы) топлива на электроэнергию, подведённую и отведённую теплоту в i цикле. Суммирование последних уравнений для рассматриваемого цикла ТЭЦ с учётом того, что теплоту, подведенную в частных циклах, построенных на конденсаторе и нерегулируемых отборах, относят только на производство электроэнергии, даёт уравнение для определения дифференцированных удельных расходов топлива для ТЭЦ (ТNiсрМτNср)цд=(Т1ср Мτ0) – ∑ (Т 2iсрМτi)д. Последнее уравнение не содержит эмпирических коэффициентов, а метод расчёта удельных расходов топлива на ТЭЦ является не намного сложнее балансового метода. Распределение экономии топлива, получаемой на ТЭЦ, между электроэнергией и отпускаемой теплотой вытекает из аналитического решения поставленной задачи.
Проиллюстрируем предлагаемый нами метод примерами.
Вначале определим дифференцированные удельные расходы топлива на ТЭЦ с противодавлением электрической мощностью, Nэ =100 МВт и теплотой, переданной потребителю, Qт= 578 МВт, схема и цикл которой представлены на (Рис.1), и сравним полученные результаты с расчетами [7].
а) б)
Рис. 1. Схема (а) и цикл в T-s диаграмме (б) ТЭЦ с противодавлением
Параметры рабочего тела определены по [8], [3] с использованием внутренних относительных КПД турбины ηтoi
=0,85 и насоса ηнoi
=0,9. По известным параметрам рабочего тела простейшей ПТУ с противодавлением в характерных точках, приведенных в таблице 1, найдем необходимые для расчета данные:
Таблица 1
Параметры рабочего тела ПТУ с противодавлением
|
Параметры рабочего тела |
Номера точек на Т,s – диаграмме (см. Рис.1) |
||||||
|
1‘ |
1 |
2 |
2Д |
3 |
4 |
4Д |
|
|
р, Мпа |
12,0 |
11,0 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
12,0 |
12,0 |
|
Т, К |
823,15 |
813,15 |
515,08 |
551,18 |
373,15 |
373,88 |
374,18 |
|
t, oC |
550 |
540 |
241,93 |
278,03 |
100 |
100,73 |
101,03 |
|
h, кДж/кг |
3481,7 |
3466,4 |
2904,6 |
2988,9 |
420,1 |
431,2 |
432,4 |
|
s,кДж/(кгК) |
6,6553 |
6,6738 |
6,6738 |
6,8320 |
1,3059 |
1,3059 |
1,3092 |
Секундный расход пара 
Общий часовой расход пара Мτ0 = 3600.
D =810000 (кг/час) = 810 (т/час).
Общий расход топлива
,
где 
— низшая рабочая теплота сгорания и КПД котла.
Средняя температура подвода теплоты к рабочему телу в цикле ПТУ и конгруэнтном ему обратимом цикле Карно
После деления уравнения теплового баланса турбоустановки Qэ =Q0— Qт на одинаковое изменение удельной энтропии верхнего и нижнего источника теплоты конгруэнтного цикла Карно, соответствующего рассматриваемому циклу ПТУ, Qэ/(s2— s4д) = Q0/(s2— s4д) – Qт/(s2— s4д) (1)
получим
(ТNсрМτ0)К = (Т1ср Мτ0)К – (ТТсрМτ0)К. (2)
Здесь (Т1срМτ0)К
– величина, пропорциональная тепловой мощности, подведённой от верхнего источника;
(ТТсрМτ0)К – величина, пропорциональная тепловой мощности, переданной нижнему источнику;
(ТNсрМτ0)К – представляет собой величину, пропорциональную мощности цикла.
Можно рассчитать Т1ср Мτ0 как произведение известной средней температуры подведённой теплоты на постоянный расход рабочего тела:
(Т1ср Мτ0)К =565,6.810= 458136 (К.т/час).
(ТТсрМτ0)К = Qт/(s1 — s4д) = 578 . 3,6. 103/(6,6738 – 1,3092) =387876 (К.т/час).
Тогда из уравнения (2) имеем
(ТNсрМτ0)К=(Т1ср Мτ0)К – (ТТсрМτ0)К =458136 – 387876= 70260 (К.т/час).
Для учёта уменьшения температуры отводимого пара в действительном цикле, по сравнению с обратимым циклом Карно, разделим Qт на изменение удельной энтропии в действительном цикле (s2д – s3), получим
[ТТсрМτ0]д =Qт/[(s2д— s3)] = 578 . 3,6. 103/(6,8320 – 1,3059)=376540 (К.т/час).
Тогда величина пропорциональная мощности цикла в действительном цикле, равна
[ТNсрМτ0]д = Т1ср Мτ0 – [ТТсрМτ0]д= 458136 – 376540 = 81596 (К.т/час).
Определим удельный расход топлива на единицу Т1ср Мτ0
в = В/ Т1срМτ0 = 91144/458136=0,199(кг усл. топл./час)/ (К.т/час).
Расход топлива на выработку электроэнергии равен
Вэ = в. (ТNсрМτ0)д = 0,199. 81596 =16237 (кг усл. топл./час).
Расход топлива на выработку теплоты равен
ВТ = в. (ТТсрМτ0)д =0,199.376540 =74931 (кг усл. топл/час).
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии равен
вэ = Вэ/ Nэ.3,6. 106 = 16237/360.106 = 45 (кг/ ГДж ) = 0,162 (кг/кВт.час.)
Удельный расход топлива на выработку теплоты равен
вт = Вт/Nт.3,6. 106 = 74931/2080,8 = 36 (кг/ГДж) = 0,13 (кг/кВт.час.)
Сравнение полученных энергетических показателей ПТУ с
противодавлением с данными работы [7] представлено в таблице 2.
Подобный подход можно использовать для определения расхода топлива на производство электроэнергии и отпуск теплоты любой теплофикационной турбоустановкой. В качестве примера работоспособности термодинамического метода проведем расчет затрат топлива на производство электроэнергии и теплоты для блока с турбиной ПТ 136/165 – 130 (Рис. 2) и сравним полученные результаты с известными литературными данными [6], полученными другими, наиболее распространенными методиками. Исходные данные для расчета приведены в таблице 3.
Таблица 2
Энергетические показатели ПТУ, рассчитанные различными методами
|
Метод |
Nэ,МВт |
Nт,МВт |
вэ,кг/(кВт.час) |
вт.,кг/ГДж |
|
Балансовый (физический) |
100 |
578 |
0,144 |
37,22 |
|
Балансовый конденсационный |
100 |
578 |
0,376 |
26,39 |
|
Эксергетический |
100 |
578 |
0,289 |
29,98 |
|
Термодинамический |
100 |
578 |
0.162 |
36 |
Рис. 2. Расчётная тепловая схема блока с турбиной ПТ 136/165 – 130
Исходные данные для расчета:
Тепловая нагрузка регулируемых отборов – Qто=335 ГДж/час, в том числе верхнего – Qтв =125,7 ГДж/час, нижнего – Qтн =209,3 ГДж/час.
Выработано электроэнергии Nэ = 80 МВт.час, отпущено электроэнергии
Nот= 77 МВт.час.
Таблица 3
Продолжение исходных данных для расчета
| Рабочеетело | Мτ,т/час | Р,кгс/кг | h,кДЖ/кг | hsв,кДж/кг | hв, кдж/кг | t, 0C | s,кДж/кг | х |
| Пар | ||||||||
| Острыйпар | 512 | 130 | 3484 | — | — | — | — | — |
| П-отбора | 200 | 15 | 3015 | — | — | 300 | 6,89 | — |
| Т-отбораверхнего | 57,7 | 1,2 | 2613 | 435 | — | 104 | 7,12 | 0,97 |
| Т-отборанижнего | 96,2 | 0,69 | 2546 | 373 | 89 | 7,16 | 0,95 | |
| Конденсатор | 50 | 0,064 | 2387 | 155 | 37 | 0,93 | ||
| Конденсатпара | ||||||||
| П-отбора | 200 | — | — | — | 419 | 100 | 1,30 | — |
| Т-отбораверхнего | 57,7 | 435 | 104 | 1,36 | — | |||
| Т-отборанижнего | 96,2 | 373 | 89 | 1,18 | — | |||
| Питательнаявода | 512 | — | — | — | 959 | 229 | — | — |
| Сетевая вода | 1618 | |||||||
| прямаяпосле ПВК | 1618 | — | — | — | 544 | 130 | — | — |
| прямаяпосле ПСГ-2 | 1618 | 427 | 102 | — | — | |||
| прямаяпосле ПСГ-1 | 1618 | — | — | — | 350 | 83,5 | — | — |
| Обратная | 1618 | — | — | — | 222 | 53 | — | — |
Расчет тепловой схемы по энергетической характеристике ТХ – 34-70-004-83 [6]:
Отпущенная теплота внешнему потребителю от П-отбора
Qп от =Qп =Мτп(hп –hв) =200. 103 (3015- 419) = 519,2.106 (кДж/час).
Тепловая нагрузка технологического и отопительного отборов
Qт = Qп + Qто = 519,2 + 335,0 = 854,2 (ГДж/час).
Теплота, сообщенная сетевой воде
Qсв от = Qто от + Qпвк от =Мτпв (hпс –hос)=1618.103(544-222)=521.106 (кДж/час),
в том числе от ПВК
Qпвк от =Мτсв(hпс-hвс) = 1618.103(544-427)= 189,3. 106 (кДж/час);
в том числе от Т-отборов
Qто от = Qот св – Qпвк от =521,0. 106 – 189,3. 106 =331,7. 106 (кДж/час);
из них от верхнего Т-отбора
Qтв от = Мτпв (hвс – hнс) =1618. 103 (427 – 350) =124,6. 106 (кДж/час);
из них от нижнего Т – отбора
Qтн от = Мτпв (hнс – hос) =1618. 103 (350 – 222) = 207,1. 106 (кДж/час).
Теплота, отпущенная тепловому потребителю за счёт отборов пара из турбины
Qтэ от=Qп от+Qто от=Qп от+Qтв от+Qтн от=519,2+124,6+207,1 = 850,9 (ГДж/час).
Всего теплоты, отпущенной тепловому потребителю,
Qот= Qтэ от+Qпвк от= Qп от+Qтв от+Qтн от+Qпвк от=519,2+124,6+207,1+189,3 =
=1040,2 (ГДж/час).
Выработка теплоты брутто энергетическим котлом
Qка = Мτпв (hка – hпв) = 512,0 . 103 (3484 -959) = 1292,8. 106 (кДж/час).
Расход условного топлива энергетическим котлом, КПД которого принят равным 0,92,
В= Qка/Qнр ηка = 1292,8. 106 /29310 . 0,92 =47943,3 (кг усл. топл./час).
Расход теплоты на входе в турбину
Q0 = Qка ηтп = 1292,8 . 106 . 0,99 =1279,9 . 106 (кДж/час).
Расход условного топлива ПВК, для него КПД принят равным энергетическому котлу
Впвк = Qпвк от/ Qнр η пвк = 189,3 . 106 /29310 . 0,92 =7020,1 (кг усл. топл./час).
Найдём среднюю температуру подвода теплоты в рассматриваемом цикле
Т0ср =(h1 – hпв )/(s1 – sпв) = (3484 – 987,4)/(6,6245-2,58)= 617,3 К.
Тогда произведение средней температуры подвода теплоты и расхода пара на входе в турбину будет равно Т0ср. Мτ0 = 617,3. 512 = 316048 (Кт/час).
Это произведение средней температуры подвода теплоты и расхода пара на входе в турбину можно определить как
Т0срМτ0 = Q0/(s1–sпв).103 =1279,9. 106/4,0445 .103= 316454 (Кт/час), где h1, s1 , hпв, sпв – соответственно энтальпия, энтропия пара на входе в турбину и питательной воды.
Невязка определения Т0ср. Мτ0 составляет 0,1 %.
Разобьём рассматриваемый цикл, у которого примем постоянной температуру подвода теплоты равную Т0ср, на несколько обратимых циклов Карно, связанных с выработкой электроэнергии на регулируемых и нерегулируемых отборах, а также с паром, поступающим в конденсатор.
Определим удельный расход топлива на один Кт/час, общий для подвода теплоты в рассматриваемом цикле и частных циклах Карно
в = В/ Т0срМτ0 = 47943,3 /316048 = 0,1517 (кг усл. топл./час)/(Кт/час).
Положим среднюю температуру подвода теплоты в рассматриваемом цикле и частных циклах Карно равными.
а) Цикл Карно на основе П-отбора
Qп под = Мτп Tпсрпод (s1–sпк) = Мτп T0ср (s1–sпк). (3)
Здесь Qп под – подведённая тепловая мощность.
Qп отв = Tпср отв.Mτп (s1 –sпк), (4)
где Qп отв — отведенная тепловая мощность (переданная производственному отбору);
QNп = Qп под — Qп отв , (5)
где QNп – расход теплоты на производство электроэнергии, получаемой на производственном отборе.
Подставим (3) и (4) в (5) и разделим (5) на (s1–sпк),
получим (TNсрп. Mτп )К=Т0ср
Mτп – (Tпсрот.Mτп)К, (6)
где Tпср под.Mτп= Т0ср. Mτп = 617,3 . 200 = 123460 (Кт/час).
(Tпср отв.Mτп)К=Qп отв/(s1–sпк).103=519,2.106/(6,6245–1,3).103=97,5.103(Кт/час).
Учтём действительную температуру пара П-отбора, для чего разделим Qп отв на действительное изменение его энтропии (sпн –sпк ), получим
(Tпсротв.Mτп)д=Qпотв/(sпн–sпк).103= =519,2.106/(6,89– 1,3).103=92,88.103(Кт/час), (7)
где sпн,, sпк – энтропии пара П- отбора на входе и выходе.
(ТNсрп Mτп)д = Tпср под.Mτп — (Tпсротв.Mτп)д = 123,46. 103 – 92,88. .103 = 30,58. 103 (Кт/час). (8)
ВпТ = в. (Tпсротв.Mτпср)д = 0,1517. 92,88. 103 = 14090 (кг усл. топл./час).
в пт = ВпТ/ Qп отв = 14090/519,2 = 27,13 (кг усл.топл./ГДж).
б) Цикл Карно на верхнем тепловом отборе
Qтв под= Т0ср (s1–sтвк)Мτтв – подведенная тепловая мощность;
Qтв отв = Tтвср отв.Mτтв (s1 –sтвк) – отведенная тепловая мощность;
QNтв = Qтв под — Qтв отв – расход теплоты на производство электроэнергии, получаемой на верхнем тепловом отборе.
Tтвср под.Mτтв= 617,3. 57,7 = 35,37 103 (Кт/час);
Выполнив преобразования, аналогичные для частного цикла Карно на П-отборе, получим:
(Tтвсротв.Mτтв)д=Qтвотв/(sтвн–sтвк).103=125,7.106/(7,12-1,36).103=21,8.103 (Кт/час);
(ТNсртв.Mτтв)д=Tтвср под.Mτтв – (Tтвср отв.Mτт в)д= 35,37. 103 -21,8.103=13,57. 103 (Кт/час). (9)
Втв т= в. (Tтвсротв.Mτтв)д = 0,1517. 21,8. 103= 3307 (кг усл. т/час).
в тв т = Втв т / Qт в =3307/125,7. 106 =26,3 (кг усл.топл./ГДж).
в) Цикл Карно на нижнем тепловом отборе
Qтн под= Т0ср
Мτтн (s1–sтнк) – подведенная тепловая мощность;
Qтн отв = Tтнср отв.Mτтн (s1 –sтнк) – отведенная тепловая мощность;
QNтн = Qтн под — Qтн отв – мощность турбины, получаемая на нижнем тепловом отборе.
Tтнср п од.Mτтн= 617,3. 96,2 =59,38.103 (Кт/час);
Выполнив преобразования аналогичные для цикла Карно, построенного на производственном отборе, получим:
(Tтнср отв.Mτтн)д=Qтн отв /(sтнн– sтнк ).103=209,3.106/(7,16-1,18).103= 35,0.103 (Кт/час),
где sтнн , sтнк – изменение энтропии пара на входе и выходе из нижнего теплового отбора.
(ТNсртн Mτтн)д = Tтнср под.Mτтн–(Tтнср отв.Mτтн)д =59,38.103 – 35,0.103 =24,38.103 (Кт/час). (10)
Втн т= в.(Tт нср отв.Mτт н)д =0,1517. 35,0. 103= 5309,5 (кг усл. т/час).
в тн т = Втн т / Q от н =5309/209,3. 109 =25,36 (кг усл.топл./ГДж).
г) Частные циклы Карно на теплоте, отводимой в конденсаторе и в регенеративные теплообменники.
Очевидно, что теплоту, подводимую в этих частных циклах Карно, необходимо полностью отнести на производство электроэнергии. Тогда
∑ТNсрi рег. Mτ рег+ТNср кон Mτкон =∑Tср iрег. под.Mτ рег. под+Tср кон. под.Mτ кон. = Т0ср (∑Мτiрег + Мτкон ). (11)
Расход топлива, пошедшего на электроэнергию для рассматриваемого цикла
Вэ= В – ВпТ – Втв т – Втн т=47943 – 14090 – 3307- 5309,5 = 25236,5 (кг/час).
Удельный расход топлива на единицу отпущенной ТЭЦ электроэнергии:
вэ = Вэ/Nот=25236,5/77.103=327,7 (г/кВт.час).
Термодинамический метод расчета дифференцированных затрат топлива может быть применён непосредственно к циклу рассчитываемой ТЭЦ.
Суммирование уравнений для частных циклов Карно (8), (9), (10) и (11), в которых учтены внутренние потери, даёт:
(ТNсрп Mτпср )д+ (ТNсрт в Mτсрт в)д + (ТNсрт н Mτсрт н )д+ (∑ТNср iрег. Mτ i рег )д+
(ТNср кон Mτкон )д = Tпср под.Mτп + Tтвср под.Mτт в +Tтнср под.Mτт н + ∑Tiрег српол .Mτ iрег +Tср кон. под.Mτ кон. – (Tпср отв.Mτп)д –Tтвср от в.M τт в –Tтнср отв.M τт н,
где (TNср.MτNср)Цд =(ТNсрп Mτпср)д + (ТNсрт в Mτсрт в)д + (ТNсрт н Mτсрт н)д + (∑ТNср iрег. Mτ i рег )д + (ТNср кон Mτкон)д;
Tпср под.Mτп + Tтвср под.Mτтв+Tтнср под.Mτт н + ∑Tiрег српол .Mτi рег +Tср кон. под.Mτ кон. =Т0ср(Mτп + Mτт в + Mτт нр+ ∑Mτi рег. + Mτ кон )= Т0ср.Мτ0,
где Tпср под = Tтвср под= Tтнср под= ∑Tсрi рег. под = Tср кон. под =Т0ср;
Mτпср + Mτт в+ Mτт н + ∑Mτi рег. + Mτ кон = Мτ0.
(TNср.MτNср)Цд=Т0срМτ0–(Tпсротв.Mτп)д–(Tтвсротв.Mτтв)д–(Tтнсротв.Mτтн)д, (12)
Расчет дифференцированных расходов топлива на ТЭЦ с применением конечной зависимости (12) термодинамического метода становится весьма простым:
Как и ранее, определяем Т0ср. Мτ0 = 617,3. 512 = 316048 (Кт/час) или
Т0срМτ0 = Q0/(s1–sпв).103 =1279,9. 106/4,0445 .103= 316454 (Кт/час),
в = В/ Т0срМτ0 = 47943,3 /316048 = 0,1517 (кг усл. топл./час)/(Кт/час),
(Tпс р отв.Mτп)д=Qп отв/(sпн–sпк).103=519,2.106/(6,89–1,3).103 = 92,88.103 ( Кт/час).
(Tтвсротв.Mτтв)д=Qтв отв/(sтвн–sтвк).103=125,7.106/(7,12-1,36).103=21,8.103 (Кт/час),
(Tтнср отв.Mτтн)д=Qтн отв/(sтнн– sтнк).103=209,3.106/(7,16-1,18).103=35,0.103 (Кт/час).
Подстановка полученных значений в (12) дает
(TNср.MτNср)цд = 316048 – 92880 – 21800 – 35000 = 166368 (Кт/час).
Расход топлива на производство электроэнергии —
Вэ = в.(TNср.MτNср)цд = 0,1517. 166368 =25327 (кг усл. топл./час).
Расход топлива на производство технологической теплоты —
Вп = в . (Tпср отв.Mτп )д= 0,1517. 92880 =14090 (кг усл. топл./час).
Расход топлива на производство теплоты верхнего Т-отбора —
Втв =в. (Tтвср отв.Mτтв)д = 0,1517. 21880 = 3319,2 (кг усл. топл./час).
Расход топлива на производство теплоты нижнего Т-отбора —
Втн = в .(Tтнср отв.Mτтн )д= 0,1517 . 35000 =5309,5 (кг усл. топл./час).
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию —
вэ = Вэ/Nот. 103 = 25327/77. 103 = 0,3289 (кг усл. топл./кВт. час).
Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла П- отбора —
вп = Вп/Qп отв = 14090/519,2 =27,1 (кг усл. топл./ГДж).
Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла верхнего Т-отбора —
втв = Втв/ Qтв отв = 3319,2/125,7 =26,4 (кг усл. топл./ГДж).
Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла нижнего Т-отбора —
втн = Втн/ Qтн отв = 5309,5/209,3 =25,37 (кг усл. топл./ГДж).
Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла Т-отбора —
вто = (Втв + Втн)/Qто = (3319,2 +5309,5)/335 = 25,76 (кг усл. топл./ГДж).
Удельный расход условного топлива на единицу теплоты на производство П- и Т- отборов —
вто+ п =(Втв+ Втн+Вп)/(Qто+Qп) =(3319,2 +5309,5 +14090)/(335+519,2) = 26,6 (кг усл. топл./ГДж).
Удельный расход условного топлива на единицу теплоты, переданной внешнему потребителю от П-отбора,- вп =вп / ηпп =27,1/0,99=27,4 (кг усл. топл./ГДж).
Удельный расход условного топлива на единицу теплоты, переданной внешнему потребителю от Т-отбора,-
вто = (втв + втн)/2 ηто п = (26,4 +25,37)/2.0,99 = 26,3 (кг усл. топл./ГДж).
Удельный расход условного топлива на единицу теплоты, переданной внешнему потребителю от П- и Т-отборов,-
вто+п =( вто+п )/ηто п=26,6.0,99 = 26,9 (кг усл. топл./ГДж).
Расход условного топлива на теплоту, отпущенную внешнему потребителю, включая ПВК,-
Вт = Вп + Втв + Втн + Впвк = 14090 + 3319,2 + 5309,5+ 7020,1 = =29738,8 (кг усл. топл./час).
Удельный расход условного топлива на теплоту, отпущенную внешнему потребителю, включая ПВК,-
вт = Вт/Qот = 29738,8/1041,1 = 28,6 (кг усл. топл./ГДж).
Таблица 4
Сравнение расчета показателей эффективности ТЭЦ по различным методикам
| Показатель и его обозначение | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.час, г у. т/кВт.час | вэ | 207,0 | 309,0 | 329,8 | 345,0 | 423,0 | 329 |
| Удельный расход условного топлива напроизводство единицы теплоты П-отбора, кг у. т./ГДж | вл | 37,5 | 31,6 | 32,2 | 29,7 | 24,2 | 27,1 |
| Удельный расход условного топлива напроизводство единицы теплоты Т-отбора, кг у. т./ГДж | вто | 37,5 | 17,9 | 17,8 | 8,3 | 25,76 | |
| Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителю от П-отбора, кг у. т./ГДж | втэ п | 37,5 | 31,6 | 33,7 | 29,7 | 24,5 | 27,4 |
| Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителю от Т-отбора, кг у. т./ГДж | втэ то | 37,8 | 23,4 | 15,0 | 18,0 | 8,3 | 26,3 |
| Удельный расход условного топлива напроизводство единицы теплоты П- и Т- отбора, кг у. т./ГДж | вл то | 37,5 | 28,5 | 26,6 | 25,0 | 18,0 | 26,6 |
| Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителю от П-и Т-отборов,
кг у. т./ГДж |
втэ | 37,6 | 28,6 | 26,4 | 25,1 | 18,0 | 26,9 |
| Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителюот П-и Т-отборов, включая ПВК, кг у. т./ГДж | вт | 37,5 | 30,0 | 28,4 | 27,3 | 21,5 | 28,6 |
Примечание:
В таблице обозначено: 1- балансовый метод; 2 – метод ОАО «Фирма ОРГРЭС», 3 – эксергетический метод; 4 – метод расчета по недоотпущенной электроэнергии; 5 – метод расчета, позволяющий учитывать тепловую ценность отборного пара; 6 – термодинамический метод.
Оценим экономию расхода условного топлива на производство теплоты и электроэнергии на ТЭЦ по сравнению с их раздельным производством. Удельный расход топлива в котельных на производство количества теплоты Qi, равного соответствующему отбору теплоты на ТЭЦ, определяемый по зависимости 
,где расход топлива 
, составляет 37 кг у.т./ГДж. Тогда экономия топлива соответственно для производственного отбора, верхнего и нижнего теплового отбора равна 9,9; 10,6 и 11,6 кг у.т./ГДж. Удельный расход условного топлива на производство кВт. час электроэнергии на конденсационной станции, рассчитываемый по формуле 
, где 
=0,36 – эффективный КПД для конденсационных станций, равен 0,342 кг усл. топл./кВт. час. Тогда экономия топлива при производстве электроэнергии на ТЭЦ составит 13 г усл. топл./кВт. час
Из приведённых материалов видно, что экономия топлива, связанная с эффектом теплофикации в термодинамическом методе, относится как к производству электроэнергии, так и теплоты, в соответствии с качеством (температурой) затраченной теплоты. Распределение между электроэнергией и теплом, получаемой на ТЭЦ экономии топлива, осуществляется непосредственно из решения задачи и не требует введения эмпирических коэффициентов.
Выводы
Предложен простой и эффективный термодинамический метод расчета удельного расхода топлива на выработку электроэнергии и теплоты, отпускаемой потребителю с учетом её температурного потенциала, при их комбинированном производстве.
Библиографический список
-
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1976.
-
Соколов Е. Я. О способах распределения расходов топлива на ТЭЦ.//Теплоэнергетика. 1992. №9, С. 55-59.
-
Кириллин В. А., Сычев В. В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика. М.: Энергия, 1983, 1974.
-
Бродянский В. М. Обобщённые показатели в энергетике// Теплоэнергетика. 1989, №2, С.63-66.
-
Методические указания по составлению отчета электостанции и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95. СПО ОРГРЭС М.:1995
-
Киселев Г.П. Варианты расчета удельных показателей эффективности работы ТЭЦ. Методическое пособие. МЭИ. М.: 2003.
-
Филатов Н.Я., Соколов Е.Ю. Термодинамический анализ коэффициентов эффективности паротурбинных установок при раздельном и комбинированном производстве теплоты и электроэнергии// Вестник МЭИ. 2006, № 5, С.141-147.
- Александров А. А. Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара.- М.: Издательство МЭИ, 2003.-164 с.
Количество просмотров публикации: Please wait
Все статьи автора «edzaytsev»
V. Расчет нормативов удельного расхода топлива
на отпущенную отопительными (производственно-отопительными)
котельными тепловую энергию 
Общие положения
40. Норматив удельного расхода топлива на отпущенную отопительными (производственно-отопительными) котельными тепловую энергию (максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой источником (источниками) в тепловую сеть) определяется в целом по организации — юридическому лицу.
Тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть, определяется, как тепловая энергия, произведенная котельными агрегатами, за вычетом тепловой энергии, использованной на собственные нужды котельной, и переданная в тепловую сеть.
Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от котельной (групповой норматив) рассчитывается на основе индивидуальных нормативов котлоагрегатов с учетом их производительности, времени работы, средневзвешенного норматива на производство тепловой энергии всеми котлоагрегатами котельной и величине расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной.
В качестве расчетного топлива принимается вид топлива, указанный в техническом паспорте котла.
Нормативы определяются в килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал).
41. Норматив удельного расхода топлива (НУР) по организации определяется на основе результатов расчетов по котельным, находящимся у организации в собственности или во владении на иных законных основаниях.
НУР может определяться отдельно для обособленных подразделений (филиалов) организации.
42. При расчете НУР не допускается учитывать затраты топлива и энергии, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимов функционирования оборудования источников тепловой энергии, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений, монтаж, пуск и наладку нового оборудования котельной, на консервацию не введенного в эксплуатацию или выведенного из эксплуатации оборудования, на экспериментальные и научно-исследовательские работы.
43. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом за весь расчетный период регулирования (каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования) по результатам расчетов за каждый месяц.
Работа отдельных котлов и котельных на разных видах топлива в различные периоды года учитывается при расчете индивидуальных нормативов удельного расхода топлива в соответствующие месяцы.
НУР могут устанавливаться раздельно для различных видов топлива (газ, мазут, уголь и др.) в случаях, когда организация эксплуатирует котельные (группы котельных) на разных видах топлива в качестве основного.
В этом случае расчет НУР по котельным, объединяемым в группу по виду топлива, ведется как для организации в целом.
44. Утвержденные нормативы могут пересматриваться при возникновении причин, существенно влияющих на расход топлива:
изменение вида, класса, марки или качества сжигаемого топлива;
выявление испытаниями новых характеристик котлоагрегатов;
установка нового и реконструкция действующего оборудования, перевод паровых котлов в водогрейный режим.
Расчет индивидуальных нормативов расхода топлива
45. Основу расчетов и обоснования НУР составляют результаты режимно-наладочных испытаний, периодичность которых установлена правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок (для котлов, работающих на газовом топливе, — три года, на твердом и жидком топливе — пять лет).
При отсутствии результатов режимно-наладочных испытаний временно до проведения режимной наладки и испытаний допускается использовать индивидуальные нормативы расхода топлива, приведенные в таблице 1 (рекомендуемая).
При этом к расчету и обоснованию НУР прилагается план проведения испытаний на три года, включая текущий и расчетный периоды.
Индивидуальные нормативы расхода топлива для котлоагрегатов
на номинальной нагрузке, кг у.т./Гкал
Таблица 1 (рекомендуемая)
┌─────────────────────┬──────────────┬────────────────────────────────────┐ │ Марка котлоагрегата │Теплопаро- │ Вид топлива │ │ │производи- ├───────┬───────┬─────────┬──────────┤ │ │тельность │ газ │ мазут │каменный │ бурый │ │ │(МВт; Гкал/ч; │ │ │ уголь │ уголь │ │ │т/ч) │ │ │ │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ ├─────────────────────┴──────────────┴───────┴───────┴─────────┴──────────┤ │ водогрейные котлоагрегаты │ ├─────────────────────┬──────────────┬───────┬───────┬─────────┬──────────┤ │КВ-Г │ 0,4 (0,35) │ 157,0 │ │ │ │ │ │ 0,63 (0,5) │ 155,3 │ │ │ │ │ │ 0,8 (0,7) │ 157,0 │ │ │ │ │ │ 1,1 (1,0) │ 155,3 │ │ │ │ │ │ 2,0 (1,7) │ 155,3 │ │ │ │ │ │ 4,65 (4,0) │ 154,9 │ │ │ │ │ │ 7,56 (6,5) │ 154,4 │ │ │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │КВ-ГМ │ 0,5 (0,43) │ 153,6 │ 157,0 │ │ │ │ │ 1,0 (0,86) │ 153,6 │ 157,0 │ │ │ │ │ 1,5 (1,3) │ 153,6 │ 157,0 │ │ │ │ │ 2,0 (1,7) │ 154,1 │ 154,6 │ │ │ │ │ 4,65 (4,0) │ 152,1 │ 158,8 │ │ │ │ │ 7,56 (6,5) │ 151,8 │ 158,4 │ │ │ │ │ 11,63 (10) │ 155,3 │ 162,3 │ │ │ │ │ 23,26 (20) │ 160,5 │ 164,2 │ │ │ │ │ 35,0 (30) │ 157,0 │ 162,3 │ │ │ │ │ 58,2 (50) │ 154,4 │ 156,8 │ │ │ │ │ 116,3 (100) │ 153,6 │ 155,3 │ │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │КВ-ТС │ 4,64 (4,0) │ │ │ 174,4 │ 176,2 │ │ │ 7,56 (6,5) │ │ │ 173,8 │ 174,0 │ │ │ 11,63 (10) │ │ │ 176,6 │ - │ │ │ 23,26 (20) │ │ │ 177,1 │ 178,2 │ │ │ 35,0 (30) │ │ │ 177,2 │ 177,2 │ │ │ 58,0 (50) │ │ │ 167,7 │ 167,7 │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │КВ-ТК │ 35,0 (30) │ │ │ │ 175,3 │ │ │ 58,2 (50) │ │ │ │ 164,2 │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │ТВГМ │ 35,0 (30) │ 158,9 │ 162,2 │ │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │ПТВМ │ 35,0 (30) │ 158,6 │ 162,5 │ │ │ │ │ 58,2 (50) │ 159,4 │ 162,7 │ │ │ │ │ 116,3 (100) │ 161,2 │ 164,6 │ │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │КВ-Р │ 1,5 (1,3) │ │ │ 171,0 │ │ │(Дорогобужского │ 2,5 (2,2) │ │ │ 171,7 │ │ │котлозавода) │ 4,65 (4,0) │ │ │ 174,0 │ │ │ │ 7,56 (6,5) │ │ │ 173,7 │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │Минск-1 │ 0,8 (0,7) │ │ │ 210,0 │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │Тула-3 │ 0,8 (0,7) │ │ │ 211,6 │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │Универсал-6М │ 0,58 (0,5) │ │ │ 213,2 │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │Другие секционные │ 0,16 - 1,16 │ 173,1 │ 178,5 │ 213,2 │ 238,0 <*>│ │чугунные и стальные │ (0,1 - 1,0) │ │ │ │ │ │котлы (НР-18, │ │ │ │ │ │ │НИИСТУ-5 и др.) │ │ │ │ │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │КВр │ │ │ │ │ дрова │ │(Дорогобужского │ │ │ │ │ │ │котлозавода для │ 0,25 (0,2) │ │ │ │ 173,8 │ │работы на дровах) │ 0,4 (0,34) │ │ │ │ 177,0 │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │КЕВ │ │ │ │ │ дрова │ │(Бийского котлозавода│ 1,75 (1,5) │ │ │ │ 185,5 │ │для работы на дровах)│ 4,65 (4,0) │ │ │ │ 173,6 │ ├─────────────────────┴──────────────┴───────┴───────┴─────────┴──────────┤ │ паровые котлоагрегаты (т/ч) │ ├─────────────────────┬──────────────┬───────┬───────┬─────────┬──────────┤ │ДКВР-13 │ 2,5 │ 158,7 │ 159,4 │ 174,4 │ 189,0 │ │ │ 4,0 │ 157,3 │ 159,4 │ 174,0 │ 188,5 │ │ │ 6,5 │ 155,6 │ 160,5 │ 171,9 │ 186,3 │ │ │ 10 │ 155,6 │ 159,6 │ 171,1 │ 184,3 │ │ │ 20 │ 157,7 │ 158,7 │ 170,9 │ 185,1 │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │ДЕ │ 4 │ 157,1 │ 159,4 │ │ │ │ │ 6,5 │ 156,7 │ 159,0 │ │ │ │ │ 10; 16 │ 155,1 │ 157,0 │ │ │ │ │ 25 │ 154,8 │ 156,8 │ │ │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │КЕ │ 2,5 │ │ │ 171,5 │ 175,3 │ │ │ 4 │ │ │ 175,0 │ 177,0 │ │ │ 6,5 │ │ │ 173,6 │ 174,8 │ │ │ 10 │ │ │ 171,3 │ 174,2 │ │ │ 25 │ │ │ 164,4 │ 165,3 │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │Е-1,0-9 │ 1,0 │ 166,0 │ 174,1 │ 199,4 │ 204,0 │ │Е-0,8-9 │ 0,8 │ │ │ 213,2 │ - │ │Е-0,4-9 │ 0,4 │ 166,1 │ 174,1 │ 213,2 │ - │ ├─────────────────────┼──────────────┼───────┼───────┼─────────┼──────────┤ │ТП │ 20 │ 154,7 │ │ 166,4 │ 170,0 │ │ │ 30 │ 153,5 │ 154,8 │ │ │ │ │ 35 │ - │ 155,0 │ 162,0 │ 163,0 │ └─────────────────────┴──────────────┴───────┴───────┴─────────┴──────────┘
———————————
Примечание: <*> Для секционных чугунных и стальных котлов старых типов (НР-18, НИИСТУ-5 и др.), работающих на дровах, допускается применять нормативы, аналогичные данным для котлоагрегатов, работающих на буром угле.
Расчет индивидуальных нормативов удельного расхода топлива (норматив расхода расчетного вида топлива по котлоагрегату на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях) осуществляется в следующем порядке:
1) индивидуальные нормативы определяются на основании нормативных характеристик котлоагрегатов.
Под нормативной характеристикой в настоящем порядке понимается
зависимость расхода условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой
бр
энергии (b ) от нагрузки (производительности) котлоагрегата при
к.а.
нормальных условиях его работы на данном виде топлива:
б 142,86
b = ------------ кг у.т./Гкал, (90)
4бр
к.а. эта
к.а.
бр
где: эта - КПД брутто котлоагрегата во всем диапазоне его
к.а.
нагрузки;
2) КПД брутто определяется по результатам режимно-наладочных испытаний котлоагрегата при сжигании топлива одного вида одинаковым способом;
3) нормативные характеристики составляются для котлоагрегата, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии и работающего в соответствии с режимными картами.
46. При расчете НУР может учитываться старение (износ) оборудования, которое характеризует технологически не восстанавливаемый ремонтами естественный физический износ оборудования при длительной его эксплуатации, ухудшение технического состояния, снижение экономичности. Влияние величины старения (износа) на снижение экономичности, сопровождаемое ростом НУР, определяется по результатам испытаний.
В отсутствие результатов испытаний влияние старения (износа) может учитываться в размерах, приведенных в таблице 2 (рекомендуемая):
Таблица 2 (рекомендуемая)
┌───────────────────────────────┬─────────────────────────────────────────┐ │ Котлоагрегаты │ Показатель старения (П ), % │ │ │ с │ │ │ бр │ │ │ к эта │ │ │ к.а. │ │ ├──────────┬─────────┬─────────┬──────────┤ │ │ более 5 │ более │ более │ более │ │ │до 10 лет │10 до 15 │15 до 20 │ 20 до 25 │ │ │ │ лет │ лет │ лет │ ├───────────────────────────────┼──────────┼─────────┼─────────┼──────────┤ │Котел водогрейный │ │ │ │ │ │производительностью более │ │ │ │ │ │20 Гкал/ч │ - │ 0,5 │ 1,0 │ 2,0 │ │То же производительностью более│ │ │ │ │ │4 до 20 Гкал/ч │ 0,5 │ 1,0 │ 2,0 │ 3,0 │ │То же производительностью до │ │ │ │ │ │4 Гкал/ч │ 0,75 │ 1,5 │ 3,0 │ 4,0 │ │Котел паровой с рабочим │ │ │ │ │ │давлением до 14 кгс/см2 │ - │ 1,0 │ 1,5 │ 2,0 │ └───────────────────────────────┴──────────┴─────────┴─────────┴──────────┘
Приведенные в таблице сроки работы оборудования исчисляются от момента
ввода его в эксплуатацию, а показатель старения (П ) принимается по
с
бр
отношению к эта , указанному в паспорте котла.
к.а.
Коэффициент старения (К ) определяется:
с
П
с
К = 1 + -----, (91)
с 100
Коэффициент старения не применяется при расчете НУР по котлам, на которых режимно-наладочные испытания проводились на газе — в течение трех лет, а на твердом и жидком топливе — пяти лет, предшествовавших текущему году.
47. В качестве факторов, учитываемых при расчетах, принимаются:
1) фактические технические характеристики оборудования (типы и производительность котлоагрегатов, год ввода в эксплуатацию, коэффициент полезного действия и др.) и режим функционирования (приложение 5 к настоящему порядку);
2) режимные карты, составленные по результатам режимно-наладочных испытаний (режимные карты, составленные на основе балансовых испытаний котлоагрегатов без проведения режимной наладки, основанием для расчета НУР не являются);
3) информация о динамике основных показателей за предшествующие годы, текущие и планируемые показатели функционирования по котельной, филиалу, энергоснабжающей организации (Динамика основных технико-экономических показателей котельной, филиала — приложение 8 к настоящему порядку);
4) план организационно-технических мероприятий (ОТМ) по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), разработанный на основе энергетических обследований, с указанием ожидаемой экономии топлива в т у.т., тепловой энергии в Гкал и сроков внедрения мероприятий.
48. Расчет нормативов выполняется в следующей последовательности:
1) определяются объемы производства и планового отпуска тепловой энергии котельной в тепловую сеть на каждый месяц и год, нагрузка котлов и число часов работы;
2) распределение тепловых нагрузок между отдельными агрегатами котельной базируется на принципе минимальных затрат топлива;
3) уточняется характеристика сжигаемого топлива: низшая теплота сгорания, для угля — марка угля, влажность, зольность, фракционный состав (содержание мелочи класса 0 — 6 мм, %) на основании сертификата (паспорта) качества топлива, поставляемого в текущем году;
4) определяются технические характеристики и параметры функционирования оборудования — номинальная тепловая мощность котлов, их оптимальная нагрузка и время работы в расчетный период;
5) на основании результатов режимно-наладочных испытаний строятся нормативные характеристики, соответствующие установленному оборудованию и виду используемого топлива;
6) по нормативным характеристикам устанавливается индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом.
49. Нормативные характеристики используются для разработки нормативных коэффициентов, учитывающих отклонения условий эксплуатации от принятых при определении индивидуальных норм:
1) коэффициент К , учитывающий эксплуатационную нагрузку котлов;
1
2) коэффициент К , учитывающий работу паровых котлов без экономайзеров
2
(таблица 4 - рекомендуемая);
3) коэффициент К , учитывающий использование нерасчетных видов топлива
3
на данном типе котлов.
Коэффициенты К , К и К определяются как отношение значений удельного
1 2 3
расхода топлива при планируемых условиях работы котлоагрегатов и удельного
расхода топлива на номинальной нагрузке при оптимальных условиях
эксплуатации.
49.1. Коэффициент К определяется по нормативной характеристике:
1
бр ср
(b )
к.а.
К = ---------------, (92)
1 бр ном
(b )
к.а.
бр ср
где: (b ) - удельный расход условного топлива при средней
к.а.
производительности котлоагрегата на планируемый период работы (месяц, год),
кг у.т./Гкал;
бр ном
(b ) - удельный расход условного топлива при номинальной
к.а.
нагрузке, кг у.т./Гкал.
В случаях, когда расчеты ведутся с использованием таблицы 1, может
применяться коэффициент К , характеризующий изменение удельного расхода
1
топлива в связи с изменением КПД при нагрузках, отличных от номинальной
(таблица 3 - рекомендуемая).
Коэффициент К по таблице 3 применяется также для расчетов в тех
1
случаях, когда по паспорту котла известны только значения КПД и удельного
расхода топлива для номинальной нагрузки.
Величина коэффициента К в зависимости от нагрузки котлоагрегатов
1
Таблица 3 (рекомендуемая)
┌────────────────────────────┬────────────┬────────┬──────────────────────────────────────────┐ │ Марка котлоагрегата │Теплопаро- │ Вид │ Нагрузка, % номинальной │ │ │производи- │топлива ├──────────┬─────────┬──────────┬──────────┤ │ │тельность, │ │ 80 │ 70 │ 60 │ 50 │ │ │Гкал/ч, т/ч │ │ и более │ │ │ и менее │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │ ├────────────────────────────┴────────────┴────────┴──────────┴─────────┴──────────┴──────────┤ │ водогрейные котлоагрегаты │ ├────────────────────────────┬────────────┬────────┬──────────┬─────────┬──────────┬──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │КВ-Г │ 0,35 - 1,7 │ Г │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ │ 4,0 - 6,5 │ Г │ 0,994 │ 0,992 │ 0,990 │ 0,989 │ │ │ · │ │ │ │ │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │КВ-ГМ │ 0,43 - 1,7 │ Г; М │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ │ 4 - 20 │ Г; М │ 0,994 │ 0,992 │ 0,990 │ 0,989 │ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 30 │ Г │ 0,994 │ 0,992 │ 0,990 │ 0,989 │ │ │ │ М │ 0,994 │ 0,990 │ 0,988 │ 0,988 │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 50 │ Г │ 0,994 │ 0,992 │ 0,990 │ 0,989 │ │ │ │ М │ 0,994 │ 0,990 │ 0,988 │ 0,988 │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 100 │ Г │ 0,994 │ 0,991 │ 0,989 │ 0,989 │ │ │ │ М │ 0,999 │ 1,000 │ 1,001 │ 1,003 │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │КВ-ТС │ 4 - 20 │ КУ │ 1,004 │ 1,006 │ 1,009 │ 1,013 │ │ │ · │ БУ │ 1,006 │ 1,008 │ 1,012 │ 1,017 │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │КВ-ТК │ 30 │ БУ │ 1,000 │ 1,003 │ 1,005 │ 1,007 │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ТВГМ │ 30 │ Г │ 0,992 │ 0,987 │ 0,985 │ 0,983 │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ПТВМ │ 30 │ Г │ 0,994 │ 0,992 │ 0,990 │ 0,989 │ │ │ │ М │ 0,994 │ 0,990 │ 0,988 │ 0,988 │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 50 │ Г │ 0,994 │ 0,992 │ 0,989 │ 0,988 │ │ │ │ М │ 0,999 │ 0,999 │ 1,001 │ 1,003 │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 100 │ Г │ 0,994 │ 0,992 │ 0,989 │ 0,988 │ │ │ │ М │ 0,999 │ 1,000 │ 1,001 │ 1,002 │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │КВ-Р │ 1,3 - 6,5 │ КУ; │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ │(Дорогобужского котлозавода)│ · │ БУ │ │ │ │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ │ 0,1 - 1,0 │ Г │ 0,994 │ 0,993 │ 0,994 │ 0,996 │ │Секционные чугунные и │ · │ М │ 0,999 │ 1,000 │ 1,004 │ 1,011 │ │стальные котлы (Минск-1, │ │ КУ │ 1,007 │ 1,012 │ 1,018 │ 1,026 │ │Тула-3, Универсал-6, НР-18, │ │ БУ │ 1,012 │ 1,023 │ 1,036 │ 1,050 │ │НИИСТУ-5 и др.) │ │ │ │ │ │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │КВр │ 0,2 - 0,35 │ Д │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ │(Дорогобужского котлозавода │ · │ │ │ │ │ │ │для работы на дровах) │ │ │ │ │ │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │КЕВ │ 1,5 - 4,0 │ Д │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ │(Бийского котлозавода для │ · │ │ │ │ │ │ │работы на дровах) │ │ │ │ │ │ │ ├────────────────────────────┴────────────┴────────┴──────────┴─────────┴──────────┴──────────┤ │ паровые котлоагрегаты │ ├──────────────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────┤ │ │ нагрузка, % от номинальной │ │ ├──────────┬─────────┬──────────┬──────────┤ │ │ 80 │ 60 │ 40 │ │ ├────────────────────────────┬────────────┬────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ДКВР │ 2,5 │ Г │ 1,001 │ 1,005 │ 1,019 │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 4 │ Г │ 1,001 │ 1,002 │ 1,020 │ │ │ │ │ М │ 0,992 │ 0,991 │ 0,998 │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 6,5 │ Г │ 0,988 │ 0,997 │ 1,011 │ │ │ │ │ М │ 0,999 │ 1,002 │ 1,014 │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 10 │ Г │ 0,996 │ 0,998 │ 1,001 │ │ │ │ │ М │ 0,993 │ 0,992 │ 0,998 │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ 20 │ Г │ 1,011 │ 1,026 │ 1,037 │ │ │ │ │ М │ 0,99 │ 0,995 │ 1,005 │ │ │ │ │ КУ │ 0,954 │ 0,935 │ 0,962 │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ДЕ │ 4 - 10 │ Г │ 1,001 │ 1,002 │ 1,020 │ │ │ │ · │ М │ 0,992 │ 0,991 │ 0,994 │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ │ 16 - 25 │ Г │ 1,011 │ 1,026 │ 1,037 │ │ │ │ · │ М │ 0,990 │ 0,995 │ 1,005 │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │КЕ │ 2,5 - 6,5 │ КУ │ 0,954 │ 0,965 │ 0,962 │ │ │ │ · │ БУ │ 0,999 │ 0,985 │ 1,004 │ │ │ ├────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │ │ 10 - 25 │ КУ │ 0,954 │ 0,965 │ 0,962 │ │ │ │ · │ БУ │ 0,999 │ 0,985 │ 1,004 │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ │ ГМКУ │ 1,000 │ 1,000 │ 1,000 │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ │ · │ │ │ │ │ │ │Е-1,0-0,9; Е-0, 4-9 │ 0,4 - 1,0 │ Г │ 0,998 │ 0,999 │ 1,000 │ │ │ │ · │ │ │ │ │ │ ├────────────────────────────┼────────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼──────────┤ │ТП │ 20 │ Г │ 0,999 │ 1,000 │ 1,007 │ │ │ ├────────────┤ │ │ │ │ │ │ │ 30 │ М │ 0,993 │ 0,990 │ 1,001 │ │ └────────────────────────────┴────────────┴────────┴──────────┴─────────┴──────────┴──────────┘
Г — газ, М — мазут, КУ — каменный уголь, БУ — бурый уголь, Д — дрова.
49.2. Коэффициент К определяется только для паровых котлов
2
производительностью до 20 т/ч, поставлявшихся без экономайзеров (таблица
4).
Таблица 4 (рекомендуемая)
┌───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┐ │ Вид топлива │ Значения коэффициента К │ │ │ 2 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤ │Газ │ 1,025 - 1,035 │ │Жидкое топливо (мазут; нефть; │ │ │дизельное; печное) │ 1,030 - 1,037 │ │Уголь │ 1,07 - 1,08 │ │Другие виды твердого топлива │ 1,07 - 1,08 │ └───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┘
Меньшее из указанных значений коэффициента К принимается для котлов
2
типа ДКВР, большее - для паровых котлов других типов.
49.3. В составе расчетных и обосновывающих материалов приводятся характеристики топлива с приложением сертификата (паспорта), в котором должны быть указаны теплота сгорания, зольность, влажность, содержание мелочи в угле.
Коэффициент К для стальных секционных и чугунных котлов типа НР-18,
3
НИИСТУ-5, "Минск-1", "Универсал", "Тула-3" и др., а также для паровых
котлов типа Е-1/9, топки которых оборудованы колосниковой решеткой с ручным
·
обслуживанием, при сжигании рядовых углей с содержанием мелочи (класс 0 - 6
·
мм) более 60% принимается равным: 1,15 - для антрацита; 1,17 - для каменных
углей; 1,2 - для бурых углей.
Для остальных котлов коэффициент К определяется по потерям теплоты
3
топок от механического недожога (q ) в зависимости от типа топочного
4
устройства, зольности и фракционного состава топлива по формуле:
исх
q (K - 1)
4 m
К = 1 + ---------------, (93)
3 100
исх
где: q - исходное значение потерь теплоты от механического
4
недожога, % (принимается в зависимости от типа топочного устройства, вида
сжигаемого топлива и его зольности);
·
K - поправка на содержание мелочи (класс 0 - 6 мм) в топливе
m ·
определяется по данным, приведенным в таблице 5.
Содержание мелочи принимается по паспорту (сертификату) поставляемого топлива.
Таблица 5 (рекомендуемая)
┌───────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────┐ │ Содержание мелочи │Поправка на содержание мелочи, K │ │ · │ m│ │ (класс (0 - 6 мм) в топливе, % │ │ │ · │ │ ├───────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────┤ │ 65 │ 1,06 │ │ 70 │ 1,10 │ │ 75 │ 1,15 │ │ 80 │ 1,22 │ └───────────────────────────────────────┴─────────────────────────────────┘
49.4. Номинальные показатели работы слоевых топок приведены в таблице 6.
Таблица 6 (справочная)
┌──────────────────┬───────────────────────────────────┬──────────────────┐ │ Тип, │ Характеристика топлива │ Потери тепла │ │ Марка угля ├──────┬────────────────────────────┤ топкой │ │ │золь- │ зерновая характеристика │ от механического │ │ │ность,├─────────────┬──────────────┤ недожога (q ), % │ │ │% │максимальный │ содержание │ 4 │ │ │ │размер куска,│ · │ │ │ │ │ мм │фракций 0 - 6 │ │ │ │ │ │ · │ │ │ │ │ │ мм, % │ │ ├──────────────────┴──────┴─────────────┴──────────────┴──────────────────┤ │ С ручным забросом топлива │ ├──────────────────┬──────┬─────────────┬──────────────┬──────────────────┤ │Бурые рядовые │ │ │ │ │ │типа челябинских │ 30 │ 75 │ 55 │ 7 │ │Бурые рядовые │ │ │ │ │ │типа подмосковных │ 35 │ 75 │ 55 │ 11 │ │Каменные │ │ │ │ │ │типа Г, Д │ 20 │ 75 │ 55 │ 7 │ │Каменные сильно- │ │ │ │ │ │спекающиеся │ │ │ │ │ │типа К, ПЖ │ 20 │ 75 │ 55 │ 7 │ │Каменные │ │ │ │ │ │рядовые тощие │ 16 │ 50 │ 55 │ 6 │ │Антрацит АРШ │ 16 │ 50 │ 55 │ 14 │ ├──────────────────┴──────┴─────────────┴──────────────┴──────────────────┤ │ С забрасывателями и неподвижным слоем │ ├──────────────────┬──────┬─────────────┬──────────────┬──────────────────┤ │Бурые рядовые │ │ │ │ │ │типа челябинских │ 30 │ 35 │ 55 │ 7 │ │Бурые рядовые │ │ │ │ │ │типа подмосковных │ 35 │ 35 │ 55 │ 11 │ │Каменные │ │ │ │ │ │типа Г, Д │ 20 │ 35 │ 55 │ 7 │ ├──────────────────┼──────┼─────────────┼──────────────┼──────────────────┤ │Каменные сильно- │ │ │ │ │ │спекающиеся │ │ │ │ │ │типа К, ПЖ │ 20 │ 35 │ 55 │ 7 │ │Каменные │ │ │ │ │ │рядовые тощие │ 18 │ 35 │ 55 │ 18 │ │Антрацит АРШ │ 16 │ 35 │ 55 │ 18 │ └──────────────────┴──────┴─────────────┴──────────────┴──────────────────┘
49.5. Общий (интегральный) коэффициент К определяется по формуле:
К = К x К x К x К . (94)
с 1 2 3
49.6. Индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии котлом определяется по выражению:
бр бр ном
Н = К x (b ) , кг у.т./Гкал. (95)
к.а. к.а.
Расчет групповых нормативов на отпущенную тепловую энергию
50. В расчетных формулах используются условные обозначения:
1) индексы:
m = 1, 2, …, 12 — индекс месяца расчетного года;
i = 1, 2, ..., i - индекс котла в рамках k-й котельной (i -
k k
количество котлов в k-й котельной);
к.а. — индекс, означающий, что величина относится к котлу (котельному агрегату);
кот. — индекс, означающий, что величина относится к котельной;
пр — индекс, означающий, что величина относится к предприятию;
бр — (брутто), индекс, указывающий, что величина определяется как средневзвешенная по производству тепловой энергии; отсутствие индекса указывает на то, что величина определяется как групповая по отпуску в тепловую сеть тепловой энергии;
2) исходные данные:
Qк.а. - планируемая производительность (нагрузка) i-го котла k-й
i,k,m
котельной в m-м месяце расчетного года, Гкал/ч;
Tк.а. - планируемая продолжительность работы i-го котла k-й
i,k,m
котельной при планируемой нагрузке в m-м месяце планируемого года, ч;
Нк.а. - индивидуальный норматив удельного расхода топлива на
i,k,m
производство тепловой энергии i-м котлом k-й котельной при планируемой
нагрузке в m-м месяце планируемого года, кг у.т./Гкал;
dсн. - расход тепловой энергии на собственные нужды k-й котельной в
k,m
m-м месяце расчетного года, %.
50.1. Расчет групповых нормативов на отпущенную тепловую энергию в разрезе месяца производится в следующей последовательности:
1) определяется средневзвешенный норматив удельного расхода топлива на
производство тепловой энергии всеми котлами k-й котельной в m-м месяце
бр
расчетного года - Нкот , кг у.т./Гкал:
k,m
I
к
SUM Нк.а. x Qк.а. x Tк.а.
бр i=1 i,k,m i,k,m i,k,m
Нкот = ------------------------------------------; (96)
k,m I
к
SUM Qк.а. x Tк.а.
i=1 i,k,m i,k,m
2) определяется расход тепловой энергии на собственные нужды котельной в абсолютном и относительном выражении — в Гкал и %;
3) определяется групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск
в сеть тепловой энергии k-й котельной в m-м месяце планируемого года -
Нкот , кг у.т./Гкал:
k,m
бр
Нкот
k,m
Нкот = ------------------. (96.1)
k,m 1 - dсн / 100
k,m
50.2. Для расчетного года в целом средневзвешенный норматив удельного
расхода топлива на производство тепловой энергии k-й котельной на
бр
расчетный год - Нкот , кг у.т./Гкал определяется:
k
12 бр
SUM Нкот x Rкот
бр i=1 k,m k,m
Нкот = ------------------------, (96.2)
k 12
SUM Rкот
i=1 k,m
где: Rкот - производство тепловой энергии k-й котельной в m-м
k,m
месяце расчетного года, Гкал, определяемое как:
I
к
Rкот = SUM Qк.а. x Tк.а. , (96.3)
k,m i=1 i,k,m i,k,m
1) групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой
энергии k-й котельной на расчетный год - Нкот , кг у.т./Гкал:
k
12
SUM Нкот x S
i=1 k,m k,m
Нкот = --------------------, (96.4)
k 12
SUM Sкот
i=1 k,m
где: SUM Sкот - годовой отпуск тепловой энергии в сеть k-й
k,m
котельной, Гкал;
2) отпуск в тепловую сеть тепловой энергии k-й котельной в m-м месяце
расчетного года - Sкот , кг у.т./Гкал:
k,m
Sкот = Rкот x (1 - dсн / 100). (96.5)
k,m k,m k,m
Определение расхода тепловой энергии на собственные
нужды котельных
51. Расход тепловой энергии на собственные нужды котельных определяется опытным (режимно-наладочные и (или) балансовые испытания) или расчетным методом.
В состав общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельных в виде горячей воды или пара входят следующие элементы затрат:
растопка, продувка котлов;
обдувка поверхностей нагрева;
подогрев мазута;
паровой распыл мазута;
деаэрация (выпар);
технологические нужды ХВО;
отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением тепловой энергии теплопроводами, насосами, баками и т.п.; утечки, парение при опробовании и другие потери.
Общий расход тепловой энергии на собственные нужды определяется по формуле:
N
Q = SUM Q , (97)
сн i=1 снi
где Q - тепловые потери на i-е нужды, Гкал;
снi
N - количество статей расхода на собственные нужды котельной.
При расчетном определении расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной используются нижеприведенные зависимости.
Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды выполняются на каждый месяц и в целом на год. При этом расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружного воздуха; длительность отопительного периода и др.).
Исходные данные и результаты расчета по элементам затрат заносятся в отдельные таблицы.
52. Потери тепловой энергии с продувочной водой, Гкал, зависят от периодичности и продолжительности продувки котла и определяются по формуле:
I
к
Q = SUM К x Qim, (98)
прод i=1 продi
где: К - коэффициент продувки i-го котла, принимаемый для
продi
непрерывной продувки паровых котлов - 0,01, для периодической продувки
паровых котлов - 0,005, водогрейных котлов - 0,003;
Qim - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котлом за
расчетный период;
I - количество котлов.
к
53. Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов
Q , Гкал, определяется:
раст
I
к
Q = SUM Q x (K' x N' + K" x N" ), (99)
раст i=1 k i i i
где: часовая выработка тепловой энергии i-м котлом (по паспортной
характеристике), Гкал;
K' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя
до 12 ч (из горячего состояния), принимаемая в отопительном периоде - 0,3,
в неотопительном - 0,2;
N' - количество растопок из горячего состояния в расчетном периоде;
i
K" - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя
свыше 12 ч (из холодного состояния), принимаемая в отопительном периоде -
0,65, в неотопительном - 0,45;
N" - количество растопок из холодного состояния в расчетном периоде.
i
Расчетное количество растопок котлов определяется по отчетным данным базового года с внесением коррективов по прогнозируемому режиму потребления тепловой энергии потребителями в расчетном периоде.
54. Расход тепловой энергии на обдувку поверхностей нагрева паровых котлов, Гкал, определяют по формуле:
I
к ср -3
Q = К x SUM G x (I - I ) x r x 10 ), (100)
обд обд i=1 ki п пв k i
где: К - коэффициент обдувки, принимаемый в размере 0,002 при
обд
сжигании твердого топлива и 0,003 - при сжигании мазута;
G - средняя за время работы производительность i-го котла, т/ч;
ki
r - продолжительность работы i-го котла, ч;
k i
I , I - энтальпия соответственно пара, используемого для обдувки, и
п пв
питательной воды, ккал/кг;
I - количество котлов.
к
55. Расход тепла на нужды мазутного хозяйства, Гкал, определяется как
сумма потерь (расходов) тепловой энергии при сливе мазута (Q ), обогреве
сл м
в резервуарах при хранении (Q ), обогреве мазутопроводов (Q ),
xp м т м
подогреве в мазутоподогревателях и (или) расходных емкостях (Q ) и
п м
паровом распыле мазута форсунками (Q ).
р м
Q = Q + Q + Q + Q + Q . (101)
м сл м хр м т м п м р м
При определении Q и Q потери (расходы) тепловой энергии,
хр м т м
относящиеся к нормативному неснижаемому запасу мазута (ННЗТ), не
учитываются.
55.1. Количество тепловой энергии на разогрев мазута при сливе, Гкал, определяют по формуле:
10 x К x r
о сл -6
Q = 450 x (t - t ) x (1 + ---------------) x М x 10 , (101.1)
сл м к н ро сл
где: t - конечная температура подогрева мазута в цистерне, °C,
к
принимается в зависимости от марки мазута;
t - начальная температура мазута в цистерне, °C, при отсутствии данных
н
принимается 0 - (-7) °C для южного пояса, (-)7 до (-)10 °C для северного,
от (-)10 до (-)15 °C для Сибири (через 7 суток после наполнения температура
мазута в цистерне равна температуре наружного воздуха);
К - коэффициент охлаждения, ккал/(м3ч°C), принимается равным 1,65 для
о
цистерн 60 (50) т; 2,2 - для 25-тонной цистерны; 1,15 - при доставке мазута
автотранспортом;
r - время разогрева и слива из цистерны, ч, принимаемое в зависимости
сл
от периода и марки мазута (холодное время года М-40, М-60 - 8 час., М-80,
М-100 - 10 час., теплое время - 4 час.);
ро - плотность мазута при начальной температуре, кг/м3;
М - количество сливаемого за расчетный период мазута, т.
сл
55.2. Потери тепловой энергии при хранении мазута, Гкал, рассчитываются по формуле:
602 x F x К x (t - t ) x r
к о хр -6
Q = ------------------------------- x М x 10 , (101.2)
хр м ро x V хр
где: F - поверхность охлаждения резервуара, м2; принимается по
проектным, паспортным или фактическим данным;
К - коэффициент теплопередачи стенок резервуара, ккал/(м2ч°C),
принимаемый для металлических неизолированных резервуаров - 6,0;
металлических изолированных - 3,0; для подземных резервуаров - 0,27;
t - температура окружающего воздуха, °C; принимается как средняя для
о
расчетного периода (для подземных резервуаров t = 5 °C);
о
r - время хранения, ч;
хр
V - емкость резервуара, м3;
М - количество мазута, хранимого в расчетном периоде, определяемое
хр
как среднее значение на начало и конец этого периода, т;
t + t
о к
ро - плотность мазута при среднем значении температуры (---------),
2
кг/м3.
При отсутствии данных расход пара давлением 1 — 1,2 МПа и температурой 220 — 250 °C на разогрев, слив и зачистку 10 железнодорожных цистерн емкостью 60 т принимается равным 7,65 т/ч (85 — 120 кг/т); расход пара на сливные лотки на 10 м двухпутной эстакады — 0,1 т/ч, на промежуточные емкости объемом 200 м3 — 0,6 т/ч, 400 м3 — 1,2 т/ч, 600 м3 — 1,8 т/ч, 1000 м3 — 2,0 т/ч.
55.3. Расход тепловой энергии на обогрев мазутопроводов, Гкал, определяется по формуле:
q -6
Q = ------- x L x бета x r x 10 , (101.3)
тм 1,163 об
где: q - плотность теплового потока от мазутопровода в окружающую
среду, ккал/мч; принимается по нормам плотности теплового потока,
приводимым в строительных нормах и правилах;
L - длина обогреваемого мазутопровода, м;
бета - коэффициент, учитывающий тепловые потери опорами, арматурой,
компенсаторами; принимается 1,2 в тоннелях и каналах и помещениях, 1,25 -
для надземной прокладки мазутопроводов;
r - продолжительность обогрева, ч.
об
55.4. Расход тепловой энергии на подогрев мазута в мазутоподогревателях или расходных емкостях осуществляется до температуры, указанной в таблице 7:
Таблица 7
┌────────────────────────┬────────────────────────────────────────────────┐ │ Тип форсунок │ Температура подогрева мазута, °C │ │ ├────────────────────────┬───────────────────────┤ │ │ М-40; М-60 │ М-80; М-100 │ │ ├────────────┬───────────┼────────────┬──────────┤ │ │ начальная │ конечная │ начальная │ конечная │ ├────────────────────────┼────────────┼───────────┼────────────┼──────────┤ │паровые; воздушные │ 50 │ 75 │ 70 │ 90 │ │высоконапорные │ │ │ │ │ │механические; │ 50 │ 75 │ 70 │ 90 │ │паромеханические │ │ │ │ │ │воздушные низконапорные │ 50 │ 75 │ 70 │ 90 │ └────────────────────────┴────────────┴───────────┴────────────┴──────────┘
Расход тепловой энергии на подогрев мазута, Гкал, определяется по формуле:
q x (I - I ) x М
п п пв п -6
Q = ---------------------- x 10 , (101.4)
пм эта
под
где: q - удельный расход пара на подогрев мазута (таблица 8) в
п
диапазоне температур, приведенных в таблице 7, кг на тонну мазута:
Таблица 8
┌───────────────────┬─────────────────────────────────────────────────────┐ │ Мазут │ Расход пара (кг на 1 т мазута) при типах форсунок │ │ ├────────────────┬───────────────────┬────────────────┤ │ │ паровые │ паромеханические │ воздушные │ ├───────────────────┼────────────────┼───────────────────┼────────────────┤ │М-40; М-60 │ 247 │ 42 │ 48 │ │М-80; М-100 │ 239 │ 39 │ 34 │ └───────────────────┴────────────────┴───────────────────┴────────────────┘
I , I - энтальпия соответственно пара, используемого для подогрева, и
п пв
питательной воды, ккал/кг;
М - количество подогреваемого мазута за расчетный период, равное
п
количеству мазута, поданного в топку горелочными устройствами, т;
эта - КПД подогревателя, принимаемый равным 0,98.
под
55.5. Расход тепловой энергии на паровой распыл мазута, Гкал, рассчитывается в случае комплектации котлоагрегатов паромеханическими форсунками по формуле:
-3
Q = q x B x (I - I ) x 10 , (101.5)
рм р м п пв
где q - удельный расход пара на распыливание, кг/кг мазута;
р
принимается 0,02 - 0,03 в зависимости от вязкости мазута;
B - количество распыляемого мазута, т;
м
I , I - энтальпия соответственно пара, используемого для распыла
п пв
мазута, и питательной воды, ккал/кг.
Расход пара на распыл мазута для паровых форсунок учтен удельным расходом пара на подогрев мазута, приведенным в п. 55.4.
56. Расход тепловой энергии на технологические нужды химводоочистки, Гкал, определяют по формулам:
при наличии охладителя выпара:
-3
Q = K x G x К x C x (t"- t') x r x 10 , (102.1)
хво хво хво вз в хво
при отсутствии охладителя выпара:
-3
Q = K x G x К x C x (t"- t') x r x 10 + 0,004 x G x (I - I') x r x 1, (102.2)
хво хво хво вз в хво д вып д
где: K - удельный расход воды на собственные нужды ХВО, исходной
хво
воды на 1 т химически очищенной воды, принимается в зависимости от общей
жесткости воды, т;
G - средний расход воды на ХВО в расчетном периоде, т/ч;
хво
К - поправочный коэффициент, принимаемый равным 1,0 при наличии бака
вз
взрыхления и 1,2 при его отсутствии;
C - теплоемкость воды, ккал/кг°C;
в
t", t' - соответственно температура воды после и до подогревателя сырой
и исходной воды, °C;
r , r - продолжительность работы соответственно ХВО и деаэратора в
хво д
расчетном периоде, ч;
G - средний расход воды на деаэрацию в расчетном периоде, т/ч;
g
I , I' - энтальпия соответственно выпара из деаэратора и исходной
вып
воды, ккал/кг.
57. Часовой расход тепловой энергии, Гкал, на отопление помещения котельной определяется следующим образом:
-6
Q = альфа x V x q x (t - t ) x 10 , (103)
о о о вн р.о.
где: V - объем отапливаемого помещения (рабочей зоны), м3;
о
q - удельная отопительная характеристика здания при t = -30 °C
о р.о.
принимается для объема здания 2 - 10 тыс. м3 - 0,1; 10 - 15 тыс. м3 -
0,08 ккал/(м3ч°C);
t - расчетная температура наружного воздуха для проектирования
р.о.
отопления, °C;
альфа - поправочный коэффициент на температуру наружного воздуха для
проектирования отопления принимается по нижеприведенным данным:
┌───────┬────┬──────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬──────┬─────┐ │t °C│ 0 │ -5 │ -10 │ -15 │ -20 │ -25 │ -30 │ -35 │ -40 │ -45 │ -50 │ -55 │ │ р.о. │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───────┼────┼──────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼──────┼─────┤ │ альфа │2,05│ 1,67 │1,45 │1,29 │1,17 │1,08 │1,00 │0,95 │0,90 │0,85 │ 0,82 │0,80 │ └───────┴────┴──────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴──────┴─────┘
t - температура воздуха внутри помещения, принимаемая как
вн
средневзвешенная по всем помещениям непосредственно котельной
(котельный зал; насосное отделение; щитовое помещение и др.); принимается
по действующим санитарным нормам с учетом показателей аттестации рабочих
мест по условиям труда.
При отсутствии результатов аттестации минимальные значения температур воздуха в рабочей зоне помещений в холодный период определяются по таблице 9 (справочной).
Таблица 9 (справочная)
┌────────────────────────┬────────────────────────────────────────┬────────────┐ │ Наименование │ Характеристика │Температура │ │ помещений │ │воздуха, °C │ ├────────────────────────┼────────────────────────────────────────┼────────────┤ │Котельный зал │с постоянным обслуживающим персоналом │ │ │ │котельной: │ │ │ │ на газе │ 19 │ │ │ на жидком топливе │ 15 │ │ │ на угле и древесных отходах с │ │ │ │ механизированной подачей │ 15 │ │ │ на угле с ручной загрузкой и дровах │ 13 │ │ │без постоянного обслуживающего персонала│ 5 │ │Зольное помещение │с механизированным удалением золы │ 5 │ │ │и шлака │ │ │ │при ручном удалении золы и шлака │ 13 │ │Химводоподготовка в │с постоянным обслуживающим персоналом │ 17 │ │отдельном помещении │без постоянного обслуживающего персонала│ 5 │ │Дробильные отделения │с постоянным обслуживающим персоналом │ 15 │ │ для угля и шлака; │без постоянного обслуживающего персонала│ 5 │ │ транспортерные галереи;│ │ │ │ узлы пересыпки │ │ │ │Насосные отделения │с постоянным обслуживающим персоналом │ 17 │ │в отдельных помещениях │без постоянного обслуживающего персонала│ 5 │ │Щитовые помещения │с постоянным обслуживающим персоналом │ 19 │ │ │без постоянного обслуживающего персонала│ 5 │ │Химические лаборатории │ │ 19 │ └────────────────────────┴────────────────────────────────────────┴────────────┘
Пересчет расхода тепловой энергии на отопление в конкретном расчетном месяце по формуле:
t - t
вн ср
Q = Q ------------- x r , (103.1)
о мес о t - t мес
вн р.о.
где: t - средняя за расчетный период температура наружного воздуха,
ср
°C;
r - продолжительность отопления, ч.
мес
Полученный по формуле (103.1) расход тепловой энергии на отопление помещений котельной уменьшается на величину тепловых выделений в окружающую среду котлоагрегатами, баками различного назначения, установленными в котельном зале, других тепловыделений (потери с утечками, парением, через теплоизоляцию, при опробовании предохранительных клапанов), а также поступлений тепловой энергии с нагретым воздухом приточной вентиляции.
Если поступление тепловой энергии от котлоагрегатов, баков и других элементов, а также с воздухом приточной вентиляции обеспечивает поддержание расчетной температуры воздуха в производственной зоне котельного зала, то расход тепловой энергии на отопление в общем расходе на собственные нужды учитывается только в объеме потребности на отопление служебных и бытовых помещений.
Расход тепловой энергии на отопление и хозяйственно-бытовые нужды зданий и сооружений, расположенных на территории котельной (административное здание, гаражи, мастерские, склады и др.), к собственным нуждам не относится.
57.1. Потери тепловой энергии котлоагрегатами определяются по формулам (103.2) или (103.3):
q
ка Ik н. 5 -3
Q = SUM B x Q x ----- x 10 , (103.2)
тп i=1 i р. 100
где: B - расход натурального топлива котлоагрегатом в расчетном
i
месяце, т;
q - средняя потеря тепловой энергии всеми элементами котлоагрегатов в
5
окружающую среду, в % от количества теплоты топлива;
н.
Q - теплота сгорания используемого натурального топлива, ккал/кг;
р.
I - количество котлоагрегатов.
к
Средняя потеря тепловой энергии всеми элементами котлоагрегата в
окружающую среду (q ) принимается по показателям режимной карты.
5
При отсутствии результатов режимно-наладочных испытаний q для котлов
5
производительностью до 5,0 Гкал/ч оценивается ориентировочно по приводимой
таблице 10:
Таблица 10
┌────────────────────────┬──────┬──────┬──────┬─────┬─────┬────┬────┬─────┐ │Теплопроизводительность,│до 0,5│до 1,0│до 1,5│ 2,0 │ 2,5 │ 3,0│ 4,0│ 5,0 │ │Гкал/ч │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├────────────────────────┼──────┼──────┼──────┼─────┼─────┼────┼────┼─────┤ │Потери тепловой энергии │ 8,0 │ 6,0 │ 4,5 │ 3,2 │ 2,6 │ 2,3│ 2,1│ 1,75│ │q │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 5, % │ │ │ │ │ │ │ │ │ └────────────────────────┴──────┴──────┴──────┴─────┴─────┴────┴────┴─────┘
I q
ка к бр 5 -6
Q = SUM Q x b x Q x ----- x 10 , (103.3)
тп i=1 i ка усл.топл 100
где: Q - производство тепловой энергии i-м котлом за расчетный период,
i
Гкал;
бр
b - удельный расход условного топлива на производство тепловой
ка
энергии i-м котлом в расчетном периоде, кг у.т./Гкал;
Q - теплота сгорания по условному топливу, 7000 ккал/кг у.т.
усл. топл
Тепловые потери баками, независимо от места установки, рассчитываются по формуле (104), прочие потери теплоты — в соответствии с пунктом 59 порядка.
57.2. Потери тепловой энергии баками различного назначения (декарбонизаторы, баки-аккумуляторы и пр.), Гкал, определяют по формуле:
G -6
Q = SUM q x F x К x n x r x 10 , (104)
бак j=1 бj бj t j бj
где: q - норма плотности теплового потока через поверхность бака,
бj
ккал/м2ч; принимается по СНиП 2.04.14-88 для баков, введенных в
эксплуатацию до 01.11.2003, и по СНиП 41-03-2003 для баков, введенных в
эксплуатацию после 01.11.2003;
F - поверхность бака, м2;
бj
К - температурный коэффициент, определяемый по соотношению
t
(t - t ) : (t - 5);
г н ср г
n - количество баков;
j
G - количество групп однотипных баков;
r - продолжительность работы баков в расчетном периоде, ч.
бj
58. Расход тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды, Гкал, определяется по формуле:
-3
Q = (альфа x N x К + альфа x M) x c x ро x (t - t ) x T x 10 , (105)
х q q q в в г хв q
где альфа - норма расхода горячей воды на одну душевую сетку,
q
принимается равной 0,27 м3/сут.;
N - количество душевых сеток;
q
К - коэффициент использования душевых, определяется практическим
q
путем, при отсутствии данных принимается равным 1,0;
альфа - норма расхода горячей воды на 1 человека в смену, при
отсутствии данных принимается равной 0,024 м3/чел. в сутки;
M - численность работающих человек в сутки;
t , t - соответственно температура горячей и исходной воды, °C;
г хв
c - теплоемкость воды, ккал/кг°C;
в
Т - продолжительность расчетного периода, сут.;
q
ро - плотность воды, т/м3 .
в
59. Другие потери (опробование предохранительных клапанов, потери с утечками, парением, через теплоизоляцию трубопроводов), Гкал, принимают равными:
- для паровых котельных Q = 0,002Q ;
пр произв.
- для водогрейных котельных Q = 0,001Q ,
пр произв.
где: Q - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное
произв.
котельной за расчетный период.
60. Расход тепловой энергии на дутье под решетки слоевых топок котлов, работающих на углях, принимается по опытным данным, но не более 2,0% от произведенной тепловой энергии за расчетный период.
Расчет нормативов удельного расхода топлива на тепловую
энергию, отпущенную организацией
61. Нормативы удельного расхода топлива на отпуск в тепловую сеть по предприятию в целом на соответствующий месяц и год определяются аналогично определению этих показателей по формулам (96.1) и (96.2) с заменой показателей котлов на показатели котельных.
62. Анализ полученных материалов включает в себя сравнение расчетных НУР на расчетный период с плановыми показателями текущего года и отчетными показателями за два предыдущих года (по форме федерального государственного статистического наблюдения N 1-ТЕП «Сведения о снабжении теплоэнергией»).
63. В составе обосновывающих материалов приводятся:
таблица баланса прогнозируемых объемов производства и отпуска тепловой энергии по месяцам и на год с указанием источников их получения;
расчеты НУР по каждой котельной на каждый месяц расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом за расчетный период регулирования (каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования), выполненные в соответствии с разделом V порядка по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода и обоснования нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных (расчетные таблицы; информация об источниках исходных данных);
режимные карты и нормативные характеристики, разработанные на основании режимной наладки и режимно-наладочных испытаний;
сводная таблица результатов расчетов нормативов удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию по котельной, филиалу, энергоснабжающей организации в целом (приложение 2 к порядку);
Сравнительная таблица расчетных и фактических
удельных расходов топлива на отпущенную тепловую энергию
(кг у.т. <1>/Гкал)
|
Нормативное значение |
Учтено регулирующим органом <2> в тарифах |
Фактические показатели удельного расхода условного топлива |
Предложения |
||||
|
утверждено Минэнерго России |
энергоснабжающая организация |
экспертная организация |
|||||
|
величина |
N и дата приказа |
при отсутствии утвержденных в Минэнерго России — расчетное значение |
|||||
|
Котельная __________________________________ |
|||||||
|
20__ г. |
|||||||
|
20__ г. |
|||||||
|
20__ г. |
|||||||
|
20__ г. |
— |
— |
— |
— |
|||
|
20__ г. |
— |
— |
— |
— |
|||
|
20__ г. |
— |
— |
— |
— |
|||
|
Энергоснабжающая организация в целом |
|||||||
|
20__ г. |
|||||||
|
20__ г. |
|||||||
|
20__ г. |
|||||||
|
20__ г. |
— |
— |
— |
— |
|||
|
20__ г. |
— |
— |
— |
— |
|||
|
20__ г. |
— |
— |
— |
— |
———————————
<1> У.т. — условное топливо.
<2> Орган исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.
пояснительная записка содержит: краткую характеристику предприятия — количество котельных, их установленная мощность, присоединенная нагрузка, основное и резервное топливо, характеристика топливного хозяйства, количество потребителей, график отпуска тепловой энергии, вид системы теплоснабжения, организация учета отпуска тепловой энергии, проведение режимно-наладочных испытаний котлоагрегатов.
В пояснительной записке приводятся данные о проведенных в отчетном году мероприятиях по повышению экономичности котельных с конкретными данными о сокращении расхода тепловой энергии на собственные нужды, снижении расхода топлива, влиянии проведенных мероприятий на уменьшение удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию.
26.05.2023. Формы предоставления информации для подготовки ежегодного государственного доклада о состоянии энергосбережения и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации и порядков их заполнения
Ежегодный государственный доклад о состоянии энергосбережения и повышении энергетической эффективности (далее – Государственный доклад) подготавливается Министерством экономического развития Российской Федерации в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 18 декабря 2014 г. № 1412 «О подготовке и распространении ежегодного государственного доклада о состоянии энергосбережения и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации».
Для подготовки Государственного доклада используются данные официального статистического учета, аналитическая, отчетная и иная информация в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, представленная в Минэкономразвития России федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления, организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, и организациями, осуществляющими деятельность в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, а также иная информация, полученная Минэкономразвития России в ходе своей деятельности.
Подробнее…
25.05.2023. Сергей Романов: масштабное внедрение газомоторного топлива позволит сократить выбросы парниковых газов на 60 млн тонн
Уфа, 24 мая. – Теме стратегического планирования развития рынка природного газа в качестве моторного топлива было посвящено выступление заместителя генерального директора РЭА Минэнерго России Сергея Романова на Российском нефтегазохимическом форуме.
В своем докладе он обратил внимание на то, что в России в настоящее время действует большое количество инструментов, стимулирующих использование природного газа в качестве моторного топлива, в том числе субсидии на развитие заправочной инфраструктуры и переоборудование транспорта, поддержка производителей техники на ГМТ, субсидирование по схеме льготного лизинга и другие меры поддержки.
Подробнее…
22.05.2023. Кабмин поручил оценить готовность энергетиков и предприятий ЖКХ к зиме
Кабмин поручил Минэнерго, Ростехнадзору и Минстрою оценить готовность регионов к осенне-зимнему периоду, о результатах доложить до 26 октября 2023 года.
Правительство также рекомендовало органам исполнительной власти субъектов обеспечить контроль за исполнением мероприятий.
«Минстрою России, Минэнерго России, Ростехнадзору с участием органов местного самоуправления провести оценку готовности муниципальных образований, теплоснабжающих и теплосетевых организаций к работе в отопительный период 2023-2024 годов», – говорится в сообщении, опубликованном в субботу на сайте правительства.
Подробнее…
19.05.2023. Отопительный период завершен в 53 регионах России
Министр строительства и ЖКХ РФ Ирек Файзуллин на заседании Правительства Российской Федерации под председательством главы Правительства РФ Михаила Мишустина рассказал об итогах прохождения предприятиями жилищно-коммунального хозяйства осенне-зимнего периода (ОЗП) 2022–2023 годов и задачах по подготовке к прохождению осенне-зимнего периода 2023–2024 годов.
Отопительный сезон проходит штатно и полностью завершен в 53 регионах – это 1 360 муниципальных образований. Все регионы вошли в текущий отопительный сезон своевременно и без серьезных нарушений. На подготовку прохождения ОЗП 2022–2023 годов из консолидированных бюджетов было направлено более 360 млрд рублей. Средства направлены на создание необходимых запасов топлива, проведение ремонтных работ, создание запасов материалов на случай аварийных ситуаций. Кроме того, из резервного фонда Правительства РФ было выделено более 16 млрд рублей на восстановление инженерной инфраструктуры в новых регионах и их подготовку к зиме.
Подробнее…
18.05.2023. Алексей Кулапин: регионы страны должны перейти к постоянному формированию прогнозных топливно-энергетических балансов
Москва, 17 мая. – Работу по формированию прогнозных топливно-энергетических балансов (ТЭБ) в субъектах Российской Федерации необходимо выстроить на принципах долгосрочности и непрерывности с участием в ней сторон, заинтересованных в эффективном функционировании и развитии ТЭК на всех уровнях управления.
Об этом заявил генеральный директор РЭА Минэнерго России Алексей Кулапин, выступая на заседании комиссии Государственного Совета Российской Федерации по направлению «Энергетика».
Подробнее…
17.05.2023. 28 июня в Твери стартует VI Всероссийское совещание центров энергосбережения и I Межрегиональный форум горсветов
Организаторами мероприятия выступают Российская ассоциация центров энергосбережения «РАЦЭС», Санкт-Петербургское государственное учреждение «Центр энергосбережения», Ассоциация наружного освещения и Научно-технический совет светотехнической отрасли при поддержке Министерства экономического развития Российской Федерации, Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, Министерства цифрового развития, связи и массовых коммуникаций Российской Федерации, Министерства промышленности и торговли Российской Федерации, Центра энергоэффективности Фонда «Центр стратегических разработок», Правительства Тверской области.
Подробнее…
17.05.2023. Энергетическая автономность Чувашии: первая мини-ТЭЦ может появится в республике уже в следующем году
Генеральный директор ГК Трансэнергопром Елена Климашевская встретилась с Министром экономического развития и имущественных отношений Чувашской республики Дмитрием Красновым.
Главной темой встречи стало экономическое развитие региона, реализация пилотных проектов по строительству энергетической инфраструктуры.
В 2023 году основными инвестиционными проектами компании стали: проектирование энергоцентра в Шоршелском сельском поселении и строительство новой электрозаправочной станции в Чебоксарах. Также продолжается реализация программы по установке приборов интеллектуального учета в многоквартирных домах.
Подробнее…
15.05.2023. Чебоксарские погрузчики самые экономичные в отрасли
«Чебоксарский завод силовых агрегатов», производитель вилочных погрузчиков под брендом СИЛАНТ установил новый рекорд, предоставив своим клиентам надежную и эффективную технику.
Последние модели вилочных погрузчиков имеют показатели расхода топлива, которые на 30% ниже, чем у конкурентов в том же классе.
Как отметил министр промышленности и энергетики Чувашии Александр Кондратьев, проводить подобные испытания необходимо для выработки конкретного преимущества.
Подробнее…
11.05.2023. С 10 мая 2023 года на территории Чувашской Республики стартует Всероссийский фестиваль энергосбережения #ВместеЯрче – 2023
Чувашская Республика – Чувашия вновь примет участие во Всероссийском фестивале энергосбережения и экологии #ВместеЯрче.
Данное мероприятие проводится ежегодно, начиная с 2016 года, в целях популяризации применения современных энергоэффективных технологий в быту и на производстве, экологического просвещения, бережного отношения к энергоресурсам, труду энергетиков.
Массовые мероприятия с успехом проходят на базе школ, детских садов, вузов, домов культуры, библиотек как в оффлайн, так и в онлайн-форматах.
Подробнее…
05.05.2023. ФАС: регулятору Владимирской области предписано исключить 298,6 млн рублей необоснованных средств из тарифов на теплоснабжение
Из них 188,96 млн рублей уже исключены при регулировании на 2023 год.
Напомним, в 2021 году антимонопольная служба выявила в действиях Департамента государственного регулирования цен и тарифов Владимирской области нарушения при установлении тарифов на услуги теплоснабжения для ООО «Владимиртеплогаз»*.
Служба установила, что орган регулирования произвел учет экономически необоснованных расходов в соответствующие тарифы.
В связи с этим было выдано предписание исключить из тарифов на услуги по теплоснабжению для ООО «Владимиртеплогаз» необоснованно включенные затраты на 2023-2024 гг. в размере 298,6 млн рублей, которое было частично исполнено регулятором.
Подробнее…
04.05.2023. Чувашия одна из первых в стране обеспечила сдачу энергетических деклараций государственными и муниципальными учреждениями в срок
«Впервые за 10 лет выгружены в срок энергетические декларации всеми исполнительными органами и органами местного самоуправления Чувашии, а так же их подведомственными учреждениями. Это 1 611 энергетических деклараций. Один из лучших результатов в стране», – отметил министр промышленности и энергетики Чувашии Александр Кондратьев.
Важность претворения в жизнь муниципалитетами мероприятий по энергоэффективности отмечал Глава Чувашии Олег Николаев в своем Послании Госсовету республики на 2023 год: «В прошлом году разработаны муниципальные программы энергоэффективности. Их экономический эффект может составить около 200 млн рублей ежегодно. Нельзя допустить, чтобы, как это было раньше, программы «успешно» лежали на полках. Их надо претворить в жизнь и добиться не только прямой экономии, но и повышения надежности функционирования энергохозяйства. Прошу органы местного самоуправления активно включиться в их реализацию, а Минпромэнерго Чувашии обеспечить должную координацию и контроль реализации утвержденных программ».
Подробнее…
03.05.2023. ФАС: Изменение тарифа на передачу электроэнергии не затронет граждан
В Федеральной антимонопольной службе (ФАС) пояснили, что изменение тарифа на передачу электроэнергии направлено на реализацию масштабной инвестиционной программы в сетевом комплексе и не затронет население.
Ранее в понедельник было опубликовано распоряжение председателя правительства РФ Михаила Мишустина, согласно которому с 1 мая тарифы на передачу электроэнергии по Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) увеличены на 6,3%.
Подробнее…
02.05.2023. Учётные данные с портала госуслуг теперь можно использовать для входа в «личные кабинеты» на сайтах энергокомпаний
Москва, 2 мая.– Михаил Мишустин подписал постановление Правительства РФ, по которому учётные данные из Единой системы идентификации и аутентификации (ЕСИА), применяемой на Едином портале государственных услуг, можно использовать для входа в «личные кабинеты» на сайтах ресурсоснабжающих и сетевых компаний.
Возможность напрямую обратиться в офис компании или направить письмо по почте, чтобы получить услугу в сфере электро- и теплоснабжения, сохраняется. При этом оптимизируется именно процесс онлайн-обращения.
Подробнее…
02.05.2023. Михаил Мишустин утвердил перечень дополнительных мер поддержки развития электротранспорта
Правительство продолжает работу по развитию отрасли электротранспорта и созданию необходимой для неё инфраструктуры.
Михаил Мишустин утвердил перечень дополнительных мер поддержки этого направления.
Документ был подготовлен по итогам стратегической сессии по развитию электротранспорта в России, которая прошла под председательством Первого заместителя Председателя Правительства Андрея Белоусова в феврале 2023 года.
Подробнее…
28.04.2023. В г. Новочебоксарск Чувашской Республики прошел шестой выпуск Энергокласса РусГидро
В шестой раз прошел выпускной в новочебоксарском Энергоклассе.
Трехлетнее обучение по проекту Корпоративного университета гидроэнергетики ПАО «РусГидро» успешно завершили 26 учеников Лицея № 18. Всего за время работы Энергоклассов в Чувашии их программу выполнили 137 старшеклассников.
Выпускные Энергоклассов РусГидро проходят в девяти регионах России – для школьников из городов Новочебоксарска, Новосибирска, Рыбинска, Балаково, Волжского, Кодинска, Невинномысска, поселков Новобурейский и Черемушки.
Подробнее…
27.04.2023. Информация о работе ГИС «Энергоэффективность»
Уважаемые пользователи ГИС «Энергоэффективность»!
В связи со значительной нагрузкой на аппаратно-программное обеспечение ГИС «Энергоэффективность» наблюдались проблемы с подписанием декларации посредством электронной подписи.
На 17:00 Мск 27.04.2023 проблема устранена, подписать декларацию можно в штатном режиме.
Приносим извинения за предоставленные неудобства в работе.
Подробнее…
27.04.2023. Чувашская энергосбытовая компания продемонстрировала ход реализации инвестпрограмм Госслужбе по тарифам
Исполнительный директор Чувашской энергосбытовой компании Дмитрий Константинов продемонстрировал руководителю Государственной службы Чувашской Республики по конкурентной политике и тарифам Надежде Колебановой итоги реализации инвестиционных программ компании в Батыревском и Комсомольском муниципальных округах Чувашской Республики.
В селе Комсомольское установлен информационный терминал для передачи показаний счетчиков и оплату за потребленную электроэнергию. Дмитрий Константинов пояснил руководителю Госслужбы по тарифам Надежде Колебановой, что на сегодня в ЧЭСК работает 12 инфоматов, которые значительно облегчают работу клиентского офиса, позволяют получать ответы на вопросы в одно касание, исключая при этом бумажную работу.
Подробнее…
26.04.2023. Пресс-конференция о белорусско-российском сотрудничестве в рамках конкурса по энергоэффективности и ресурсосбережению пройдет в БЕЛТА 27 апреля
Пресс-конференция, приуроченная к старту IX республиканского конкурса «Лидер энергоэффективности – 2023», на тему «Создание механизмов белорусско-российского сотрудничества по усилению потенциала энергоэффективности и ресурсосбережения» состоится в пресс-центре БЕЛТА 27 апреля в 14.30.
Ежегодный конкурс в сфере энергоэффективности, ресурсосбережения и экологичности «Лидер энергоэффективности Республики Беларусь – 2023» стартует 1 мая.
Оргкомитет расширяет сотрудничество в рамках проекта, подключая к проведению конкурса международных экспертов. В текущем году к оценке отечественных предприятий привлечены эксперты Национального исследовательского университета МЭИ (Россия).
Подробнее…
26.04.2023. Сергей Романов: Россия обладает одной из самых «чистых» структур электроэнергетики в мире
Москва, 25 апреля. – Новейшие энергоэффективные технологии, лучшие практики и подходы к повышению энергоэффективности российской экономики, подготовка кадров для сферы энергосбережения стали темами для дискуссий на круглом столе «Энергопереход 4.0: курс на энергоэффективность и технологический суверенитет России» в рамках ежегодного Энергетического академического форума.
Российское энергетическое агентство Минэнерго России на мероприятии представлял заместитель генерального директора Сергей Романов. В своем докладе он отметил, что структура электроэнергетики России уже сейчас является одной из самых «чистых» в мире.
Подробнее…
25.04.2023. Новый сервис «Госуслуги.Дом» — онлайн решение всех вопросов ЖКХ в одном приложении
Сервис позволяет собственникам квартир в многоквартирных домах решать все вопросы ЖКХ онлайн в одном приложении.
С мая 2023 года мобильное приложение «Госуслуги.Дом» начинает работу в новых регионах страны: Республике Удмуртия, Республике Хакасия, Алтайском крае, Ставропольском крае, Архангельской, Кемеровской, Кировской, Курской, Новосибирской, Свердловской, Ульяновской и Ярославской областях, а также в Санкт-Петербурге.
Приложение создано на базе государственной информационной системы ЖКХ («ГИС ЖКХ»).
Подробнее…