Изменение №1 для РД 34.08.552-95
Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования

 

ИЗМЕНЕНИЕ № 1

«Методических указаний по составлению отчета
электростанции и акционерного общества энергетики
и электрификации о тепловой экономичности оборудования:
РД 34.08.552-95» (М.: СПО ОРГРЭС, 1995)

 

Утверждено    Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 15.05.98 г.

Первый заместитель министра В.И. ОТТ

Согласовано с Российским акционерным обществом энергетики и электрификации «ЕЭС России» 13.05.98 г.

Первый заместитель

председателя правления О.В. БРИТВИН,

с Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации 07.07.98 г.

Заместитель председателя Г.П. КУТОВОЙ

 

Минтопэнерго РФ утвердило новую редакцию Методических указаний по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования (РД 34.08.552-95), изменяющую методику распределения общего расхода топлива между электроэнергией и теплом.

Департамент эксплуатации энергосистем и электростанций РАО «ЕЭС России» просит обеспечить введение в действие Методических указаний, начиная с отчетов за январь 1996 года.

При составлении отчетов следует обратить внимание, что в макете 15506-1 изменено содержание граф с 25 по 29, а в макетах 15505 и 15506-2 - с 43 по 47.

Начальник                                                                                          В.И. Городницкий

Калинов

220-57-21

1. На стр. 8 формулу (1) заменить следующей:

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

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

Дополнить пояснения к показателю Q_тп следующим текстом:

«Номинальные значения Q_тп [Гкал/ч (ГДж/ч)] для конденсационных и теплофикационных энергоблоков принимаются равными 1 % номинальной теплопроизводительности котлов, а для подгрупп оборудования с поперечными связями - 1,5 % номинальной теплопроизводительности находящихся в работе котлов».

2. На стр. 11 в пп. 6 и 7 и на стр. 40 в первом абзаце разд. 3.3 ссылку на «Правила учета отпуска тепловой энергии: ПР 34-70-010-85» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986) заменить ссылкой на «Правила учета тепловой энергии и теплоносителя» (М.: Изд-во МЭИ, 1995).

3. На стр. 13 из п. 10 исключить текст второго абзаца.

4. На стр. 13 пп. 11, 12 дополнить следующим текстом:

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

5. На стр. 13, 14 и 15 формулы (17), (20), (23) - (25) заменить следующими:

             (17)

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

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

                                       (24)

                                          (25)

6. На стр. 16 пп. 25 - 27 дополнить следующим текстом:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

для турбоагрегатов типа ПР:

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

ΔQ^по_э(отр) = (q^кн_т - q_т)W^по_тфQ_поK_от10^-9;                                   (35.5)

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

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

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

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

для турбоагрегатов типа P - аналогично турбоагрегатам типа ПР;

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

                              (35.7)

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

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

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

                                     (35.8)

                                       (35.9)

                                  (35.10)

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

 - то же, Гкал/ч (ГДж/ч);

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

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

                          (35.11)»

7. На стр. 16 пп. 28 и 29 изложить в следующей редакции:

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

                (36)

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

                                                    (37)

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

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

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

                        (37.1)

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

8. В тексте п. 30:

8.1. После второго абзаца на стр. 16 добавить следующий текст:

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

8.2. После третьего абзаца на стр. 16 вставить следующий текст:

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

8.3. Последний абзац (на стр. 16) изложить в следующей редакции:

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

8.4. Второй абзац на стр. 17 изложить в следующей редакции:

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

9. На стр. 17 заменить формулы (41) и (43):

                                          (41)

                          (43)

10. На стр. 24 и 25 в пп. 61, 71 и 74 ссылку на Департамент эксплуатации энергосистем и электростанций заменить ссылкой на Департамент электрических станций.

11. На стр. 24 формулы (70), (71) и (72), на стр. 25 формулу (73) заменить следующими:

                                                     (70)

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

                                                     (71)

                                          (72)

                                         (73)

12. На стр. 25 первый абзац п. 67 дополнить следующим текстом:

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

13. На стр. 26 второй, третий и четвертый абзацы п. 77 изложить в следующей редакции:

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

при паспортной поверхности охлаждения эксплуатационно чистого конденсатора;

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

14. На стр. 26 заменить формулу (75):

                                                         (75)

15. На стр. 30 в пп. 92 - 95:

15.1. Первый абзац изложить в следующей редакции:

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

15.2. Последний абзац изложить в следующей редакции:

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

16. На стр. 30 в п. 101 изменить редакцию последнего предложения во втором абзаце и формулу (94):

«В этом случае температура газов за последней поверхностью нагрева (t_ппн, °С) определяется по формуле

                   (94)

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

17. На стр. 31 в п. 102.

17.1. Заменить формулу (95):

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

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

17.2. Текст, начиная с третьего абзаца, заменить следующим:

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

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

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

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

K₁ = 0,5 ... 0,8;

K₂ = -0,2 ... -0,45;

K₃ = 0,1 ... 0,25;

K₄ = 0,05 ... 0,6.

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

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

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

18. На стр. 39 и 40 заменить формулы (129) и (133):

                                                   (129)

                                                   (133)

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

19. На стр. 40 во втором абзаце разд. 3.3 ссылку на «Правила учета топлива на электростанциях: РД 34.09.105-88» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988) заменить ссылкой на «Методические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях: РД 34.09.105-96» (М.: СПО ОРГРЭС, 1997).

20. На стр. 42 в табл. 5 изменить наименование и обозначение показателей 46 и 47:

21. Изменить наименование и обозначение показателей 28 и 29 в макете 15506-1 приложения 1 (стр. 45) и соответственно показателей 46 и 47 в макетах 15506-2 приложения 2 (стр. 54) и 15505 (см. первый абзац разд. 3.4 на стр. 40):

22. На стр. 72 текст приложения 5 дополнить следующими абзацами:

22.1. В п. 1.1:

«расход тепла, связанный с поддержанием турбоагрегатов и их вспомогательных механизмов в консервации и холодном резерве».

22.2. В п. 1.2 перед вторым абзацем:

«расход тепла, связанный с поддержанием котлов и их вспомогательных механизмов в консервации и холодном резерве;»

23. На стр. 75 примечание к приложению 6 дополнить следующим текстом:

«На электростанции, работающей с выработкой электроэнергии, в расход электроэнергии на собственные нужды включаются ее затраты на поддержание части оборудования в консервации и холодном резерве».

24. В приложении 10:

24.1. На стр. 94 разд. 1 дополнить примечанием:

«Примечание. Значения ΔQ^по_э(отр), ΔQ^то_э(отр) и ΔQ^конд_э(отр) могут также определяться на основе графических зависимостей энергетических характеристик турбоагрегатов (см. дополнения к пп. 25 - 27 разд. 3.1.1 Методических указаний) при номинальных значениях давления пара в регулируемых отборах».

24.2. На стр. 99 разд. 2 дополнить примечанием:

«Примечание. Поправки по пп. 2.2.17; 2.2.29; 2.2.30; 2.2.35 и 2.2.36 вводятся только при наличии экспериментальных данных».

24.3. На стр. 100 и 101 заменить расчетные формулы пп. 3.9; 3.17 и 3.20:

3.9.

3.17.

3.20. в_тэ^(н)

24.4. На стр. 102 в расчетной формуле п. 3.21 член Δв_тэ заменить на Δв_тэв_э^нр/в_э^н.

25. Методические указания дополнить приложением 16:

Приложение 16

ФОРМУЛЫ ДЛЯ РАСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ТОПЛИВА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УДЕЛЬНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТУРБОАГРЕГАТОВ И КОТЛОВ

Фактические удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии [г/(кВт · ч)] и тепла [кг/Гкал (кг/ГДж)] могут быть определены с использованием удельных показателей турбоагрегатов и котлов:

                                                  (1)

                               (2)

                                                 (3)

При правильно сведенных тепловом и электрическом балансах подгруппы оборудования значения удельных расходов топлива, рассчитанные по формулам (16), (23) - (26), (28) и (29) разд. 3.1.1 Методических указаний и (1) - (3) настоящего приложения, должны совпадать. Это может быть использовано для контроля правильности определения показателей тепловой экономичности подгруппы оборудования.

В формулах (1) - (3) настоящего приложения:

 ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)];                            (4)

 ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)];                              (5)

q_т^сн = 10²Q_т^сн/Q_э %;                                                      (6)

                                                   (7)

 ΔQ_э(отр) - в тыс. Гкал (тыс. ГДж);                     (8)

                                                (9)

                                                 (10)

                                                       (11)

              (12)

K_Q = BQ_ут/(ВQ_ут + Q_вн);                                                (13)

                   (14)

                   (15)

                                                          (16)

α_пвк = 10²Q^пвк_от/Q_от %;                                                        (17)

α_нас = 10²Q^гв_нас/Q_от %;                                                         (18)

α^эк_пот = 10²Q_от^пот(эк)/(Q_от - Q_от^пвк - Q^гв_нас + Q^отд_пер) %;                        (19)

в^пвк_тэ = 10³(100 + α^пвк_пот)/η^бр_к(пвк)Q_ут кг/Гкал (кг/ГДж);                       (20)

α^пвк_пот = 10²Q^{пот(пвк)}_от/Q^пвк_от %;                                         (21)

Δв_тэ = в_э(Э_тепл + Э_пар)/Q_от кг/Гкал (кг/ГДж).                                 (22)

При определении номинальных значений показателей тепловой экономичности подгрупп оборудования предполагается, что перетоки тепла между ними отсутствуют, поэтому в данном случае в формулах настоящего приложения должны отсутствовать члены В^пр_пер, Q^отд_пер, Q^пр_пер и Э^сн_пр(пер)».