Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

16 страниц

Купить бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

 Скачать PDF

Консультация по подбору ГОСТабесплатно

 
Дата введения01.02.2020
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.02.2020
ОпубликованСПО ОРГРЭС, 1998 г.
Дополняет:РД 34.08.552-95

Организации:

13.05.1998ПринятРАО ЕЭС России
15.05.1998УтвержденМинистерство топлива и энергетики РФ
07.07.1998ПринятФедеральная энергетическая комиссия РФ
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

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

 

 

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
РАО «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

103074, Москва, К-74, Китайский проезд, 7

Телефон 220-57-10

_____ 27.11.95 № 04-03/6

На № _________ от __________

Объединенным энергетическим системам, акционерным обществам энергетики и электрификации

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:

Qкбр + Qперпр = Qэ + (Qот - Qотпвк - Qнасгв +

+ Qперотд)(100 + αпотэк)10-2 + Qтсн + Qксн + Qтп,                                  (1)

Дополнить пояснения к показателю Qтп следующим текстом:

«Номинальные значения Qтп [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)

αпотэк = 102Qотпот(эк)/(Qот - Qотпвк - Qнасгв + Qперотд)                       (20)

Втэ = В - Вэ - Вотдпер + Впвк                                                  (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 ΔQэ(отр) [тыс. Гкал (тыс. ГДж)] на основе графических зависимостей энергетических характеристик турбоагрегатов:

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

ΔQэ(отр) = (qто - qт)NтτтрабKот10-6,                                       (35.1)

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

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

Kот - отношение по подгруппе оборудования отпуска тепла внешним потребителям отработавшим паром Qототр к общему отпуску тепла из отборов турбоагрегатов Qт;

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

ΔQпоэ(отр) = (qтп=0 - qт)NтτтрабKот10-6;                                     (35.2)

ΔQтоэ(отр) = (qот - qтп=0)NтτтрабKот10-6,                                    (35.3)

где qт - номинальное значение удельного расхода тепла на турбоагрегат при фактических значениях Nт, , , pп и pт, ккал/(кВт · ч) [кДж/(кВт · ч)];

qтп=0 - то же, но при отсутствии отпуска тепла из производственного отбора;

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

для турбоагрегатов типа ПР:

ΔQэ(отр) = (qкнт - qт)NтτтрабKот10-6;                                    (35.4)

ΔQпоэ(отр) = (qкнт - qт)WпотфQпоKот10-9;                                   (35.5)

ΔQрэ(отр) = ΔQэ(отр) - ΔQпоэ(отр),                                       (35.6)

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

qткн - 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);

Wтфпо - 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 ΔNp2 - 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;

Nтф - 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);

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

На основе найденных значений изменения расхода тепла на производство электроэнергии ΔQэ(отр)i при изменении отпуска тепла из отбора турбоагрегата от фактического значения ΔQотбi 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 Kэотр(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 Kтэотр(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 Kэотр(к) и Kтэотр(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 ηкн(бл) и ηтпбл - 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 Вг, жидкого Вм и твердого Втв. 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 (tппн, °С) определяется по формуле

                   (94)

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

17. На стр. 31 в п. 102.

17.1. Заменить формулу (95):

tух(н) = tухисх + K1(t'вп - tвписх) + K2(Δtрец - Δtрецисх) + K3(tквп - tквписх)

+ K4(r - rисх) + K5( - ) + Δtухпроч.                                         (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 Δtухпроч 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 tух(н) на изменение t'вп не производится».

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

                                                   (129)

                                                   (133)

где ξксн - 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:

Номер в макете 15506-2

Показатель

Номер пункта в разд. 3.1

Наименование

Обозначение

 

Коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям от турбоагрегатов

 

 

46

на отпуск электроэнергии

Kэотр(к)

28

47

на отпуск тепла

Kтэотр(к)

29

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):

 

Коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям от турбоагрегатов

на отпуск электроэнергии

на отпуск тепла

Kэотр(к)

Kтэотр(к)

в макете 15506-1

28

29

в макетах 15506-2 и 15505

46

47

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 ΔQпоэ(отр), ΔQтоэ(отр) и ΔQкондэ(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. втэ(н)

24.4. На стр. 102 в расчетной формуле п. 3.21 член Δвтэ заменить на Δвтэвэнр/вэн.

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)

qтсн = 102Qтсн/Qэ %;                                                      (6)

                                                   (7)

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

                                                (9)

                                                 (10)

                                                       (11)

              (12)

KQ = BQут/(ВQут + Qвн);                                                (13)

                   (14)

                   (15)

                                                          (16)

αпвк = 102Qпвкот/Qот %;                                                        (17)

αнас = 102Qгвнас/Qот %;                                                         (18)

αэкпот = 102Qотпот(эк)/(Qот - Qотпвк - Qгвнас + Qотдпер) %;                        (19)

впвктэ = 103(100 + αпвкпот)/ηбрк(пвк)Qут кг/Гкал (кг/ГДж);                       (20)

αпвкпот = 102Qпот(пвк)от/Qпвкот %;                                         (21)

Δвтэ = вэ(Этепл + Эпар)/Qот 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 Впрпер, Qотдпер, Qпрпер и Эснпр(пер)».