Расчет НУР на основе отчетных данных базового периода
28. Расчет НУР на основе отчетных данных базового периода выполняется при отсутствии на ТЭС действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию.
Основными исходными данными для расчета нормативов удельных расходов топлива на расчетный период являются:
выработка электроэнергии;
отпуск тепла внешним потребителям (общий, пиковыми водогрейными котлами, из производственных и теплофикационных отборов, от конденсаторов турбоагрегатов);
план ввода, демонтажа, перемаркировки, реконструкции и модернизации оборудования (поагрегатный);
планы проведения капитальных и средних ремонтов котлов и турбоагрегатов;
структура и качество сжигаемого топлива.
Установленная электрическая мощность каждой подгруппы оборудования на конец прогнозируемого периода (N(к)_уп) в мегаваттах определяется с учетом запланированных вводов в эксплуатацию новых турбоагрегатов, демонтажа изношенных и морально устаревших турбоагрегатов, а также перемаркировки действующих турбоагрегатов и рассчитывается по формуле
к н i=n i=m i=p
N = N + Сумма N - Сумма N + Сумма Дельта N , (40)
уп уп i=1 вi i=1 дi i=1 пер i
н
где N - установленная электрическая мощность на начало
уп прогнозируемого периода, МВт. Учитывает фактическое и
прогнозируемое изменение мощности от конца базового
до начала прогнозируемого периода;
N , N - мощность каждого из турбоагрегатов, запланированных
вi дi соответственно к вводу и демонтажу в прогнозируемом
периоде, МВт;
Дельта N - изменение установленной мощности каждого из
пер i турбоагрегатов (плюс - увеличение, минус - снижение)
в результате запланированных перемаркировок в
прогнозируемом периоде, МВт;
n, m, p - количество турбоагрегатов, запланированных
соответственно к вводу в эксплуатацию, демонтажу и
перемаркировке в прогнозируемом периоде.
Средняя за прогнозируемый период установленная электрическая мощность каждой подгруппы оборудования (N(ср)_уп) в мегаваттах определяется по формуле
ср н i=n i=m i=p
N = N + Сумма N x a - Сумма N x a + Сумма Дельта N x a ,
уп уп i=1 вi вi i=1 дi дi i=1 перi перi
(41)
где a , a , а - доля прогнозируемого периода от даты ввода,
вi дi перi демонтажа или перемаркировки каждого из
турбоагрегатов до конца периода.
Если для прогнозируемого года известны только кварталы ввода, демонтажа или перемаркировки турбоагрегатов, то величины этих долей при расчетах на год могут быть приняты следующими: при вводе, демонтаже или перемаркировке турбоагрегатов в I квартале - 0,75; во II квартале - 0,50; в III квартале - 0,25; в IV квартале - 0.
29. Установленная тепловая мощность подгруппы турбоагрегатов на конец прогнозируемого периода и средняя за прогнозируемый период определяются по формулам, аналогичным формулам (40) и (41).
При распределении общих по организации выработки электроэнергии и отпуска тепла между подгруппами оборудования следует учитывать:
имеющиеся ограничения электрической и тепловой мощности турбоагрегатов;
сложившуюся тенденцию изменения коэффициентов использования электрической и тепловой мощности турбоагрегатов.
30. Прогнозируемое значение норматива удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии [г/(кВт x ч)] рассчитывается по формулам:
р р э
в = (в + Сумма Дельта в )/К (42)
эп эб эi оmр(к) п
р э
в = в х К , (43)
эб эб оmр(к) б
р
где в , в - удельный расход топлива на электроэнергию фактический и
э э при раздельном производстве, г/(кВт х ч);
р
Дельта в - поправки к удельному расходу топлива на изменение
эi значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по
сравнению с базовым, г/(кВт х ч);
э
К - коэффициент увеличения расхода топлива на электроэнергию
оmр(к) при условном отсутствии отпуска тепла внешним
потребителям из отборов и от конденсаторов
турбоагрегатов:
ПВК
(Q + Q - Q )
э э э э оm оm б
К = К х К = К ──────────────── х
оmр(к)п оmр(к)б корр оmр(к)б р ПВК
(Q + Q - Q )
э оm оm б
р ПВК
(Q + Q - Q )
э" оm оm п
х ──────────────────────────────── (44)
р ПВК
(Q - Дельта Q + Q - Q )
э э(оmр) оm оm п
В формуле (36):
ПВК
Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых
оm оm водогрейных котлов, Гкал;
р
Q , Q - расход тепла на производство электроэнергии фактический
э э и при раздельном производстве, Гкал:
р
Q = Q + Дельта Q (45)
э э э(оmр)
Дельта Q - увеличение расхода тепла на производство электроэнергии
э(оmр) при условном отсутствии отпуска тепла внешним
потребителям из отборов и от конденсаторов
турбоагрегатов, Гкал;
по mо конд
Дельта Q = Дельта Q + Дельта Q + Дельта Q (46)
э(оmр) э(оmр) э(оmр) э(оmр)
по mо конд
Дельта Q , Дельта Q , Дельта Q - увеличение расхода тепла
э(оmр) э(оmр) э(оmр) на производство
электроэнергии при
условном отсутствии
отпуска тепла внешним
потребителям
соответственно из
производственных и
теплофикационных отборов
(а также из приравненных
к ним нерегулируемых
отборов) и от
конденсаторов
турбоагрегатов, Гкал;
Значения Дельта Q_э(оmр) и Q(р)_э для прогнозируемого периода определяются по формулам:
по по
Дельта Q = Дельта Q x Q /Q (47)
э(оmр)п э(оmр)б по п по б
mо mо
Дельта Q = Дельта Q x Q /Q (48)
э(оmр)п э(оmр)б mо п mо б
конд конд
Дельта Q = Дельта Q x Q /Q (49)
э(оmр)п э(оmр)б конд п конд б
р р
Дельта Q = Дельта Q + тау Сумма[Q (z - z )] +
эп эб раб ххi iп iб
р р
+ Дельта q (Э - Э ) (50)
кн п б
где Q , Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям и на собственные
по то конд нужды соответственно из производственных и
теплофикационных отборов (и приравненных к ним
нерегулируемых отборов) и от конденсаторов
турбоагрегатов, Гкал;
тау - среднее за период время работы единичного
раб турбоагрегата, ч;
Q - условный расход тепла холостого хода турбоагрегата
xxi i-го значения номинальной (25, 50, 100, 135 и т.д.)
мощности, Гкал/ч.
Определяется по энергетическим характеристикам по графику зависимости q_т = f(N_т, Q_по, Q_mо) при Q_по = 0 и Q_mо = 0;
z - количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го
i значения номинальной мощности;
р
Дельта q - средний по турбоагрегатам данных параметров
кн относительный прирост расхода тепла на производство
электроэнергии по конденсационному циклу (при
включенных регуляторах давления в регулируемых
отборах), Гкал/(МВт х ч);
Э - выработка электроэнергии, тыс. кВт х ч.
31. Норматив удельного расхода топлива на отпущенное тепло (кг/Гкал) рассчитывается по формулам:
кэ кэ ПВК
в = (в x Q + в x Q + Э x в )/Q (51)
mэп mэп оmп ПВК п оm п тепл п эп оm п
кэ р.кэ mэ
в = в /К х К (52)
mэп mэп оmр(к)б корр
-3 mэ 3
(В - В - Э х в х 10 ) х К х 10
р.кэ mэ ПВК mепл э б оmр(к)б
в = ─────────────────────────────────────────────── +
mэп кэ
Q
оmб
р.кэ
+ Сумма Дельта в (53)
mэi
3 ПВК
в = В x 10 /Q + Сумма Дельта в (54)
ПВК п ПВК б оmб ПВК i
гв гв
Э = Э х Q /Q , (55)
mепл п mепл б оm п оm б
кэ р.кэ
где в , в - удельный расход топлива по
mэ mэ энергетическим котлам: фактический и при
раздельном производстве (не учитывает
затрат электроэнергии на
теплофикационную установку), кг/Гкал;
В , в - абсолютный (m) и удельный (кг/Гкал)
ПВК ПВК расход условного топлива по пиковым
водогрейным котлам;
mэ
К - коэффициент увеличения расхода топлива
оmр(к) энергетическими котлами на отпуск тепла
при условном отсутствии отпуска тепла
внешним потребителям из отборов и от
конденсаторов турбоагрегатов;
Э - расход электроэнергии на
mепл теплофикационную установку, тыс.кВт х ч;
В - общий расход условного топлива на отпуск
mэ тепла, т;
кэ ПВК гв
Q = Q - Q - Q - отпуск тепла внешним потребителям,
оm оm оm нас обеспеченный энергетическими котлами (от
РОУ, регулируемых и нерегулируемых
отборов и от конденсаторов
турбоагрегатов), Гкал;
гв
Q - количество тепла, полученное водой в
нас сетевых и перекачивающих насосах, Гкал;
р.кэ
Дельта в , Дельта в - поправки к удельным расходам топлива
mэi ПВКi энергетическими и пиковыми водогрейными
котлами на изменение значений внешних
факторов в прогнозируемом периоде по
сравнению с базовым, кг/Гкал;
гв
Q - отпуск тепла с горячей водой, Гкал.
оm
33. По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии (Дельта в(р)_э) и тепла (Дельта в(р.кэ)_mэ, Дельта в_ПВК) при изменении:
1. Структуры сжигаемого топлива - Дельта в_с:
р р i=m -2
Дельта в = [в Сумма [К (бета - бета )] х 10 (56)
эс эоб i=1 сi iп iб
р.кэ р.кэ i=m -2
Дельта в = в Сумма [К (бета - бета )] х 10 (57)
mэс mэоб i=1 сi iп iб
-4
Дельта в = в х К (бета - бета ) х 10 , (58)
ПВКс ПВК гб ПВК м ПВК гб ПВК гп
р
где в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при
эоб раздельном производстве на основном виде топлива,
г/(кВт х ч);
р.кэ
в - то же на отпуск тепла энергетическими котлами, кг/Гкал;
mэоб
В - удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами в
ПВК гб базовом периоде при работе на газе, кг/Гкал;
m - количество других, кроме принятого за основное, видов
сжигаемого энергетическими котлами топлива;
бета - доля в расходе энергетическими котлами каждого из других
i видов (марок) сжигаемого топлива, %;
бета - доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными
ПВК г котлами, %;
К - относительное увеличение удельного расхода топлива
ПВК м пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на
мазут, %;
К - относительное изменение удельного расхода топлива
с энергетическими котлами при замене 1% основного вида
(марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся
укрупненные значения К_с.
─────────────────────────────┬───────────────────────────────────────────
Основное топливо │ Значение К_с
├───────────────────────────────────────────
│ Замещающее топливо
├─────────────────────┬─────────────────────
│ Газ │ Мазут
─────────────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────
Газ │ - │ + (0,02 - 0,025)
│ │
Мазут │ - (0,02 - 0,025) │ -
│ │
Антрацит │ - (0,07 - 0,08) │ - (0,05 - 0,055)
│ │
Каменный и бурый уголь │ - (0,05 - 0,06) │ - (0,025 - 0,03)
│ │
│ - (0,125 - 0,14) │ - (0,1 - 0,11)
│ │
Торф │ │
─────────────────────────────┴─────────────────────┴─────────────────────
Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде топлива определяется по формуле:
р 2
в х 10
р э б
в = ───────────────────────────────── (59)
эоб i=m
бета Сумма [(1 + К ) х бета ]
об i=1 ci iб
Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энергетическими котлами в(р.кэ)_mэоб.
2. Качества твердого топлива - Дельта в_кач
p j=l p p p -6
Дельта в = Сумма [в К (Q - Q ) x бета ] x 10 (60)
э кач j=1 эjб качj нjб нjп jп
p.кэ j=l p.кэ p p -6
Дельта в = Сумма [в К (Q - Q ) x бета ] x 10 ,
mэ кач j=1 mэ jб качj нjб нjп jп
(61)
где l - количество марок сжигаемого твердого топлива;
р р.кэ
в , в - удельные расходы топлива при раздельном производстве
эj тэj при сжигании j-ой марки твердого топлива;
K - относительное изменение расхода топлива (%) при
качj изменении теплоты сгорания j-ой марки твердого топлива
на 100 ккал/кг: ниже приводятся усредненные значения
K_качj.
───────────────┬───────────────────┬─────────────────┬───────────┬───────
Уголь │ Донецкий │ Кузнецкий │Экибастуз- │ -
по месту │ │ │ ский │
добычи │ │ │ │
───────────────┼─────┬──────┬──────┼────────┬────────┼───────────┼───────
Марка угля │ АШ │ Т │ Г, Д │ Т │Г, Д, CC│ CC │ Б
───────────────┼─────┼──────┼──────┼────────┼────────┼───────────┼───────
К_качj │1,08 │ 0,51 │ 0,31 │ 0,52 │ 0,20 │ 0,91 │ 0,50
───────────────┴─────┴──────┴──────┴────────┴────────┴───────────┴───────
р
Q - теплота сгорания j-ой марки твердого топлива, ккал/кг;
нj
бета - доля по теплу j-ой марки твердого топлива в расходе топлива
j энергетическими котлами, %.
Влияние качества твердого топлива на удельный расход может быть также определено по изменению зольности и влажности топлива:
р j=l р р р р р -4
Дельта в = Сумма{в [К (А - А ) + К (W - W ] x бета } x 10 (62)
э кач j=1 эjб Аj jп jб Wj jп jб jп
р j=l р.кэ р р р р -4
Дельта в = Сумма{в [К (А - А ) + К (W - W ] x бета } x 10 , (63)
mэ кач j=1 mэjб Аj jп jб Wj jп jб jп
где K , K - относительное изменение в(р)_э, в(р.кэ)_тэ (%) при
Аj Wj изменении на 1% абсолютной зольности А(р) и влажности
W(p) j-ой марки твердого топлива;
р р
А , W - зольность и влажность твердого топлива j-ой марки, %.
j j
3. Продолжительности работы дубль-блоков с одним корпусом котла по диспетчерскому графику нагрузки - Дельта в_э корп:
-2
Дельта в = Дельта в х (альфа - альфа ) х дельта х 10 (64)
э корп э д-бл корп п корп б д-бл п
где Дельта в - изменение удельного расхода топлива на 1% изменения
э д-бл продолжительности работы дубль-блока с одним
корпусом котла, г/(кВт х ч);
для укрупненных расчетов значение Дельта в_э д-бл может быть принято
равным 0,05 [г/(кВт х ч)]/%;
дельта - доля дубль-блоков в общем количестве энергоблоков
д-бл подгруппы оборудования, %;
альфа - относительная продолжительность работы дубль-блоков
корп с одним корпусом котла, %.
4. Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки - Дельта в_пуск:
для энергоблоков
i=n
Сумма В (n - n )
р i=1 пуск i iп iб 3
Дельта в = ─────────────────────── х К' х 10 (65)
э пуск Э эп
оm п
i=n
Сумма В (n - n )
р.кэ i=1 пуск i iп iб 3
Дельта в = ─────────────────────── х (1 - К' ) х 10 (66)
mэ пуск кэ эп
Q
оmп
для оборудования с поперечными связями
i=n j=m 3
{Сумма В (n - n ) + [Сумма В (m - m )] x К' } x 10
р i=1 т пуск i iп iб j=1 к пуск j jп jб эп
Дельта в = ─────────────────────────────────────────────────────────────────── (67)
э пуск Э
оm п
j=m 3
[Сумма В (m - m )] x (1 - К' ) x 10
р.кэ j=1 к пуск j jп jб эп
Дельта в = ──────────────────────────────────────────── (68)
mэ пуск кэ
Q
оmп
В формулах (67) - (68):
B , B , B - нормативные значения технологических потерь
пускi т пускi к пускj в пересчете на условное топливо при пусках
энергоблоков, турбоагрегатов и котлов, т;
n - количество пусков энергоблоков,
i турбоагрегатов по диспетчерскому графику
нагрузки;
m - количество пусков котлов по диспетчерскому
j графику нагрузки;
К' - приблизительное значение коэффициента
э отнесения расхода топлива энергетическими
котлами на производство электроэнергии
р р ПВК
К' = Q /(Q + Q - Q ) (69)
э э э оm оm
5. Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения - Дельта в_осв
р р i=p т т
Дельта в = в {[Сумма(К - К )] х альфа +
э осв эб i=1 осв i п осв i б i п
j=s к к -4
+ [Сумма(K - K )] х альфа } х 10 (70)
j=1 осв j п осв j б jп
р.кэ р.кэ j=s к к -4
Дельта в = в [Сумма(К - К )] х альфа х 10 , (71)
mэ осв тэ б j=1 осв j п осв j б j п
где р - количество турбоагрегатов, находившихся в стадии
освоения в базовом периоде и которые будут
находиться в стадии освоения в прогнозируемом
периоде;
s - то же, котлов;
m
К - относительное увеличение удельного расхода топлива в
осв i прогнозируемом и базовом периодах вследствие
пониженной экономичности i-го турбоагрегата,
находящегося в стадии освоения, %;
к
К - то же, j-го котла, %;
осв j
альфа , альфа - доля выработки электроэнергии и тепла каждым
i j осваиваемым турбоагрегатом и котлом, %.
6. Отработанного оборудованием ресурса времени - Дельта в_рес
р р т -7
Дельта в = в (l x Дельта тау x гамма х 10 +
э рес эб ср п раб iп
к 5 бр
+ с х Дельта тау х гамма /10 эта ) (72)
ср п раб jп кб
р.кэ р.кэ к 5 бр
Дельта в = в х с х Дельта тау х гамма /10 эта , (73)
mэ рес mэ б ср п раб jп кб
где l - средний коэффициент износа,
ср рассчитанный исходя из значения l,
равного 0,0025 для турбоагрегатов,
работающих с противодавлением и
ухудшенным вакуумом, и 0,0085 - для
остальных, %/1000 ч.;
с - средний коэффициент износа,
ср рассчитанный исходя из значения с,
равного 0,0055 - для пылеугольных
котлов; 0,0035 - для котлов,
работающих на высокосернистом мазуте;
0,0015 - для котлов, работающих на
сернистом, малосернистом мазуте или
газе, %/1000 ч.;
m к
Дельта тау , Дельта тау - средняя продолжительность работы
раб раб турбоагрегатов и котлов за время от
конца базового до конца
прогнозируемого периода, ч;
гамма , гамма - доля выработки электроэнергии
i j турбоагрегатами и тепла
энергетическими котлами,
отработавшими с начала эксплуатации
более 35 тыс.ч, в общей выработке
энергии подгруппой оборудования, %;
бр
эта - коэффициент полезного действия брутто
к котлов, %.
7. Состава оборудования - Дельта в_в,д
р р р р
Э (в - в ) - Дельта Э (в - в )
р в эв эб в эд эб
Дельта в = ───────────────────────────────── (74)
эв,д Э
п
кэ р.кэ р.кэ кэ р.кэ р.кэ
Q (в - в ) - Дельта Q (в - в )
р.кэ в mэв mэб д mэд mэб
Дельта в = ────────────────────────────────────────────, (75)
mэв,д кэ
Q
оm п
кэ
где Э, Q - выработка электроэнергии, отпуск тепла
оm энергетическими котлами по подгруппе
оборудования в целом, тыс. кВт х ч, Гкал;
кэ
Э , Q - то же оборудованием, введенным в
в в эксплуатацию от конца базового до конца
прогнозируемого периода;
кэ
Дельта Э , Дельта Q - изменение выработки электроэнергии и отпуска
д д тепла энергетическими котлами в
прогнозируемом периоде по сравнению с базовым
за счет демонтажа оборудования, тыс. кВт.ч,
Гкал;
р р.кэ
в , в - удельные расходы топлива по введенному
эв mэв оборудованию, определенные на основе
проектных данных и приведенные к фактическим
условиям работы в прогнозируемом периоде,
г/(кВт.ч), кг/Гкал;
р р.кэ
в , в - удельные расходы топлива по демонтируемому
эд mэд оборудованию, г/(кВт.ч), кг/Гкал.
8. Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при стабилизации тепловых процессов) - Дельта в_сmбл
р р -2
Дельта в = в х (К - К ) х 10 (76)
э сmбл эб сmп сmб
р.кэ р.кэ -2
Дельта в = в х (К - К ) х 10 , (77)
mэ сmбл mэб сmп сmб
где К - коэффициент изменения удельного расхода топлива при
сm стабилизации режимов, %.
9. В составе прочих эксплуатационных факторов учитывается влияние на удельные расходы топлива:
сжигания топлива непроектных видов и марок;
перевода котлов на сжигание другого вида топлива;
выполнения мероприятий по охране труда и окружающей среды, обеспечение требований ирригации и рыбоводства.
34. Прогнозируемые значения нормативов удельных расходов топлива на электроэнергию в(нр)_эп [г/(кВт.ч)] и тепло в(нр)_mэп (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:
нр н р э р
в = в - в х в х К (мю - мю )/в (78)
эп эп эб эп р эп эб эб
нр н р т р
в = в - в х в х К (мю - мю )/в (79)
mэп mэп mэб mэп р mп mб mэб
р р.кэ -2 р
в = [в (100 - альфа ) + в альфа ] x 10 + Э в /Q ,(80)
mэ mэ ПВК ПВК ПВК mепл э от
н н
где в , в - номинальное значение удельного расхода топлива на
э mэ электроэнергию [г/(кВт х ч)] и тепло (кг/Гкал);
э m
К , К - коэффициент резерва тепловой экономичности оборудования по
р р отпуску электроэнергии и тепла;
мю , мю - степень использования резерва тепловой экономичности
э m оборудования по отпуску электроэнергии и тепла.
Расходы электроэнергии на собственные нужды рассчитываются по формулам:
1. Суммарный Э(сн)(н)_п
= сн(н) сн(н) сн(н)
Э = Э + Э (81)
п эп mэп
2. На выработку электроэнергии
сн(н) сн(н) сн
Э = (Э х Э /Э + Дельта Э ) х
э mб п б m пуск
i=p m m
х [1 + Сумма (К - К ) х
i=1 освiп освiб
-4 сн(н)
х (альфа - альфа ) х 10 ] + К' x Дельта Э (82)
iп iб э к п
сн(н) сн(н) 3 кэ -сн -3
Э = {[Э х 10 /(Q + Q ) + Сумма Дельта э ] x 10 х
кп кб э оm б к i
p кэ сн
x (Q - Дельта Q + Q ) + Дельта Э } x
э э(оmр) оm п к пуск
j=s к к -4
х [1 + Сумма (К - К ) х (альфа - альфа ) х 10 ], (83)
j=1 освjп освjб jп jб
сн сн
где Э , Э - расходы электроэнергии на
m к собственные нужды турбоагрегатов и
энергетических котлов, тыс. кВт.ч;
сн сн
Дельта Э , Дельта Э - изменение расхода электроэнергии на
m пуск к пуск пуски по диспетчерскому графику
турбоагрегатов и котлов, тыс. кВт.ч
сн i=n сн
Дельта Э = Сумма Э х (n - n ) (84)
m пуск i=1 m пуск i пi бi
сн j=m сн
Дельта Э = Сумма Э х (m - m ), (85)
к пуск j=1 к пуск j пj бj
сн сн
где Дельта Э , Дельта Э - нормативные значения
m пускi к пускj технологических потерь
электроэнергии при пусках
турбоагрегатов и котлов,
тыс. кВт.ч;
принимаются в соответствии со значениями, указанными в
энергетических характеристиках оборудования.
_сн
Дельта э - поправки к удельному расходу
кi электроэнергии на собственные
нужды энергетических котлов на
изменение значений внешних
факторов в прогнозируемом периоде
по сравнению с базовым,
кВт.ч/Гкал.
3. На отпуск тепла Э(сн(н))_тэ п
сн(н) сн(н) гв гв
Э = Э (1 - К' ) + Э х (Q - Q )/(Q - Q ) +
mэ п кп эп пар б оm оm п оm оm б
сн(н) гв гв сн(н) 3 ПВК
+ (Э - Э ) х Q /Q + (Э х 10 /Q +
mепл ПВК б оm п оm б ПВК б оm б
_сн ПВК -3
+ Сумма Дельта э ) х Q x 10 (86)
ПВК i оm п
сн сн сн
Э = Э - Э - Э - Э , (87)
пар m к mепл
где Э - расход электроэнергии на насосы, используемые при
пар подготовке обессоленной воды для восполнения
невозврата конденсата от потребителей пара, тыс.кВт.ч;
Э - расход электроэнергии на теплофикационную установку
mепл (пиковые водогрейные котлы; сетевые, конденсатные и
подпиточные насосы; насосы, используемые для
подготовки подпиточной воды), тыс. кВт.ч;
сн
Э - расход электроэнергии на механизмы собственных нужд
ПВК пиковых водогрейных котлов, тыс. кВт.ч;
_сн
Дельта Э - поправки к удельному расходу электроэнергии на
ПВКi собственные нужды пиковых водогрейных котлов на
изменение значений внешних факторов в прогнозируемом
периоде по сравнению с базовым, кВт.ч/Гкал.
35. По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к удельным
_сн
расходам электроэнергии на собственные нужды энергетических (Дельта э )
к
_сн
и пиковых водогрейных (Дельта э ) котлов при изменении:
ПВК
_сн
1. Структуры сжигаемого топлива Дельта э
с
_сн i=m _сн _сн -2
Дельта э = Сумма[(э - э ) х (бета - бета )] х 10 (88)
к с i=1 кi кo iп iб
_сн _сн _сн -2
Дельта э = [(э - э ) х (бета - бета )] х 10,
ПВК с ПВК м ПВК г ПВК гб ПВК гп
(89)
_сн _сн
где э , э - удельный расход электроэнергии на собственные нужды
к0 кi энергетических котлов при работе на основном и
каждом из других видов сжигаемого топлива,
кВт.ч/Гкал;
_сн _сн
э , э - удельный расход электроэнергии на собственные нужды
ПВК м ПВК г пиковых водогрейных котлов при работе на мазуте и
газе, кВт.ч/Гкал.
2. Качества твердого топлива
_сн j=l _сн р р -4
Дельта э = Сумма Дельта э х (Q - Q ) x бета x 10 ,
к кач j=1 к кач j нjб нjп jп
(90)
_сн
где Дельта э - изменение удельного расхода электроэнергии на
к кач j собственные нужды энергетических котлов
(кВт.ч/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-ой
марки твердого топлива на 100 ккал/кг.
_сн
Ниже приводятся укрупненные значения Дельта э
к кач j
─────────────┬─────────────┬──────────────┬──────────────┬───────────────
Уголь │ АШ │ Тощий │ Бурый │ Каменный
─────────────┼─────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────
_сн │ │ │ │
Дельта э │ 0,90 │ 0,25 │ 0,70 │ 1,0
ккачj│ │ │ │
─────────────┴─────────────┴──────────────┴──────────────┴───────────────
|
