Об утверждении нормативных технических документов в области электроэнергетики

Об утверждении нормативных технических документов в области электроэнергетики

      В соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить:

      1) Методику расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30 % на тепловых электростанциях согласно приложению 1 к настоящему приказу;

      2) Методику расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20 % на тепловых электростанциях согласно приложению 2 к настоящему приказу;

      3) Методику расчета норм расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков тепловых электростанций согласно приложению 3 к настоящему приказу;

      4) Методику расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций напряжением 35-500 киловольт согласно приложению 4 к настоящему приказу;

      5) Методику расчета норм расхода тепла на технологические нужды водоподготовительных установок тепловых электростанций согласно приложению 5 к настоящему приказу;

      6) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт подстанций напряжением до 220 киловольт согласно приложению 6 к настоящему приказу;

      7) Методические указания по определению классификации производственных помещений тепловых электростанций по допустимым уровням шума согласно приложению 7 к настоящему приказу;

      8) Методические указания по эксплуатации гидротехнических сооружений систем технического водоснабжения тепловых электростанций согласно приложению 8 к настоящему приказу;

      9) Методические указания по расследованию причин повреждений металла лопаточного аппарата, дисков и роторов паровых турбин тепловых электростанций согласно приложению 9 к настоящему приказу;

      10) Методические указания по оптимизации оборотной системы водоснабжения электростанций с градирнями согласно приложению 10 к настоящему приказу;

      11) Методические указания по наладке систем технического водоснабжения тепловых электростанций согласно приложению 11 к настоящему приказу;

      12) Методические указания по эксплуатации аспирационных установок топливоподачи тепловых электростанций согласно приложению 12 к настоящему приказу;

      13) Методические указания по эксплуатации водогрейных котлов с внешними теплообменниками согласно приложению 13 к настоящему приказу;

      14) Методические указания по наладке и эксплуатации систем шариковой очистки конденсаторов паровых турбин согласно приложению 14 к настоящему приказу;

      15) Методические указания по обследованию баков аккумуляторов горячей воды согласно приложению 15 к настоящему приказу;

      16) Методические указания по диагностике автотрансформаторов и их вводов на рабочем напряжении согласно приложению 16 к настоящему приказу;

      17) Методические указания по диагностике силовых трансформаторов и их вводов на рабочем напряжении согласно приложению 17 к настоящему приказу;

      18) Методические указания по диагностике шунтирующих реакторов и их вводов на рабочем напряжении согласно приложению 18 к настоящему приказу;

      19) Методические указания по перемаркировке основного энергетического оборудования согласно приложению 19 к настоящему приказу;

      20) Методические указания по предупреждению низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и газоходов котлов электростанций согласно приложению 20 к настоящему приказу;

      21) Методические указания по эксплуатации вакуумных выключателей согласно приложению 21 к настоящему приказу;

      22) Методические указания по эксплуатации элегазовых выключателей согласно приложению 22 к настоящему приказу;

      23) Методические указания по эксплуатации разъединителей 6-500 киловольт согласно приложению 23 к настоящему приказу;

      24) Методические указания по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-110 киловольт согласно приложению 24 к настоящему приказу;

      25) Методические указания по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 220-500-1150 киловольт согласно приложению 25 к настоящему приказу;

      26) Методические указания по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 35 киловольт согласно приложению 26 к настоящему приказу;

      27) Методические указания по эксплуатации силовых трансформаторов согласно приложению 27 к настоящему приказу;

      28) Методические указания по эксплуатации комплектных распределительных элегазовых устройств согласно приложению 28 к настоящему приказу;

      29) Методические указания по эксплуатации масляных выключателей согласно приложению 29 к настоящему приказу;

      30) Методические указания по проведению энергетических обследований тепловых сетей согласно приложению 30 к настоящему приказу;

      31) Методические указания по проведению энергетических обследований электрических станций согласно приложению 31 к настоящему приказу;

      32) Методические указания по проведению энергетических обследований электрических сетей согласно приложению 32 к настоящему приказу;

      33) Методические указания по расчету поправок к расходу тепла турбоагрегатами согласно приложению 33 к настоящему приказу;

      34) Методические указания по проведению энергетических обследований районных котельных с установленной мощностью 100 гигакалорий в час и более согласно приложению 34 к настоящему приказу;

      35) Методические указания по проведению энергетических обследований электроустановок потребителей согласно приложению 35 к настоящему приказу;

      36) Методические указания по оценке технического состояния воздушных линий электропередачи напряжением от 35 до 1150 киловольт согласно приложению 36 к настоящему приказу;

      37) Методические указания по организации работы по технике безопасности на электростанциях согласно приложению 37 к настоящему приказу;

      38) Методику расчета норм расхода комплексонов для обработки сетевой воды и подготовки воды для подпитки тепловых сетей согласно приложению 38 к настоящему приказу;

      39) Методику расчета норм расхода материалов на текущий ремонт основного энергетического оборудования электростанций согласно приложению 39 к настоящему приказу;

      40) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на техническое обслуживание подстанций напряжением до 220 киловольт согласно приложению 40 к настоящему приказу;

      41) Методику расчета норм аварийного запаса частей мачтовых и комплектных трансформаторных подстанций 6-20/0,4 киловольт согласно приложению 41 к настоящему приказу;

      42) Методику расчета норм материально-технических ресурсов и оборудования для закрытых трансформаторных подстанций 6-20/0,4 киловольт и распределительных пунктов 6-20 киловольт согласно приложению 42 к настоящему приказу;

      43) Методику расчета норм расхода жидкого топлива на тепловых электростанциях и котельных согласно приложению 43 к настоящему приказу.

      2. Департаменту электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) направление копии настоящего приказа в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для размещения в Эталонном контрольном банке нормативных правовых актов Республики Казахстан;

      3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

      4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2) и 3) настоящего пункта.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

      "СОГЛАСОВАН"
      Министр по инвестициям и развитию
      Республики Казахстан
      ______________ Ж. Касымбек
      от 28 марта 2017 год

Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) паропроизводительность котла – объем производимого агрегатом пара за один час (далее – ч);

      2) шлакование – прилипание размягченных частиц золы к поверхностям нагрева котла по ходу уходящих газов;

      3) шлакоудаление – удаление из топки парового котла очаговых остатков, образующихся при сжигании твердого топлива;

      4) номинальный расход топлива – количество топлива, расходуемое котлом при номинальной нагрузке;

      5) номинальная нагрузка котла – полная мощность котла без учета коэффициента полезного действия (далее – КПД) по теплоте сгорания топлива;

      6) теплотворная способность топлива – количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании топлива;

      7) запас по производительности мельниц – производительность, приходящаяся на единицу полезной мощности при коэффициенте использования больше единицы и заданной тонкости помола;

      8) пылеприготовительные установки – устройства, предназначенные для подготовки топлива, поступающего в котел;

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Область применения

      3. Расчет норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях учитывает состав и режим работы оборудования.

      4. Расчет норм расхода газомазутного топлива, при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях учитывает минимальный расход газомазутного топлива на растопку паровых котлов с поперечными связями и пуски блоков, на технологические нужды, при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, на восполнение недостающего количества тепловой энергии, при сжигании угля ухудшенного качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

      5. Для типов энергетических котлов и блоков, не вошедших в настоящую Методику, рекомендуется использовать расчеты в соответствии с техническими паспортами и инструкциями по эксплуатации заводов изготовителей. При этом учитываются нормативные технические стандарты (СНиП, ГОСТ, нормативы) и регламенты Республики Казахстан, международные стандарты и акты, принятые как гармонизированные и адаптированные нормы на территории Республики Казахстан.

      6. Минимальный расход газомазутного топлива складывается из расходов на растопку котлов и пуск блоков, технологических нужд при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля низкого качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

      7. При ограничении паропроизводительности котлов предусматривается повышение температуры в топке для обеспечения выхода жидкого шлака (для котлов с жидким шлакоудалением).

Глава 3. Расчет норм расхода газомазутного топлива на растопку котлов с поперечными связями и пуски блоков

      8. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку из холодного состояния (при полностью остывшем котле и паропроводах) для котлов различных типоразмеров, при условии их безопасной эксплуатации, согласно таблице 1 приложения 1 к настоящей Методике.

      9. Нормы расхода газомазутного топлива (в пересчете на условное топливо) на пуски блоков различной мощности из холодного состояния (t_цвд150C) согласно таблице 2 приложения 1 к настоящей Методике.

      10. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из других тепловых состояний определяется как доля от нормы расхода газомазутного топлива на растопку из холодного состояния в зависимости от остаточного давления в барабане котла, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

      11. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из других тепловых состояний составляет: из горячего состояния (при давлении пара, близком к номинальному) 35-45% расхода топлива на растопку из холодного состояния, из неостывшего состояния (промежуточное между холодным и горячим состоянием) 75-85% расхода топлива на растопку из холодного состояния, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

Глава 4. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды

      12. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды, включают:

      1) расход на поддержание устойчивого горения во время кратковременных разгрузок и остановов, связанных с отключением основного и вспомогательного оборудования;

      2) расход при срабатывании пыли из бункеров;

      3) расход при нарушении режима горения;

      4) расход при включении автоматов подхвата факела.

      13. Для предотвращения снижения теплотворной способности из-за повышения зольности, влажности углей ухудшаются их сыпучие свойства, возникают перебои в подаче топлива, нарушается устойчивость горения в топке, что требует увеличения количества кратковременных поддержек факела мазутом или газом.

      14. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды в зависимости от относительного изменения теплотворной способности углей согласно рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике

Глава 5. Нормы расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля ухудшенного качества

      15. Определение расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля ухудшенного качества осуществляется для каждого котла, спроектированного на сжигание угля заданной марки с расчетными характеристиками и расходом топлива (В_красч), при номинальной нагрузке котла (D_ном).

      16. В соответствии с нормами проектирования предусматривается резерв производительности пылеприготовительных установок (К_з), который позволяет при некоторых отклонениях основных качественных характеристик топлива работать с номинальной нагрузкой.

      17. При ухудшении качества угля для поддержания заданных нагрузок используется запас производительности мельниц путем подачи дополнительного количества угля. При дальнейшем ухудшении качества угля, когда запас производительности мельниц полностью исчерпан, добавляется газомазутное топливо для восполнения недостающего количества тепла.

      18. Расход газомазутного топлива на восполнение тепла определяется по номограммам рисунка 3 (а, б) приложения 2 к настоящей Методике. Номограммы построены в относительных величинах, поэтому применимы для бурых углей с выходом летучих веществ более 30% с различными качественными характеристиками при сжигании их на всех типах котлов, которая приведена в долях от расчетной теплотворной способности. Нагрузка котла (Q_{рн факт}/Q^р_{н расч}) – в долях от номинальной (D_к/D_ном). Расход угля при разных нагрузках и качестве угля – в процентах от расчетного количества. Запас производительности мельниц оценивается коэффициентом К_з, определяемым путем сопоставления потребности котла в топливе при расчетном качестве и номинальной нагрузке котла с суммарной производительностью систем пылеприготовления, в соответствии с формулой:

      где В_к^расч – расход угля расчетного качества при номинальной нагрузке котла, тонн/час, определяемый по формуле:

      где В_к – расход топлива на котел, тонн/час;

      В_мц – максимальная производительность мельницы по размолу

      n – количество систем пылеприготовления, установленных на котле;

      К_г – средний коэффициент готовности системы пылеприготовления, характеризующий качество ремонта пылеприготовительного оборудования, мало зависит от типа мельниц и марки размалываемого твердого топлива.

      19. Для базовых режимов работы электростанций с удовлетворительной организацией ремонта Кг принимается равным 0,9. При изменении режима работы пылеприготовительного оборудования в часы прохождения максимума К_г принимается равным 0,95. В случае невозможности обеспечения К_г приводится его фактическое значение с одновременным указанием мероприятий, направленных на его повышение.

      20. Определение расхода топлива в часы снижения нагрузки и ее последующего использования в часы пик производится в схемах с бункерами.

      21. В левой части номограммы согласно рисунка 3 (а)приложение 2 к настоящей Методике, представлена зависимость расхода угля от его теплотворной способности (Q^р_н).

      В соответствии с параметрами согласно рисунка 3 приложения 2 к настоящей Методике при нагрузке котла 0,9 D_ном, в случае снижения теплотворной способности до 0,8

      В правой части номограммы в зависимости от коэффициента запаса по производительности мельниц (К_з) определяется расход газомазутного топлива на восполнение недостающего количества тепла при ухудшенном качестве угля. При К_з=1,0 расход газомазутного топлива составит 12,0% от всего расхода топлива в условном исчислении (точка Б), при увеличении на 10% запаса по производительности мельниц (при К_з=1,1) расход газомазутного топлива снизится на 3% от всего расхода топлива.

      22. При отклонениях теплотворной способности твердого топлива от расчетной величины (использование топлива ухудшенного качества), согласно рисунку 3 (а) приложения 2 к настоящей Методике определяется расход мазутного топлива в зависимости от расхода угля и теплотворной способности используемого топлива.

Глава 6. Нормы расхода газомазутного топлива для беспечения жидкого шлакоудаления (в котлах с жидким шлакоудалением)

      23. Для котлов с жидким шлакоудалением одним из определяющих факторов надежной работы является выход жидкого шлака и предотвращение затягивания леток, поэтому для этих котлов помимо вышеуказанных статей расхода газомазутного топлива учитывается расход газомазутного топлива для обеспечения жидкого шлакоудаления. При ухудшении теплотворной способности угля температура в ядре факела снижается, что приводит к увеличению выхода жидкого шлака и требует добавки высококалорийного газомазутного топлива.

      24. Определение расхода газомазутного топлива производится опытным и расчетным путем. На основании опытных данных, представленных на номограммах, согласно рисункам 4 (а, б) приложения 2 к настоящей Методике, строятся зависимости расхода газомазутного топлива от теплотворной способности твердого топлива, для обеспечения выхода жидкого шлака в процентах от всего топлива или от количества угля данного качества в условном исчислении при различных нагрузках котла D_к=(0,71) D_ном.

      Применение тугоплавкого угля с температурой начала нормального жидкого шлакоудаления t_нж>1600°С в котлах с жидким шлакоудалением не рекомендуется. Уголь с t_н>1600°С применяется только в котлах с твердым шлакоудалением.

      25. Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях приведены в приложении 3 к настоящей Методике.

      Таблица 1. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку котла из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 килокалорий/килограмм (далее - ккал/кг).

      Таблица 2. Нормы расхода газомазутного топлива на один пуск блока из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 ккал/кг)

      Рисунок 1. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из различных тепловых состояний.

      Рисунок 2. Расход мазута на технологические нужды

      Рисунок 3. Номограммы по определению расхода мазута или газа на восполнение недостающего количества тепла, при сжигании каменных углей ухудшенного качества.

      В процентах от всего расхода топлива в условном исчислении.

      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

      Рисунок 4 (а, б). Расход мазута или газа

      Суммарный расход условного топлива, на подогрев факела по условиям выхода жидкого шлака в процентах, от расхода угля в условном исчислении.

      Суммарный расход условного топлива, на подогрев факела по условиям выхода жидкого шлака в процентах, от всего расхода топлива в условном исчислении.

Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях

      1. Расчет среднесуточной нормы расхода мазута:

      1) котел ТП-109 с твердым шлакоудалением, расчетное топливо – бурый уголь марки 3Б Шоптыкольского месторождения (Майкубенский бассейн). Q^р_{н расч}=4100 ккал/кг, расчетный расход угля при номинальной нагрузке В_{к расч}=118 тонн/час, фактическое топливо – бурый уголь Шоптыкольского месторождения, марки 3Б Q^р _{н факт} =3280 ккал/кг, что составляет 0,8Q^р _{н расч} и вспомогательное (растопочное) топливо – мазут;

      2) режим работы котла составляет 15 ч с нагрузкой 640 тонн/час (D_ном), 2 ч с нагрузкой 576 тонн/час (0,9 D_ном), 7 ч с нагрузкой 512 тонн/час (0,8 D_ном);

      3) среднесуточная нагрузка котла определяется по формуле:

      2. Определение суммарного расхода мазута за сутки при различных нагрузках котла:

      1) норма расхода мазута и расход мазута при нагрузке котла D_ном=640 тонн/час. По рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на технологические нужды – 1%. По рисунку 3, а приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на восполнение тепла при D_ном, при Q^р _{н факт} =0,8 Q^р _{н расч} и К_з=1,16 составит 8%. При данной нагрузке принимается норма, имеющая наибольшее числовое значение (в данном случае Н₁=8%), так как при сжигании мазута одновременно обеспечивается устойчивое горение (при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного котельного оборудования) и поддержание требуемой нагрузки;

      2) норма расхода мазута и расход мазута при нагрузке котла 0,9 D_ном (576 тонн/час). По рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на технологические нужды – 1%. По рисунку 3, а норма расхода мазута на восполнение тепла при D=0,9 D_ном, К_з=1,16, Q^р _{н факт} =0,8 Q^р _{н расч} равно нулю. Норма расхода мазута: Н₂=1%;

      3) норма расхода мазута и расход мазута при разгрузке котла до 0,8D_ном (512 тонн/час). По рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на технологические нужды – 1%. По рисунку 3, а приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на восполнение тепла при D=0,8D_ном К_з=1,16, Q^р _{н факт} =0,8 Q^р _{н расч} равна нулю. Норма расхода мазута Н₃=1%;

      4) cреднесуточная норма расхода мазута определяется по формуле:

      В данном примере:

      5) cуммарный расход топлива за сутки по средней нагрузке, равной:

      D_к^ср=0,93D_ном (по номограмме рисунка 3 приложения 2 к настоящей Методике) при Q^р_н факт =0,8Q^р_н, составит:

      6) cуммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении):

      3. Определение среднесуточной нормы расхода мазута для котла ТП-109, оборудованного двумя системами пылеприготовления, шаровая барабанная мельница Ш-50 и промежуточными бункерами, среднесуточная норма расхода мазута:

      1) вместимость бункера по пыли V_макс=250 тонн. Минимальный запас пыли в каждом бункере, требуемый для устойчивой работы питателей пыли V_мин=150 тонн. Расходный запас пыли в одном бункере V_макс-V_мин=100 тонн в двух бункерах, установленных на котле 200 тонн;

      2) максимальная рабочая производительность мельницы В_мц=76 тонн/час. Коэффициент готовности мельниц, установленных на котле, с учетом коэффициента готовности определяется по формуле:

      3) коэффициент запаса по производительности мельниц определяется по формуле:

      4) фактический и расчетный расходы топлива, режим работы котла аналогичны исходным данным из первой части примера.

      4. Расчет требуемого расхода угля и мазута:

      1) при нагрузке котла 0,8 D_ном и Q^р_н факт=0,8 Q^р_{н расч}, требуемый расход топлива составит 101% расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

      2) часовое накопление угольной пыли в бункерах:

      3) расход мазута на технологические нужды составит 1% (в соответствии с рисунком 2 приложения 2 к настоящей Методике);

      4) при нагрузке котла 0,9 D_ном и Q^р_{н факт}=0,8 Q^р_{н расч}, требуемый расход топлива составит 114% от расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

      5) часовое накопление угольной пыли в бункерах:

      Расход мазута на технологические нужды составит 1% (в соответствии с рисунком 2 приложения 2 к настоящей Методике);

      6) при номинальной нагрузке котла и Q^р_{н факт} =0,8 Q^р_{н расч} требуемый расход топлива составит 126 % от расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

      7) недостаточность производительности мельниц определяется по формуле:

      8) недостающее количество угля покрывается из запаса угольной пыли, скопившейся в бункерах, определяемой по формуле:

      В связи с тем, что этого количества угольной пыли недостаточно для нормальной работы котла, недостающее количество угля 50,7 тонн восполняется мазутом:

      9) мазут используется для технологических нужд в количестве 1%. В соответствии с рисунком 2 приложения 2 к настоящей Методике итоговая норма расхода мазута в период работы с номинальной нагрузкой составит 3,3%;

      10) среднесуточная норма расхода мазута при работе котла с бункером составит:

      Суммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении):

      5. Расчет нормативного расхода мазута за отчетный период:

      1) тепловая электрическая станция, сжигается уголь марки 2Б в котлах с жидким шлакоудалением, расчетное топливо – уголь марки 2Б с Q^р _н =5000 ккал/кг;

      2) фактическое количество сожженного угля за отчетный период

      3) среднесуточная нагрузка котлов:

      4) коэффициент запаса производительности мельниц К_з=1,3.

      6. Определение нормы расхода мазута:

      1) на растопку котлов расход мазута рассчитывается по количеству растопок за отчетный период;

      2) на технологические нужды при сжигании угля с Q^р _{н р} =4124 ккал/кг (Q^р _{н рфакт} / Q^р _{н расч} =0,82) в соответствии с рисунком 2, приложения 2 к настоящей Методике, норма

      3) на восполнение тепла:

      Так как коэффициент запаса по производительности мельниц достаточно большой (К_з=1,3), расход мазута на восполнение тепла не требуется (в соответствии с рисунком 3 приложения 2 к настоящей Методике);

      4) для обеспечения выхода жидкого шлака для угля с расчетной теплотой сгорания Q^р _{н расч} =4124 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике, расход мазута равен при D_ном – 0% от расхода угля в условном исчислении, 0,8 D_ном – 1% от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута для угля с Q^р _н =4124 ккал/кг составит:

      5) для угля с Q^р _н =3984 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике, расход мазута равен D_ном- 0% от расхода угля в условном исчислении, 0,8 D_ном - 3% от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута составит:

      6) для угля с Q^р _н =4141 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике расход мазута равен при D_ном = 0% от расхода угля в условном исчислении, 0,8 D_ном – 0,5% от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута составит:

      7) для угля с Q^р _н =3978 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике, расход мазута равен при D_ном – 0% от расхода угля в условном исчислении при 0,8 D_ном – 3,0 % от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута составит:

      8) суммарная норма расхода мазута определяется по формуле:

      где В₁, В₂, В₃, В₄ - расход угля при разной теплоте сгорания в условном исчислении.

      9) расход мазута в условном исчислении:

      К полученному количеству добавляется расход мазута на растопку.

Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

      2. Методика предназначена для определения расхода газомазутного топлива в зависимости от качества сжигаемого угля, паропроизводительности котлов и производительности пылеприготовительных установок.

      3. Для энергетических котлов и блоков, не вошедших в Методику, в том числе зарубежных производителей, рекомендуется использовать расчеты в соответствии с техническими паспортами и инструкции по эксплуатации заводов изготовителей.

      4. Минимальный расход газомазутного топлива складывается из расходов на растопку котлов и пуск блоков, технологических нужд при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля низкого качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

      5. При ограничении паропроизводительности котлов предусматривается повышение температуры в топке для обеспечения выхода жидкого шлака (для котлов с жидким шлакоудалением).

      6. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) паропроизводительность котла – объем производимого агрегатом пара за один час;

      2) шлакование – прилипание размягченных частиц золы к поверхностям нагрева котла по ходу уходящих газов;

      3) шлакоудаление – удаление из топки парового котла очаговых остатков, образующихся при сжигании твердого топлива;

      4) номинальный расход топлива – количество топлива, расходуемое котлом при номинальной нагрузке;

      5) номинальная нагрузка котла – полная мощность котла без учета коэффициент полезного действия (далее – КПД) по теплоте сгорания топлива;

      6) теплотворная способность топлива – количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании топлива;

      7) запас по производительности мельниц – производительность, приходящаяся на единицу полезной мощности при коэффициенте использования больше единицы и заданной тонкости помола;

      8) пылеприготовительные установки – устройства, предназначенные для подготовки топлива, поступающего в котел;

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Область применения

      7. При эксплуатации энергетических котлов и блоков, сжигающих каменные угли с выходом летучих веществ менее 20%, выполняется расчет норм расхода газомазутного топлива.

      8. Основной задачей Методики при расчете норм расхода газомазутного топлива является применение технически обоснованных нормативных расходов газомазутного топлива для предотвращения нерационального расхода топлива и соблюдения установленных режимов работы конкретных блоков и котлов в процессе эксплуатации.

      9. Для основы расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях приняты технические характеристики топлива, энергетические характеристики котлов и расход энергии на технологические нужды этих котлов в соответствии Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      10. Расчет норм расхода газомазутного топлива, при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях учитывает состав и режим работы оборудования.

      11. Расчет норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях учитывает минимальный расход газомазутного топлива на растопку паровых котлов с поперечными связями и пуски блоков, на технологические нужды, при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, на восполнение недостающего количества тепловой энергии, при сжигании угля ухудшенного качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

Глава 3. Расчет норм расхода газомазутного топлива на растопку котлов с поперечными связями и пуски блоков

      12. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку из холодного состояния (при полностью остывшем котле и паропроводах) для котлов различных типоразмеров, при условии их безопасной эксплуатации, представлены в таблице 1 приложения 1 к настоящей Методике.

      13. Нормы расхода газомазутного топлива (в пересчете на условное топливо) на пуски блоков различной мощности из холодного состояния (tцвд ≤ 150 °С) согласно таблице 2 приложения 1 к настоящей Методике.

      14. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из других тепловых состояний определяется как доля от нормы расхода газомазутного топлива на растопку из холодного состояния в зависимости от остаточного давления в барабане котла, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

      15. Расход газомазутного топлива на пуски блоков из других тепловых состояний составляет из горячего состояния (время простоя менее 24 ч без расхолаживания) 35-45% расхода на пуск из холодного состояния, из неостывшего состояния (промежуточное между холодным и горячим состоянием) 75-85% расхода на пуск из холодного состояния, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

Глава 4. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды

      16. В нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды, включается:

      1) расход на поддержание устойчивого горения во время кратковременных разгрузок и остановов, связанных с отключением основного и вспомогательного оборудования;

      2) расход при срабатывании пыли из бункеров;

      3) расход при нарушении режима горения;

      4) расход при включении автоматов подхвата факела.

      17. Нормы расхода на вышеуказанные нужды составляются для углей марок отощенного спекающегося уголья (далее – ОС), уголь коксующийся 2-ой категории (далее – 2К), тощий уголь (далее – Т) при жидком шлакоудалении не более 3%, при твердом шлакоудалении не более 2% от теплотворной способности.

      18. Нормы расхода газомазутного топлива для котлов, оборудованных надподовыми горелками в целях предотвращения шлакования и более устойчивого выхода жидкого шлака, повышаются на 6% от теплотворной способности топлива.

Глава 5. Нормы расхода газомазутного топлива при сжигании угля ухудшенного качества

      19. Определение расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля ухудшенного качества осуществляется для каждого котла, спроектированного на сжигание угля заданной марки с расчетными характеристиками и расходом топлива (В_к^расч), при номинальной нагрузке котла (D_ном).

      20. В соответствии с нормами проектирования предусматривается резерв производительности пылеприготовительных установок (К_з), который позволяет при некоторых отклонениях основных качественных характеристик топлива работать с номинальной нагрузкой.

      21. При ухудшении качества угля для поддержания заданных нагрузок используется запас производительности мельниц путем подачи угля в количестве, превышающем расчет. При дальнейшем ухудшении качества угля, когда запас производительности мельниц полностью исчерпан, добавляется газомазутное топливо для восполнения недостающего количества тепла.

      22. Расход газомазутного топлива на восполнение тепла для углей марки ОС, 2К определяется по номограмме согласно рисункам 2(а, б) приложения 2 к настоящей Методике и для углей марки Т по номограмме согласно рисункам 3(а, б) приложения 2 к настоящей Методике.

      Номограммы построены в относительных величинах, поэтому применимы для углей с выходом летучих веществ менее 20% с различными качественными характеристиками при сжигании их на всех типах котлов.

      23. Количество тепла, при сгорании угля представлено в долях расчетной (Q^р_{н факт}/Q^р_{н расч}) нагрузки котла – в долях номинального (D_к/D_ном) расхода угля при разных нагрузках и качестве угля – в процентах расчетного количества (В_к/В_{к расч}). Запас по производительности мельниц оценивается коэффициентом К_з, определяемым путем сопоставления потребности котла в топливе при расчетном его качестве и номинальной нагрузке котла с суммарной производительностью систем пылеприготовления по формуле:

      где В_к^расч – расход угля расчетного качества при номинальной нагрузке котла, тонн/час, определяемый по формуле:

      В_к – расход топлива на котел, тонн/час;

      где В_мц – максимальная рабочая производительность мельницы по размолу В_мц^раз или сушке В_мц^суш (из двух полученных значений производительности мельницы в расчет принимается меньшее значение), тонн/час;

      В_мц^раз – максимальная рабочая размольная производительность мельницы, при условии обеспечения максимально возможного расхода сушильного агента и получения приемлемого качества пыли;

      В_мц^суш – максимальная рабочая сушильная производительность, определенная при максимальной температуре и расходе сушильного агента и минимальной температуре аэросмеси за мельницей при нормативных присосах;

      n – количество систем пылеприготовления, установленных на котле;

      К_г – средний коэффициент готовности системы пылеприготовления, характеризующий качество ремонта пылеприготовительного оборудования, мало зависит от типа мельниц и марки размалываемого топлива.

      Для базовых режимов работы Кг принимается равным 0,9, что соответствует его среднему значению для большинства электростанций с удовлетворительной организацией ремонта. При переменном режиме работы оборудования по нагрузке в часы прохождения максимума Кг принимать равным 0,95. Во время работы котлов при сниженной нагрузке организуют ремонт пылеприготовительного оборудования. В случае невозможности обеспечения данных значений К_г приводится его фактическое значение с одновременным указанием мероприятий, направленных на его повышение.

      24. Определение расхода топлива в схемах с бункерами проводится с учетом возможности накопления пыли в часы спада нагрузки и ее последующего использования в часы пик.

      25. Для обеспечения работы всех горелок в возможно более широком диапазоне нагрузок с одинаковой подачей пыли в каждую горелку в пределах яруса или всех ярусов горелок обеспечиваются работы мельниц в режиме, способствующем получению пыли с минимальной влажностью (в пределах допустимых по взрывобезопасности) и оптимальной тонкостью помола. Производительность мельниц приводится в соответствие с потребностями котлов при сведении к минимуму число пусков и остановок в течение суток.

      В левой части номограмм рисунков 2 (а, б) и 3, (а, б) приложения 2 к настоящей Методике представлена зависимость расхода угля от его качества (теплотворной способности).

      В соответствии с параметрами согласно рисункам 3 (а, б) приложения 2 к настоящей Методике при нагрузке котла 0,9D_ном и снижении теплоты сгорания угля марки Т до 0,8 Q^р_н расч расход угля составит 1,14В_красч.

      По правой части номограмм в зависимости от К_з определяется расход газомазутного топлива на восполнение недостающего количества тепла при угле ухудшенного качества. При тех же исходных данных (D_к = 0,9D_ном и Q^р_{н факт} = 0,8 Q^р_{н расч} при К_з = 1,0 расход газомазутного топлива для углей марки 2К составит 16,7% расхода угля (в соответствии с рисунком 2б к настоящей Методике), или 14,3% всего расхода топлива в условном исчислении согласно рисунком 2а приложения 2 к настоящей Методике. Для углей марки 2К расход газомазутного топлива составит 13,8% расхода угля согласно рисунком 3б приложения 2 к настоящей Методике и 12,1% всего расхода топлива согласно рисунком 3а приложения 2 к настоящей Методике. При увеличении коэффициента запаса на 10% (К_з = 1,1) расход газомазутного топлива снизится соответственно для углей марки 2К до 6,1% согласно рисунком 2б приложения 2 к настоящей Методике и 5,7% согласно рисунком 2а приложения 2 к настоящей Методике, а для углей марки Т до 3,4% согласно рисунком 3а приложения 2 к настоящей Методике и 3,3% согласно рисунком 3б приложения 2 к настоящей Методике.

Глава 6. Нормы расхода газомазутного топлива для обеспечения устойчивого горения в топочной камере

      26. Для обеспечения устойчивого воспламенения и горения пыли в топке, предотвращения шлакования леток для котлов с жидким шлакоудалением при сжигании низкокачественных углей марок ОС, 2К и Т обеспечивается подогрев угольного факела высококалорийным газомазутным топливом.

      27. Расход мазута определяется расчетным путем исходя из условий поддержания постоянной температуры в ядре факела отдельно для углей марки ОС, 2К и Т.

      28. Зависимости расхода мазута от теплотворной способности углей марки ОС, 2К и Т представлены согласно рисункам 4 и 5 приложения 2 к настоящей Методике (в процентах от расхода условного топлива).

      Расход газа увеличивается на 10% по сравнению с расходом мазута при одинаковых условиях.

      29. Для устойчивого горения угля марки 2К (Куу-Чекинское месторождение угля) с теплотворной способностью Q^р_{н факт} = 3960 ккал/кг при D_к =0,9D_ном требуется 22% мазута или 24,5% газа согласно рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике. Для устойчивого горения угля марки КО с теплотворной способностью Q^р_нфакт= 4330 ккал/кг (Карагандинский угольный бассейн) при D_к = 0,9D_ном требуется 7,2% мазута или 8,5% газа согласно рисунком 5 приложения 2 к настоящей Методике от расхода топлива при этих условиях (в условном исчислении).

      30. Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях приведены согласно приложению 3 к настоящей Методике.

      Таблица 1. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку котла из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 килокалорий/килограмм (далее - ккал/кг))

      Таблица 2. Нормы расхода газомазутного топлива на один пуск блока из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 ккал/кг)

      Рисунок 1. Расход мазута или газа на растопку котлов из холодного состояния

      Расход мазута на технологические нужды

      Рисунок 2. Номограмма определения расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании углей марки 2К, ОС ухудшенного качества.

      В процентах от расхода всего топлива в условном исчислении

      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

      Рисунок 3. Номограмма определения расхода газомазутного топлива
для восполнения недостающего количества тепла при сжигании
углей марки 2К, Т и ОС ухудшенного качества.

      В процентах от расхода всего топлива в условном исчислении.

      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

      Рисунок 4. Расход мазута на подогрев факела для обеспечения устойчивого горения в топочной камере углей марки ОС, Т.

      Рисунок 5. Расход мазута на подогрев факела для обеспечения устойчивого горения в топочной камере углей марки 2К.

Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях

      1. Расчет среднесуточного расхода мазута для однокорпусного прямоточного котла паровой котел-33 с жидким шлакоудалением при различных нагрузках. Расчет среднесуточного расхода мазута для котла паровой котел-33 однокорпусного с жидким шлакоудалением, D_ном = 640 тонн/час, работающего в блоке с турбиной 200 МВт:

      1) расчетное топливо – Карагандинский уголь марки Т, с расчетной теплотой сгорания, равной Q^р_{н расч} = 4150 ккал/кг, расчетный расход топлива при проектном качестве угля В_красч = 86,5тонн/час;

      2) фактическое топливо – Карагандинский уголь марки Т, с расчетной теплотой сгорания, равной Q^р_{н расч} = 3818 ккал/кг, что составляет 0, Q^р_{н расч};

      3) режим работы котла t₁ = 10 ч при D₁ = 0,8D_ном, t₂ = 10 ч с нагрузкой D₂ = 0,9D_ном, t₃ = 4 ч с нагрузкой D₃ = D_ном;

      4) среднесуточная нагрузка котла, тонн\час, определяется по формуле:

      5) на котле установлены две шаровые барабанные мельницы Ш-50 с промежуточными бункерами. Вместимость бункера по пыли V_макс = 250 тонн, минимальный запас пыли в каждом бункере, обеспечивающий устойчивую работу питателей пыли, V_мин = 150 тонн, расходный запас пыли в одном бункере V_макс - V_мин = 100 тонн, в двух бункерах 2(V_макс - V_мин) = 200 тонн, производительность мельницы В_мц = 50 тонн/час с коэффициентом готовности К_г = 0,96. Коэффициент запаса производительности мельниц, определяется по формуле:

      2. Определение расхода мазута:

      1) норма расхода мазута при нагрузке 0,8D_ном принимается равной расходу мазута, обеспечивающего устойчивое горение H₁ = 17% (в соответствии с рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике). Мазут для восполнения недостающего количества угольной пыли при данных параметрах работы котла не требуется (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике);

      2) норма расхода мазута при 0,9D_ном принимается равной расходу мазута, обеспечивающего устойчивое горение Н₂ = 10% (в соответствии с рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике). Этот расход одновременно восполняет недостающее количество угольной пыли, равное 5,7% (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике);

      3) норма расхода мазута при D_ном принимается равной минимальному расходу мазута, обеспечивающему поддержание устойчивого горения в топочной камере Н_3мин = 10% (в соответствии с рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике);

      4) расход мазута для восполнения недостающего количества угольной пыли (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике) Н_3макс = 15,2% всего условного топлива, который составляет 129,7% от расчетного расхода топлива, Вк расч = 86,5 тонн/час или В_{к фак} =112,2 тонн/час в условном исчислении В_{к фак} =129,7∙3818/7000 = 74,4 тонн/час;

      5) в случае, если в бункерах скопился запас угольной пыли, недостающее количество угольной пыли определяется по формуле:

      6) минимальная норма расхода мазута за сутки, в%, для поддержания устойчивого горения, определяется по формуле:

      7) суммарный расход топлива за сутки при средней нагрузке котла, равной D_к^ср = 0,88D_ном и Q^р_{н факт} = 0,8Q^р_{н расч} (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике) – 114,1% расчетного расхода топлива В_сут=114,1·86,5·24/100=2368,7 тонн, в условном исчислении расход топлива составит В^усл_сут = 2368,7·4640/7000 = 1570,1 тонн;

      8) максимальный суточный расход угля в условном исчислении составит В_уг^усл =В_сут-В_маз^мин=(100 - 12,6) 1570,1/100=1372,3тонн, в натуральном исчислении В_уг^сут = 1372,3·7000/4640 = 2070 тонн;

      9) номинальная производительность двух мельниц, установленных на котле, за сутки составит:

      В_мц^су =50·2·0,95·24=2280 тонн;

      10) в течение суток в бункерах скапливается достаточный запас угольной пыли и мазута для восполнения недостающего количества угольной пыли не требуется:

      В_мцн^сут - В_уг^сут = 2280 - 2070 = 210 тонн;

      11) суммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении):

      3. Расчет среднесуточного расхода мазута для прямоточного однокорпусного котла П-50 составит D_ном = 950 тонн/час, с жидким шлакоудалением при различных нагрузках:

      1) расчетное топливо – Куучикенский каменный уголь марки 2К, с теплотворной способностью, равной Q^р_{н расч} = 3960 ккал/кг, расчетный расход топлива при проектном качестве угля В_красч = 115,0 тонн/час;

      2) фактическое топливо – Куучикенский каменный уголь марки 2К, с теплотворной способностью, равной Q^р_{н расч} = 3168 ккал/кг, что составляет 0,8 Q^р_{н расч};

      3) режим работы котла t₁=9 ч с нагрузкой D1 =0,8D_ном, t2 = 15 ч с нагрузкой D₂ = D_ном;

      4) среднесуточная нагрузка котла:

      5) суммарный расход топлива за сутки при D_к^ср = 0,93D_ном и фактической теплотворной способности Q^р_{н факт} = 0,8 Q^р_{н расч} (в соответствии с рисунком 3, а приложения 2 к настоящей Методике) -117,6% расчетного В_сут = 117,6·116·24/100 = 3274 тонн в условном исчислении:

      В^усл_сут = 3274·4720/7000 = 2207,6 тонны;

      6) для каждого котла установлены две шаровые барабанные мельницы шаровая барабанная мельница-50 с промежуточными бункерами. Вместимость промбункера по пыли V_макс = 250 тонн, минимальный запас пыли в каждом бункере, обеспечивающий устойчивую работу питателей пыли, V_мин = 150 тонн;

      7) расходный запас пыли в бункере V_макс -V_мин = 250-150 =100 тонн, в двух бункерах, 2(V_макс - V_мин) = 200 тонн;

      8) производительность мельницы В_мц=72 тонн/час с коэффициентом готовности К_г = 0,9;

      9) коэффициент запаса мельниц:

      10) производительность двух мельниц, за сутки:

      В_мц^сут = 72·2·0,9·24 = 3456 тонн;

      4. Определение расхода мазута:

      1) норма расхода мазута при 0,8D_ном принимается равной расходу мазута, обеспечивающая устойчивое горение в топочной камере H₁ = 9,8% (в соответствии с рисунком 5, приложения 2 к настоящей Методике). Мазут для восполнения недостающего количества угольной пыли при данных параметрах работы котла не требуется (в соответствии с рисунком 3 б приложения 2 к настоящей Методике);

      2) норма расхода мазута при D_ном равна расходу мазута для восполнения недостающего тепла от угольной пыли H₂ = 13% (в соответствии с рисунком 3 б б приложения 2 к настоящей Методике), так как мазут для поддержания устойчивого горения в топочной камере не требуется (в соответствии с рисунком 5 приложения 2 к настоящей Методике). Расход мазута на технологические нужды составляет 3%. В рассматриваемой схеме имеются бункера для накапливания угольной пыли. В зависимости от количества накопленной пыли H2 снижается, но не ниже 3%;

      3) минимальная норма расхода мазута за сутки, на поддержание устойчивого горения и технологические нужды:

      4) Суточный расход угля в условном исчислении:

      В_уг^усл = В_усл^сут - В_маз^мин = (100 - 5,2) · 2270,6/100 = 2092,8 тонн;

      5) производительность двух мельниц за сутки В_мц^сут = 3456 тонн, что превышает фактический расход на В_мц^сут - В_уг^усл = 3456 - 3103,7 = 352,3 тонн угольной пыли. При расходном запасе угольной пыли в двух бункерах составит (V_макс - V_мин)2 = 200 тонн. Рекомендуется среднесуточную производительность мельницы снизить с 72 тонн/час до 40,9 тонн/час. Мазута на восполнение недостающего количества угольной пыли не требуется;

      6) суммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении) составит:

      7) при использовании вместо мазута газа, его расход выше на 10%:

      В_газ^сут = 110 114,8/100 = 126,3 тонн.

Методика расчета норм расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков тепловых электростанций (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

      2. Методика может применяться на вновь проектируемые, действующие, расширяемые и реконструируемые тепловые электростанции.

      3. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) энергетическая характеристика оборудования - комплекс зависимостей технико-экономических показателей его работы в абсолютном или относительном исчислении от нагрузки при оптимальных режимах работы принятой тепловой схемой, фиксированных значениях внешних факторов, состоянии оборудования и уровне его эксплуатации;

      2) внешние факторы – объективные факторы, влияющие на экономичность работы оборудования, значения которых не зависят от деятельности производственного персонала электростанций;

      3) группа оборудования – совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемым отбором пара с одинаковыми параметрами свежего пара (для энергоблоков одинаковой мощностью), всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов;

      4) подгруппа энергоблоков – совокупность только пылеугольных или газомазутных котлов и работающих совместно с ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с соответствующим давлением свежего пара и одинаковой мощностью;

      5) подгруппа оборудования с поперечными связями – совокупность конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов;

      6) пылеугольная подгруппа оборудования с поперечными связями - подгруппа оборудования, работающая на общий коллектор свежего пара с применением пылеугольных и газомазутных котлов.

Глава 2. Составляющие расхода тепла (пара) на собственные нужды тепловых электростанций и технологических потерь при его выработке

      4. Персонала, занимающимся нормированием, контролем и анализом расхода тепла (пара) и конденсата на собственные нужды энергообъекта с учетом местных условий работы осуществляется расчет норм расхода пара и конденсата.

      5. В собственные нужды турбоагрегатов (

      1) на турбопривод циркуляционных, конденсатных и других насосов, относящихся к турбинной установке (за исключением питательных насосов);

      2) на пуски турбоагрегатов, включая прогрев паропроводов, разогрев и разворот турбин, прогрев вспомогательного оборудования до включения генераторов в сеть;

      3) на отопление производственных помещений турбинной установки и электроцеха;

      4) связанного с работой генератора в моторном режиме для резервирования мощности без потребления или выработки реактивной мощности.

      6. В расход тепла на собственные нужды энергетических котлов (

      1) слив и предварительный подогрев мазута -

      2) размораживание твердого топлива -

      3) распыление мазута в форсунках и охлаждение неработающих форсунок -

      4) предварительный подогрев воздуха в калориферах -

      5) транспорт угольной пыли к горелкам -

      6) подавление оксидов азота, образующихся при сжигании топлива -

      7) турбопривод питательных насосов -

      9) отопление производственных помещений котельного, химического и топливно-транспортного цехов -

      10) пуски котлов -

      11) обдувку и расшлаковку котлов -

      12) прочие расходы и технологические потери тепла, (не указанные выше) связанные с выработкой пара котлами -

      7. В собственные нужды энергетических котлов включаются потери тепла, связанные с подготовкой добавки химически очищенной, обессоленной воды и дистиллята, восполняющие внутристанционные потери пара, конденсата и питательной воды -

      8. Технологические потери теплоэнергии, при выработке (отпуске):

      1) от наружного охлаждения паропроводов отборов и противодавления турбин до точки измерения отпуска пара потребителям;

      2) от наружного охлаждения редукционно-охладительных установок, обеспечивающих отпуск теплоэнергии, и паропроводов до коллектора или точки измерения отпуска пара потребителям или подогревателей сетевой воды;

      3) от наружного охлаждения основных и пиковых подогревателей сетевой воды, паропроводов к ним и конденсатопроводов от них к деаэратору или системе регенерации турбин, трубопроводов сетевой воды от точки измерения температуры обратной сетевой воды до точки измерения температуры прямой сетевой воды;

      4) от наружного охлаждения паропреобразовательных установок, паропроводов к ним, и от них до точки измерения отпуска пара потребителям, конденсатопроводов от них к деаэратору или системе регенерации турбин;

      5) при подготовке химически очищенной воды для подпитки теплосети, химически обессоленной воды или дистиллята для восполнения невозврата конденсата от тепловых потребителей;

      6) при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

      7) с продувкой паропреобразовательных установок;

      8) с продувкой котлов, увеличенной против нормы вследствие ухудшения качества питательной воды из-за невозврата конденсата с производства;

      9) от наружного охлаждения деаэраторов подпитки теплосети, паро- и трубопроводов к ним и от них, потери с выпаром этих деаэраторов;

      10) при поддержании положительной температуры в газоходах неработающих пиковых водогрейных котлов и расход тепла на собственные нужды пиковой водогрейной котельной (далее – ПВК) (включая слив и подогрев сожженного мазута, отопление производственных помещений).

      9. В расход тепла на собственные нужды энергетических котлов

      10. В расход тепла слив и предварительный подогрев мазута -

      11. В расход тепла размораживание твердого топлива -

      12. В расход тепла распыл мазута в форсунках и охлаждение неработающих форсунок -

      13. В расход тепла предварительный подогрев воздуха в калориферах -

      14. В расход тепла транспорт угольной пыли к горелкам -

      15. В расход тепла подавление оксидов азота, образующихся при сжигании топлива -

      16. В расход тепла обдувку и расшлаковку котлов -

      где

      17. Расход тепловой энергии на собственные нужды котельных определяется опытным (режимно-наладочные и (или) балансовые испытания) или расчетным методом.

      18. Общий расход тепловой энергии на собственные нужды определяется по формуле:

      где Q_снi - тепловые потери на i-е нужды, Гкал;

      N - количество статей расхода на собственные нужды котельной.

      При расчетном определении расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной используются зависимости, которые приводятся в пунктах 20-41 настоящей Методики.

      19. Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды производятся 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 согласно таблице 1 приложения 1 к настоящей Методике.

      20. Потери тепловой энергии с продувочной водой, (Гкал), зависят от периодичности и продолжительности продувки котла и определяются по формуле:

      где К_продi - коэффициент продувки i-го котла, принимаемый для непрерывной продувки паровых котлов - 0,01, для периодической продувки паровых котлов - 0,005, водогрейных котлов - 0,003;

      Q_im - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котлом за расчетный период;

      I_к - количество котлов.

      21. Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов Q_раст, Гкал, определяется:

      Где Q_ki 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'_i - количество растопок из горячего состояния в расчетном периоде;

      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"_i - количество растопок из холодного состояния в расчетном периоде.

      22. Расчетное количество растопок котлов определяется по отчетным данным базового года с внесением коррективов по прогнозируемому режиму потребления тепловой энергии потребителями в расчетном периоде.

      23. Расход тепловой энергии на обдувку поверхностей нагрева паровых котлов, Гкал, определяют по формуле:

      где К_обд - коэффициент обдувки, принимаемый в размере 0,002 при сжигании твердого топлива и 0,003 - при сжигании мазута;

      G_ki - средняя за время работы производительность i-го котла, т/ч;

      r_{k i} - продолжительность работы i-го котла, часов;

      i_п, i_пв - энтальпия соответственно пара, используемого для обдувки, и питательной воды, ккал/кг;

      I_к - количество котлов.

      24. Суммарное нормативное количество тепла

      где Q_сл - расход тепла при сливе мазута из железнодорожных цистерн и пропарке их после слива;

      Q_под - расход тепла при подогреве в подогревателях подаваемого на сжигание мазута;

      Q_хр - расход тепла при хранении мазута в резервуарах;

      1,01 - коэффициент, учитывающий расход тепла при проведении паровых продувок оборудования.

      25. Отдельные составляющие суммарного нормативного количества тепла

      1) при сливе мазута (Q_сл) из железнодорожных цистерн и пропарке их после слива, Гкал (ГДж):

      Q_сл = q_сл G_сл,                                                                   (18)

      где q_сл - удельный расход тепла при сливе, определенный по рисункам 1-3 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/т (ГДж/т);

      G_сл - количество мазута, поступившего на слив за расчетный период времени, тонн;

      2) при подогреве мазута в подогревателях (Q_под), Гкал (ГДж):

      Q_под = q_под G_сж,                                                             (19)

      где q_под - удельный расход тепла при разогреве, определенный по рисунку 4 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/т (ГДж/т);

      G_сж - количество мазута, сожженного в котельной за расчетный период времени, тонн;

      3) при транспортировке мазута по трубопроводам (

      где

      L_м - длина мазутопроводов, метров;

      4) при транспортировке пара по трубопроводам (

      где

      G_п - количество пара, поступившего на мазутное хозяйство за расчетный период времени, тонн;

      L_п - длина паропроводов, метров;

      5) при хранении мазута в резервуарах (Q_xp), Гкал (ГДж):

      Q_xp = q_xp G_{xp р},                                                             (22)

      где q_xp - удельный расход тепла при хранении мазута, согласно рисунку 6 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/(тч) [ГДж/(тч)];

      G_xp - среднее количество мазута, находившегося в резервуарах склада топлива за расчетный период времени, тонн;

      _р - количество часов в расчетном периоде времени, часов;

      7) при поддержании мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва" (

      где

      G_м - производительность мазутонасосной, т/ч;

      _гр - продолжительность нахождения мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва", часов.

      При расчете тепла на поддержание мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва" производительность мазутонасосной определяется по производительности одного насоса первого подъема или другого насоса меньшей производительностью, установленного в технологической схеме подачи топлива в котельное отделение главного корпуса, предназначенного для осуществления прокачки мазута по прямому и обратному мазутопроводам в режиме "горячего резерва";

      7) при поддержании ПСУ или его части в резерве (

      где

      ₃ - суммарное время нахождения в резерве всех "гусаков" ПСУ, часов.

      26. При расчете суммарного нормативного расхода тепла на мазутное хозяйство учитывается:

      1) количество мазута, поступившего на слив (G_сл) и сожженного в котельной (G_сж) за расчетный период;

      2) среднее количество мазута, находящегося в резервуарах за расчетный период (G_xp), определяется по суточным ведомостям движения топлива и данным инвентаризации и включает все топливо, находившееся в приемных емкостях и резерве;

      3) длина трубопроводов мазута определяется с учетом всех технологических мазутопроводов мазутного хозяйства, включая ПСУ, эстакады котельного отделения, за исключением дренажных трубопроводов;

      4) длина трубопроводов пара определяется с учетом паропроводов эстакады и ПСУ, за исключением "гусаков", паропроводов продувок оборудования, регистров и спутников;

      5) температура поступающего на слив мазута согласно рисунку 3 приложения 2 к настоящей Методике или по натурным измерениям согласно ГОСТ 2517 - 2012 "Межгосударственный стандарт. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб";

      6) температура мазута, находящегося в резервуаре или емкости, определяется по штатным приборам измерения температуры топлива в них. Температура подогретого мазута (

      27. Температура наружного воздуха определяется натурными измерениями.

      28. При расчетах значений удельных расходов тепла на поддержание мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва" учитывались расходы тепла:

      1) при хранении мазута в двух расходных резервуарах с температурой до 70°С;

      2) нагреве мазута в подогревателях от 70 до 90°С при расходах мазута, обеспечивающих минимально допустимую скорость мазута по трубопроводам (0,5 м/с) по одному напорному трубопроводу от мазутонасосной до котельной, мазутопроводам котлов и по трубопроводу рециркуляции до расходных резервуаров;

      3) расходы тепла при транспортировке мазута и пара по трубопроводам по территории мазутного хозяйства и по трассе, при этом принимается, что другие резервуары мазутосклада находятся в режиме "холодного" хранения, и расход тепла на них не затрачивался, прием мазута на производство не проводился.

      29. При поступлении мазута в железнодорожных цистернах с температурой (

      где

      30. При размещении тепловых электрических станций (далее - ТЭС) в районах с температурой наружного воздуха (t_в(x)) ниже минус 30°С значения нормативного удельного расхода тепла при сливе мазута из железнодорожных цистерн (

      где

      31. Нормативный технологический расход тепла на мазутное хозяйство

      где Q_к - количество тепла, вносимое в тепловую схему ТЭС с конденсатом от мазутного хозяйства, Гкал (ГДж).

      32. Количество тепла (Q_к), вносимое в тепловую схему ТЭС с конденсатом от мазутного хозяйства, определяется по формуле:

      Q_к = G_к i_к,                                                                  (28)

      где G_к - количество конденсата, возвращаемое от мазутного хозяйства, тонн;

      i_к - теплосодержание конденсата, Гкал/т (ГДж/т).

      33. Количество и температура конденсата, возвращаемого от мазутного хозяйства, определяются по штатным приборам.

      34. Теплосодержание конденсата (i_к) определяется по нормативным документам в области электроэнергетики.

      35. Примеры расчетов расходов тепла на мазутные хозяйства согласно приложениям 3 и 4 к настоящей Методике.

      36. Нормы часового расхода тепла в рабочем режиме (q_c) и затрат электрической мощности на вентиляторы в рабочем режиме (N_с) для тепляков, в которых в качестве теплоносителя используется пар, согласно таблице 1 приложения 5 к настоящей Методике. Нормы даны на одну условную секцию тепляка вместимостью в два железнодорожных четырехосных полувагона грузоподъемностью до 60 тонн.

      37. Для тепляков, в которых в качестве теплоносителя используется пар, нормы расхода тепла на размораживание топлива рассчитывались при условии обеспечения глубины разогрева топлива от поверхности вагона до 50 миллиметра (далее – мм), а для проходных радиационных тепляков с электронагревателями — при условии обеспечения глубины разогрева топлива от поверхности вагона до 20 мм. Нормы определены для температуры наружного воздуха t_в = 1 ^оС и ниже.

      38. Значения температуры наружного воздуха (t_в) за отчетный период принимаются по данным измерений или местной метеостанции, а для расчетного периода по данным СНиП РК 2.04-01-2001 "Строительная климатология".

      39. При поставке на электростанцию топлива в шестиосных и восьмиосных полувагонах часовые расходы тепла в рабочем режиме (q_c) увеличиваются соответственно в 1,15 и 1,3 раза.

      40. С изменением марки или влажности (более чем на 10 %) поставляемого на электростанцию топлива в режимную карту работы тепляка вносятся изменения (продолжительность разогрева ставки вагонов) или составляется его новая режимная карта.

      41.Для тепляков, в которых в качестве теплоносителя используется пар, нормативные значения расходов тепла (Гкал) и электроэнергии (кВт·ч) за отчетный (расчетный) период определяются по формулам:

      1) общий нормативный расход тепла (Q_нр):

      Q_нр = Q_р + Q_гр,                                                             (29)

      где Q_р – нормативный расход тепла в рабочем режиме за отчетный (расчетный) период, Гкал;

      Q_гр – нормативный расход тепла в режиме горячего резерва за отчетный (расчетный) период, Гкал;

      2) нормативный расход тепла в рабочем режиме (Q_р) за отчетный (расчетный) период:

      Q_р = q_{с p} k Z,                                                             (30)

      где q_c – нормативный часовой расход тепла, определенный по формулам таблицы, Гкал /ч;

      _р – продолжительность разогрева одной ставки вагонов с топливом, часов. Принимается по данным режимной карты тепляка;

      k – количество условных секций в тепляке;

      Z – количество ставок вагонов;

      3) количество ставок вагонов:

      где В – масса натурального топлива, разогретого в тепляке за отчетный период, т;

      q – грузоподъемность вагона, тонн;

      n – вместимость тепляка (количество четырехосных железнодорожных вагонов грузоподъемностью до 60 тонн, одновременно устанавливаемых на разогрев);

      4) нормативный расход тепла в режиме горячего резерва (Q_гр) за отчетный (расчетный) период:

      Q_гр = 0,2_qс T_гр k,                                                             (32)

      где T_гр – продолжительность нахождения одной условной секции тепляка в режиме горячего резерва за отчетный (расчетный) период, часов:

      T_гр = - _р Z,                                                             33)

      где - продолжительность отчетного (расчетного) периода, часов.

Глава 3. Содержание исходных документов, учет состояния оборудования при расчете норм пара и конденсата собственных нужд энергоблоков

      42. Технологические потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям (коэффициент потерь), представляются в виде их графических зависимостей от температуры наружного воздуха и состава работающего оборудования в схемах пара и сетевой воды от источников тепла до точек измерения отпуска его внешним потребителям, состава работающего оборудования.

      43. В качестве основных исходных документов при расчете используются результаты тепловых испытаний котлов и турбоагрегатов, проведенных специализированными аттестованными организациями, а при их отсутствии – типовые энергетические характеристики котлов, турбоагрегатов и вспомогательного оборудования.

      44. Возможность использования результатов испытаний для составления энергетических характеристик оборудования определяется специализированной организацией, аккредитованной в установленном порядке, на право проведения таких работ.

      45. При отсутствии результатов испытаний составляются временные энергетические характеристики на основе расчетных и проектных данных заводов-изготовителей, с учетом имеющегося опыта эксплуатации оборудования.

Глава 4. Определение расхода тепла на групповые аппараты и установки собственных нужд подгруппы оборудования и технологические потери тепла, связанные с его отпуском

Параграф 1. Общие положения

      46. Механизмы, установки и аппараты собственных нужд подразделяются на общестанционные, групповые, подгрупповые и индивидуальные для котлов и турбоагрегатов. Аналогично подразделяются и затраты энергии на механизмы, установки и аппараты собственных нужд.

      47. Характеристики индивидуальных механизмов, установок и аппаратов собственных нужд котлов и турбоагрегатов включаются в энергетические характеристики этих агрегатов.

      48. Характеристики общестанционных и групповых механизмов, установок и аппаратов собственных нужд представляются с энергетическими характеристиками одной из подгрупп оборудования электростанции.

      49. Энергетические характеристики расхода тепла и электроэнергии на собственные нужды подгруппы оборудования включают в себя климатические зависимости суммарных расходов электроэнергии и тепла на механизмы, установки и аппараты котлов, турбоагрегатов, оборудования, связанного с отпуском тепла с горячей водой (теплофикационная установка) и паром, зависимости (удельных) затрат тепла и электроэнергии (затрат мощности) на отдельные механизмы, аппараты и установки, и на комплексы этих потребителей, технологически связанные между собой и термообразующего показателя, характерного для них.

      50. Разработка характеристик производится с учетом свойств сжигаемого топлива, конкретных схем разгрузки, хранения и подачи топлива, золоулавливания и золошлакоудаления, водоснабжения, теплоснабжения, технологических процессов выработки энергии и предотвращения вредного воздействия на окружающую среду.

      51. Если режим работы механизмов, аппаратов и установок изменяется в зависимости от сезона, то их характеристики имеют конкретные границы использования для соответствующего периода в виде значений параметра (температуры наружного воздуха, охлаждающей воды);

      52. Для составления зависимости потребляемой мощности механизмов от часового расхода среды используются их фактические характеристики, на основании результатов проведенных на них испытаний, а при отсутствии указанных документов – паспортные данные изготовителей оборудования.

      Зависимости часового расхода тепла на установки и аппараты собственных нужд составляются аналогичным образом.

      53. Составление зависимостей производится в соответствии с нормативными документами в области электроэнергетики.

      54. При отпуске тепла с паром и горячей водой определяются отдельно аналитические зависимости расхода электроэнергии на привод механизмов, связанных с обеспечением отпуска тепла с паром (Э_пар) и с горячей водой через теплофикационные установки (Э_тепл.).

      Есть механизмы, обеспечивающие возврат конденсата от потребителей пара, восполнение потерь пара и конденсата, подпитку паропреобразовательных установок и откачку из них конденсата.

      Есть механизмы, обеспечивающие подачу сетевой воды потребителям, подпитку теплосети, приготовление воды для восполнения потерь ее в теплосети, откачку конденсата из подогревателей сетевой воды, индивидуальные механизмы вспомогательного оборудования ПВК.

      55. Расход тепла на аппараты и установки собственных нужд котлов и турбоагрегатов, подгруппы оборудования определяется по формуле (34):

      где

Параграф 2. Общестанционные, групповые и подгрупповые механизмы и установки собственных нужд

      56. К подгрупповым, групповым и общестанционным относятся следующие механизмы и установки собственных нужд котлов:

      1) механизмы для погрузо-разгрузочных работ и обработки на складе, размораживания, дробления, сушки и транспортировки твердого топлива в бункера сырого угля котлов, улавливания из него металла и посторонних предметов, обеспыливания тракта топливоподачи;

      2) механизмы для разгрузки, обработки и подачи к котлам мазута;

      3) механизмы центрального пылезавода;

      4) компрессоры и воздуходувки, обеспечивающие сжатым воздухом систему очистки котлов и пневмоинструмента;

      5) механизмы для пневматической подачи пыли;

      6) механизмы для золоулавливания, золо- и шлакоудаления;

      7) механизмы для очистки дымовых газов от вредных примесей (кроме установленных индивидуально с котлом);

      8) установки для очистки отмывочных сточных вод, конденсата подогревателей мазута и других загрязненных вод;

      9) питательные насосы для оборудования с поперечными связями;

      10) установки для химической очистки и химического обессоливания воды, подаваемой для восполнения внутристанционных потерь пара и конденсата;

      11) дренажные насосы, насосы технической воды и пожарного водоснабжения;

      12) дренажные насосы, механизмы системы отопления, вентиляции, кондиционирования и другие механизмы теплофикационной установки, работа которых не зависит от времени работы последней;

      13) механизмы, используемые для текущего и среднего ремонта котельного оборудования;

      14) механизмы системы отопления, вентиляции и кондиционирования котельного оборудования;

      15) установки для освещения котлов и теплофикационной установки;

      16) средства измерения, электроприводы, арматуры, система управления и защиты.

      57. К подгрупповым, групповым и общестанционным механизмам и установкам собственных нужд турбоагрегатов относятся:

      1) циркуляционные насосы, не установленные индивидуально с турбоагрегатами;

      2) вентиляторы градирен;

      3) дренажные и перекачивающие насосы;

      4) подкачивающие насосы в систему циркуляционного водоснабжения;

      5) механизмы очистки и регенерации масла для смазки и регулирования турбоагрегатов и центральной маслоаппаратной;

      6) механизмы электроцеха (компрессоры воздушных выключателей, зарядные и подзарядные мотор-генераторы);

      7) механизмы системы предотвращения попадания загрязненных и замасленных вод в почву и открытые водоемы;

      8) механизмы, работа которых связана с охраной окружающей среды, выполнением требований рыбоводства, ирригации;

      9) механизмы и установки для проведения средних и текущих ремонтов;

      10) система освещения турбоагрегатов и относящегося к ним оборудования;

      11) механизмы системы отопления, вентиляции и кондиционирования оборудования турбоагрегатов;

      12) средства измерения, авторегуляторы, электроприводы арматуры, система управления и защиты.

Параграф 3. Подгрупповые, групповые и общестанционные составляющие расхода тепла на собственные нужды и технологические потери тепла, связанные с его отпуском

      58. К подгрупповым, групповым и общестанционным относятся составляющие расхода тепла на собственные нужды котлов, связанные с:

      1) технологическими потерями тепла при разгрузке, хранении, транспортировке топлива до котлов и поддержании в резерве системы топливоснабжения;

      2) потерями тепла при подготовке обессоленной воды для восполнения внутристанционных потерь пара и конденсата;

      3) отоплением и кондиционированием производственных помещений котлов энергетических и пиковых водогрейных, химического и топливно-транспортного цехов;

      4) очисткой и нейтрализацией замасленных, замазученных, отмывочных и загрязненных вод;

      5) потерями тепла при циркуляции сетевой воды через поверхности нагрева неработающих ПВК для предотвращения их коррозии и поддержания положительной температуры в газоходах этих котлов.

      59. К общегрупповым и общестанционным относятся составляющие расходы тепла на собственные нужды турбоагрегатов, связанные с:

      1) отоплением и кондиционированием производственных помещений турбоагрегатов и электроцеха;

      2) выполнением природоохранных мероприятий.

      60. К технологическим потерям тепла, связанным с его отпуском потребителям, относятся потери:

      1) от наружного охлаждения паропроводов отборов и противодавления турбоагрегатов и редукционно-охладительных установок для отпуска тепла с паром до точки измерения отпуска тепла потребителям или до подогревателей сетевой воды;

      2) от наружного охлаждения основных и пиковых подогревателей сетевой воды, паропроводов к ним и конденсатопроводов к деаэратору или системе регенерации турбоагрегатов;

      3) при подготовке химически очищенной воды для подпитки теплосети и обессоленной воды или дистиллята для восполнения невозврата конденсата от потребителей тепла;

      4) при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

      5) с продувкой паропреобразовательных установок;

      6) с продувкой котлов, превышающей номинальные значения вследствие ухудшения качества питательной воды из-за невозврата конденсата от потребителей;

      7) от наружного охлаждения деаэратора подпитки теплосети, трубопроводов к ним и от них и потери с выпаром из этих деаэраторов.

      61. Характер графических зависимостей и форма представления некоторых составляющих расхода тепла на собственные нужды и технологических потерь тепла, связанных с ее отпуском, показаны на рисунках 1-6 приложения 5 к настоящей Методике.

      62. При определении показателей работы оборудования мазутного хозяйства имеют в виду, что циркуляция мазута по мазутопроводам является постоянной независимо от температуры наружного воздуха, работы основного оборудования и вида сжигаемого топлива.

      63. Для определения времени нахождения размораживающего устройства и устройств для слива мазута в резерве нужен график нормативного времени разогрева топлива в вагоне и мазута в цистерне.

      64. Графические зависимости технологических потерь тепла, связанных с его отпуском для подгруппы оборудования, строятся как зависимости часовых или относительных потерь от температуры наружного воздуха, объема включенного в работу оборудования и доли отпуска тепла подгруппой оборудования, если потери являются общестанционными.

Таблица 1. Расчет расходов тепла на собственные нужды котельного цеха

Таблица 2. Нормативная (предельная) температура подогретой воды на входе в ВПУ

      Рисунок 1. Нормы удельного расхода тепла при сливе мазута (

      Рисунок 2. Нормы удельного расхода тепла при сливе мазута (

      Примечание -

      Рисунок 3. Температура мазута в цистернах при транспортировке в зависимости от температуры окружающего воздуха и времени нахождения в пути.

      Рисунок 4. Нормы удельного расхода тепла на подогрев мазута в подогревателях (q_под), учитываемые при проектировании эксплуатации мазутного хозяйства.

      Рисунок 5. Нормы удельного расхода тепла при транспортировке мазута (

      Примечание - Нормы приведены на 1 метр длины трубопровода.

      Рисунок 6. Нормы удельного расхода тепла при хранении мазута в железобетонных (

      Рисунок 7. Нормы удельного расхода тепла на поддержание мазутного хозяйства в "горячем режиме" (

      Рисунок 8. Нормы удельного расхода тепла на поддержание одного парового "гусака" приемно-сливного устройства в резерве (

Пример расчета нормативного расхода тепла (пара) на эксплуатируемое мазутное хозяйство за 1 месяц

1. Исходные данные

      Количество поступившего на слив мазута марки М100 за 1 мес, G_сл= 200000 т.

      Количество мазута, сожженного в котельной за 1 мес, G_сж =180000 т.

      Среднее количество мазута, находившееся на складе, G_xp =240000 т.

      Средняя температура наружного воздуха, t_в = -12°С.

      Длительность доставки мазута на энергообъект, ₁ =2 сут.

      Число часов за мес, _р = 720 ч.

      Продолжительность нахождения всех "гусаков" ПСУ в резерве, ₃ =14400 ч.

      Средняя температура мазута, подаваемого на сжигание в котельную,

      Общая длина мазутопроводов, L_м = 6000 м.

      Температура хранения мазута:

      в металлических расходных резервуарах с изоляцией,

      в железобетонных резервуарах,

      Среднее количество мазута, хранившегося:

      в металлических расходных резервуарах с изоляцией,

      в железобетонных резервуарах,

      Общая длина паропроводов, L_п = 3000 м.

      Теплосодержание пара, подаваемого на мазутное хозяйство, i_п = 0,70 Гкал/т.

      Теплосодержание конденсата после мазутных подогревателей

      Теплосодержание конденсата, возвращаемого от мазутного хозяйства

      i_к =0,080 Гкал/т.

2 Последовательность расчета нормативного расхода тепла

      1. По рисунку 3 приложения 2 к настоящей Методике, определяется температура прибывшего мазута (

      q_сл = 0,0535 Гкал/т.

      2. По рисунку 4 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на подогрев мазута, подаваемого на сжигание (q_под) при

      q_под = 0,0472 Гкал/т.

      3. По рисунку 5 приложения 2 к настоящей Методике, определяются удельные расходы тепла при транспортировке мазута

      4. По рисунку 6 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла при хранении мазута в металлических (

      5. По рисунку 8 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на поддержание одного парового "гусака" ПСУ в резерве (

      6. Рассчитывается расход тепла на подогрев мазута при его сливе и пропарке цистерн после слива:

      Q_сл = q_сл G_сл = 0,0535 200000 = 10700 Гкал.

      7. Рассчитывается расход тепла на подогрев сожженного мазута:

      Q_под = q_под G_сж = 0,0472 180000 = 8496 Гкал.

      8. Рассчитывается расход тепла в окружающую среду при транспортировке мазута по трубопроводам:

      9. Рассчитываются расходы тепла в окружающую среду при хранении мазута в металлических и железобетонных резервуарах:

      10. Рассчитывается расход тепла на поддержание ПСУ в резерве:

      11. Рассчитываются промежуточные (без учета расхода тепла в окружающую среду при транспортировке пара по трубопроводам и при паровых продувках оборудования) суммарные значения:

      1) Количества тепла, содержащегося в поданном на мазутное хозяйство паре,

      = 10700 + 8496 + 1404 + 907,2 + 1814,4 + 273,6 = 23595,2 Гкал.

      2) Количества поданного на мазутное хозяйство паpa

      12. Рассчитывается расход тепла в окружающую среду при транспортировке пара по трубопроводам:

      13. Рассчитывается суммарное нормативное количество тепла пара, поданного на мазутное хозяйство за расчетный период (

      14. Находится количество конденсата, возвращаемого в тепловую схему электростанции от подогревателей мазута и от спутников мазутопроводов:

      15. Определяется количество тепла, вносимое возвращаемым конденсатом от мазутного хозяйства в тепловую схему станции:

      Q_к = G_к i_к = 23495,5 0,08 = 1879,6 Гкал.

      16. Определяется нормативный технологический расход тепла на собственные нужды:

Пример расчета расхода тепла (пара) на проектируемое мазутное хозяйство за 1 час

1 Исходные данные:

      Фронт слива, n = 112 цистерн.

      Минимальная температура окружающего воздуха в районе размещения, t_в = -25°С.

      Максимальный часовой расход мазута в котельную, G_сж = 560 т/ч.

      Суммарная вместимость склада жидкого топлива (мазута), G_xp =180000 т

      Температура сжигаемого мазута,

      Температура мазута, подаваемого по циркуляционному контуру на разогрев мазута в резервуарах склада топлива,

      Расчетный часовой расход мазута по циркуляционному контуру разогрева мазута в резервуарах, G_ц = 640 т/ч.

      Общая длина мазутопроводов, L_м = 8000 м.

      Общая длина паропроводов, L_п = 6000 м.

      Расчетный срок доставки мазута по железной дороге на ТЭС, ₁ = более 3 сут.

      Средняя вместимость одной железнодорожной цистерны, G_цист =55 т.

      Теплосодержание пара, поступающего на мазутное хозяйство, i_п =0,7 Гкал/т.

      Теплосодержание конденсата после подогревателей мазута,

      Продолжительность подогрева и слива мазута, пропарки цистерн в зимнее время, ₃ =460 мин.

      Марка мазута М100.

2 Последовательность расчета расхода тепла (пара)

      1. По рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла при сливе мазута (q_сл) марки M100 с длительностью доставки (₁) более 3 сут при температуре наружного воздуха t_в = -25°С:

      Q_сл = 0,105 Гкал/т.

      2. По рисунку 4 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на подогрев мазута, подаваемого на сжигание (

      3. По рисунку 4 приложения 1 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на подогрев мазута в подогревателях, подаваемого по циркуляционному контуру (

      4. По рисунку 5 приложения 2 к настоящей Методике, определяются удельные расходы тепла при транспортировке мазута

      5. Рассчитывается расход тепла в зимний период на подогрев мазута марки М100 при сливе 112 цистерн вместимостью 55 т каждая:

      Q_сл = q_сл n G_цист = 0,105 112 55 = 646,8 Гкал.

      6. Рассчитывается часовой расход тепла на подогрев мазута в зимний период:

      7. Рассчитывается часовой расход тепла, потребный на подогрев мазута при сжигании и циркуляции:

      8. Рассчитывается часовой расход тепла, расходуемый в окружающую среду при транспортировке мазута по трубопроводам:

      9. Рассчитывается часовой расход тепла на разогрев и транспортировку мазута:

      10. Рассчитываются часовые расходы пара, на мазутное хозяйство и приемно-сливное устройство без учета расхода тепла при транспортировке пара по трубопроводам:

      11. Рассчитывается часовой расход тепла в окружающую среду при транспортировке пара:

      12. Уточняется количество пара

      Таблица 1. Часовой расход тепла (q_c), Гкал/ч

Рекомендуемые формы представления графических зависимостей составляющих расхода тепла на собственные нужды подгруппы оборудования и технологических потерь тепла, связанных с его отпуском

      Рисунок 1. Расход тепла на мазутное хозяйство

      а – предельное время слива мазута из цистерн, б – температура мазута в цистерне, в – расход тепла на прогрев приемно-сливного устройства при нахождении его в резерве, г – часовой расход тепла на хранение мазута и на охлаждение в трубопроводах, д – часовой расход тепла на нагрев мазута, сжигаемого в котлах.

      Рисунок 2. Часовой расход тепла на отопление:

      а – котельного (турбинного) отделения;

      б – других производственных помещений.

      Рисунок 3. Часовой расход тепла на вентиляцию котельного (турбинного) отделения.

      Рисунок 4. Часовой расход тепла на размораживание одной ставки вагонов с топливом.

      Рисунок 5. Часовые потери при подготовке химически очищенной и обессоленной воды.

      Рисунок 6. Часовые технологические потери тепла, связанные с его отпуском.

Методика расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции напряжением 35-500 киловольт

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции напряжением 35-500 киловольт (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) собственные нужды подстанции – расчетная величина потребления электрической энергии оборудованием одной подстанции за определенный период времени;

      2) норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций – плановый показатель потребления электрической энергии за определенный период времени;

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Область применения

      3. В процессе эксплуатации электроустановок в электрических сетях осуществляется поддержание расхода энергии в пределах норм потребления электрической энергии на собственные нужды.

      4. Целью нормирования расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций является упорядочение системы его учета, контроля и планирования, осуществление режима экономии и рационального расходования электроэнергии электроприемниками собственных нужд.

      5. В основу нормирования положен расчетно-аналитический метод, предусматривающий определение норм расхода электроэнергии расчетным путем по статьям расхода.

      6. Представленные в настоящей Методике нормы расхода электроэнергии на собственные нужды даны для подстанций 35-500 кВ и ориентированы на выполнение следующих условий:

      1) нормальное, технически исправное функционирование оборудования;

      2) применение передовых методов эксплуатации оборудования;

      3) систематическое проведение организационно-технических мероприятий по экономии электрической энергии (своевременная замена устаревшего оборудования, применение автоматики и тому подобное).

Глава 3. Состав электроприемников собственных нужд подстанции

      7. К электроприемникам собственных нужд подстанций относят электроприемники, обеспечивающие функционирование оборудования подстанций в технологическом процессе преобразования и распределения электрической энергии.

      В номенклатуру собственных нужд подстанций входит потребление электроэнергии на следующие цели:

      1) охлаждение трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов;

      2) обогрев, освещение и вентиляция помещений (общеподистанционный пункт управления (далее – ОПУ), закрытое распределительное устройство (далее – ЗРУ), оперативно-выездная бригада (далее – ОВБ), аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной и камер задвижек);

      3) освещение территории;

      4) зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

      5) оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

      6) обогрев ячеек комплектно-распределительного устройства наружной установки (далее – КРУН) (с аппаратурой релейной защиты (далее – РЗ) и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;

      7) обогрев приводов и баков масляных выключателей;

      8) обогрев, шкафов управления и приводов вакуумных и элегазовых выключателей;

      9) обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

      10) обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств регулирования под нагрузкой (далее – РПН);

      11) обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

      12) обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

      13) обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

      14) электродвигатели компрессоров;

      15) обогрев воздухосборников;

      16) вспомогательные устройства синхронных компенсаторов (маслонасосы, циркуляционные насосы, дренажные насосы, задвижки, автоматика);

      17) электропитание аппаратуры связи и телемеханики;

      18) небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

      19) прочие: дренажные насосы, устройства РПН, дистилляторы, мелкие станки, приспособления и тому подобное.

      8. К собственным нуждам подстанций относятся также электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанции (в районах с обильными снегопадами) и тому подобное.

      9. В состав электроприемников собственных нужд подстанций не включаются электроприемники, входящие в состав хозяйственных нужд подстанций.

Глава 4. Расчет норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

      10. Расчет годовой нормы расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции производится суммированием годовых норм расхода электроэнергии отдельными электроприемниками.

      Рекомендуемые нормы расхода электроэнергии отдельными электроприемниками, согласно таблицам 1 – 7 приложения 1 к настоящей Методике.