что такое удельный расход условного топлива котельной
Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ
К.т.н. А.М. Кузнецов, Московский энергетический институт (ТУ)
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии от ТЭЦ для теплоснабжения потребителей является важным показателем работы ТЭЦ.
В известных всем энергетикам учебниках [1, 2] ранее предлагался физический метод разделения расхода топлива на выработку тепла и электроэнергии на ТЭЦ. Так, например, в учебнике Е.Я. Соколова «Теплофикация и тепловые сети» приведена формула расчета удельного расхода топлива на выработку теплоты на ТЭЦ:
КПД отбора рассчитывается по следующей формуле:
При той же тепловой нагрузке (586 ГДж/ч), но при раздельной выработке тепловой энергии в районной отопительной котельной расход топлива составит:
Расход топлива в энергосистеме на выработку тепла на ТЭЦ с учетом КПД отбора:
Экономия топлива при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии по сравнению с районной отопительной котельной: В=Вк-Вт=22203-7053=15150 кг/ч.
Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии по методу КПД отборов: bт=Вт/Qг=7053/140=50,4 кг/Гкал.
В заключение следует отметить, что метод КПД отборов научно обоснован, правильно учитывает происходящие в энергосистеме процессы в условиях теплофикации, прост в использовании и может найти самое широкое применение.
1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.-Л.: Энергия, 1967. 400 с.
2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982. 360 с.
3. Кузнецов А.М. Сравнение результатов разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло различными методами // Энергетик. 2006. № 7. С. 21.
4. Кузнецов А.М. Экономия топлива при переводе турбин в теплофикационный режим// Энергетик. 2007. № 1. С. 21-22.
5. Кузнецов А.М. Экономия топлива на блоке с турбиной Т-250-240 и показатели ее работы // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 1. С. 64-65.
6. Кузнецов А.М. Расчет экономии топлива и показатели работы турбины Т-110/120-12,8-5М // Энергосбережение и водо подготовка. 2009. № 3. С. 42-43.
7. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Култышев А.Ю. Паровые турбины ЗАО УТЗ для перспективных проектов ПГУ// Теплоэнергетика. 2009. № 9. С. 6-11.
Нормирование расхода топлива
Нормирование расхода топлива
Нормирование расхода топлива является важнейшим условием экономичной работы котельной установки. Вместе с тем, предъявляя требования к соблюдению установленного технологического режима, к исправному действию всех элементов котельной установки, нормирование расхода топлива способствует и надежной эксплуатации, бесперебойному теплоснабжению потребителей.
Пересчет количества пара D, фактически вырабатываемого котельной установкой, в нормальный пар DB производится по формуле
Под отпущенным теплом понимается тепло, выработанное котлоагрегатом или котельной, за вычетом расхода тепла на собственные нужды. Нормы расхода топлива должны устанавливаться для каждой котельной, потребляющей в сутки 2 г и более условного топлива. Обязательными руководящими документами при разработке норм расхода топливно-энергетических ресурсов являются постановление Совета Министров СССР «Об упорядочении норм расхода топлива, электрической и тепловой энергии в народном хозяйстве я усилении заинтересованности работников энергетических предприятий и организаций в экономии топлива, электрической и тепловой энергии» и «Основные положения по нормированию расхода топлива, электрической и тепловой энергии в производстве» [Л. 10].
Нормирование расхода топлива определяются расчетным путем или применением расчетно-экспериментального метода, а в виде исключения отчетно-статистическим способом. Как показывает практика, в нормах, установленных по последнему способу, зачастую не учитываются реальные возможности лучшего использования топлива s котельной.
Основными исходными данными для разработки норм расхода топлива в котельных установках в общем случае являются:
Удельный расход условного топлива на 1 Гкал тепла, выработанного котельной, определяется по формуле
где ɳк.у – к. п. д. котельной брутто, %.
Результаты подсчета bуд для значений к. п. д. от 60 до 92% приведены в табл. 12-1.
Коэффициент полезного действия котельной ɳ бр к.у для расчета удельного расхода топлива наиболее точно определяется путем полных балансовых испытаний при на-
Таблица 12-1. Зависимость удельного расхода топлива от к. п. д. котлоагрегата
грузках 50, 75, 100 и 120% номинальной производительности. Расчетным путем к. п. д. котлоагрегата и котельной определяется по рекомендациям, приведенным в гл. 2.
Расход натурального топлива на выработку тепла
Удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал тепла по данным B и Q определяется по формуле
Норма расхода условного топлива на 1 Гкал отпущенного тепла, т. е. с учетом расхода тепла на собственные нужды, определяется по формуле
Расход тепла на собственные нужды Qс.н может быть ориентировочно оценен в процентах от теплопроизводительности котельной Q: при работе на твердом топливе 2-4%, на газе 1,8-3%, на мазуте с механическим и паромеханическим распылением 5-7%, на мазуте с паровым распылением 7-10%. Большие значения относятся к котельным с котлоагрегатами теплопроизводительностью менее 5 Гкалч.
При подсчете величины Q должно быть также учтено количество тепла Qpacт, воспринятое котлоагрегатом за определенный период во время его растолок. Величина Qраст для одной растопки в зависимости от длительности остановки перед растопкой приведена в табл. 7-1.
В норму расхода топлива на производство тепла не должны включаться расходы на разогрев и пуск котлоагрегатов после монтажа и капитального ремонта.
Норму удельного расхода топлива, определенную расчетом, рекомендуется сравнивать с фактическими удельными расходами в лучших котельных установках, близких по мощности и тепловой схеме и работающих в аналогичных условиях. При значительных отклонениях расчетной нормы от фактических удельных расходов топлива в лучших котельных до установления нормы необходим анализ причин, вызвавших такое отклонение. При разработке норм расхода топлива на 1 Гкал тепла, отпускаемого котельной установкой, используют также и соответствующие ведомственные руководящие указания.
Достижение утвержденных норм расхода топлива и дальнейшее снижение удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию является одним из важнейших показателей повышения эффективности работы котельной установки.
РД 1.19-126-2004 Методика расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в системах теплоснабжения (котельные и тепловые сети)
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«ГАЗПРОМ»
РАСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ НОРМ РАСХОДА ГАЗА
НА ВЫРАБОТКУ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
И РАСЧЕТА ПОТЕРЬ В СИСТЕМАХ
(КОТЕЛЬНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ)
СТО ГАЗПРОМ РД 1.19-126-2004
Открытое акционерное общество «Газпром»
ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности»
ПРЕДИСЛОВИЕ
Управлением энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»; ОАО «Промгаз»
Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром», Департаментом стратегического развития ОАО «Газпром»
Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром
Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым 14 марта 2004 г.
Распоряжением ОАО «Газпром» от 17 ноября 2004 г. № 330 с 15 декабря 2004 г.
Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)
1.Определение удельных норм расхода газа на производство тепловой энергии в котельных
1.1. Общие положения
1.2. Порядок разработки индивидуальной нормы
1.3. Порядок разработки групповых норм.
1.4. Определение общего нормируемого расхода топлива
1.5. Требования к проведению наладочных работ
2. Определение потерь тепловой энергии в тепловых сетях
2.1. Определение потерь тепловой энергии при транспортировании теплоносителя от котельной до потребителя
2.2. Определение потерь тепла изолированными теплопроводами и арматурой в помещениях котельной и ЦТП
Приложение 1. Таблицы к разделу 1
Приложение 2. Таблицы к разделу 2
Приложение 3. Примеры расчетов.
Ссылки на источники
ВВЕДЕНИЕ
Газовая промышленность расходует на выработку тепла более 1,6 млрд. м 3 газа или порядка 4 % от потребляемого объема газа в ОАО «Газпром». Эта величина мала по сравнению с огромным расходом газа на перекачку. Но такое сравнение неправомерно, поскольку речь идет о сравнении совершенно различных технологических процессов. Если же сравнивать с расходом газа в котельных других отраслей (что является корректным), то мы получим сопоставимые цифры.
В настоящее время центральное теплоснабжение компрессорных станций ОАО «Газпром» осуществляется в основном от теплообменников утилизации тепла отходящих газов газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и котельных.
Система теплоснабжения существующих компрессорных станций (КС) с использованием ВЭР включает:
— утилизационные установки (котлы-утилизаторы, утилизационные теплообменники (УТО) ГПА);
— насосную для циркуляции воды в системе «УТО-потребители»;
В этих случаях котельная является резервным источником тепла и включается в работу при плановых и аварийных остановках ГПА.
В других случаях котельная является основным источником тепла.
В более поздних работах [ 3, 4, 5] индивидуальная норма удельного расхода газа определяется так же, как в [ 2]. Групповая норма только в работе [ 5] определяется корректно, как в [ 2]. В работах [ 3], [ 4] при определении групповой нормы используются произведения теплопроизводительности котлов на их КПД (т.е. Q · h ), что не имеет физического смысла.
Настоящая методика основана на методике [ 2]. Она включает также последние данные из [ 3- 5], нормативные оценки потерь тепловой энергии в тепловых сетях согласно [ 5] и примеры расчетов.
Настоящая методика разработана применительно к предприятиям газовой промышленности, использующим паровые и водогрейные котлы отечественного и зарубежного производства, для расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии в котельных и потерь в тепловых сетях.
С даты введения в действие указанной Методики не применяются: Временная методика нормирования расхода газа в котлах малой и средней мощности, утв. Мингазпромом 27.01.1982 г., Инструкция по нормированию расхода газа в промышленных котельных малой производительности, утв. Мингазпромом 28.05.1966 г.
Авторский коллектив выражает благодарность за работу по апробации Методики ООО «Астраханьгазпром» (главный энергетик В.А. Федоров); ООО «Баштрансгаз» (главный инженер М.З. Асадуллин); ООО «Волгоградтрансгаз» (зам. генерального директора Н.М. Яковлев); ОАО «Волгограднефтемаш» (зам. генерального директора А.В. Лазарев); ОАО «Волготрансгаз» (главный инженер Ю.А. Арбузов); ООО «Кавказтрансгаз» (зам. главного энергетика С.Э. Яворович); НТЦ «Кубаньгазпром» (начальник НТЦ В.Ф. Будников); 000 «Лентрансгаз» (главный энергетик СП. Петров); ООО «Мостранс-газ» (главный инженер Б.М. Буховцев); ООО «Надымгазпром» (зам. главного энергетика В.А. Гринберг); ООО «Оренбурггазпром» (и.о. зам. генерального директора В.И. Столыпин; начальник технического отдела З.В. Мочалова; главный инженер Газоперерабатывающего завода Н.Е. Переселкин; главный инженер Газопромыслового управления А.В.Тен); ОАО «Пермтрансгаз» (зам. главного энергетика А.В. Приешкин); ООО «Самаратрансгаз» (главный энергетик А.И. Ганин); ОАО «Сургутгазпром» (главный энергетик В.Н. Тужилкин); ООО «Севергазпром» (и.о. генерального директора А.Я. Яковлев); ООО «Таттрансгаз» (зам. генерального директора Р.Ш. Закиров); ООО «Томсктрансгаз» (главный энергетик В.И. Наумов); ООО «Тюментрансгаз» (зам. генерального директора О.Е. Васин); ООО «Уралтрансгаз» (главный энергетик И.К. Демчук); ООО «Уренгойгазпром» (главный энергетик А.И. Гусев); ООО «Югтрансгаз» (главный инженер А.М. Яценко; начальник УОТР и ИО А.А. Кочанов); ООО «Ямбурггаздобыча» (зам. главного энергетика А.Л. Наумов). Наименования организаций и фамилии указаны по состоянию на конец 2001 г.
СТАНДАРТ ОАО «ГАЗПРОМ»
МЕТОДИКА
РАСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ НОРМ РАСХОДА ГАЗА НА ВЫРАБОТКУ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И РАСЧЕТА ПОТЕРЬ В СИСТЕМАХ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ (КОТЕЛЬНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ)
Дата введения 2004-12-15
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНЫХ НОРМ РАСХОДА ГАЗА НА ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В КОТЕЛЬНЫХ
1.1. Общие положения
1.1.2. Целью нормирования расхода газа в котельных является повышение эффективности использования газа.
1.1.3. Нормированию подлежит весь расход газа котельными независимо от объема его потребления.
1.1.4. Удельная норма расхода газа или, что то же, норма удельного расхода газа устанавливается в кг у.т. на Гкал (или ГДж) выработанного или отпущенного тепла.
Перевод натурального топлива в условное производят с помощью калорийного эквивалента Эт ( Приложение 1, табл. 1.1) по формуле:
При отсутствии у потребителей газа автоматических калориметров, фактическую теплоту сгорания газа сообщает газоснабжающая организация.
Групповые нормы удельных расходов газа подразделяются на нормы для данного уровня планирования по мере возрастания его значимости следующим образом:
— компрессорная станция (КС); управление магистральных газопроводов (УМГ); подземное хранилище газа (ПХГ);
— региональное предприятие ОАО «Газпром» (Трансгаз, Газпром);
1.1.9. По периоду действия индивидуальные и групповые нормы подразделяются на годовые и квартальные.
1.2. Порядок разработки индивидуальной нормы
Практически 
1.2.2. Не допускается установление нормы, значение которой больше приведенного в табл. 1.4 и 1.5 Приложения 1 для данного типоразмера котла.
1.2.3. В случае превышения нормы расхода газа, определенной по пункту 1.2.1, над величиной, указанной в табл. 1.4 и 1.5 Приложения 1, принимаются меры для снижения удельного расхода газа за счет:
— снижения потерь тепла с уходящими газами, химическим недожогом;
— нахождения оптимальных режимов работы котлов;
— очистки поверхности котла от накипи и др. мероприятий.
1.2.4. Индивидуальные нормы пересматриваются после каждого планового проведения режимно-наладочных работ, осуществляемого не реже одного раза в три года. Внеплановые режимно-наладочные работы и пересмотр индивидуальных норм производятся после ремонта агрегата или внесения конструктивных изменений, влияющих на эффективность использования газа (например, после замены газовых горелок).
КПД брутто котла по результатам испытаний должен приводиться к нормативным значениям температуры воздуха перед котлом, температуре питательной воды и другим параметрам, принятым в расчете паспортного КПД котла.
1.2.5. При наличии приборов учета расхода газа и выработки тепла (пара) на каждом котле для контроля за выполнением индивидуальной нормы производится раз в 10 дней замер реального удельного расхода газа на выработку 1 Гкал (1ГДж) тепла (пара). Для перевода энергии пара в тепловую энергию следует пользоваться табл. 1.11 [ 12] (Приложение 1).
При этом делается запись в специальном разделе журнала котельной по нижеследующей форме:
Расход и экономия условного топлива при теплофикации, рассчитанные методом КПД отборов
К.т.н. А.М. Кузнецов, доцент, Т.Ю.Полуэктова, инженер, кафедра ПТС, Национальный исследовательский университет «Московский энергетический институт»
(Печатается с сокращениями)
В качестве иллюстрации эффективности применения метода КПД отборов при разделении расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ тепло- и электроэнергию рассмотрим пример расчета тепловой схемы турбоустановки Т-250-240.
Для сравнения, при раздельной схеме теплоснабжения для обеспечения такой же тепловой нагрузки Q расход топлива в отопительной котельной составит:
Вк=143*Q/ηк=143.343,7/0,9=54610 кг у.т./ч, (1)
Затраты топлива в энергосистеме (на ТЭЦ) на отбираемое тепло согласно [2] и [3] определяются формулой:
В результате экономия топлива от теплофикации, т.е. с учетом теплоснабжения потребителей на базе комбинированного производства тепло- и электроэнергии на ТЭЦ, составит:
Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии на ТЭЦ при использовании отбора тепла от турбоустановки T- 250-240 равен:
Для сравнения, расчетный расход условного топлива для данной турбоустановки, определенный по физическому методу [1, с. 186], составляет 162,5 кг у.т./Гкал. Это слишком большое значение, поэтому физический метод и был отменен в 1996 г
Ниже дополнительно представлен показательный расчет расхода и экономии топлива методом КПД отборов для всего отопительного периода г. Москвы, продолжительностью 4910 ч/год.
На основании данных о количестве часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха равной и ниже данной [4, приложение 3] в таблице представлены результаты расчета длительности (Т, ч/год) стояния температур наружного воздуха (tM, О С) для семи температурных участков.
Для дальнейших расчетов воспользуемся графиком расхода сетевой воды турбины Т-250-240 [1, с. 177].
Выполним расчет летнего режима работы турбоустановки, при котором в эксплуатации находится только один нижний сетевой подогреватель. Расход сетевой воды в летнем режиме – Gс=2320 т/ч.
Формулу (2) перепишем в виде:
Температуру насыщения пара в конденсаторе примем равной tк=36 О С, а недогрев в сетевых подогревателях J=5 О С.
Таблица. Расчет длительности стояния средних температур наружного воздуха (г. Москва).
участка
ч/год
В соответствии с графиком [1, с. 177] температура подающей сетевой воды tпс=70 О С, обратной tос=35 О С, следовательно температура насыщения пара в нижнем отборе равна:
tнн=tпс + J=70+5=75 О С. (7)
КПД отбора определяем по формуле в соответствии с [3]:
Затраты топлива в энергосистеме на отбираемое тепло:
Для сравнения, при раздельной схеме теплоснабжения для обеспечения такой же тепловой нагрузки Q (в летнем режиме) расход топлива в отопительной котельной определим по формуле (1):
В результате экономия топлива при работе турбоустановки в летнем режиме составит: ΔΒ=Βκ-Β7=16588-3542=13046 кг у.т./ч. Аналогично выполняется расчет зимнего режима работы турбоустановки. Проведен расчет нижнего и верхнего подогревателей для каждого из семи температурных участков, определенных ранее (см. табл.).
В результате получены следующие значения:
Проведенные расчеты по методу КПД отборов наглядно показывают эффективность комбинированной выработки тепло- и электроэнергии в сравнении с получением электроэнергии на КЭС и тепла в котельной. В то же время следует отметить, что физический метод, метод ОРГРЭС и эксергетический метод имеют термодинамические ошибки и завышают удельный расход топлива на отпускаемое тепло [3, 6].
С переходом в отчетности на метод КПД отборов перекрестное субсидирование в теплоэнергетике прекратится автоматически.
1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1967.
2. Кузнецов А.М. Экономия топлива на блоке с турбиной Т-250-240 и показатели его работы // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 1. С. 64-65.
3. Кузнецов А.М. Экономия топлива при переводе турбин в теплофикационный режим // Энергетик. 2007. № 1. С. 21-22.
4. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энерго- издат, 1982.
5. Кузнецов А.М. Расчет экономии топлива и показателей работы турбины Т-110/120-12,5-5М // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 3. С. 42-43.
6. Кузнецов А.М. Сравнение результатов разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло различными методами // Энергетик. 2006. № 7. С. 21
V. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
V. Расчет нормативов удельного расхода топлива на отпущенную отопительными (производственно-отопительными) котельными тепловую энергию
V. Расчет нормативов удельного расхода топлива
на отпущенную отопительными (производственно-отопительными)
котельными тепловую энергию 
Тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть, определяется, как тепловая энергия, произведенная котельными агрегатами, за вычетом тепловой энергии, использованной на собственные нужды котельной, и переданная в тепловую сеть.
Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от котельной (групповой норматив) рассчитывается на основе индивидуальных нормативов котлоагрегатов с учетом их производительности, времени работы, средневзвешенного норматива на производство тепловой энергии всеми котлоагрегатами котельной и величине расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной.
В качестве расчетного топлива принимается вид топлива, указанный в техническом паспорте котла.
Нормативы определяются в килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал).
41. Норматив удельного расхода топлива (НУР) по организации определяется на основе результатов расчетов по котельным, находящимся у организации в собственности или во владении на иных законных основаниях.
НУР может определяться отдельно для обособленных подразделений (филиалов) организации.
42. При расчете НУР не допускается учитывать затраты топлива и энергии, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимов функционирования оборудования источников тепловой энергии, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений, монтаж, пуск и наладку нового оборудования котельной, на консервацию не введенного в эксплуатацию или выведенного из эксплуатации оборудования, на экспериментальные и научно-исследовательские работы.
43. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом за весь расчетный период регулирования (каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования) по результатам расчетов за каждый месяц.
Работа отдельных котлов и котельных на разных видах топлива в различные периоды года учитывается при расчете индивидуальных нормативов удельного расхода топлива в соответствующие месяцы.
НУР могут устанавливаться раздельно для различных видов топлива (газ, мазут, уголь и др.) в случаях, когда организация эксплуатирует котельные (группы котельных) на разных видах топлива в качестве основного.
В этом случае расчет НУР по котельным, объединяемым в группу по виду топлива, ведется как для организации в целом.
44. Утвержденные нормативы могут пересматриваться при возникновении причин, существенно влияющих на расход топлива:
изменение вида, класса, марки или качества сжигаемого топлива;
выявление испытаниями новых характеристик котлоагрегатов;
установка нового и реконструкция действующего оборудования, перевод паровых котлов в водогрейный режим.
Расчет индивидуальных нормативов расхода топлива
При отсутствии результатов режимно-наладочных испытаний временно до проведения режимной наладки и испытаний допускается использовать индивидуальные нормативы расхода топлива, приведенные в таблице 1 (рекомендуемая).
При этом к расчету и обоснованию НУР прилагается план проведения испытаний на три года, включая текущий и расчетный периоды.
Индивидуальные нормативы расхода топлива для котлоагрегатов
на номинальной нагрузке, кг у.т./Гкал
Таблица 1 (рекомендуемая)
Примечание: Для секционных чугунных и стальных котлов старых типов (НР-18, НИИСТУ-5 и др.), работающих на дровах, допускается применять нормативы, аналогичные данным для котлоагрегатов, работающих на буром угле.
Расчет индивидуальных нормативов удельного расхода топлива (норматив расхода расчетного вида топлива по котлоагрегату на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях) осуществляется в следующем порядке:
1) индивидуальные нормативы определяются на основании нормативных характеристик котлоагрегатов.
2) КПД брутто определяется по результатам режимно-наладочных испытаний котлоагрегата при сжигании топлива одного вида одинаковым способом;
3) нормативные характеристики составляются для котлоагрегата, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии и работающего в соответствии с режимными картами.
46. При расчете НУР может учитываться старение (износ) оборудования, которое характеризует технологически не восстанавливаемый ремонтами естественный физический износ оборудования при длительной его эксплуатации, ухудшение технического состояния, снижение экономичности. Влияние величины старения (износа) на снижение экономичности, сопровождаемое ростом НУР, определяется по результатам испытаний.
В отсутствие результатов испытаний влияние старения (износа) может учитываться в размерах, приведенных в таблице 2 (рекомендуемая):
Таблица 2 (рекомендуемая)
47. В качестве факторов, учитываемых при расчетах, принимаются:
1) фактические технические характеристики оборудования (типы и производительность котлоагрегатов, год ввода в эксплуатацию, коэффициент полезного действия и др.) и режим функционирования (приложение 5 к настоящему порядку);
2) режимные карты, составленные по результатам режимно-наладочных испытаний (режимные карты, составленные на основе балансовых испытаний котлоагрегатов без проведения режимной наладки, основанием для расчета НУР не являются);
4) план организационно-технических мероприятий (ОТМ) по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), разработанный на основе энергетических обследований, с указанием ожидаемой экономии топлива в т у.т., тепловой энергии в Гкал и сроков внедрения мероприятий.
48. Расчет нормативов выполняется в следующей последовательности:
1) определяются объемы производства и планового отпуска тепловой энергии котельной в тепловую сеть на каждый месяц и год, нагрузка котлов и число часов работы;
2) распределение тепловых нагрузок между отдельными агрегатами котельной базируется на принципе минимальных затрат топлива;
5) на основании результатов режимно-наладочных испытаний строятся нормативные характеристики, соответствующие установленному оборудованию и виду используемого топлива;
6) по нормативным характеристикам устанавливается индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом.
49. Нормативные характеристики используются для разработки нормативных коэффициентов, учитывающих отклонения условий эксплуатации от принятых при определении индивидуальных норм: