Расход на собственные нужды

Нормативная доля расхода теплоты на собственные нужды котельной

Таблица 3.

Составляющие затрат тепловой энергии на собственные нужды	Газообразное топливо	Твердое топливо			Жидкое топливо
		Шахтно-мельничные топки		Слоевые топки
		Каменные угли	Бурые угли, АРШ
Продувка паровых котлов паропроизводительностью, т/ч:
до 10	0,13			0,13	0,13
более 10	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
Растопка	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
Обдувка		0,30	0,30	0,36	0,32
Дутье под решетку				2,50
Мазутное хозяйство					1,60
Паровой распыл мазута					4,50
Эжектор дробеочистки			0,11		0,17
Подогрев воздуха в калориферах
Технологические нужды ХВО,			1,30		1,20
деаэрации, отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением теплоты паропроводов, насосов, баков и т.п.; утечки, испарения при опробовании и выявлении неисправностей в оборудовании
и неучтенные потери	2,20	2,00	1,80	2,00	1,70
Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной dсн	2,32-2,39	2,42	2,33-3,63	2,65-4,92	3,51-9,68

Примечание: Обдувка поверхностей теплообмена учтена для котлов, работающих на всех видах топлива, кроме газообразного.

При отклонении фактических условий эксплуатации от приведенных в таблице 3 значение dсн определяется по составляющим элементам в соответствии с методикой тепловых расчетов.

2.13. Для текущего и перспективного планирования средневзвешенная норма расхода топлива на выработку тепловой энергии , кг у.т./Гкал, для котельных и предприятий может рассчитываться по индивидуальным нормам, номинальной производительности и продолжительности функционирования котлов каждого типа на соответствующем виде топлива по формуле:

, (8)

где Hij — индивидуальная норма расхода топлива котлом i по расчетному виду топлива j, кг у.т./Гкал;

Qoi — номинальная производительность котла типа i, Гкал/ч;

Tpij — продолжительность функционирования в планируемом периоде всех котлов типа i на расчетном топливе вида j, ч;

n — количество типов котлов;

m — количество видов топлива;

Nij — количество котлов типа i, работающих на топливе вида j.

Значение dсн в этом случае определяется на основе анализа отчетных данных с учетом планируемых организационно-технических мероприятий по экономии тепловой энергии на собственные нужды котельной.

Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной определяется по предыдущему году:

, (9)

где Qн — количество тепловой энергии (нетто), выработанной котельной, тыс. Гкал;

Qбр — количество тепловой энергии (брутто), произведенной котельной, тыс. Гкал.

2.14. Интегральный нормативный коэффициент K учитывает отклонение планируемых условий эксплуатации от условий эксплуатации, принятых при расчете индивидуальных норм: в этом случае он определяется расчетно-аналитическим и расчетно-статистическим методами на основе информации о фактических расходах топлива и выработанной тепловой энергии за ряд лет.

Фактическое значение этого коэффициента на планируемый период определяется по уравнению:

, (10)

где Вф — фактический расход топлива за отчетный год, тыс. кг у.т.;

— средневзвешенная норма расхода топлива, кг у.т./Гкал, полученная по формуле (8); при этом для расчета принимается фактическая продолжительность функционирования котлов каждого типа на каждом расчетном виде топлива;

Qбр — количество выработанной тепловой энергии за отчетный год, тыс. Гкал.

2.16. Общая потребность в топливе, т у.т., определяется умножением общего количества тепловой энергии, подлежащей выработке, на удельную норму затрат условного топлива:

В = Qвыр b 10-3, (11)

где Qвыр — количество тепловой энергии, необходимой для покрытия тепловой нагрузки на планируемый период, Гкал;

b — удельные затраты условного топлива, кг у.т./Гкал.

2.17. Пересчет количества условного топлива Вусл в количество натурального топлива Внат производится в соответствии с характеристиками этого топлива и значением калорийного эквивалента по формуле:

, (12)

где Э — калорийный эквивалент, определяемый по формуле:

, (13)

где ,- низшая теплота сгорания натурального и условного топлива, ккал/кг(м3).

Средние значения калорийных эквивалентов для перевода натурального топлива в условное приведены в Приложении 8.

При прогнозировании и планировании потребности в топливе в конкретных условиях значения калорийных эквивалентов следует принимать по сертификатам на поставляемое топливо или по договорам с поставщиками.

2.18. Нормы потерь топлива при транспортировании, разгрузке, хранении и других топливно-транспортных операциях даны в таблицах 4 и 5.

Таблица 3.

Составляющие затрат тепловой энергии на собственные нужды	Газообразное топливо	Твердое топливо			Жидкое топливо
		Шахтно-мельничные топки		Слоевые топки
		Каменные угли	Бурые угли, АРШ
1	2	3	4	5	6
Продувка паровых котлов паропроизводительностью, т/ч:
до 10	0,13	—	—	0,13	0,13
более 10	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
Растопка	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
Обдувка	—	0,30	0,30	0,36	0,32
Дутье под решетку	—	—	—	2,50	—
Мазутное хозяйство	—	—	—	—	1,60
Паровой распыл мазута	—	—	—	—	4,50
Эжектор дробеочистки	—	—	0,11	—	0,17
Подогрев воздуха в калориферах
Технологические нужды ХВО,	—	—	1,30	—	1,20
деаэрации, отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением теплоты паропроводов, насосов, баков и т.п.; утечки, испарения при опробовании и выявлении неисправностей в оборудовании
и неучтенные потери	2,20	2,00	1,80	2,00	1,70
Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной dсн	2,32-2,39	2,42	2,33-3,63	2,65-4,92	3,51-9,68

Примечание: Обдувка поверхностей теплообмена учтена для котлов, работающих на всех видах топлива, кроме газообразного.

При отклонении фактических условий эксплуатации от приведенных в таблице 3 значение dсн определяется по составляющим элементам в соответствии с методикой тепловых расчетов.

2.13. Для текущего и перспективного планирования средневзвешенная норма расхода топлива на выработку тепловой энергии , кг у.т./Гкал, для котельных и предприятий может рассчитываться по индивидуальным нормам, номинальной производительности и продолжительности функционирования котлов каждого типа на соответствующем виде топлива по формуле:

, (8)

где Hij — индивидуальная норма расхода топлива котлом i по расчетному виду топлива j, кг у.т./Гкал;

Qoi — номинальная производительность котла типа i, Гкал/ч;

Tpij — продолжительность функционирования в планируемом периоде всех котлов типа i на расчетном топливе вида j, ч;

n — количество типов котлов;

m — количество видов топлива;

Nij — количество котлов типа i, работающих на топливе вида j.

Значение dсн в этом случае определяется на основе анализа отчетных данных с учетом планируемых организационно-технических мероприятий по экономии тепловой энергии на собственные нужды котельной.

Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной определяется по предыдущему году:

, (9)

где Qн — количество тепловой энергии (нетто), выработанной котельной, тыс. Гкал;

Qбр — количество тепловой энергии (брутто), произведенной котельной, тыс. Гкал.

2.14. Интегральный нормативный коэффициент K учитывает отклонение планируемых условий эксплуатации от условий эксплуатации, принятых при расчете индивидуальных норм: в этом случае он определяется расчетно-аналитическим и расчетно-статистическим методами на основе информации о фактических расходах топлива и выработанной тепловой энергии за ряд лет.

Фактическое значение этого коэффициента на планируемый период определяется по уравнению:

, (10)

где Вф — фактический расход топлива за отчетный год, тыс. кг у.т.;

— средневзвешенная норма расхода топлива, кг у.т./Гкал, полученная по формуле (8); при этом для расчета принимается фактическая продолжительность функционирования котлов каждого типа на каждом расчетном виде топлива;

Qбр — количество выработанной тепловой энергии за отчетный год, тыс. Гкал.

2.16. Общая потребность в топливе, т у.т., определяется умножением общего количества тепловой энергии, подлежащей выработке, на удельную норму затрат условного топлива:

В = Qвыр b 10-3, (11)

где Qвыр — количество тепловой энергии, необходимой для покрытия тепловой нагрузки на планируемый период, Гкал;

b — удельные затраты условного топлива, кг у.т./Гкал.

2.17. Пересчет количества условного топлива Вусл в количество натурального топлива Внат производится в соответствии с характеристиками этого топлива и значением калорийного эквивалента по формуле:

, (12)

где Э — калорийный эквивалент, определяемый по формуле:

, (13)

где , — низшая теплота сгорания натурального и условного топлива, ккал/кг(м3).

Средние значения калорийных эквивалентов для перевода натурального топлива в условное приведены в Приложении 8.

При прогнозировании и планировании потребности в топливе в конкретных условиях значения калорийных эквивалентов следует принимать по сертификатам на поставляемое топливо или по договорам с поставщиками.

2.18. Нормы потерь топлива при транспортировании, разгрузке, хранении и других топливно-транспортных операциях даны в таблицах 4 и 5.

Нормы потерь твердого топлива, %%

Таблица 4.

Вид топлива	Наименование операций
	жел/дор. перевозки	разгрузка вагонов	складские перемещения	хранение на складе в течение года	Подача со склада в котельную
Каменный уголь	0,8	0,1	0,2	0,2	—
Угольная мелочь	1,0	0,2	0,3	0,3	0,1
Бурый уголь	0,8	0,2	0,3	0,5	0,2
Кусковой торф	0,6	0,15	0,15	2,0	0,1
Фрезерный торф	1,25	0,5	0,5	3,0	0,3

Нормы потерь жидкого топлива

Таблица 5.

Наименование операции	Потери, %%
Перевозка в железнодорожных цистернах	0,4
Прием из железнодорожных цистерн и автоцистерн в заглубленные железобетонные и наземные металлические резервуары	0,021
Хранение в резервуарных емкостях (1 кг на 1 м2 поверхности испарения в месяц):
— резервуары заглубленные железобетонные	0,003
— резервуары наземные металлические	0,006

2.19. Количество тепловой энергии, подлежащей выработке источниками теплоснабжения на планируемый период, включает:

— количество тепловой энергии, необходимой на покрытие теплового потребления;

— количество тепловой энергии, необходимой на покрытие тепловых потерь в тепловых сетях.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, НЕОБХОДИМОЙ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД

3.1. Суммарное тепловое потребление

3.1.1. Количество тепловой энергии, необходимое для теплоснабжения потребителей на планируемый период, Гкал, определяется из выражения:

, (14)

где Qi — количество тепловой энергии, необходимое отдельному потребителю на планируемый период, Гкал;

m — количество потребителей.

3.1.2. Количество тепловой энергии, необходимое отдельному потребителю на планируемый период, Гкал, складывается из количеств тепловой энергии на отопление, приточную вентиляцию и горячее водоснабжение:

Qi = Qo + Qv + Qh. (15)

3.1.3. При подаче воды на горячее водоснабжение неполные сутки или в течение неполной недели норма потребления горячей воды снижается введением соответствующих коэффициентов, приведенных в таблице Приложения 2.

3.2. Количество тепловой энергии на отопление

3.2.1. Количество тепловой энергии, Гкал, необходимой для отопления зданий на планируемый период (отопительный период в целом, квартал, месяц, сутки), определяется по формуле:

, (16)

где Qomax — расчетное значение часовой тепловой нагрузки отопления, Гкал/ч, принимается по проекту зданий; при отсутствии проектных данных — по укрупненным показателям с учетом удельной отопительной характеристики;

tj — усредненное расчетное значение температуры воздуха внутри отапливаемых зданий, °С;

to — расчетное значение температуры наружного воздуха для проектирования отопления в конкретной местности, °С;

tom — среднее значение температуры наружного воздуха за планируемый период, °С;

n — продолжительность функционирования систем отопления в планируемый период, сут.

Количество тепловой энергии, Гкал, подаваемой на отопление зданий при значениях температуры наружного воздуха выше значения, соответствующего точке излома температурного графика регулирования отпуска тепловой энергии, определяется по формуле (16) с введением коэффициента, значение которого следует принимать из выражения:

, (17)

где t1 и t2 — значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети по температурному графику регулирования отопления в диапазоне его спрямления, °С;

и — значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, измененные в связи со спрямлением температурного графика, °С.

3.2.2. Расчетное значение температуры наружного воздуха для проектирования отопления для конкретного населенного пункта, а также среднее значение температуры наружного воздуха на планируемый период следует принимать по СНиП 23-01-99 , а при отсутствии в необходимой информации — по сведениям местной метеостанции за предыдущие 5 лет.

3.2.3. Методика определения расчетных часовых тепловых нагрузок отопления зданий приведена в Приложении 3.

3.2.4. Потребность в тепловой энергии на технологические цели присоединенных сельскохозяйственных, коммунально-бытовых и других организаций определяется по проектным данным и результатам испытаний, зафиксированным в энергетических паспортах, оформленным в установленном порядке.

3.3. Количество тепловой энергии на приточную вентиляцию и воздушно-тепловые завесы

3.3.1. Потребность в тепловой энергии на вентиляцию и воздушно-тепловые завесы определяется для соответствующих систем, имеющихся в теплоснабжаемых зданиях.

3.3.2. Продолжительность функционирования систем приточной вентиляции в течение суток и длительность планируемого периода принимаются в зависимости от назначения и режима работы организаций, расположенных в теплоснабжаемых зданиях. При отсутствии средств автоматического регулирования продолжительность функционирования калориферов систем приточной вентиляции — 24 ч/сут.

3.3.3. Количество тепловой энергии, Гкал, необходимое для приточной вентиляции на планируемый период, определяется формулой:

, (18)

где Qvmax — расчетное значение часовой тепловой нагрузки приточной вентиляции, Гкал/ч, принимается по проекту зданий; при отсутствии проектных данных — по укрупненным показателям с учетом удельной вентиляционной характеристики;

tv — расчетное значение температуры наружного воздуха для проектирования отопления, °С;

n — продолжительность функционирования систем приточной вентиляции в планируемый период, ч.

3.3.4. Расчетное значение температуры наружного воздуха для проектирования вентиляции для конкретного населенного пункта, а также среднее значение температуры наружного воздуха на планируемый период следует принимать по СНиП 23-01-99 , а при отсутствии в необходимой информации — по сведениям местной метеостанции за предыдущие 5 лет.

3.3.5. Расчетные значения часовой тепловой нагрузки приточной вентиляции и воздушно-тепловых завес в жилых зданиях, зданиях социально-бытового и административного назначения, обслуживаемых теплоснабжающей организацией, определяются по проектам, энергетическим паспортам указанных зданий, по результатам приборных измерений, с коррекцией на условия планируемого периода, а также по нормам затрат тепловой энергии в этих зданиях, представленным абонентами и утвержденным в установленном порядке.

3.3.6. Необходимое количество тепловой энергии для функционирования систем приточной вентиляции и воздушно-тепловых завес в планируемый период, Гкал, при отсутствии информации, упомянутой в п.3.3.5, определяется по указаниям Приложения 3. При определении расчетных нагрузок вентиляции следует использовать информацию, содержащуюся в Приложениях 8 и 9.

3.4. Количество тепловой энергии на горячее водоснабжение

3.4.1. Необходимое количество тепловой энергии на горячее водоснабжение на планируемый период, Гкал, определяется по формуле:

Qh = Qhm no + Qhms ns, (19)

где Qhm — среднее значение часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения в отопительный период, Гкал/ч;

Qhms — среднее значение часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения в неотопительный период, Гкал/ч;

no — продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения в отопительном периоде, ч;

ns — продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения в неотопительном периоде, ч.

Общая продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения, сут, определяется органом местного самоуправления в установленном порядке; если длительность не установлена, она принимается по СНиП 2.04.07-86* в размере 350 сут.

3.4.2. Средние значения часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения в отопительном и неотопительном периодах для жилых зданий, зданий социально-бытового и административного назначения определяются на основе проектных данных, результатов испытаний, зафиксированных в энергетических паспортах, оформленных в установленном порядке, а также согласно нормам затрат тепловой энергии для соответствующих зданий, представляемым потребителями и утвержденным в установленном порядке.

3.4.3. Для определения нагрузки горячего водоснабжения используются показатели учета средствами измерений за предыдущий отчетный период с соответствующей коррекцией по условиям планируемого периода.

При отсутствии приборного учета определение средних значений часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжение производится по нормам водопотребления, утвержденным органами местного самоуправления в установленном порядке. При отсутствии утвержденных норм используется информация, приведенная в СНиП 2.04.01-85* .

3.4.4. Методика определения средних значений часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения приведена в Приложении 3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, НЕОБХОДИМОЙ НА ПОКРЫТИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД

4.1. Эксплуатационные потери и затраты теплоносителя в водяных тепловых сетях

4.1.1. К потерям и затратам теплоносителя в процессе передачи, распределения и потребления тепловой энергии и теплоносителя относятся технологические затраты, обусловленные используемыми технологическими решениями и техническим уровнем оборудования системы теплоснабжения, а также утечки теплоносителя, обусловленные эксплутационным состоянием тепловой сети и систем теплопотребления.

4.1.2. К технологическим затратам теплоносителя относятся:

— затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления перед пуском после плановых ремонтов, а также при подключении новых участков тепловых сетей и систем теплопотребления;

— технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты;

— технически обусловленные затраты теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания.

4.1.3. К утечке теплоносителя относятся его потери в трубопроводах тепловых сетей и систем теплопотребления, технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии, в пределах, регламентированных Правилами .

4.1.4. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, упомянутых выше, в утечку не включаются и являются непроизводительными потерями.

4.1.5. Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления, как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости присоединяемых элементов системы теплоснабжения.

4.1.6. Технологические затраты теплоносителя, обусловленные его сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и систем теплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения нормального функционирования этих приборов.

Размеры затрат устанавливаются на основе паспортной информации или технических условий на указанные приборы и уточняются в результате их регулирования.

Значения потерь теплоносителя в результате слива из этих приборов, м3, на планируемый период определяются:

, (20)

где m — технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных средств автоматики или защиты, м3/ч;

N — количество функционирующих средств автоматики и защиты одного типа;

n — продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты в планируемый период, ч.

4.1.7. Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях и промывке тепловых сетей и систем теплопотребления включают потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения упомянутых работ, а также эксплуатационных норм затрат, утвержденных администрацией предприятия для каждого вида работ в тепловых сетях и системах теплопотребления, находящихся на балансе теплоснабжающей организации.

Для трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления, находящихся на балансе иных организаций, нормируемые затраты теплоносителя на проведение указанных работ планируются в соответствии с договорами о теплоснабжении, на основе технически обоснованных сведений.

4.1.8. Нормативные значения годовых потерь теплоносителя, обусловленных утечкой теплоносителя, м3, определяются по формуле:

Му.н = а Vгод nгод 10-2 = mу.н.год nгод, (21)

где a — норма среднегодовой утечки теплоносителя, установленная Правилами в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети и подключенных к ней систем теплопотребления, м3/чм3;

Vгод — среднегодовая емкость тепловой сети и систем теплопотребления, м3;

nгод — продолжительность функционирования тепловой сети и систем теплопотребления в течение года, ч;

mу.н.год — среднечасовая за год норма потерь теплоносителя, обусловленных его утечкой, м3/ч.

Значение среднегодовой емкости тепловых сетей и присоединенных к ним систем теплопотребления, м3, определяется формулой:

, (22)

где Vo и Vs — емкость трубопроводов тепловой сети и систем теплопотребления в отопительном и неотопительном периодах, м3;

no и ns — продолжительность функционирования тепловой сети в отопительном и неотопительном периодах, ч.

4.1.9. Емкость трубопроводов тепловых сетей определяется в зависимости от их удельного объема и длины:

собственные технологические нужды

Смотреть что такое «собственные технологические нужды» в других словарях:

• Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям — 3. Технологические потери электроэнергии (далее ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям ТСО, ФСК и МСК включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при… … Официальная терминология

• потребление энергоносителей на собственные нужды — Расход энергоносителей на установках (предприятиях) по добыче, переработке, преобразованию и специализированному транспорту на вспомогательные энергетические и технологические цели, обеспечивающие их работу … Политехнический терминологический толковый словарь

• Объект налогообложения акцизами — объектом налогообложения признаются следующие операции: реализация на территории Российской Федерации лицами произведенных ими подакцизных товаров, в том числе реализация предметов залога и передача подакцизных товаров по соглашению о… … Энциклопедический словарь-справочник руководителя предприятия

• СТО Газпром 031-2007: Методика проведения измерений объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» — Терминология СТО Газпром 031 2007: Методика проведения измерений объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром»: 3.1.1 арматура (трубопроводная) : Устройства, предназначенные для отключения, включения и регулирования… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• СТО Газпром 027-2006: Типовая программа оценки эмиссии природного газа на объектах ОАО «Газпром» — Терминология СТО Газпром 027 2006: Типовая программа оценки эмиссии природного газа на объектах ОАО «Газпром»: 3.1.3 газоанализатор : Прибор для определения качественного и количественного состава газовой смеси. 3.1.4 Определения термина из… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• ОПЕРАЦИИ, НЕ ПОДЛЕЖАЩИЕ НАЛОГООБЛОЖЕНИЮ АКЦИЗАМИ — операции, освобождаемые от налогообложения акцизами. В соответствии со ст. 183 НК не подлежат налогообложению следующие операции: 1) передача подакцизных товаров одним структурным подразделением организации, не являющимся самостоятельным… … Энциклопедия российского и международного налогообложения

• Операции, не подлежащие налогообложению акцизами (освобождаемые от налогообложения) — не подлежат налогообложению акцизами (освобождаются от налогообложения) следующие операции: передача подакцизных товаров одним структурным подразделением организации, не являющимся самостоятельным налогоплательщиком, для производства других… … Энциклопедический словарь-справочник руководителя предприятия

• СТН — система телевизионного наблюдения Источник: http://www.rzd.ru/agency/showarticle.html?article id=26970&he id=2 СТН сеялка туковая навесная Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. С. Пб.: Политехника, 1997. 527 с. СТН… … Словарь сокращений и аббревиатур

• расход — 3.11 расход: Объем воздуха, проходящий через терморегулятор в единицу времени. Источник: ГОСТ Р ЕН 257 2004: Термостаты (терморегуляторы) механические для га … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• РД 34.02.401: Методика разработки норм и нормативов водопотребления и водоотведения на предприятиях теплоэнергетики — Терминология РД 34.02.401: Методика разработки норм и нормативов водопотребления и водоотведения на предприятиях теплоэнергетики: 5.3.6. Водоподготовительная установка одноступенчатого натрий катионирования с предварительной обработкой Количество … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Учет расходов газа на собственные нужды и на технологические потери

Для целей налогообложения прибыли принимаются расходы, предусмотренные п. 1 ст. 252 НК РФ, согласно которому расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных ст. 265 настоящего Кодекса, — убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. При этом расходы, учитываемые для целей налогообложения прибыли, должны быть экономически оправданны и документально подтверждены, а также направлены на осуществление деятельности, связанной с получением дохода.

В соответствии с п. 7 ст. 254 НК РФ к материальным расходам для целей налогообложения прибыли приравниваются в том числе технологические потери при производстве и (или) транспортировке.

Технологические потери при производстве и (или) транспортировке вызываются, в частности, эксплуатационными (техническими) характеристиками оборудования, используемого при производстве и (или) транспортировке товаров.

Натуральные показатели, характеризующие технологические потери, возникающие при ведении конкретного технологического процесса, должны быть обоснованны и документально подтверждены. При этом технологические потери учитываются в уменьшение налоговой базы в составе оценки стоимости материальных расходов, переданных в производство.

При этом поскольку в п. 7 ст. 254 НК РФ не содержится указаний на то, что технологические потери принимаются в пределах каких-либо норм, то технологические потери газа сверх норм, установленных региональной энергетической комиссией субъекта Российской Федерации, могут быть учтены для целей налогообложения прибыли при экономической оправданности и возмещении потребителем.

Читателям журнала также необходимо учитывать, что если организация использует газ на собственные нужды, то его стоимость определяется в порядке, установленном п. 4 ст. 254 НК РФ, согласно которому если налогоплательщик в качестве сырья, запасных частей, комплектующих, полуфабрикатов и иных материальных расходов использует продукцию собственного производства, а также если в состав материальных расходов налогоплательщик включает результаты работ или услуги собственного производства, то оценка вышеуказанной продукции, результатов работ или услуг собственного производства производится исходя из оценки готовой продукции (работ, услуг) в соответствии со ст. 319 НК РФ.

В этой связи расходы газа, потребленные организацией на собственные нужды, учитываются в оценке прямых расходов при соблюдении критериев п. 1 ст. 252 НК РФ.

Л.П.Павлова

>Теплообменные аппараты и приборы в легкой промышленности

Котельные

В зависимости от характера работы, назначения и графика нагрузок котельные подразделяются на производственные (предназначенные для снабжения тепловой энергией технологических потребителей), производственно-отопительные (дающие теплоту для технологических нужд, а также для отопления, вентиляции, горячего водоснабжения) и отопительные (вырабатывающие теплоту только для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения).

В производственных котельных расход пара или горячей воды определяется тепловой мощностью технологических установок. При определении производительности такой котельной следует учитывать возможность использования вторичных энергоресурсов (ВЭР) технологических процессов производства.

Производственно-отопительные котельные снабжают технологических потребителей паром и горячей водой (на технологические нужды) в течение двух или трех смен работы. Отопление же работает круглосуточно.

Отопительные котельные в течение отопительного периода работают постоянно. В целях экономии при отоплении общественных и промышленных помещений отпуск теплоты в нерабочее время должен быть уменьшен. Однако на практике это не всегда осуществляется, что приводит к перерасходу энергии, а следовательно, и топлива.

В котельных устанавливают паровые или водогрейные котлы (числом не менее двух). Котельные могут быть и смешанными, т.е. снабженными и паровыми и водогрейными котлами. Котлы должны быть однотипными с одинаковой производительностью.

Суммарную теплопроизводительность котельной рассчитывают исходя из мощности тепловых нагрузок производства и мощности для покрытия расходов теплоты на собственные нужды котельной.

Для анализа работы котельной разрабатывают ее тепловую схему. Тепловые схемы могут быть принципиальными, развернутыми и рабочими (монтажными). На принципиальной тепловой схеме указано лишь главное оборудование (котлы, подогреватели, насосы и др.) и основные трубопроводы без арматуры, на развернутой — рабочее и резервное оборудование. Рабочая же схема выполнена в ортогональном или аксонометрическом изображении с указанием отметок расположения трубопроводов, арматуры и др.

На рис. 22 приведена принципиальная схема производственной котельной.

Суммарную паропроизводительность такой котельной рассчитывают следующим образом.

Расход пара на собственные нужды котельной состоит из расхода его на подогрев питательной воды котлов, ее деаэрацию, подогрев мазута, на отопление и вентиляцию помещений котельной. Необходимо также учесть тепловые потери через стенки трубопроводов и утечки теплоносителей через неплотности.

Расход пара на подогрев воды Дп в, т/ч, и на деаэратор Da составляет 5 —10 % от расхода пара на производство, а на подогрев мазута DM, т/ч, и на потери Dn0T внутри котельной — 2 —5 % (по предварительным расчетам). Таким образом, суммарное количество пара (т/ч), которое должна выработать котельная, составляет

Число котлов и их производительность устанавливают по расчетной паропроизводительности котельной, проверяя режим работы для летнего периода времени года.

При полных расчетах тепловых схем котельных задаются температурой исходной воды 5— 15 °С и воды, идущей на химическую очистку, — 20 — 30 °С. Потери воды в тепловых сетях с закрытой системой водоснабжения составляют 0,5 % объема воды в сети (при отсутствии данных об объеме — 1,5 — 2% часового расхода воды в сети).

Пример. Расчет тепловой схемы производственной котельной.

Расход пара на производство при давлении Р = 0,4 МПа, температуре tH = 143,62 °С составляет Dn = 10 т/ч. С учетом расхода пара на собственные нужды котельной принимаем общий расход пара D = 1,1 Dn= 11т/ч.

Количество воды, т/ч, удаляемое из котла с продувкой

Если количество воды тпр > 0,5 т/ч, следует осуществлять непрерывную продувку котла с установкой сепаратора (расширителя) пара и теплообменника для использования теплоты продувочной воды.

Количество пара (т/ч), получаемое из расширителя, находят из балансового уравнения

Количество воды (т/ч), уходящей в теплообменник (охладитель) продувочной воды

Количество воды (т/ч), поступающей в котлы

Выбираем число котлов и их единичную паропроизводительность. Единичная паропроизводительность однотипных котлов равна D/n, где n — число котлов. Оптимальное число котлов в новых котельных равно трем.

Это количество равно расходу воды из деаэратора. Пар, десорбирующийся из воды (выпар), удаляется из деаэратора вместе с газами. Количество выпара Dвып составляет 2 — 5 кг на каждую тонну деаэрированной

воды. Теплота этого пара может быть использована для подогрева химически очищенной воды.

Максимальное количество воды (т/ч), поступающее в деаэратор после химической подготовки

Расход сырой воды тс в (т/ч), поступающей на химическую очистку, должен быть больше максимального расхода воды mхим, так как часть воды тратится на регенерацию и отмывание фильтров

При температуре сырой воды tс в = 15 °С из теплового баланса охладителя продувочной воды определяют температуру воды на выходе из аппарата, °С

Из уравнения материального баланса рассчитывают расход пара на деаэратор

Расход пара (т/ч) на подогрев сырой воды, идущей на химводочистку, рассчитывают из теплового баланса:

Материальный баланс котельной с паровыми котлами имеет вид

Расход пара на деаэратор, подогреватели сырой и очищенной воды составляет 8 % расхода пара на собственные нужды, что менее допустимого, равного 10 %. В противном случае расчет требуется повторить.

На основании материального баланса котельной составляют ее тепловой баланс.

Характеристика паровых котлов, устанавливаемых в центральных производственно-отопительных котельных, представлена в табл. 3.

Характеристика паровых котлов небольших котельных приведена в табл. 4.

Газомазутные котлы типа ДЕ предназначены для выработки пара, идущего на технологические нужды предприятий. Обладая

рядом преимуществ, они в то же время недостаточно приспособлены к обычным условиям водного режима вследствие отсутствия эффективных схем ступенчатого испарения.

Паровые котлы типа КЕ (рис. 23) имеют слоевые топки для твердого топлива. Диаметр верхнего и нижнего барабана — 100 мм, расстояние между ними — 2750 мм. Между барабанами расположены боковые экраны и конвективный пучок труб. Питательная вода из экономайзера по трубе подается в верхний барабан. В ниж-

ний барабан она опускается по задним трубам конвективного пучка. Передние трубы конвективного пучка являются испарительными. Из испарительных труб пароводяная смесь поступает в верхний барабан, где барботирует через слой воды. Отсепари- рованный в паровом пространстве барабана пар направляется в паропровод.

Двухбарабанные котлы типа ДКВР установлены на ряде предприятий легкой промышленности и предназначены для сжигания в них жидкого, твердого и газообразного топлива, в соответствии с чем КПД котла составляет 75 — 91 %. Паропроизводительность котлов этого типа составляет 2,5 — 20 т/ч, давление пара — 1,3 и 1 МПа.

Номинальная паропроизводительность котлов ДКВР обеспечивается при сжигании большинства видов топлива. При сжигании газообразного топлива и мазута паропроизводительность котлов ДКВР на 30 —50 % больше, чем при сжигании твердого топлива.

Вся серия унифицированных котлов типа ДКВР, рассчитанная на давление 1,3 МПа, имеет общую конструктивную схему. Это двухбарабанные котлы с естественной циркуляцией и экранированной топочной камерой. Размещение барабанов продольное, диаметр их — 1000 мм. В верхнем барабане размещается сепарацион- ное устройство, в нижнем — перфорированная трубка для продувки.

Верхний и нижний барабаны котла снабжены пучком кипятильных труб диаметром 51 мм (толщина стенки 2,5 мм) с коридорным расположением, образующим конвективную поверхность нагрева. Последние ряды кипятильных труб по ходу газов являются опускными.

Для уменьшения потерь теплоты топка в котлах ДКВР разделена на две части: собственно топку и камеру догорания, объем которой составляет 10 — 20% полного объема топочной камеры. Движение газов в котлах горизонтальное с несколькими поворотами.

Котлы ДКВР монтируют либо с экономайзерами, либо без них. Экономайзеры служат для нагрева питательной воды до температуры 165 °С за счет теплоты топочных газов, которые охлаждаются при этом до температуры 180 °С.

Основные характеристики котлов ДКВР представлены в табл. 5.

Для обеспечения безопасной, надежной и экономичной эксплуатации котельный агрегат оборудуют контрольно-измерительными приборами, автоматической системой регулирования важнейших параметров, сигнализацией, защитными устройствами. На котлоагрегате устанавливают манометры (для измерения давления пара и питательной воды); расходомеры (для измерения паропроизводительности котла и расхода питательной воды); водоуказательные приборы, приборы для измерения температуры питательной воды, перегретого пара и уходящих газов; газоанализаторы, приборы для измерения разрежения в верхней части топки.

Исследование собственных нужд котельных



В статье представлены результаты расчетов собственных нужд котельных, расположенных на территории Воронежской области. Выполнено сравнение полученных опытно-расчетных данных с ориентировочными, рекомендуемыми нормативно-технической литературой. Установлена нелинейная зависимость коэффициента собственных нужд от паропроизводительности котельных, позволяющая при минимальных затратах времени получать достоверные результаты.

Ключевые слова: теплогенерирующие установки, собственные нужды котельных, затраты тепла, нормирование.

К собственным нуждам относят затраты связанные с работой теплогенерирующего оборудования . Долю собственных нужд относят к энергетическим показателям теплогенерирующих установок, характеризующим степень использования тепла топлива и тепловую экономичность.

Доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной Kсн, является важным показателем, участвующим в расчете нормативных расходов топлива на отпущенную тепловую энергию потребителям , запасов топлива на источниках тепловой энергии, а также при тарифном регулировании. Неадекватный расчет собственных нужд может стать причиной ошибочного планирования расходов топлива котельной , несоблюдения графика подачи тепловой энергии потребителю , нарушения в поставках тепловой энергии.

Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной Kсн, определяется расчетным или опытным методами. Для проведения расчетов необходимо большое количество исходной информации, содержащей технико-экономические показатели котельных за предыдущие периоды с горизонтом в несколько лет. Сбор подобной информации является трудной и долговременной задачей. В ряде случаев для получения информации приходится проводить экспресс-энергообследования . Предоставляемая информация от котельных часто характеризуется неполнотой, недостоверностью, а часто — отсутствует. В подобных условиях приходится пользоваться ориентировочными, приближенными показателями, которые часто не соответствуют действительным. Анализ реальных значений исходных данных для расчета собственных нужд, поиск оптимальных методик, систематизация данных и получение на их основе осредненных значений собственных нужд является актуальной задачей на сегодняшний день .

На начальном этапе исследований были собраны исходные данные по котельным: тип котлов и виды используемой продувки; количество тепловой энергии, произведенное каждым котлом за расчетный период; количество котлов; средняя за время работы производительность i-го котла; продолжительность работы i-го котла; температуры пара используемого для обдувки и питательной воды; состав оборудования и параметры системы химводоочистки; общая жесткость исходной воды; средний расход воды на ХВО в расчетном периоде; продолжительность работы ХВО в расчетном периоде; количество душевых сеток, установленных в котельных; численность работающих человек в сутки; количество растопок из горячего и холодного состояния в расчетном периоде; объемы помещений котельной Vi, параметры установленных баков с горячей водой.

В таблице 1 представлены основные выражения используемой методики расчета собственных нужд котельных

Таблица 1

Расчетные статьи собственных нужд, Гкал

№	Вид собственных нужд	Расчетная формула
	Потери тепловой энергии с продувочной водой
	Затраты тепловой энергии на нужды ХВО
	Затраты тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды
	Затраты тепловой энергии на растопку котлов
	Затраты тепловой энергии на отопление котельной (с учетом теплопоступлений от котлов, баков, оборудования)
	5.1. Затраты на отопление каждого помещения котельной	,
	5.2.Теплопоступления в котельную
	5.2.1. баки с горячей водой
	5.2.2. потери с поверхности котлоагрегатов
	Другие потери

При расчетах затрат на отопление, сумма потерь тепла баками и котлоагрегатами получалась больше, чем необходимые затраты на отопление верхней зоны котельной, и итоговое значение затрат принималось равным необходимой теплоте для нижней зоны .

Были проведены расчеты всех статей затрат на собственные нужды для рассмотренных котельных Воронежской области и определен коэффициент собственных нужд Kсн, показывающий какую часть выработанной теплоты котельной составляют затраты на собственные нужды. Из результатов расчетов следует, что доля собственных нужд Kсн для паровых котельных Воронежской области, работающих на газообразном топливе, находится в интервале 3,06≤Kсн≤4,43 %, а среднее значение составляет Kсн=3,64 %.

В таблице 2 представлены итоговые результаты расчета собственных нужд, диапазоны возможных изменений и среднее значение. На рис. 1 представлена диаграмма, отображающая средние значения статей собственных нужд.

Таблица 2

Итоговые значения расчета значений собственных нужд

Статьи собственных нужд	Диапазон изменений,%	Средние значения,%
Qпрод	22,8÷33,03	28,11
Qхво	11,1÷54,43	38,89
Qх	1,45÷3,99	2,27
Qраст	8,54÷18,54	11,22
Qот	7,03÷26,80	13,95
Qпр	4,51÷6,54	5,57

Рис. 1. Средние значения собственных нужд котельных

Из таблицы 2 и рис.1 следует: наибольшие затраты в собственных нуждах котельных связаны с системой химводоподготовки 38,9 %, а наименьшие с хозяйственно-бытовыми нуждами 2,3 %; значительный вклад вносят затраты с продувкой паровых котлов 28,1 %; сопоставимы между собой затраты на отопление котельной 13,9 % и на растопку котлов 11,2 %. Подобная ситуация объясняется тем, что рассматриваемые котельные являются паровыми, работающими в большинстве случаев на технологические нужды. У таких котельных доля возвращаемого конденсата может быть менее 0,5. Значения продувки котлов (периодическая или непрерывная) может достигать 15 %. Требуется большое количество подпиточной воды, прошедшей химводоочистку.

При отсутствии данных для определения расходов теплоты на собственные нужды, можно использовать нормативы расхода теплоты по элементам затрат . В таблице 3 представлены ориентировочные значения собственных нужд и точные расчетные.

Таблица 3

Сравнение рекомендуемых ориентировочных значений собственных нужд срасчетными

Составляющие затрат тепловой энергии на собственные нужды	Ориентировочные значения	Расчетные значения
Продувка паровых котлов паропроизводительностью, т/ч:
до 10	0,13	1,01
боле 10	0,06	1,01
Растопка	0,06	0,34÷0,57
Технологические нужды ХВО, деаэрация (выпар)	0,25	0,34÷2,41
Отопление, хозяйственные нужды котельной, потреи с излучением теплоты паропроводами, насосами, баками и т. п.; утечки, испарения при опробовании и выявлении неисправностей в оборудовании и неучтенные потери	1,95	0,58÷1,14
Доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной	2,3÷2,4	3,06÷4,43

По данным таблицы 3 можно заключить, что ориентировочные значения долей расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной, принимаемые при отсутствии данных, являются заниженными. Ориентировочные значения, связанные с продувкой, растопкой котлов, нуждами ХВО, являются заниженными, а прочие затраты (отопление, хозяйственные нужды котельной, потреи с излучением теплоты паропроводами…) являются завышенными по сравнению с точными расчетными.

На рис.2 представлены значения коэффициентов собственных нужд Ксн рассматриваемых в работе котельных при соответствющих значениях номинальной паропроизводительности Д, т/ч.

Методом наименьших квадратов на плоскости было получено уравнение регрессии, позволяющее рассчитать коэффициент собственных нужд в зависимости от паропроизводительности котельной с коэффициентом детерминации r2=0,995:

Рис. 2. Зависимость коэффициента собственных нужд от паропроизводительности

На рис.2 изображена нелинейная зависимость, описываемая полиномом четвертой степени . Полученное уравнение достаточно точно для инженерных расчетов позволяет определять коэффициент собственных нужд Ксн, % в зависимости от паропроизводительности котельной Д,т/ч. Полученное уравнение позволяет значительно сократить время расчета и определить искомый показатель при отсутствии или неполноте исходных данных.

С использованием в качестве исходных данных собранных материалов по фактическим характеристикам паровых котельных, работающих на газообразном топливе, на территории Воронежской области, проведены расчеты значений собственных нужд по статьям расходов: потери тепловой энергии с продувочной водой; затраты тепловой энергии на нужды ХВО; затраты тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды; затраты тепловой энергии на растопку котлов; затраты тепловой энергии на отопление котельной; другие потери. Рассчитан коэффициент собственных нужд Ксн для каждой котельной, который оказался в диапазоне 3,06≤Kсн≤4,43.

Получены осредненные значения долей собственных нужд. Выполнено сравнение полученных опытно-расчетных данных с ориентировочными нормативными, рекомендуемыми нормативно-технической литературой. Анализ показал превышение фактических долей затрат по сравнению с ориентировочными нормативными. Установлено, что существующие рекомендации не учитывают специфики паровых котельных, в результате чего собственные нужды таких котельных получаются заниженными.

Проведенный регрессионный анализ позволил установить оптимальную для инженерных расчетов зависимость коэффициента собственных нужд от паропроизводительности котельных, позволяющую при минимальных затратах времени получать достоверные результаты.

Литература:

1. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации (Минэнерго России) от 10 августа 2012 г. N 377 г. Москва «О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения» Российская газета. 19 декабря 2012г.
2. СП 89.13330.2012. Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35–76. Котельные установки.М.: Минрегион России, 2012.- 93с.
3. Информационное письмо (разъяснения) Минэнерго России «О повышении качества подготовки расчетов и обоснований нормативов удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от отопительных (производственно-отопительных) котельных». Минэнерго России. 2009. -9с.
4. Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку теплоты отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий. М.: ГУП Академия коммунального хозяйства им. К. Д. Памфилова. 2002.-241с.
5. Китаев, Д. Н. Развитие системы теплоснабжения городского округа город Воронеж в долгосрочной перспективе /Д. Н. Китаев // Инженерные системы и сооружения. — 2010. — № 2. — С.72–77.
6. Китаев, Д. Н. Интерполяционные полиномы теплоемкостей идеальных газов / Д. Н. Китаев, О. А. Цуканова // Молодой ученый. — 2008. — № 1. — С.7–13.
7. Китаев, Д. Н. Исследование значений кпд мини-тэц / Д. Н. Китаев, А. Т. Курносов // Вестник Воронежского государственного технического университета. — 2008. — Т.4. — № 12. — С. 71–73.
8. Семенов, В. Н. Энергосбережение и повышение энергоэффективности для объектов социальной сферы / В. Н. Семенов, Д. Н. Китаев, Т. В. Щукина, Д. Ю. Королев // Энергосбережение. — 2010. — № 6. — С.38–45.
9. Китаев, Д. Н. Расчет температуры наружного воздуха в точке излома температурного графика / Д. Н. Китаев // Новости теплоснабжения. — 2012. — № 10. — С.46–48.
10. Львовский, Е. Н. Статистические методы построения эмпирических формул / Е. Н. Львовский. — М.: Высш. школа, 1982. — 224с.

> Годовая выработка теплоты котельной

=1917 100/98= 1956 Гкал/год=8196 ГДж/год.

Число часов использования установленной мощности котельной в году

=1956/1,29=1516 ч/год,

где установившаяся тепловая мощность котельной установки, определится из формулы:

где: — суммарная расчетная тепловая нагрузка объекта, МВт; — КПД котельной (); — КПД тепловых сетей котельной ().

1,414 МВт =1,216 Гкал/ч;

Гкал/ч=1,5 МВт.

Годовой расход электроэнергии на выработку тепловой энергии

=1500151610,75=1705500 ,

где — число часов работы котельной в году;- коэффициент использования установленной электрической мощности, принимается равным 0,75; — установленная мощность котельной, кВт.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной

=27770010,75=155925 ,

где — число часов работы котельной в году, для котельной с горячим водоснабжением =7700 часов;- коэффициент использования установленной электрической мощности, принимается равным 0,75; — установленная мощность токоприёмников,

, кВт,

где — удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, принимается 18 кВт/МВт; — установленная мощность котельной:

=181,5=27 кВт.

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды котельной:

Собственные нужды ТЭЦ

Приветствую Вас на очередной страничке моего блога. Как я и обещал в предыдущей статье, сегодня речь пойдет о расходах электроэнергии на собственные нужды (с.н.) ТЭЦ. Скажу сразу, производство электроэнергии на тепловых станциях очень затратный процесс, так коэффициент полезного действия средней станции не превышает 35%, и это при работе на установленной мощности. КПД самых технологичных и современных – до 45%. Представляете, чтобы произвести 200 МВтч энергии, требуется потратить 570 МВТч!! Но без электроэнергии никуда, наши гаджеты на угле работать не умеют. Подробно разбираться с тем куда теряются драгоценные проценты КПД не будем, вернемся к оборудованию собственных нужд, они, кстати, потребляют в среднем 15% от выработанной станцией энергии. Да, вы правильно меня поняли, станция сама питает то оборудование, с помощью которого и вырабатывает электричество. Самые прожорливые механизмы ТЭЦ:

• Питательные электронасосы, 30-40% от с.н.;
• Дутьевые вентиляторы и дымососы, до 30% от с.н.;
• Сетевые и подпиточные насосы, до 20% от с.н.;
• Установки подготовки твердого топлива и багерные станции, 10-20% от с.н.;

Для примера, ТЭЦ-26 г. Москвы, на выработку установленной электрической мощности 1841МВт, тратит 177МВт на собственные нужды, когда как некоторые станции имеют соизмеримую установленную мощность. В следующей статье мы поговорим о зависимости удельных расходов электрической энергии собственных нужд от загрузки станции и режимов её работы.

Собственные нужды электрических станций

Собственные нужды – совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ней эл.части, объединяющая работу электроустановки. Состав с.н. – механизмы, приводные двигатели, РУ с.н., элементы, питающие РУ с.н., оборудование для отопления, освещения. Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные АД электродвигатели с КЗ ротором. Для очень мощных механизмов могут использоваться СД. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока. Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов с.н., что возможно лишь при надежном электроснабжении их. Потребители с.н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Применение напряжения 3 кВ не оправдало себя, так как стоимость электродвигателей 3 и 6 кВ мало отличается, а расход цветных металлов и потери электроэнергии в сетях 3 кВ значительно больше, чем в сетях 6 кВ.

Если на электростанции предусматривается ГРУ 6-10 кВ, то распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание непосредственно с шин ГРУ реактированными линиями или через понижающий трансформатор с.н.

Если генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока.

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на собственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ можно применять трансформаторы с повышенным напряжением КЗ или трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ, которые применяются при мощности трансформаторов 25 MBА и более.

Значительного уменьшения токов КЗ в системе с. н. можно добиться, применив вспомогательный турбоагрегат, пар для которого поступает от отбора главной турбины, а генератор не имеет электрической связи с основными генераторами электростанции. Однако установка турбины малой мощности неэкономична, и такая система может оправдать себя только в сочетании со схемой питания отпайкой от энергоблока. В этом случае часть потребителей с. н. присоединяют к трансформаторам с. н., а часть — к вспомогательному турбоагрегату. При уменьшении нагрузки энергоблока уменьшают частоту вспомогательного генератора, чем осуществляется плавное регулирование производительности подключенных механизмов (питательных, циркуляционных, конденсатных насосов, дымососов, вентиляторов). Такое частотное групповое регулирование позволяет снизить расход энергии на с.н., что может оправдать увеличение затрат на установку вспомогательного турбоагрегата.

Все рассмотренные схемы не могут обеспечить надежного питания с.н., так как при повреждениях в генераторах, на шинах ГРУ или в тепломеханической части нарушается питание РУСН. Поэтому кроме рабочих источников должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой.

На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. Выбор мощности рабочих трансформаторов с. н. производится с учетом числа и мощности потребителей с. н. Точный перечень всех потребителей определяется при реальном проектировании после разработки тепломеха­нической части электростанции и всех ее вспомогательных устройств.

38. Особенности питания собственных нужд КЭС (расход на с.н. 3-8% от установленной мощности станции)

Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от энергоблока. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь турбопривод. Это значительно снижает расход электроэнергии на с.н.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей связанных с пускорезервными трансформаторами с.н.

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока.

Число резервных трансформаторов с.н. на блочных ТЭС без генераторных выключателей принимается: один — при двух блоках, два — при числе энергоблоков от трех до шести. При большем числе энер­гоблоков предусматривается третий резервный трансформатор генератор­ного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но устано­вленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с.н.

Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то число резервных трансформаторов принимается: один — при двух энер­гоблоках, один присоединенный и один, готовый к замене,- при трех и бо­лее. Если часть энергоблоков с выключателями, а часть без выключателей, то число резервных трансформаторов с.н. выбирается по первому усло­вию. Резервные трансформаторы с.н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов элек­тростанции). Это требование трудно выполнить, если связь с энергосисте­мой осуществляется по линиям 500 — 750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110, 220 кВ) при ус­ловии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН. — Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН авто­трансформатора, если обеспечиваются допустимые колебания напряжения на шинах РУСН при регулировании напряжения автотрансформатора и условия самозапуска электродвигателей.

Резервный трансформатор с.н. может присоединяться при помощи от­ветвления от блока генератор — трансформатор с установкой генераторного выключателя.

Резервные трансформаторы с.н. на КЭС с энергоблоками 160 МВт и более присоединяются к разным источникам питания (РУ разных напря­жений, разные секции сборных шин РУ одного напряжения, обмотки НН автотрансформаторов).

Мощность каждого резервного трансформатора с. н. на блочных элек­тростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Многочисленные потребители с. н. напряжением 0,4 кВ (на один энерго­блок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) присоеди­няются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6-10/0,4 кВ. Расход па с. н. 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.

Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т. д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВА не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

39. Особенности питания собственных нужд ТЭЦ (расход на с.н. 5-14% от установленной мощности станции)

Рабочие трансформаторы с.н. неблочной части ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения. Число секций с. н. 6 кВ выбирается равным числу котлов. В некоторых случаях выделяют секции для питания общестанционных потребителей.

Резервный ТСН присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).

Обычно к одной секции ГРУ присоединяется один трансформатор с.н. или одна реактированная линия с.н. В этом случае мощность резервного источника должна быть не меньше любого из рабочих.

Если к одной секции ГРУ присоединены два рабочих источника с. н., то мощность резервного трансформатора или резервной линии выбирается на 50% больше наиболее мощного рабочего источника.

На блочных ТЭЦ резервный трансформатор должен обеспечить замену наиболее крупного рабочего источника и одновременно пуск одного котла или турбины. Если в блоках генератор — трансформатор установлен выклю­чатель, то резервный трансформатор выбирается такой же мощности, как и рабочий. На ТЭЦ неблочного типа (с поперечными связями по пару) выбирается один резервный источник 6 кВ на каждые шесть рабочих трансформато­ров или линий. На блочных ТЭЦ число резервных трансформаторов выби­рается так же, как и на КЭС.

Схемы питания с. н. 0,4 кВ строятся по такому же принципу, как и на КЭС. Мощность с. н. 0,4 кВ ТЭЦ можно принять равной 15% общей мощ­ности с. н.