РД 153-34.0-09.115-98

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ПРОГНОЗИРОВАНИЮ

УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ТОПЛИВА

РД 153-34.0-09.115-98

Разработано производственной службой топливоиспользования открытого акционерного общества «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС», отделом топливоиспользования Департамента электрических станций РАО «ЕЭС России»

Исполнители Н.Л. АСТАХОВ (разделы 1, 3), А.Г. ДЕНИСЕНКО (разделы 1, 2) АО «Фирма ОРГРЭС», В.Ф. КАЛИНОВ (общее руководство разработкой)

Департамент электрических станций РАО «ЕЭС России»

Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации «ЕЭС России» 27 февраля 1998 г.

Заместитель Председателя Правления О.В. БРИТВИН

Настоящие Методические указания состоят из двух частей.

В первой части регламентируется порядок прогнозирования удельных расходов топлива на отпускаемую электрическую и тепловую энергию электростанциями и энергообъединениями для расчета топливной составляющей тарифов (далее по тексту - тарифное прогнозирование). При тарифном прогнозировании следует руководствоваться разделом 2 Методических указаний.

Во второй части приведены рекомендации по прогнозированию на отдаленную перспективу объемов потребления котельно-печного топлива для целей, не связанных с обоснованием тарифов (далее по тексту - перспективное прогнозирование). Основные подходы к этому виду прогнозирования изложены в разделе 3 Методических указаний.

С выходом настоящих Методических указаний утрачивают силу «Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива: РД 34.09.115-93» (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. ТАРИФНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

1.1.1. Первичными объектами, по которым проводится тарифное прогнозирование, являются электростанции и районные котельные. По акционерному обществу энергетики и электрификации (АО-энерго) удельные расходы топлива определяются как средневзвешенные по отпуску энергии значения удельных расходов топлива по электростанциям и районным котельным, входящим в его состав.

1.1.2. В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 04 февраля 1997 года № 121 при обосновании тарифов определение объемов топлива, расходуемого электростанциями и районными котельными на технологические цели, должно производиться на основании норм удельных расходов топлива при производстве электрической и тепловой энергии, которые рассчитываются на базе утвержденных в установленном порядке нормативных характеристик энергетического оборудования и планируемых режимов и условий его эксплуатации на период регулирования.

1.1.3. Удельные расходы топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло при тарифном прогнозировании должны соответствовать исправному техническому состоянию энергетического оборудования, высокому уровню его эксплуатационного и ремонтного обслуживания, оптимальному составу и режимам работы агрегатов. Не допускается учитывать при тарифном прогнозировании перерасходы топлива из-за упущений в эксплуатационном и ремонтном обслуживании оборудования. Вместе с тем, прогнозируемые удельные расходы топлива должны быть реально достижимыми.

1.1.4. Выбор состава работающего оборудования и распределение электрических и тепловых нагрузок между электростанциями в АО-энерго и отдельными агрегатами электростанций должны базироваться на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации затрат на отпуск энергии.

1.1.5. Расчеты при тарифном прогнозировании должны выполняться для каждого из месяцев периода регулирования. Показатели в целом за период регулирования, превышающий месячный интервал, (квартал, год) рассчитываются по результатам их определения за каждый из месяцев периода.

1.2. Перспективное прогнозирование

1.2.1. Перспективное прогнозирование может быть выполнено по АО-энерго, Представительству РАО «ЕЭС России» по управлению акционерными обществами, по всем акционерным обществам энергетики и электрификации Российской Федерации.

1.2.2. Первичным объектом перспективного прогнозирования является подгруппа оборудования энергообъединения. Удельные расходы топлива по группе и энергообъединению в целом определяются как средневзвешенные по отпуску энергии значения удельных расходов топлива подгрупп оборудования.

1.2.3. Основой для перспективного прогнозирования являются фактические показатели топливоиспользования в базовом периоде, данные о резервах тепловой экономичности и степени их использования в прогнозируемом периоде.

Базовым является последний отчетный период, соответствующий прогнозируемому. В качестве базового может быть принят любой другой отчетный период, объемы отпуска энергии в котором отличаются от объемов в прогнозируемом периоде не более чем на 10%.

1.2.4. При перспективном прогнозировании индекс «б» в условном обозначении указывает на принадлежность показателя к базовому периоду, а индекс «п» - к прогнозируемому.

2. ТАРИФНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

2.1. Исходные данные по электростанции (районной котельной)

2.1.1. Удельные расходы топлива на отпускаемую электростанцией электроэнергию и тепло (районной котельной - тепло) при тарифном прогнозировании рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных и нормативных показателей, входящим в состав утвержденной нормативно-технической документации по топливоиспользованию.

Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлоагрегатов.

По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбо- и котлоагрегатов, входящих в ее состав. В целом по электростанции показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным подгруппам.

Исходные данные, необходимые для расчетов, определяются в обратной последовательности: от станционного уровня к подгруппам оборудования и отдельным агрегатам.

В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по электростанции (районной котельной) значения показателей, характеризующие объемы производства энергии, режимы и условия эксплуатации, внешние факторы, резервы тепловой экономичности и степень их использования.

К основным из этих показателей относятся (для каждого из месяцев периода прогнозирования):

- выработка электроэнергии;

- расходы и параметры пара, отпускаемого внешним потребителям;

- отпуск тепла в теплосеть;

- структура сжигаемого топлива и его характеристики;

- температура наружного воздуха;

- температуры охлаждающей и исходной воды;

- состав работающих турбо- и котлоагрегатов.

Применительно к конкретной электростанции полный перечень исходных данных приведен в макете.

При тарифном прогнозировании в макеты вносятся рассматриваемые ниже изменения, касающиеся в основном способов получения исходных данных и определения отдельных показателей турбо- и котлоагрегатов.

2.1.2. План по выработке электроэнергии (Э) электростанциям, входящим в состав АО-энерго, задается диспетчерской службой АО-энерго, а электростанциям-субъектам Федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ) - соответствующим подразделением РАО «ЕЭС России» на основе сведения энергобалансов.

Могут задаваться характерные графики нагрузок рабочих и праздничных суток, использование которых обеспечивает наибольшую точность прогнозирования удельных расходов топлива.

2.1.3. Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией внешним потребителям с паром фиксированного давления (Qn) и с сетевой водой (Qcem.в), Гкал, рассчитываются по формулам:

                (2-1)

,        (2-2)

2.2. Расчет показателей турбоагрегатов

2.2.1. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин в обязательном порядке должен соблюдаться принцип их приоритетного использования по сравнению с другими источниками теплоснабжения (ПВК, БРОУ, РОУ).

Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (Qпо), Гкал, подключенных к коллектору пара одного давления в общем виде определяется по формуле:

         (2-3),

Расход пара на собственные нужды рассчитывается по соответствующим зависимостям, входящим в состав нормативных характеристик оборудования.

На хозяйственные нужды расходы пара принимаются по отчетным данным.

Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.

Загрузка РОУ допускается при дефиците пара отборов турбин (противодавления) или при прохождении минимумов графиков электрических нагрузок.

2.2.2. Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин (Qmo) в общем случае включает в себя:

- отпуск тепла внешним потребителям, на собственные () и хозяйственные нужды () от подогревателей, подключенных к этим отборам;

- расходы тепла на подпитку теплосети и на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более высокого потенциала.

Ожидаемое значение суммарного отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, Гкал, может быть рассчитано по формуле:

,     (2-4)

Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал, рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (τtнв), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети:

,            (2-5)

2.2.3. При распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции необходимо стремиться к минимизации затрат тепла турбинной установкой на выработку электроэнергии.

Для этой цели целесообразно применять специальные компьютерные программы. При отсутствии таких программ необходимо руководствоваться следующими рекомендациями.

В случае работы электростанции в прогнозируемом периоде по тепловому графику, в первую очередь должны загружаться отборы турбин с наибольшей по сравнению с другими турбинами подгруппы полной удельной выработкой электроэнергии по теплофикационному циклу.

При работе электростанции по электрическому графику распределение тепловых и электрических нагрузок должно производиться взаимосвязано.

При наличии на электростанции нескольких подгрупп оборудования, целесообразно в период максимума электрической нагрузки передавать тепловые нагрузки на подгруппу с более низкими начальными параметрами свежего пара с целью максимального ограничения ею конденсационной выработки электроэнергии. Причем больший эффект может быть обеспечен при передаче теплофикационной нагрузки.

При работе турбин с электрическими нагрузками, близкими к номинальным, для достижения максимальной теплофикационной выработки электроэнергии отборы однотипных агрегатов следует нагружать равномерно.

Летний период работы агрегатов с низкими нагрузками предопределяет неравномерный характер распределения тепловой нагрузки между турбинами вплоть до ее передачи на одну из них.

При параллельной работе турбин типа ПТ и Р в первую очередь, как показывают расчеты, должны нагружаться отборы турбин ПТ до достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной выработки электроэнергии.

При распределении тепловых нагрузок должны быть учтены:

- ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов турбин;

- особенности схемы теплофикационной установки в части отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды;

- надежность теплоснабжения потребителей.

2.2.4. После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии электростанцией (Эмин), тыс. кВт⋅ч:

,              (2-6)

Значение включает в себя теплофикационную мощность и мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме ЦНД. Факторы, увеличивающие сверх минимально-необходимого уровня (неплотность регулирующей диафрагмы ЦНД, рост температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и т.д.) должны быть подтверждены соответствующими документами.

Конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (ΔЭкн), тыс. кВт⋅ч, определяется по формуле:

ΔЭкн = Э - Эмин                                                              (2-7)

Распределение ΔЭкн между турбинами производится на основе предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (Δqкн) для всех возможных сочетаний агрегатов.

В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения Δqкн.

2.2.5. Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Qno, Qmo), входящих в состав подгруппы.

2.2.6. Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов распределяется по подгруппам оборудования электростанции пропорционально отпуску тепла с сетевой водой.

2.2.7. Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего пара (Dо) и пара в конденсаторы (D2) по отдельным турбинам с достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч:

,                          (2-8)

,        (2-9)

K = io - iпв + αпп х Δiпп            (2-10)

Параметры свежего пара, пара после промперегрева при прогнозировании должны соответствовать значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.

2.2.8. Давление пара в камерах производственных отборов турбин рассчитывается по формуле, кгс/см2:

,                   (2-11)

2.2.9. Давление пара в камерах теплофикационных отборов турбин определяется в следующей последовательности:

1. Прогнозируемый период разбивается на две части: период совместной работы ПВК или пиковых бойлеров и отборов (nсут) и период отпуска тепла только из отборов (mсут).

По средней ожидаемой за nсут и mсут температуре наружного воздуха () определяется температура прямой сетевой воды (tпр. св) °С, на основании температурного графика тепловой сети:

         (2-12)

         (2-13)

2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за основными подогревателями (),°С:

       (2-14)

      (2-15)

       (2-16)

3. Определяются средняя температура насыщения и само давление в камере отбора турбины:

                       (2-17)

Pm = F (tнас) + ΔPm. под           (2-18)

2.2.10. Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (ΔQэ(отр)), Гкал, определяется по формулам:

для турбин типа ПТ, Т:

            (2-19)

для турбин типа Р, ПР

           (2-20)

Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за счет «ухудшенного» вакуумом значение , допускается принимать равным величине отпуска тепла из конденсатора.

2.2.11. Конечной целью выполнения расчетов по турбинной установке является получение по подгруппам оборудования прогнозируемых значений:

- абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку электроэнергии (Qэ Гкал и qm, ккал/кВт⋅ч);

- абсолютных и удельных расходов тепла (, Гкал и , %) и электроэнергиии (, тыс. кВт⋅ч и , %) на собственные нужды;

- удельного расхода тепла нетто ( , ккал/кВт⋅ч).

2.3. Расчет показателей котлоагрегатов

2.3.1. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлоагрегатов каждого типа (п1, n2...nm) в подгруппе выбирается исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлов на уровне 80-90% от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются так же согласованные с АО «Фирма ОРГРЭС» или с другой экспертной организацией ограничения номинальной паропроизводительности котлов.

Суммарная выработка тепла брутто энергетическими котлами подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:

,          (2-21)

2.3.2. Распределение между типами котлов подгруппы оборудования производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям, (если на электростанции отсутствуют какие либо другие соображения)

2.3.3. Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам подгрупп оборудования:

- КПД нетто ();

- абсолютных и удельных расходов тепла (, Гкал и , %) и электроэнергии (, тыс. кВт⋅ч и , %) на собственные нужды.

2.4. Расчет удельных расходов топлива

2.4.1. Прогнозируемые удельные расходы топлива по подгруппе электростанции рассчитываются по формулам:

            (2-22)

            (2-23)

2.4.2. По электростанции, состоящей из нескольких подгрупп оборудования:

                                                           (2-24)

                                         (2-25)

            (2-26)

                     (2-27)

2.4.3. По АО-энерго в целом, состоящему из m-электростанций и k-районных котельных:

                                                               (2-28)

(2-29)

               (2-30)

Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности () рассчитываются по отчетным данным предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:

             (2-31)

Степени использования резервов тепловой экономичности (μэ, μтэ.эн.к, μтэ.пвк, μтэ.рк) принимаются равными значениям, утвержденным в составе НТД по топливоиспользованию для года, предшествующего прогнозируемому.

В случае истечения срока действия НТД по топливоиспользованию к моменту выполнения расчетов по тарифному прогнозированию, значения коэффициентов резерва принимаются равными нулю.

2.4.4. При необходимости могут быть рассчитаны прогнозируемые удельные расходы топлива на отпускаемую электрическую энергию при ее производстве по конденсационному (bэ(конд)) и теплофикационному циклам (bэ(тф)) по подгруппе оборудования, электростанции или АО-энерго в целом.

По подгруппе оборудования электростанции расчеты проводятся в следующей последовательности:

1. Определяются удельные затраты электроэнергии на 1 Гкал тепла, отпущенного котельной установкой, кВт⋅ч/Гкал:

            (2-32)

2. Рассчитывается расход электроэнергии на собственные нужды котельной установки, относимый на выработку электроэнергии по конденсационному циклу, тыс. кВт⋅ч:

,      (2-33)

2. То же, на собственные нужды турбинной установки, тыс. кВт⋅ч:

               (2-34)

3. Определяется суммарный расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на выработку электроэнергию по конденсационному и теплофикационному циклу, тыс кВт⋅ч:

                                                      (2-35)

                                                           (2-36)

4. Рассчитывается отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, тыс. кВт⋅ч:

            (2-37)

            (2-38)

5. Определяются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, г/кВт⋅ч:

         (2-39)

           (2-40)

По электростанции в целом и рассчитываются как средневзвешенные по и величины удельных расходов топлива по подгруппам оборудования, а по АО-энерго в целом - как средневзвешенные величины удельных расходов топлива по электростанциям, входящим в его состав.

3. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

3.1. Основные исходные данные по энергообъединению

Основными исходными данными для расчета технико-экономических показателей энергообъединения на прогнозируемый период являются:

- выработка электроэнергии;

- отпуск тепла внешним потребителям (общий, пиковыми водогрейными котлами, из производственных и теплофикационных отборов, от конденсаторов турбоагрегатов);

- план ввода, демонтажа, перемаркировки, реконструкции и модернизации оборудования (поагрегатный);

- планы проведения капитальных и средних ремонтов котлов и турбоагрегатов;

- структура и качество сжигаемого топлива.

Прогнозируемые значения отпуска тепла и выработки электроэнергии определяются на основе заявок потребителей или задаются соответствующим структурным подразделением ОЭС или РАО «ЕЭС России».

3.2. Исходные данные по подгруппе оборудования

3.2.1. Установленная электрическая мощность каждой подгруппы оборудования на конец прогнозируемого периода () в мегаваттах определяется с учетом запланированных вводов в эксплуатацию новых турбоагрегатов, демонтажа изношенных и морально устаревших турбоагрегатов, а также перемаркировки действующих турбоагрегатов и рассчитывается по формуле

           (3-1)

3.2.2. Средняя за прогнозируемый период установленная электрическая мощность каждой подгруппы оборудования () в мегаваттах определяется по формуле

              (3-2)

Если для прогнозируемого года известны только кварталы ввода, демонтажа или перемаркировки турбоагрегатов, то величины этих долей при расчетах на год могут быть приняты следующими: при вводе, демонтаже или перемаркировке турбоагрегатов в I квартале - 0,75; во II квартале - 0,50; в III квартале - 0,25; в IV квартале - 0.

3.2.3. Установленная тепловая мощность подгруппы турбоагрегатов на конец прогнозируемого периода и средняя за прогнозируемый период определяются по формулам, аналогичным формулам (3-1) и (3-2).

3.2.4. При распределении общих по энергообъединению выработки электроэнергии и отпуска тепла между подгруппами оборудования следует учитывать:

- имеющиеся ограничения электрической и тепловой мощности турбоагрегатов;

- сложившуюся тенденцию изменения коэффициентов использования электрической и тепловой мощности турбоагрегатов.

3.3. Удельные расходы топлива по подгруппе оборудования

3.3.1. Прогнозируемое значение фактического удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии [г/(кВт-ч)] рассчитывается по формулам:

               (3-3)

                (3-4)

             (3-5)

В формуле (3-5):

               (3-6)

               (3-7)

Значения и для прогнозируемого периода определяются по формулам:

                                            (3-8)

                                            (3-9)

                                        (3-10)

            (3-11)

3.3.2. Прогнозируемые значения фактических удельных расходов топлива на тепло, (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:

           (3-12)

                                                      (3-13)

              (3-14)

              (3-15)

              (3-16)

3.3.3. По приведенным ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии () и тепла (, ) при изменении:

3.3.3.1. Структуры сжигаемого топлива - :

              (3-17)

             (3-18)

               (3-19)

Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде топлива определяется по формуле;

                                                   (3-20)

Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энергетическими котлами .

3.3.3.2. Качества твердого топлива - Δвкач

               (3-21)

            (3-22)

Влияние качества твердого топлива на удельный расход может быть также определено по изменению зольности и влажности топлива:

        (3-23)

        (3-24)

3.3.3.3. Продолжительности работы дубль-блоков с одним корпусом котла по диспетчерскому графику нагрузки - :

                (3-25)

3.3.3.4. Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки - :

- для энергоблоков

                           (3-26)

                   (3-27)

- для оборудования с поперечными связями

      (3-28)

               (3-29)

В формулах (3-26)-(3-28):

               (3-30)

3.3.3.5. Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения -

            (3-31)

          (3-32)

Значения , принимаются в соответствии с приложением 12 к "Методическим указаниям по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования; РД 34.08.552-95"(М.: СПО ОРГРЭС, 1995).

3.3.3.6. Отработанного оборудованием ресурса времени -

            (3-33)

              (3-34)

3.3.3.7. Состава оборудования -

                               (3-35)

             (3-36)

3.3.3.8. Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при стабилизации тепловых процессов) - .

                  (3-37)

                 (3-38)

Значения определяются по рисункам приложения 11 к "Методическим указаниям по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-95"(М.: СПО ОРГРЭС, 1995).

3.3.3.9. Прочих эксплуатационных факторов - .

В составе прочих учитывается влияние на удельные расходы топлива других объективных, не упомянутых в пп. 3.3.3.1-3.3.3.8 факторов, таких, например, как:

- сжигание топлива непроектных видов и марок;

- перевод котлов на сжигание другого вида топлива;

- выполнение мероприятий по охране труда и окружающей среды, обеспечение требований ирригации и рыбоводства.

3.3.4. Прогнозируемые значения нормативных удельных расходов топлива на электроэнергию [г/(кВт⋅ч)] и тепло (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:

              (3-39)

          (3-40)

         (3-41)

3.4. Расход электроэнергии на собственные нужды

Прогнозируемые значения номинальных (с надстрочным индексом «н») расходов электроэнергии на собственные нужды (тыс. кВт⋅ч) рассчитываются по формулам:

3.4.1. Суммарного

              (3-42)

3.4.2. На выработку электроэнергии

  (3-43)

     (3-44)

              (3-45)

                  (3-46)

3.4.3. На отпуск тепла

        (3-47)

               (3-48)

3.4.4. По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к удельным расходам электроэнергии на собственные нужды энергетических () и пиковых водогрейных () котлов при изменении:

3.4.4.1. Структуры сжигаемого топлива

             (3-49)

               (3-50)

3.4.4.2. Качества твердого топлива

           (3.51)

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. ТАРИФНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

1.2. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

2. ТАРИФНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

2.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (РАЙОННОЙ КОТЕЛЬНОЙ)

2.2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТУРБОАГРЕГАТОВ

2.3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КОТЛОАГРЕГАТОВ

2.4. РАСЧЕТ УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ТОПЛИВА

3. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

3.1. ОСНОВНЫЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЮ

3.2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО ПОДГРУППЕ ОБОРУДОВАНИЯ

3.3. УДЕЛЬНЫЕ РАСХОДЫ ТОПЛИВА ПО ПОДГРУППЕ ОБОРУДОВАНИЯ

3.4. РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ