Приказ министерства энергетики 323 об утверждении. Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии. Законодательная база Российской Федерации

Наша компания рада предложить услуги по диагностике трубопроводов.

Современное оборудование позволяет в короткие сроки устранить неполадки, оценить общее состояние системы и вычислить процент износа.

Работы проводятся инженерами – специалистами со стажем и положительным опытом.

По завершении инженерных мероприятий, мастера составят отчет по неисправностям, объему предстоящих работ и дадут советы по предотвращению аварийных ситуаций.

Почему требуется диагностика трубопроводов?

Чтобы снизить материальные риски, связанные с восстановлением оборудования и устранением неполадок, существуют оптимальные методы, не требующие демонтажа.

Особо важно помнить, что при планировании ремонта и его проведении, а также для прогнозирования аварийных вспышек, выполнение данной процедуры обязательно!

Обнаружение наличия постороннего мусора, нахождение стыков, в которых пострадала герметичность, разнообразных механических повреждений – вот неполный перечень задач, решаемых нашей компанией.

Какие методы диагностики трубопроводов (Москва) мы используем:

Акустическая эмиссия. Специальный микрофон улавливает, фиксирует и анализирует звуки, приходящие со стенок.

Опрессовка – классический вариант, используемый коммунальными службами перед началом отопительного сезона. Высокое давление воздуха (воды) маркируют места, нуждающиеся в ремонте или монтаже.

Видеоисследование . Оптико-электронная техника помещается внутрь трубы. Продвигаясь по ней, она фиксирует все неисправности: деформации, протечки и т.д. Изображение передается на экран, а специалист принимает решения. Стоимость видеодиагностики состояния труб вполне доступная и пользуется особым уважением в силу особой точности полученных данных и экономии времени.

Метод ультразвуковой диагностики трубопроводов опирается на способность ультразвука отражаться от препятствий. Эта особенность позволяет находить повреждения, не нарушая целостности строения.

Какой способ следует применять в том или ином случае решает специалист. Чтобы уладить вопрос об оптимальности, свяжитесь с представителями нашей организации по телефону, указанному на сайте. Так Вы получите всю необходимую информацию, а также сможете пригласить бригаду рабочих, которая даст оценку состояния труб (Москва).

Какие трубопроводы мы обслуживаем

Магистральные – предназначены для транспортировки чего-либо на достаточно дальние расстояния. Им свойственно давать сбои в режиме насосов.

Технологические – на предприятиях, где осуществляется перекачка пара, горячей воды, газ и другое. А также с их помощью перемещается производственные отходы.

Коммунально-сетевые – передаются горячая вода, пар, отходы бытовых нужд (наиболее сложные в обслуживании).

Судовые – перекачивают жидкости на водном транспорте.

Машинные – передают топливо и другое машинное сырье, характерное для транспортного средства.

Стоимость услуг по диагностике трубопроводов

Отметим, что стоимость диагностики состояния трубопровода по ценам, размещенным на сайте, является ориентировочной и может отличаться от итоговой.

Какие факторы учитываются при подсчете суммы:

Использование того или иного метода (его сложность/простота), типа трубопровода, наличия/отсутствия работ по устранению неполадок и т.п.

Обратившись к нашим консультантам, Вы сможете уточнить детали, а они, в свою очередь, учтут особенности заказа и рассчитают его сумму.

Цены на диагностику трубопроводов:

Будьте уверены, стоимость диагностики трубопроводов в Москве в других компаниях значительно выше. Мы предлагаем качественную работу по доступным ценам!

Наши преимущества

Какие факторы ставят нас в один ряд с ведущими фирмами по предоставлению подобных услуг?

1. В первую очередь, наличие современного оборудования, высокоточной компьтеризированной техники, а также профессиональных специалистов.
2. Во-вторых, тщательный, качественных подход к решению проблем и наличие гарантий на произведенные услуги.

Немаловажную роль играет и тот факт, что мы стараемся устранить неполадки в кротчайшие сроки, заботясь об экономии времени заказчика. Выбирайте нас и Вы не прогадаете!

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПОРЯДКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

С изменениями:

(в ред. Приказов Минэнерго России от 10.08.2012 N 377, от 23.07.2015 N 494, от 30.11.2015 N 904)

В соответствии с пунктом 4.2.14.8 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; 2011, N 44, ст. 6269), приказываю:

1. Утвердить прилагаемый порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии.

2. Признать утратившими силу:

Приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 г. N 268 "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных" (зарегистрирован в Минюсте России 28 октября 2005 г. N 7117).

С.И.ШМАТКО

Утверждена

Приказом Минэнерго России

от 30.12.2008 N 323

ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

I. Общие положения

1. Нормированию подлежат удельные расходы топлива на:

отпущенную электрическую энергию с шин и тепловую энергию с коллекторов тепловых электростанций, работающих на органическом топливе;

отпущенную тепловую энергию с коллекторов котельных.

2. Нормативы удельных расходов топлива определяются для каждой тепловой электростанции (далее - ТЭС) и котельной (за исключением отопительных и производственно-отопительных котельных жилищно-коммунальной сферы).

Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию отопительными и производственно-отопительными котельными жилищно-коммунальной сферы определяется в целом по организации.

3. Под нормативом удельных расходов топлива (далее - НУР) в настоящем порядке понимается максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу электрической энергии, отпускаемой с шин, на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть. Нормативы определяются в граммах условного топлива на 1 киловатт-час (г у.т./кВт·ч), килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал) с дифференциацией по месяцам.

Настоящий порядок применяется при установлении НУР на очередной расчетный период регулирования (финансовый год), а также при установлении НУР на каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования при установлении долгосрочных тарифов в сфере теплоснабжения.

4. Первичными объектами расчетов НУР на ТЭС с паровыми турбоагрегатами являются группы и подгруппы оборудования. Группой оборудования является совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением (для энергоблоков еще и с одинаковой мощностью), а также всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов. К подгруппе энергоблоков относится совокупность только пылеугольных или только газомазутных котлов и работающих совместно с ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с соответствующим давлением свежего пара и одинаковой мощностью. Подгруппой оборудования с поперечными связями является совокупность конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов и сжигающих только твердое или газомазутное топливо.

Если на общий коллектор свежего пара работают пылеугольные и газомазутные котлы, то подгруппа оборудования с поперечными связями условно считается пылеугольной.

По ТЭС, оборудованных парогазовыми установками (далее - ПГУ) или газотурбинными агрегатами (далее - ГТУ), а также дизель-генераторами (далее - ДГ), расчеты НУР выполняются по каждой единице оборудования.

Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от отопительной (производственно-отопительной) котельной (групповой норматив) рассчитывается на основе индивидуальных нормативов котлов с учетом их производительности, времени работы, средневзвешенного норматива на производство тепловой энергии всеми котлами котельной и величине расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной. Индивидуальный норматив удельного расхода топлива - норматив расхода расчетного вида топлива по котлу на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях.

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.

5. По паротурбинным и газотурбинным ТЭС установленной электрической мощностью от 10 МВт и более и котельным теплопроизводительностью от 50 Гкал/ч и выше расчеты НУР выполняются на основе действующей на момент выполнения расчетов нормативно-технической документации (далее - НТД) по топливоиспользованию.

Состав НТД по топливоиспользованию и требования к ее разработке приведены в разделе II настоящего порядка.

По ТЭС мощностью менее 10 МВт и котельным теплопроизводительностью ниже 50 Гкал/ч, а также в случае временного отсутствия НТД по топливоиспользованию или окончания срока ее действия на ТЭС и котельных большей мощности допускается использовать в расчетах:

показатели базового периода;

данные заводов-изготовителей, типовые энергетические характеристики котло- и турбоагрегатов;

экспертные оценки, основанные на отчетных или иных данных.

По ДГ в расчетах НУР используются паспортные, справочные данные и эксплуатационные показатели.

6. При расчете НУР не учитываются дополнительные расходы топлива и энергии, вызванные:

упущениями в эксплуатационном и ремонтном обслуживании оборудования;

проведением строительно-монтажных, экспериментальных и научно-исследовательских работ;

пуском и наладкой нового оборудования;

консервацией агрегатов.

7. В случае превышения фактических значений показателей над показателями энергетических характеристик оборудования (по КПД котло- и турбоагрегатов, вакууму, температуре питательной воды, затратам электроэнергии и тепла на собственные нужды и т.д.) в году, предшествующем расчетному, значения НУР, исчисленные на основе НТД по топливоиспользованию, корректируются в сторону снижения на величину экономии топлива против энергетических характеристик, полученной в предшествующем году.

8. Выбор состава работающего оборудования и распределение электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанций и котельных базируются на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации топливных затрат на отпуск энергии.

9. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом за весь расчетный период регулирования (каждый расчетный период в рамках долгосрочного периода регулирования). НУР в целом за расчетный период регулирования определяется по результатам расчетов за каждый месяц.

10. Распределение затрат топлива энергетическими котлами между электрической и тепловой энергией, вырабатываемой в комбинированном цикле на ТЭС, в расчетах НУР производится в соответствии с методами, принятыми при составлении государственной статистической отчетности.

11. В документы, обосновывающие значения нормативов, рассматриваемых в Минэнерго России, по электрическим станциям и котельным электроэнергетики, включаются:

сводная таблица результатов расчетов нормативов удельных расходов топлива на отпущенные электроэнергию и тепло, подготовленная согласно приложению 1 к настоящему порядку;

пояснительная записка;

расчеты НУР по каждой ТЭС и котельной на каждый месяц расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом за расчетный период регулирования (каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования). При выполнении расчетов удельных расходов топлива на основе НТД по топливоиспользованию в обосновывающих материалах должны быть приведены заполненные макеты (входящие в состав НТД по топливоиспользованию) по каждой ТЭС и котельной по каждому из месяцев расчетного периода регулирования (каждого расчетного периода регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования);

расчеты минимальной выработки электроэнергии для теплоэлектроцентралей на каждый месяц периода регулирования и в целом за расчетный период;

энергобалансы на каждый месяц расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом на расчетный период регулирования (каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования), согласованные с Региональным диспетчерским управлением и органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. В случае отсутствия в прогнозном энергобалансе показателей на каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования для расчета НУР принимается объем, учтенный в прогнозном энергобалансе на первый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования;

план проведения ремонтов основного энергетического оборудования в расчетном периоде;

копии титульных листов действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию по каждой ТЭС и котельной согласно приложениям 10 и 11 к настоящему порядку;

карта пережогов топлива из-за отклонения фактических показателей оборудования от нормативного уровня за год, предшествующий текущему согласно приложению 12 к настоящему порядку;

план выполнения организационно-технических мероприятий по устранению пережогов топлива из-за отклонения фактических показателей оборудования от нормативного уровня и план реализации потенциала энергосбережения, разработанный на основе результатов энергетических обследований;

структура топливного баланса, показатели качества используемых видов и марок топлива за последние три года, предшествующие текущему периоду, на текущий период и прогнозируемые в расчетном периоде (теплотворная способность, зольность, влажность) на расчетный период помесячно;

копии статистических отчетов о работе тепловой электростанции по форме N 6-ТП (годовая) за последние 3 года, предшествующих текущему;

сведения о выполнении утвержденных в Минэнерго России нормативов для тепловой электростанции на год текущий и за два года, предшествующих текущему году, согласно приложению 13 к настоящему порядку;

значения нормативов на год расчетный, текущий и за два года, предшествующих году текущему, включенных в тариф;

материалы и таблицы, обосновывающие значения нормативов, представленных к утверждению в соответствии с перечнем и требованиями настоящего порядка (в формате редактора электронных таблиц и компакт-диск).

В пояснительной записке отражаются:

наименование и почтовый адрес энергоснабжающей организации, должность, телефон, фамилия, имя и отчество первого руководителя;

краткая характеристика установленного основного оборудования согласно приложениям 4 - 6 к настоящему порядку;

особенности тепловой и электрической схем, режимов работы оборудования, условий топливо- и водоснабжения;

прогнозируемые объемы выработки электроэнергии с указанием источников их получения;

прогнозируемые объемы отпуска тепла в паре и горячей воде с приложением соответствующих расчетов по их обоснованию, температурных графиков теплосети, копий заявок на теплоснабжение от потребителей;

принятые на регулируемый период значения температур наружного воздуха, охлаждающей воды на входе в конденсаторы турбин и их динамика за последние три года в месячном и годовом разрезах;

обоснование прогнозируемой структуры и качества сжигаемого топлива с приложением копий соответствующих договоров на топливоснабжение и сертификатов показателей качества;

принятый состав работающего оборудования на каждый месяц расчетного периода с соответствующим обоснованием;

принципы распределения электрических и тепловых нагрузок, между турбоагрегатами ТЭС, между источниками теплоснабжения ТЭС (регулируемые и нерегулируемые отборы, редукционно-охладительные установки (далее - РОУ), пиковые водогрейные котлы (далее - ПВК));

сведения об НТД по топливоиспользованию: срок действия, значения коэффициентов резервов тепловой экономичности, наличие мероприятий по реализации потенциала энергосбережения;

результаты расчетов НУР, анализ причин изменения нормативов по сравнению с их фактическим и нормативным значением за период, предшествующий расчетному;

динамика основных технико-экономических показателей за последние три года по ТЭС и котельным согласно приложениям 7 - 9 к настоящему порядку;

анализ выполнения утвержденных в Минэнерго России нормативов на год текущий и за два года, предшествующих текущему году.

Каждый из документов, включаемых в состав материалов, обосновывающих значения НУР, должен быть подписан руководителем ТЭС, котельной или предприятия.

II. Состав нормативно-технической документации по топливоиспользованию паротурбинных, газотурбинных ТЭС и котельных и требования к ее разработке

12. Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию разрабатывается для паротурбинных и газотурбинных ТЭС установленной электрической мощностью от 10 МВт и более и котельных теплопроизводительностью от 50 Гкал/ч и выше.

13. В состав нормативно-технической документации по топливоиспользованию тепловой электростанции входят:

энергетические характеристики котлоагрегатов каждой из групп оборудования;

энергетические характеристики турбоагрегатов каждой из групп оборудования;

зависимости технологических потерь тепла, связанных с отпуском тепла каждой из групп оборудования;

зависимости абсолютных или удельных затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды каждой из групп оборудования, электростанции в целом;

пояснительная записка по разработке энергетических характеристик оборудования и зависимостей затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды;

графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на отпускаемые электроэнергию и тепло;

макеты расчета номинальных показателей оборудования и нормативов удельных расходов топлива;

отчетные данные о номинальных и фактических удельных расходах топлива за последние 3 года, предшествующих разработке НТД по топливоиспользованию.

Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию котельной включает:

энергетические характеристики каждого типа установленных паровых и водогрейных котлов;

зависимости абсолютных или удельных затрат тепла на собственные нужды;

зависимости затрат мощности на механизмы котельной (дутьевые вентиляторы, дымососы, питательные насосы, сетевые насосы и др.);

пояснительную записку по разработке энергетических характеристик оборудования и зависимостей затрат тепла на собственные нужды;

графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на отпускаемое тепло;

макет расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива;

план организационно-технических мероприятий по реализации резервов тепловой экономичности и рациональному использованию топливно-энергетических ресурсов, разработанный на основе обязательных энергетических обследований;

Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию организаций, эксплуатирующих отопительные (производственно-отопительные) котельные, включает:

технические характеристики оборудования и режимы функционирования;

энергетические характеристики котлов;

характеристики используемого топлива;

режимные карты, разработанные по результатам режимно-наладочных испытаний;

расчеты и показатели расхода тепла на собственные нужды котельной на расчетный год;

план организационно-технических мероприятий по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов и снижению нормативов удельных расходов топлива;

отчетные данные о номинальных и фактических удельных расходах топлива за последние 3 года, предшествующие разработке НТД по топливоиспользованию.

14. Энергетическая характеристика агрегата (далее - ЭХ) представляет собой комплекс зависимостей номинальных и исходно-номинальных значений параметров и показателей его работы в абсолютном, удельном или относительном исчислении от нагрузки или других нормообразующих показателей при фиксированных значениях внешних факторов.

ЭХ разрабатывается для конкретной тепловой схемы технически исправного агрегата с учетом его конструктивных особенностей, условий и режимов эксплуатации, наработки ресурса.

ЭХ отражает максимально возможную эффективность использования энергоресурсов агрегатом при условии отсутствия упущений в его эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.

ЭХ включает систему поправок, обеспечивающих возможность оценки изменения объемов потребления энергоресурсов агрегатом при изменении внешних факторов и отклонении фактических значений параметров и показателей от параметров и показателей ЭХ.

К внешним факторам относятся объективные факторы, оказывающие влияние на экономичность работы оборудования, значения которых не зависят от деятельности производственного персонала и подрядных ремонтных организаций.

В качестве исходных данных при разработке ЭХ оборудования используются:

результаты представительных балансовых испытаний;

данные режимно-наладочных или экспресс-испытаний;

Балансовые испытания выполняются на оборудовании, прошедшем капитальный ремонт и имеющем более высокие эксплуатационные значения показателей тепловой экономичности по сравнению с остальным однотипным оборудованием ТЭС или котельной.

При отсутствии результатов испытаний и ТЭХ в качестве исходных данных для разработки временных ЭХ, со сроком действия не более 1 года, могут быть использованы лучшие эксплуатационные показатели или данные заводов - изготовителей оборудования.

15. При разработке ЭХ при соответствующем обосновании допускается учитывать точность исходного материала, использованного при разработке энергетических характеристик, старение (износ) оборудования, наличие неустранимых дефектов проектирования, изготовления и монтажа. Эксплуатационный допуск в силу своей объективности учитывается без дополнительных обоснований, так как отражает ухудшение экономичности оборудования в межремонтный период.

Точность исходного материала отражает погрешности тепловых испытаний, типовых энергетических характеристик.

Старение (износ) оборудования характеризует технологически невосстанавливаемый ремонтами естественный физический износ оборудования при длительной его эксплуатации, приводящий к ухудшению технического состояния, снижению экономичности и надежности работы.

16. Приводимые в составе энергетических характеристик оборудования поправки на изменение параметров и показателей обеспечивают:

определение номинальных значений параметров или показателей при фактических или прогнозируемых значениях внешних факторов;

оценку резерва тепловой экономичности оборудования вследствие отклонения фактического значения параметра или показателя от его номинального значения.

17. Графики исходно-номинальных удельных расходов топлива рассчитываются и строятся:

для каждой группы (подгруппы) оборудования электростанции для зимнего и летнего периодов при характерных сочетаниях работающего оборудования, средних значениях отпуска тепла в реальном диапазоне изменения электрических нагрузок;

для паровых и водогрейных котлов котельной для характерных сочетаний работающих котлов в реальном диапазоне изменения тепловых нагрузок.

На графиках указываются:

параметры, условия и значения внешних факторов, при которых построены графики;

поправки к удельным расходам топлива на изменение внешних факторов и условий;

сочетания работающих агрегатов;

потери топлива при пусках оборудования из различных тепловых состояний;

значения коэффициентов резерва тепловой экономичности по отпуску тепла и электроэнергии и степени их использования.

18. Макет расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива представляет собой таблицу, отражающую порядок расчета, определяющую источники первичной информации и содержащую расчетные формулы.

Макеты разрабатываются по группам (подгруппам) оборудования, учитывают состав оборудования и особенности его тепловых схем, режимы работы, виды сжигаемого топлива.

Макеты отражают:

исходно-номинальные значения показателей, определенные по энергетическим характеристикам (без внесения поправок) при фактических средних нагрузках. Показатели турбоагрегатов определяются для каждого из режимов их работы (конденсационный, с одним или двумя регулируемыми отборами пара, с одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды);

фактические значения внешних факторов, показатели, характеризующие объемы производства энергии, режимы работы оборудования, пуски;

значения поправок к показателям на отличие фактических значений внешних факторов от принятых при построении энергетических характеристик;

номинальные значения основных и промежуточных показателей агрегатов для фактических режимов работы и значений внешних факторов;

значения поправок к удельным расходам топлива на стабилизацию режимов, освоение вновь введенного оборудования;

нормативы удельных расходов топлива.

19. Срок действия НТД по топливоиспользованию не может превышать 5 лет. По окончании срока действия НТД пересматривается, срок действия НТД не продлевается. НТД пересматривается за квартал до окончания срока ее действия.

Внеочередной пересмотр НТД производится при:

переводе котлов на сжигание топлива другого вида или другой марки;

переводе турбоагрегатов с конденсацией пара на работу с противодавлением или ухудшенным вакуумом;

реконструкции турбоагрегатов с организацией регулируемого отбора или с увеличением отпуска пара из регулируемого отбора;

вводе нового оборудования.

В соответствии с пунктом 4.2.14.8 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; 2011, N 44, ст. 6269), приказываю:

2. Признать утратившими силу Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 г. N 268 "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных" (зарегистрирован в Минюсте России 28 октября 2005 г. N 7117).

Порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии (утв. приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 323)

2. Нормативы удельных расходов топлива определяются для каждой тепловой электростанции (далее - ТЭС) и котельной (за исключением отопительных и производственно-отопительных котельных жилищно-коммунальной сферы).

Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию отопительными и производственно-отопительными котельными жилищно-коммунальной сферы определяется в целом по организации.

3. Под нормативом удельных расходов топлива (далее - НУР) в настоящего порядка понимается максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу электрической энергии, отпускаемой с шин, на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть. Нормативы определяются в граммах условного топлива на 1 киловатт-час (г у.т./), килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал) с дифференциацией по месяцам.

4. Первичными объектами расчетов НУР на ТЭС с паровыми турбоагрегатами являются группы и подгруппы оборудования. Группой оборудования является совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением (для энергоблоков еще и с одинаковой мощностью), а также всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов. К подгруппе энергоблоков относится совокупность только пылеугольных или только газомазутных котлов и работающих совместно с ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с соответствующим давлением свежего пара и одинаковой мощностью. Подгруппой оборудования с поперечными связями является совокупность конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов и сжигающих только твердое или газомазутное топливо.

Если на общий коллектор свежего пара работают пылеугольные и газомазутные котлы, то подгруппа оборудования с поперечными связями условно считается пылеугольной.

По ТЭС, оборудованных парогазовыми установками (далее - ПГУ) или газотурбинными агрегатами (далее - ГТУ), а так же дизель-генераторами (далее - ДГ) расчеты НУР выполняются по каждой единице оборудования.

Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от отопительной (производственно-отопительной) котельной (групповой норматив) рассчитывается на основе индивидуальных нормативов котлов с учетом их производительности, времени работы, средневзвешенного норматива на производство тепловой энергии всеми котлами котельной и величине расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной. Индивидуальный норматив удельного расхода топлива - норматив расхода расчетного вида топлива по котлу на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях.

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.

5. По паротурбинным и газотурбинным ТЭС установленной электрической мощностью от 10 МВт и более и котельным теплопроизводительностью от 50 Гкал/ч и выше расчеты НУР выполняются на основе действующей, на момент выполнения расчетов нормативно-технической документации (далее - НТД) по топливоиспользованию.

По ТЭС мощностью менее 10 МВт и котельным теплопроизводительностью ниже 50 Гкал/ч, а также в случае временного отсутствия НТД по топливоиспользованию или окончания срока ее действия на ТЭС и котельных большей мощности, допускается использовать в расчетах:

7. В случае превышения фактических значений показателей над показателями энергетических характеристик оборудования (по КПД котло- и турбоагрегатов, вакууму, температуре питательной воды, затратам электроэнергии и тепла на собственные нужды и т.д.) в году, предшествующему расчетному, значения НУР, исчисленные на основе НТД по топливоиспользованию, корректируются в сторону снижения на величину экономии топлива против энергетических характеристик, полученной в предшествующем году.

8. Выбор состава работающего оборудования и распределение электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанций и котельных базируются на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации топливных затрат на отпуск энергии.

9. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода регулирования и в целом за весь расчетный период. НУР в целом за расчетный период определяются по результатам их расчетов за каждый месяц.

ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 323 «ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ»

В соответствии с пунктом 4.2.2 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337), приказываю:

УТВЕРЖДЕНА
Приказом Минэнерго России
от 30.12.2008 N 323

Региональный центр по энергосбережению

• Приказ Минэнерго России от 30.12.2008 N 323 (ред. от 10.08.2012) «Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии»

  МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

  ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПОРЯДКА
  ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА
  ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

  В соответствии с пунктом 4.2.14.8 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; 2011, N 44, ст. 6269), приказываю:
  (в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377)
  1. Утвердить прилагаемый порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии.
  (п. 1 в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377)
  2. Признать утратившими силу:
  Приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 г. N 268 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных» (зарегистрирован в Минюсте России 28 октября 2005 г. N 7117).

  Законодательная база Российской Федерации

  Бесплатная консультация

  Федеральное законодательство

  • Главная
  • ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 323 «ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ»
  • «Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти», N 16, 20.04.2009

  40. Норматив удельного расхода топлива на отпущенную отопительными (производственно-отопительными) котельными тепловую энергию (максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой источником (источниками) в тепловую сеть) определяется в целом по организации — юридическому лицу.

  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 и в целом за весь расчетный период 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.

  «Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии» (вместе с «Порядком определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии»)»

  1. Нормированию подлежат удельные расходы топлива на:

  2. Нормативы удельных расходов топлива определяются для каждой тепловой электростанции (далее — ТЭС) и котельной (за исключением отопительных и производственно-отопительных котельных жилищно-коммунальной сферы).

  Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию отопительными и производственно-отопительными котельными жилищно-коммунальной сферы определяется в целом по организации.

  Разделы сайта, связанные с этим документом:

  Данный сборник НТД предназначен исключительно для ознакомления, без целей коммерческого использования. Собранные здесь тексты документов могут устареть, оказаться замененными новыми или быть отменены.

  За официальными документами обращайтесь на официальные сайты соответствующих организаций или в официальные издания. Наша организация и администрация сайта не несут ответственности за возможный вред и/или убытки, возникшие или полученные в связи с использованием документации.

  © Представительство «Техкранэнерго» в г.Москва 2010-2018
  Москва, ул. Садовническая дом 78, строение 5

  Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. № 323 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных»

  В соответствии с пунктом 4.2.2 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337), приказываю:

  1. Утвердить прилагаемую Инструкцию по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных.

  2. Признать утратившими силу:

  приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 4 октября 2005 г. N 268 «Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных» (зарегистрирован в Минюсте России 28 октября 2005 г. N 7117).

  Регистрационный N 13512

  Инструкция
  по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных
  (утв. приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 323)

  I. Общие положения

  отпущенную электрическую энергию с шин и тепловую энергию с коллекторов тепловых электростанций, работающих на органическом топливе;

  отпущенную тепловую энергию с коллекторов котельных.

  3. Под нормативом удельных расходов топлива (далее — НУР) в настоящей Инструкции понимается максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива на единицу электрической энергии, отпускаемой с шин, на единицу тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть. Нормативы определяются в граммах условного топлива на 1 киловатт-час (г у.т./*), килограммах условного топлива на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал).

  4. Первичными объектами расчетов НУР на ТЭС с паровыми турбоагрегатами являются группы и подгруппы оборудования. Группой оборудования является совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением (для энергоблоков еще и с одинаковой мощностью), а также всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов. К подгруппе энергоблоков относится совокупность только пылеугольных или только газомазутных котлов и работающих совместно с ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с соответствующим давлением свежего пара и одинаковой мощностью. Подгруппой оборудования с поперечными связями является совокупность конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов и сжигающих только твердое или газомазутное топливо.

  Если на общий коллектор свежего пара работают пылеугольные и газомазутные котлы, то подгруппа оборудования с поперечными связями условно считается пылеугольной.

  По ТЭС, оборудованных парогазовыми установками (далее — ПГУ) или газотурбинными агрегатами (далее — ГТУ), а так же дизель-генераторами (далее — ДГ) расчеты НУР выполняются по каждой единице оборудования.

  Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от отопительной (производственно-отопительной) котельной (групповой норматив) рассчитывается на основе индивидуальных нормативов котлов с учетом их производительности, времени работы, средневзвешенного норматива на производство тепловой энергии всеми котлами котельной и величине расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной. Индивидуальный норматив удельного расхода топлива — норматив расхода расчетного вида топлива по котлу на производство 1 Гкал тепловой энергии при оптимальных эксплуатационных условиях.

  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.

  5. По паротурбинным и газотурбинным ТЭС установленной электрической мощностью от 10 МВт и более и котельным теплопроизводительностью от 50 Гкал/ч и выше расчеты НУР выполняются на основе действующей, на момент выполнения расчетов нормативно-технической документации (далее — НТД) по топливоиспользованию.

  Состав НТД по топливоиспользованию и требования к ее разработке приведены в разделе II настоящей Инструкции.

  По ТЭС мощностью менее 10 МВт и котельным теплопроизводительностью ниже 50 Гкал/ч, а также в случае временного отсутствия НТД по топливоиспользованию или окончания срока ее действия на ТЭС и котельных большей мощности, допускается использовать в расчетах:

  показатели базового периода;

  данные заводов-изготовителей, типовые энергетические характеристики котло- и турбоагрегатов;

  экспертные оценки, основанные на отчетных или иных данных.

  По ДГ в расчетах НУР используются паспортные, справочные данные и эксплуатационные показатели.

  6. При расчете НУР не учитываются дополнительные расходы топлива и энергии вызванные:

  упущениями в эксплуатационном и ремонтном обслуживании оборудования;

  проведением строительно-монтажных, экспериментальных и научно-исследовательских работ;

  пуском и наладкой нового оборудования;

  7. В случае превышения фактических значений показателей над показателями энергетических характеристик оборудования (по КПД котло- и турбоагрегатов, вакууму, температуре питательной воды, затратам электроэнергии и тепла на собственные нужды и т.д.) в году, предшествующему расчетному, значения НУР, исчисленные на основе НТД по топливоиспользованию, корректируются в сторону снижения на величину экономии топлива против энергетических характеристик, полученной в предшествующем году.

  8. Выбор состава работающего оборудования и распределение электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанций и котельных базируются на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации топливных затрат на отпуск энергии.

  9. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода регулирования и в целом за весь расчетный период. НУР в целом за расчетный период определяются по результатам их расчетов за каждый месяц.

  10. Распределение затрат топлива энергетическими котлами между электрической и тепловой энергией, вырабатываемой в комбинированном цикле на ТЭС, в расчетах НУР производится в соответствии с методами, принятыми при составлении государственной статистической отчетности.

  11. В документы, обосновывающие значения нормативов, рассматриваемых в Минэнерго России, по электрическим станциям и котельным электроэнергетики включаются:

  сводная таблица результатов расчетов нормативов удельных расходов топлива на отпущенные электроэнергию и тепло, подготовленная согласно приложению 1 к настоящей Инструкции;

  расчеты НУР по каждой ТЭС и котельной на каждый месяц периода регулирования и в целом за расчетный период. При выполнении расчетов удельных расходов топлива на основе НТД по топливоиспользованию в обосновывающем материале должны быть приведены заполненные макеты (входящие в состав НТД по топливоиспользованию) по каждой ТЭС и котельной по каждому из месяцев расчетного периода;

  расчеты минимальной выработки электроэнергии для теплоэлектроцентралей на каждый месяц периода регулирования и в целом за расчетный период;

  энергобалансы на каждый месяц расчетного периода и в целом на расчетный период, согласованные с Региональным диспетчерским управлением и органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов;

  план проведения ремонтов основного энергетического оборудования в расчетном периоде;

  копии титульных листов действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию по каждой ТЭС и котельной согласно приложениям 10 и 11 к настоящей Инструкции;

  карта пережогов топлива из-за отклонения фактических показателей оборудования от нормативного уровня за год, предшествующий текущему согласно приложению 12 к настоящей Инструкции;

  план выполнения организационно-технических мероприятий по устранению пережогов топлива из-за отклонения фактических показателей оборудования от нормативного уровня и план реализации потенциала энергосбережения, разработанный на основе результатов энергетических обследований;

  структура топливного баланса, показатели качества используемых видов и марок топлива за последние три года, предшествующие текущему периоду, на текущий период и прогнозируемые в расчетном периоде (теплотворная способность, зольность, влажность) на расчетный период помесячно;

  копии статистических отчетов о работе тепловой электростанции по форме N 6-ТП (годовая) за последние 3 года, предшествующих текущему;

  сведения о выполнении утвержденных в Минэнерго России нормативов для тепловой электростанции на год текущий и за два года предшествующих текущему году согласно приложению 13 к настоящей Инструкции;

  значения нормативов на год расчетный, текущий и за два года, предшествующих году текущему, включенных в тариф;

  материалы и таблицы, обосновывающие значения нормативов, представленных к утверждению в соответствии с перечнем и требованиями настоящей Инструкции (в формате редактора электронных таблиц и компакт-диск).

  В пояснительной записке отражаются:

  наименование и почтовый адрес энергоснабжающей организации, должность, телефон, фамилия, имя и отчество первого руководителя;

  краткая характеристика установленного основного оборудования согласно приложениям 4-6 к настоящей Инструкции;

  особенности тепловой и электрической схем, режимов работы оборудования, условий топливо- и водоснабжения;

  прогнозируемые объемы выработки электроэнергии с указанием источников их получения;

  прогнозируемые объемы отпуска тепла в паре и горячей воде с приложением соответствующих расчетов по их обоснованию, температурных графиков теплосети, копий заявок на теплоснабжение от потребителей;

  принятые на регулируемый период значения температур наружного воздуха, охлаждающей воды на входе в конденсаторы турбин и их динамика за последние три года в месячном и годовом разрезах;

  обоснование прогнозируемой структуры и качества сжигаемого топлива с приложением копий соответствующих договоров на топливоснабжение и сертификатов показателей качества;

  принятый состав работающего оборудования на каждый месяц расчетного периода с соответствующим обоснованием;

  принципы распределения электрических и тепловых нагрузок, между турбоагрегатами ТЭС, между источниками теплоснабжения ТЭС (регулируемые и нерегулируемые отборы, редукционно-охладительные установки (далее — РОУ), пиковые водогрейные котлы (далее — ПВК);

  сведения об НТД по топливоиспользованию: срок действия, значения коэффициентов резервов тепловой экономичности, наличие мероприятий по реализации потенциала энергосбережения;

  результаты расчетов НУР, анализ причин изменения нормативов по сравнению с их фактическим и нормативным значением за период, предшествующий расчетному;

  динамика основных технико-экономических показателей за последние три года по ТЭС и котельным согласно приложениям 7-9 к настоящей Инструкции;

  анализ выполнения утвержденных в Минэнерго России нормативов на год текущий и за два года предшествующих текущему году.

  Каждый из документов, включаемых в состав материалов, обосновывающих значения НУР, должен быть подписан руководителем ТЭС, котельной или предприятия.

  II. Состав нормативно-технической документации по топливоиспользованию паротурбинных, газотурбинных ТЭС и котельных и требования к ее разработке

  12. Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию разрабатывается для паротурбинных и газотурбинных ТЭС установленной электрической мощностью от 10 МВт и более и котельных теплопроизводительностью от 50 Гкал/ч и выше.

  13. В состав нормативно-технической документации по топливоиспользованию тепловой электростанции входят:

  энергетические характеристики котлоагрегатов каждой из групп оборудования;

  энергетические характеристики турбоагрегатов каждой из групп оборудования;

  зависимости технологических потерь тепла, связанных с отпуском тепла каждой из групп оборудования;

  зависимости абсолютных или удельных затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды каждой из групп оборудования, электростанции в целом;

  пояснительная записка по разработке энергетических характеристик оборудования и зависимостей затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды;

  графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на отпускаемые электроэнергию и тепло;

  макеты расчета номинальных показателей оборудования и нормативов удельных расходов топлива;

  план организационно-технических мероприятий по реализации резервов тепловой экономичности и рациональному использованию топливно-энергетических ресурсов, разработанный на основе обязательных энергетических обследований;

  отчетные данные о номинальных и фактических удельных расходах топлива за последние 3 года, предшествующих разработке НТД по топливоиспользованию.

  Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию котельной включает:

  энергетические характеристики каждого типа установленных паровых и водогрейных котлов;

  зависимости абсолютных или удельных затрат тепла на собственные нужды;

  зависимости затрат мощности на механизмы котельной (дутьевые вентиляторы, дымососы, питательные насосы, сетевые насосы и др.);

  пояснительную записку по разработке энергетических характеристик оборудования и зависимостей затрат тепла на собственные нужды;

  графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на отпускаемое тепло;

  макет расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива;

  Нормативно-техническая документация по топливоиспользованию организаций, эксплуатирующих отопительные (производственно-отопительные) котельные, включает:

  технические характеристики оборудования и режимы функционирования;

  энергетические характеристики котлов;

  характеристики используемого топлива;

  режимные карты, разработанные по результатам режимно-наладочных испытаний;

  расчеты и показатели расхода тепла на собственные нужды котельной на расчетный год;

  план организационно-технических мероприятий по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов и снижению нормативов удельных расходов топлива;

  отчетные данные о номинальных и фактических удельных расходах топлива за последние 3 года, предшествующие разработке НТД по топливоиспользованию.

  14. Энергетическая характеристика агрегата (далее — ЭХ) представляет собой комплекс зависимостей номинальных и исходно-номинальных значений параметров и показателей его работы в абсолютном, удельном или относительном исчислении от нагрузки или других нормообразующих показателей при фиксированных значениях внешних факторов.

  ЭХ разрабатывается для конкретной тепловой схемы технически исправного агрегата с учетом его конструктивных особенностей, условий и режимов эксплуатации, наработки ресурса.

  ЭХ отражает максимально возможную эффективность использования энергоресурсов агрегатом при условии отсутствия упущений в его эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.

  ЭХ включает систему поправок, обеспечивающих возможность оценки изменения объемов потребления энергоресурсов агрегатом при изменении внешних факторов и отклонении фактических значений параметров и показателей от параметров и показателей ЭХ.

  К внешним факторам относятся объективные факторы, оказывающие влияние на экономичность работы оборудования, значения которых не зависят от деятельности производственного персонала и подрядных ремонтных организаций.

  В качестве исходных данных при разработке ЭХ оборудования используются:

  результаты представительных балансовых испытаний;

  данные режимно-наладочных или экспресс-испытаний;

  Балансовые испытания выполняются на оборудовании, прошедшем капитальный ремонт и имеющем более высокие эксплуатационные значения показателей тепловой экономичности по сравнению с остальным однотипным оборудованием ТЭС или котельной.

  При отсутствии результатов испытаний и ТЭХ в качестве исходных данных для разработки временных ЭХ, со сроком действия не более 1 года, могут быть использованы лучшие эксплуатационные показатели или данные заводов-изготовителей оборудования.

  15. При разработке ЭХ, при соответствующем обосновании допускается учитывать точность исходного материала, использованного при разработке энергетических характеристик, старение (износ) оборудования, наличие неустранимых дефектов проектирования, изготовления и монтажа. Эксплуатационный допуск в силу своей объективности учитывается без дополнительных обоснований, так как отражает ухудшение экономичности оборудования в межремонтный период.

  Точность исходного материала отражает погрешности тепловых испытаний, типовых энергетических характеристик.

  Старение (износ) оборудования характеризует технологически невосстанавливаемый ремонтами естественный физический износ оборудования при длительной его эксплуатации, приводящий к ухудшению технического состояния, снижению экономичности и надежности работы.

  16. Приводимые в составе энергетических характеристик оборудования поправки на изменение параметров и показателей обеспечивают:

  определение номинальных значений параметров или показателей при фактических или прогнозируемых значениях внешних факторов;

  оценку резерва тепловой экономичности оборудования вследствие отклонения фактического значения параметра или показателя от его номинального значения.

  17. Графики исходно-номинальных удельных расходов топлива рассчитываются и строятся:

  для каждой группы (подгруппы) оборудования электростанции для зимнего и летнего периодов при характерных сочетаниях работающего оборудования, средних значениях отпуска тепла в реальном диапазоне изменения электрических нагрузок;

  для паровых и водогрейных котлов котельной для характерных сочетаний работающих котлов в реальном диапазоне изменения тепловых нагрузок.

  На графиках указываются:

  параметры, условия и значения внешних факторов, при которых построены графики;

  поправки к удельным расходам топлива на изменение внешних факторов и условий;

  сочетания работающих агрегатов;

  потери топлива при пусках оборудования из различных тепловых состояний;

  значения коэффициентов резерва тепловой экономичности по отпуску тепла и электроэнергии и степени их использования.

  18. Макет расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива представляет собой таблицу, отражающую порядок расчета, определяющую источники первичной информации и содержащую расчетные формулы.

  Макеты разрабатываются по группам (подгруппам) оборудования, учитывают состав оборудования и особенности его тепловых схем, режимы работы, виды сжигаемого топлива.

  исходно-номинальные значения показателей, определенные по энергетическим характеристикам (без внесения поправок) при фактических средних нагрузках. Показатели турбоагрегатов определяются для каждого из режимов их работы (конденсационный, с одним или двумя регулируемыми отборами пара, с одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды);

  фактические значения внешних факторов, показатели, характеризующие объемы производства энергии, режимы работы оборудования, пуски;

  значения поправок к показателям на отличие фактических значений внешних факторов от принятых при построении энергетических характеристик;

  номинальные значения основных и промежуточных показателей агрегатов для фактических режимов работы и значений внешних факторов;

  значения поправок к удельным расходам топлива на стабилизацию режимов, освоение вновь введенного оборудования;

  нормативы удельных расходов топлива.

  19. Срок действия НТД по топливоиспользованию не может превышать 5 лет. По окончании срока действия НТД пересматривается, срок действия НТД не продлевается. НТД пересматривается за квартал до окончания срока ее действия.

  Внеочередной пересмотр НТД производится при:

  переводе котлов на сжигание топлива другого вида или другой марки;

  переводе турбоагрегатов с конденсацией пара на работу с противодавлением или ухудшенным вакуумом;

  реконструкции турбоагрегатов с организацией регулируемого отбора или с увеличением отпуска пара из регулируемого отбора;

  вводе нового оборудования.

  III. Методика расчета нормативов удельных расходов топлива по ТЭС и котельным

  Расчет НУР на основе нормативно-технической документации по топливоиспользованию

  20. При наличии на ТЭС или котельной действующей НТД по топливоиспользованию, НУР на отпускаемую электростанцией электрическую и тепловую энергию, НУР на отпускаемую тепловую энергию котельной рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива.

  Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлоагрегатов, входящих в состав группы оборудования.

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

  21. В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по электростанции (котельной) значения показателей, характеризующих 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):

  отпуск тепла потребителям в паре на технологические нужды;

  отпуск тепла в горячей воде в теплосеть;

  структура сжигаемого топлива и его характеристики;

  температура наружного воздуха;

  температуры охлаждающей воды конденсаторов;

  состав работающего оборудования.

  Применительно к конкретной электростанции (котельной) полный состав исходных данных перечислен в макете, входящем в состав НТД по топливоиспользованию.

  Выработка электроэнергии электростанциями принимается в соответствии с прогнозными энергобалансами, согласованными с Региональным диспетчерским управлением и органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.

  22. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин (противодавления) в обязательном порядке соблюдается принцип их приоритетного использования по сравнению с пиковыми водогрейными котлами (далее — ПВК), редукционно-охладительными установками (далее — РОУ).

  Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (*), Гкал, в общем виде определяется по формуле:

  где * — отпуск тепла внешним потребителям, Гкал;

  *, *, * — расходы тепла на собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, Гкал;

  * — расход тепла от РОУ, подключенных к источнику пара более высокого давления, Гкал.

  Расход тепла на собственные нужды рассчитывается по соответствующим зависимостям, входящим в состав энергетических характеристик оборудования.

  На хозяйственные нужды отпуск тепла принимается по фактическим данным периода, предшествующего расчетному.

  Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.

  Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин (противодавления) в общем случае включает в себя:

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

  расходы тепла 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:

  где * — потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям в горячей воде;

  * — ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал.

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

  где * — расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или пиковые бойлеры, т/ч;

  *, * — энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами) и за ними, ккал/кг.

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

  Для этого применяются специальные компьютерные программы. При отсутствии таких программ следует руководствоваться следующими рекомендациями.

  В случае работы электростанции в расчетном периоде по тепловому графику, в первую очередь загружаются 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 производится 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 нагружаются 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, нагружаются отборы турбин типа ПТ до достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной выработки электроэнергии.

  При распределении тепловых нагрузок учитываются:

  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.

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

  где *, * — мощность, развиваемая турбинами типа Р (или турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт.

  Значение * включает в себя теплофикационную мощность и мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого давления (далее — ЦНД). Факторы, увеличивающие сверх минимально-необходимого уровня (неплотность регулирующей диафрагмы цилиндра низкого давления, рост температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и т.д.) подтверждаются соответствующими документами. Расчет минимальной нагрузки ТЭЦ производится в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении 14 к настоящей Инструкции.

  Дополнительная конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (*), тыс. *, определяется по формуле:

  где Э — планируемая выработка электроэнергии, тыс. *

  Для ТЭЦ при обосновании дополнительной конденсационной выработки электроэнергии могут рассматриваться следующие факторы:

  наличие неотключаемых потребителей теплоснабжения;

  обеспечение технического минимума нагрузки котлов;

  увеличение температуры охлаждающей воды на выходе из конденсаторов турбин для предотвращения обмерзания градирен в зимнее время.

  Распределение * между турбинами производится на основе предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (*) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения *.

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

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

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

  где * — исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по турбине, ккал/*;

  К — коэффициент соотношения расхода тепла и свежего пара на турбину может быть принят равным 0,6-0,7 или рассчитан по формуле:

  где *, *, * — энтальпии свежего пара, питательной воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

  * — доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

  * — электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%;

  * — потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. Для турбин мощностью 25,50 и 100 МВт могут быть приняты 0,49; 0,61 и 1,18 Гкал/ч.

  При расчете НУР параметры свежего пара и пара после промперегрева соответствуют значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.

  23. Для ТЭС, применяющих метод распределения затрат топлива в комбинированном цикле между электрической и тепловой энергией пропорционально затратам тепла на выработку электрической энергии и отпуск тепловой энергии при условии их раздельного производства, увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (*), Гкал, определяется по формулам:

  для турбин типа ПТ, Т: *, (9)

  для турбин типа Р, ПР: *, (10)

  где *, * — удельные расходы тепла брутто по турбине при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих отборах (включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке, ккал/*;

  * — удельный расход тепла на турбину с конденсатором, имеющей такие же параметры свежего пара, как и по турбинам типа Р, ПР при прогнозируемой электрической нагрузке при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в отборах включены), ккал/*;

  * — прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. *;

  * — отношение по подгруппе отпуска тепла внешним потребителям отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов.

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

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

  абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку электроэнергии (*, Гкал и *, ккал/*);

  абсолютных и удельных расходов тепла (*, Гкал и *, %) и электроэнергии (*, тыс. * и *, %) на собственные нужды;

  удельного расхода тепла нетто *, ккал/*.

  24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлагрегатов каждого типа (*) в группе выбирается исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлоагрегатов на уровне 80-90% от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются также согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлоагрегатов.

  Суммарная выработка тепла брутто котельной установкой подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:

  где * — удельная величина потерь теплового потока, % принимается равной 1,5% от номинальной производительности работающих в прогнозируемом периоде котлоагрегатов m-ого типа;

  * — выбранное при прогнозе количество работающих котлоагрегатов m-ого типа;

  * — номинальная теплопроизводительность котлоагрегата m-ого типа, Гкал/ч.

  Распределение * между типами котлоагрегатов группы оборудования производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям, (если на электростанции отсутствуют какие либо-другие соображения).

  Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам групп оборудования:

  абсолютных и удельных расходов тепла (*, Гкал и *, %) и электроэнергии (*, тыс. * и *, %) на собственные нужды.

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

  где *, * — фактический и номинальный удельные расходы топлива на отпускаемую энергию в i-ом месяце предшествующего года;

  * — коэффициент, учитывающий устранение пережогов топлива из-за отклонения показателей оборудования от нормативного уровня.

  Значение * рассчитывается как отношение пережогов топлива, которые не планируется устранить в ближайшие 2 года к сумме пережогов топлива за год, предшествующий прогнозируемому. Обоснование величины * производится на основе карты перерасходов топлива и плана мероприятий по их устранению.

  Степени использования резервов тепловой экономичности (*) при расчете нормативов удельных расходов топлива на регулируемый период принимаются равными нулю.

  Коррекция значений НУР, исчисленных на основе НТД по топливоиспользованию (*), показатели которой хуже фактических значений показателей в году, предшествующему расчетному, производится по формуле:

  где * — корректирующий коэффициент:

  *, * — соответственно фактические и номинальные значения удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию и тепло по отчетным данным за каждый месяц года, предшествующего расчетному.

  Расчет НУР на основе отчетных данных базового периода

  25. Расчет НУР на основе показателей базового периода выполняется при отсутствии на ТЭС действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию.

  В качестве базового периода может быть принят один из двух годов, предшествующих расчетному, отличающихся по объемам выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии от расчетного не более чем на 10%. Если оба предшествующих года соответствуют данному условию, то в качестве базового принимается последний год, предшествующий расчетному.

  В зависимости от применяемого на ТЭС метода распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией, расчет НУР выполняется в соответствии с приведенными ниже формулами. Подстрочный индекс «б» в обозначении показателей, входящих в формулы, означает их принадлежность к базовому периоду.

  Метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией с использованием показателей раздельного производства

  26. Электростанции, применяющие метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией с использованием показателей раздельного производства, расчет НУР на отпущенную электроэнергию, г/*, производят по формулам:

  где *, * — удельный расход топлива на электроэнергию фактический и при раздельном производстве, г/(*);

  * — поправки к удельному расходу топлива на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым;

  * — коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при раздельном производстве:

  *, *- отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых водогрейных котлов, Гкал;

  * — относительная величина потерь, %, связанных с отпуском тепла от энергетических котлов;

  *, * — расход тепла на производство электроэнергии фактический и при раздельном производстве, Гкал:

  * — увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при раздельном производстве, Гкал;

  *, *, * — увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям соответственно из производственных и теплофикационных отборов (а также из приравненных к ним нерегулируемых отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

  Значения * и * для прогнозируемого периода определяются по формулам:

  где *, *, * — отпуск тепла внешним потребителям и на собственные нужды соответственно из производственных и теплофикационных отборов (и приравненных к ним нерегулируемых отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

  * — среднее за прогнозируемый период время работы единичного турбоагрегата, ч;

  * — условный расход тепла холостого хода турбоагрегата i-го значения номинальной мощности, Гкал/ч. Определяется по энергетическим характеристикам по графику зависимости * при * и *;

  * — количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го значения номинальной мощности;

  * — средний по турбоагрегатам данных параметров относительный прирост расхода тепла на производство электроэнергии по конденсационному циклу (при включенных регуляторах давления в регулируемых отборах), Гкал/(*);

  Э — выработка электроэнергии, тыс. *.

  27. Прогнозируемые значения нормативов удельных расходов топлива на отпускаемое «с коллекторов» тепло (кг/Гкал) рассчитываются по формулам:

  где *, * — удельный расход топлива по энергетическим котлам: фактический и при раздельном производстве (не учитывает затраты электроэнергии на теплофикационную установку), кг/Гкал;

  *, *, — абсолютный (т) и удельный (кг/Гкал) расход условного топлива по пиковым водогрейным котлам;

  * — расход электроэнергии на теплофикационную установку, тыс. *;

  * — общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;

  * — отпуск тепла внешним потребителям, обеспеченный энергетическими котлоагрегатами (от РОУ, регулируемых и нерегулируемых отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал;

  * — количество тепла, полученное водой в сетевых и перекачивающих насосах, Гкал;

  *, *- поправки к удельным расходам топлива энергетическими котлоагрегатами и пиковыми водогрейными котлами на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кг/Гкал;

  * — отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

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

  1) Структуры сжигаемого топлива — *:

  где * — удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(*);

  * — то же на отпуск тепла энергетическими котлами, кг/Гкал;

  * — удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами при работе на газе, кг/Гкал;

  m — количество других, кроме принятого за основное, видов сжигаемого энергетическими котлоагрегатами топлива;

  * — доля в расходе энергетическими котлоагрегатами каждого из других видов (марок) сжигаемого топлива, %;

  * — доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными котлами, %;

  * — относительное увеличение удельного расхода топлива пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;

  * — относительное изменение удельного расхода топлива энергетическими котлоагрегатами при замене 1% основного вида (марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся укрупненные значения *:

  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»

  Регистрационный N 25956

  В соответствии с пунктом 4 части 2 статьи 4 Федерального закона от 27 июля 2010 г. N 190-ФЗ «О теплоснабжении» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 31, ст. 4159) и пунктом 4.2.14.8 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 33, ст. 4088; N 52 (ч. 2), ст. 6586; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 31, ст. 4251; N 47, ст. 6128; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 44, ст. 6269; 2012, N 11, ст. 1293; N 15, ст. 1779), приказываю:

  Порядок определения нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии);

  изменения, которые вносятся в приказы Минэнерго России от 4 сентября 2008 г. N 66 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных» (зарегистрирован Минюстом России 21 октября 2008 г., регистрационный N 12560), от 30 декабря 2008 г. N 323 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных» (зарегистрирован Минюстом России 16 марта 2009 г., регистрационный N 13512) и от 30 декабря 2008 г. N 325 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии» (зарегистрирован Минюстом России 16 марта 2009 г., регистрационный N 13513) (в редакции приказа Минэнерго России от 1 февраля 2010 г. N 36 «О внесении изменений в приказы Минэнерго России от 30.12.2008 N 325 и от 30.12.2008 N 326» (зарегистрирован Минюстом России 27 февраля 2010 г., регистрационный N 16520).

  Министр А. Новак

  Порядок определения нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии)

  I. Общие положения

  1. Настоящий Порядок устанавливает правила расчета нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии, за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (далее — котельные), и основные требования к нормированию запасов топлива (уголь, мазут, торф, дизельное топливо, печное топливо) при производстве тепловой энергии организациями, независимо от форм собственности и организационно-правовых форм.

  2. Норматив запасов топлива на котельных рассчитывается как запас основного и резервного видов топлива (далее — ОНЗТ) и определяется по сумме объемов неснижаемого нормативного запаса топлива (далее — ННЗТ) и нормативного эксплуатационного запаса топлива (далее — НЭЗТ).

  3. ННЗТ определяется для котельных в размере, обеспечивающем поддержание плюсовых температур в главном корпусе, вспомогательных зданиях и сооружениях в режиме «выживания» с минимальной расчетной тепловой нагрузкой по условиям самого холодного месяца года.

  4. ННЗТ на отопительных котельных определяется в размере, рассчитываемом в соответствии с пунктом 3 настоящего Порядка, а также с учетом необходимости обеспечения их работы в условиях непредвиденных обстоятельств при невозможности использования или исчерпании НЭЗТ.

  5. В расчете ННЗТ учитываются следующие объекты:

  объекты социально значимых категорий потребителей — в размере максимальной тепловой нагрузки за вычетом тепловой нагрузки горячего водоснабжения;

  центральные тепловые пункты, насосные станции, собственные нужды источников тепловой энергии в осенне-зимний период.

  6. ННЗТ рассчитывается один раз в три года, результаты расчетов рекомендуется оформлять по форме согласно приложению N 1 к настоящему Порядку.

  7. В течение трехлетнего периода ННЗТ подлежит корректировке в случаях изменения состава оборудования, структуры топлива, а также нагрузки социально значимых категорий потребителей тепловой энергии, не имеющих питания от других источников.

  8. Расчет ННЗТ производится для котельных по каждому виду топлива раздельно.

  9. ННЗТ восстанавливается в утвержденном размере после ликвидации последствий аварийных ситуаций.

  10. Для котельных, работающих на газе, ННЗТ устанавливается по резервному топливу.

  11. НЭЗТ необходим для надежной и стабильной работы котельных и обеспечивает плановую выработку тепловой энергии в случае введения ограничений поставок основного вида топлива.

  12. Расчет НЭЗТ производится ежегодно для каждой котельной, сжигающей или имеющей в качестве резервного твердое или жидкое топливо (уголь, мазут, торф, дизельное топливо). Расчеты производятся на 1 октября планируемого года.

  13. Расчеты ННЗТ и НЭЗТ производятся по котельным организаций электроэнергетики и отопительным (производственно-отопительным) котельным организаций, не относящихся к организациям электроэнергетики, в соответствии с разделом II настоящего Порядка. В результатах расчетов значения нормативов представляются в тоннах натурального твердого и жидкого топлива и округляются до десятых долей указанной единицы измерения.

  14. Определение нормативов осуществляется на основании следующих данных:

  1) данные о фактическом основном и резервном топливе, его характеристика и структура на 1 октября последнего отчетного года;

  2) способы и время доставки топлива;

  3) данные о вместимости складов для твердого топлива и объеме емкостей для жидкого топлива;

  4) показатели среднесуточного расхода топлива в наиболее холодное расчетное время года предшествующих периодов;

  5) технологическую схему и состав оборудования, обеспечивающие работу котельных в режиме «выживания»;

  6) перечень неотключаемых внешних потребителей тепловой энергии;

  7) расчетную тепловую нагрузку внешних потребителей (не учитывается тепловая нагрузка котельных, которая по условиям тепловых сетей может быть временно передана на другие электростанции и котельные);

  8) расчет минимально необходимой тепловой нагрузки для собственных нужд котельных;

  9) обоснование принимаемых коэффициентов для определения нормативов запасов топлива на котельных;

  10) размер ОНЗТ с разбивкой на ННЗТ и НЭЗТ, утвержденный на предшествующий планируемому год;

  11) фактическое использование топлива из ОНЗТ с выделением НЭЗТ за последний отчетный год.

  Основаниями для корректировки нормативов запасов топлива являются изменения программы выработки тепловой энергии или смена вида топлива реализация мероприятий по реконструкции и (или) модернизации источников тепловой энергии и (или) тепловых сетей, приводящих к изменению объема выработки тепловой энергии (мощности).

  16. Все результаты расчетов и обоснования принимаемых коэффициентов для определения нормативов запасов топлива на котельных рекомендуется оформлять в виде пояснительной записки на бумажном носителе (брошюруются в отдельную книгу) и в электронном виде.

  

  Изменения, которые вносятся в приказы Минэнерго России от 4 сентября 2008 г. N 66 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных», от 30 декабря 2008 г. N 323 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных» и от 30 декабря 2008 г. N 325 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии».

  1. В приказе Минэнерго России от 4 сентября 2008 г. N 66 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания топлива на тепловых электростанциях и котельных» (зарегистрирован Минюстом России 21 октября 2008 г., регистрационный N 12560) (далее — приказ):

  а) в наименовании приказа слова «и котельных» исключить;

  б) в пункте 1 приказа слова «и котельных» исключить;

  в) в Инструкции об организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных (далее — Инструкция):

  в наименовании слова «и котельных» исключить;

  по тексту слова «и котельных» исключить;

  пункт 4 исключить;

  в пункте 8 слово «(котельная)» исключить;

  в пункте 16 слова «и котельной» исключить;

  пункты 17 и 18 изложить в следующей редакции:

  «17. Расчеты ННЗТ и НЭЗТ производятся по электростанциям организаций электроэнергетики согласно главе II настоящей Инструкции. В результатах расчетов значения нормативов представляются в тоннах натурального твердого и жидкого топлива и округляются до десятых долей указанной единицы измерения.

  18. Минэнерго России ежегодно в срок до 1 июня рассматривает представленные на 1 октября планируемого года расчеты нормативов создания запасов топлива, согласованные:

  по электростанциям организаций электроэнергетики — соответствующими генерирующими компаниями;

  по организациям, эксплуатирующим электростанции отраслей промышленности (за исключением организаций электроэнергетики), — органами исполнительной власти Российской Федерации и (или) органами местного самоуправления.»;

  в пункте 19 слова «(котельных)» и «и котельных» исключить;

  в пункте 22 слова «котельной» исключить;

  в пункте 24 слова «и котельные» исключить;

  в пункте 25 слова «или котельных» исключить;

  в пункте 26 слово «котельной» исключить;

  в пунктах 29 и 30 слова «или котельной» исключить;

  в пункте 30 слова «или котельным установкам» исключить;

  в пункте 31 слова «и (или) котельных» исключить;

  главу III исключить;

  в нумерационных заголовках приложений N 1 и 2 к Инструкции слова «и котельных» исключить;

  в приложениях N 1 и 2 к Инструкции слово «(котельной)» исключить;

  приложение N 3 к Инструкции исключить.

  2. В приказе Минэнерго России от 30 сентября 2008 г. N 323 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных» (зарегистрирован Минюстом России 16 марта 2009 г., регистрационный N 13512) (далее — приказ):

  а) наименование изложить в следующей редакции:

  «Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии»;

  цифры «4.2.2» заменить цифрами «4.2.14.8»;

  в) пункт 1 изложить в следующей редакции:

  «1. Утвердить прилагаемый порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии.»;

  г) в Инструкции по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных, утвержденной указанным приказом (далее — Инструкция):

  «Порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии»;

  слово «Инструкция» в соответствующем падеже заменить словом «порядок» в соответствующем падеже;

  в пункте 3 после слов «на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал)» дополнить словами «с дифференциацией по месяцам»;

  д) в приложениях N 1-14 к Инструкции:

  в нумерационных заголовках слова «к Инструкции по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых и электрических станций и котельных» заменить словами «к порядку определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии»;

  3. В приказе Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. N 325 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии» (зарегистрирован Минюстом России 16 марта 2009 г., регистрационный N 13513) (в редакции приказа Минэнерго России от 1 февраля 2010 г. N 36 «О внесении изменений в приказы Минэнерго России от 30.12.2008 N 325 и от 30.12.2008 N 326» (зарегистрирован Минюстом России 27 февраля 2010 г., регистрационный N 16520) (далее — приказ):

  «Об утверждении порядка определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя»;

  цифры «4.2.4» заменить цифрами «4.2.14.8»;

  слова «(Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337)» заменить словами «(Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; 2011, N 44, ст. 6269)»;

  «1. Утвердить прилагаемый порядок определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя.»;

  г) в Инструкции по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, утвержденной указанным приказом (далее — Инструкция):

  наименование изложить в следующей редакции:

  «Порядок определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя»;

  абзацы первый и второй пункта 1 изложить в следующей редакции:

  «1. Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергий, теплоносителя (далее — нормативы технологических потерь) определяются для каждой организации, эксплуатирующей тепловые сети для передачи тепловой энергии, теплоносителя потребителям (далее — теплосетевая организация). Определение нормативов технологических потерь осуществляется выполнением расчетов нормативов для тепловой сети каждой системы теплоснабжения независимо от присоединенной к ней расчетной часовой тепловой нагрузки.

  Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя по тепловым сетям организаций, для которых передача тепловой энергии не является основным видом деятельности (далее — предприятия), оказывающим услуги по передаче тепловой энергии сторонним потребителям, подключенным к тепловым сетям предприятия, утверждаются в части, относящейся к сторонним потребителям. При этом технологические потери при передаче тепловой энергии для собственного потребления предприятия из указанных нормативов исключаются.»;

  по тексту слово «Инструкция» в соответствующем падеже заменить словом «порядок» в соответствующем падеже;

  в пунктах 1 и 4-9 слова «при передаче тепловой энергии» исключить;

  в пункте 11.6 слова «с Инструкцией по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных» заменить словами «с порядком определения нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой и электрической энергии»;

  Арестован бывший замглавы Гильдии адвокатов, спланировавший убийство давнего клиента Московский адвокат, находящийся под следствием за крупное мошенничество, арестован за планирование заказного убийства потерпевшего по своему уголовному делу. Бывший заместитель президента […] Законодательная база Российской Федерации Бесплатная консультация Федеральное законодательство Главная ПРИКАЗ Минздравсоцразвития РФ от 19.12.2008 N 740н "О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЯ В ПРОФЕССИОНАЛЬНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ ГРУППУ ДОЛЖНОСТЕЙ НАУЧНЫХ РАБОТНИКОВ И РУКОВОДИТЕЛЕЙ […]