Załącznik

 SPOSÓB OBLICZANIA DANYCH STOSOWANYCH DO OBLICZANIA ILOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ Z WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI ORAZ WIELKOŚCI OSZCZĘDNOŚCI ENERGII PIERWOTNEJ 1. Zakres 1.1. Określa się sposób obliczania danych stosowanych do obliczania ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej koge- neracji w okresie sprawozdawczym oraz oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w kogeneracji w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych. 1.2. Ustala się następujące typy urządzeń oraz technologii stosowanych w jednostkach kogeneracji: 1) turbina gazowa w układzie kombinowanym z odzyskiem ciepła; 2) turbina parowa przeciwprężna; 3) turbina parowa upustowo­-kondensacyjna; 4) turbina gazowa z odzyskiem ciepła; 5) silnik spalinowy; 6) mikroturbiny; 7) silniki Stirlinga; 8) ogniwa paliwowe; 9) silniki parowe; 10) organiczny obieg Rankine’a; 11) pozostałe rodzaje technologii pracujących w kogeneracji. 1.3. Wartość sprawności granicznej wytwarzania energii elektrycznej i ciepła łącznie, dla poszczególnych typów urządzeń, w jednostce kogeneracji, o których mowa w: 1) pkt 1.2 ppkt 1–8, została określona odpowiednio w art. 3 pkt 36 ustawy, 2) pkt 1.2 ppkt 9–11, wynosi 75%. 1.4. W przypadku jednostki kogeneracji wytwarzającej energię w zespołach urządzeń o różnej sprawności granicznej, przyjmuje się wartość najwyższej sprawności granicznej obowiązującej dla typów urządzeń stosowanych w jednost- kach kogeneracji, występujących w tej jednostce. 1.5. W przypadku gdy średnioroczna sprawność ogólna obliczona w sposób określony w § 3 ust. 1 rozporządzenia osiąga lub przekracza wartość sprawności granicznej, o której mowa w pkt 1.3, dla danej jednostki kogeneracji przyjmuje się, że nie jest wytwarzana energia elektryczna poza procesem kogeneracji, a ilość energii elektrycznej z kogeneracji w okresie sprawozdawczym, o którym mowa w pkt 1.10, jest równa całkowitej ilości energii elektrycznej brutto wy- tworzonej w jednostce kogeneracji w tym okresie. 1.6. W przypadku gdy średnioroczna sprawność ogólna obliczona w sposób określony w § 3 ust. 1 rozporządzenia nie osiąga wartości sprawności granicznej, o której mowa w pkt 1.3, dla danej jednostki kogeneracji ilość energii elek- trycznej z kogeneracji w okresie sprawozdawczym, oznaczoną symbolem „A” i wyrażoną w [MWh], oblicza się według wzoru: A = C ∙ Q 3,6 gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – współczynnik określający stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, w [GJ/GJ], Q – ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ]. 1.7. W jednostce kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub metanem uwalnianym i ujmowanym podczas dołowych robót górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego, lub gazem uzyski-  wanym z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych wspólnie z innymi paliwami, ilość energii elektrycznej z kogeneracji w okresie sprawozdaw- czym, uzyskaną ze spalania poszczególnych paliw, oznaczoną symbolem „A” i wyrażoną w [MWh], oblicza się odpowiednio do udziału energii chemicznej zawartej w poszczególnych paliwach w całkowitej ilości energii chemicz- nej zawartej w paliwach zużytych do wytwarzania energii elektrycznej z kogeneracji i ciepła użytkowego w kogene- racji, w okresie sprawozdawczym, według wzoru: A = A ∙ Q Q gdzie poszczególne symbole oznaczają: A – ilość energii elektrycznej z kogeneracji, o której mowa w § 6 ust. 3 rozporządzenia, w [MWh], Q – ilość energii chemicznej zawartej w paliwach, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ], Q – ilość energii chemicznej zawartej w i tym paliwie zużytym w jednostce kogeneracji, w [GJ]. 1.8. Wartość współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogenera- cji, oznaczoną symbolem „C” i wyrażoną w [GJ/GJ], o którym mowa w pkt 1.6, dla okresów sprawozdawczych wy- znacza się na podstawie rzeczywistych parametrów technologicznych jednostki kogeneracji, według wzorów: 1) dla jednostek kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.2: C = η − β ∙ η η − η 2) dla jednostek kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.4: C = η η − η – gdzie poszczególne symbole oznaczają: η – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której mowa w pkt 1.9, w [%], β – współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1, w [GJ/GJ], η – sprawność graniczną, o której mowa w pkt 1.3, w [%]. 1.9. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji w jednostce kogeneracji, oznaczoną symbo- lem „η” i wyrażoną w procentach, dla okresów sprawozdawczych, oblicza się według wzorów: 1) dla jednostek kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.2: η = 3,6 ∙ A + β ∙ Q ∙ 100% Q − Q 2) dla jednostek kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.4: η = 3,6 ∙ A ∙ 100% Q − Q – gdzie poszczególne symbole oznaczają: A – całkowitą ilość energii elektrycznej brutto, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, w [MWh]. Na potrze- by ustalenia rzeczywistej ilości energii elektrycznej, w celu wydawania gwarancji pochodzenia, o której mo- wa w art. 9y ustawy, „A” oznacza całkowitą ilość wytworzonej energii elektrycznej w jednostce kogeneracji i wprowadzonej do sieci w [MWh], określonej na podstawie wskazań urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe- go, nieuwzględniającą energii mechanicznej, β – współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1, w [GJ/GJ], Q – ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ], Q – ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ], Q – ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytworzenia ciepła użytkowego w jednostce ko- generacji poza procesem kogeneracji, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, w [GJ].  1.10. Okres sprawozdawczy dotyczy okresu pracy, rozruchów i postojów jednostki kogeneracji i może obejmować: 1) dany rok kalendarzowy, w szczególności w celu wypełnienia obowiązku, o którym mowa w art. 9a ust. 1 ustawy; 2) miesiąc lub kilka kolejno następujących po sobie miesięcy danego roku kalendarzowego; w takim przypadku dane ilościowe podaje się łącznie za cały okres sprawozdawczy w podziale na poszczególne miesiące tego okresu. 2. Wymagania dotyczące przeprowadzania pomiarów energii 2.1. Obliczając ilość energii elektrycznej z kogeneracji, o której mowa w § 5 ust. 1 rozporządzenia, oraz oszczędności energii pierwotnej, o której mowa w § 6 ust. 1 rozporządzenia, należy zapewnić dokładność pomiarów wartości wiel- kości fizycznych będących danymi wejściowymi do algorytmów obliczeniowych. Na granicy bilansowej jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w jej skład mierzy się i monitoruje wszystkie stru- mienie paliw i energii wprowadzanych do jednostki kogeneracji oraz energii elektrycznej i ciepła użytkowego wypro- wadzanych poza tę jednostkę w danym okresie sprawozdawczym. 2.2. Dla jednostki kogeneracji lub grupy jednostek kogeneracji, o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW, zwanych dalej „jednostką kogeneracji na małą skalę”: 1) która nie jest wyposażona w urządzenia do odprowadzenia ciepła odpadowego i charakteryzuje się stałym stosun- kiem ilości energii elektrycznej do ciepła użytkowego we wszystkich warunkach eksploatacyjnych, dopuszcza się tylko pomiar ilości energii elektrycznej wyprowadzanej poza jednostkę kogeneracji; pomiar ciepła użytkowe- go i zużycia paliw nie jest konieczny; 2) wyposażonej w urządzenia do odprowadzania ciepła odpadowego lub dla której stosunek ilości energii elektrycz- nej do ciepła nie jest stały w warunkach eksploatacyjnych, wykonuje się pomiar ilości energii elektrycznej, ciepła użytkowego i zużycia paliw. 2.3. Dla jednostki mikrokogeneracji wielkości, o których mowa w pkt 2.1, mogą być określane na podstawie wartości określonych w dokumentacji technicznej urządzeń wchodzących w skład tej jednostki, o ile oszczędność energii pier- wotnej, o której mowa w § 6 rozporządzenia, jest większa od zera. Obliczenia mogą być wykonywane na podstawie wyników testów urządzeń, potwierdzonych certyfikatem wydanym przez kompetentną i niezależną jednostkę certyfi- kującą. Dokumentacja ta jest przedkładana Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki zgodnie z art. 9l ust. 10 ustawy. 2.4. Pomiary, o których mowa w pkt 2.1, powinny być wykonywane z wykorzystaniem układów lub przyrządów pomiaro- wych spełniających wymagania określone w przepisach o miarach, a w przypadku gdy przepisy te nie określiły wyma- gań – stosuje się wymagania określone w normach dotyczących tych układów lub przyrządów. Jeżeli wyniki pomia- rów dokonywanych za pomocą przyrządu pomiarowego są uznawane za podstawę transakcji handlowych lub opłat podatkowych, to wyniki te uznaje się za spełniające wymagania. 2.5. Pomiarów wielkości fizycznych, o których mowa w pkt 2.1, dokonuje się w następujący sposób: 1) pomiary energii, przepływu, ciśnienia, temperatury oraz momentu obrotowego wykonuje się za pomocą oznaczo- nych urządzeń pomiarowo­-rozliczeniowych, przy czym za oznaczone uważa się właściwe dla danego rodzaju pomiaru urządzenia oznakowane w sposób umożliwiający ich jednoznaczną identyfikację; 2) ilość paliwa wprowadzonego do jednostki kogeneracji mierzy się, dokonując pomiaru masy lub pomiaru objęto- ści dla paliw płynnych i gazowych; 3) ilość ciepła zawartego w parze wprowadzonej do jednostki kogeneracji i wyprowadzonej z niej, a także ilość ciepła zawartego w wodzie uzupełniającej mierzy się na granicy bilansowej jednostki kogeneracji lub wyodręb- nionego zespołu urządzeń wchodzących w jej skład; entalpia właściwa dla zmierzonego ciśnienia i temperatury pary powinna być wyznaczana z wykorzystaniem tablic parowych lub wykresów pary, które posiadają poziom odniesienia 0°C i 1013 hPa; 4) ilość ciepła użytkowego zużywanego w jednostce kogeneracji na jej potrzeby mierzy się za pomocą zainstalowa- nych przyrządów pomiarowych; jeżeli przyrządy pomiarowe nie zostały zainstalowane lub są nieodpowiednie, dopuszcza się określanie ilości przepływu ciepła na podstawie metody pośredniej; 5) ilość energii elektrycznej brutto z generatorów o mocy znamionowej 1 MVA i wyższej mierzy się za pomocą przyrządów pomiarowych klasy nie gorszej niż 0,5 lub C, a ilość energii elektrycznej brutto z generatorów o mo- cy znamionowej poniżej 1 MVA – za pomocą przyrządów pomiarowych klasy nie gorszej niż 1 lub B; 6) współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1, mierzy się dla różnych stanów pracy jednostki kogenera- cji, oddzielnie dla każdego strumienia energii wyprowadzonej z jednostki kogeneracji lub wprowadzonej do tej jednostki za pomocą jednogodzinnych testów wykonywanych w warunkach maksymalnie zbliżonych do warun- ków projektowych;  7) ilość paliwa wprowadzonego do urządzeń spalania pomocniczego i uzupełniającego oraz produkcję ciepła użyt- kowego i energii elektrycznej w wyniku tego spalania mierzy się oddzielnie za pomocą odpowiednich testów; 8) sprawność urządzeń spalania pomocniczego i uzupełniającego mierzy się za pomocą jednogodzinnych testów, przy pełnym oraz częściowym obciążeniu palnika, przeprowadzonych w warunkach maksymalnie zbliżonych do warunków projektowych. 2.6. Procedury stosowane do próbkowania paliwa i ustalania jego wartości opałowej są określone przez właściwe normy. Poszczególne wartości opałowe stosuje się tylko do danej dostawy paliwa albo partii paliwa, zużytej lub dostarczonej jednorazowo lub w sposób ciągły, dla której próbki paliwa są reprezentatywne. 2.7. W jednostce kogeneracji, o której mowa w art. 9l ust. 1a ustawy, pomiarów ilości energii elektrycznej i ciepła użytko- wego oraz ilości paliw zużywanych do ich wytworzenia dokonuje się metodą bezpośrednią. 3. Określanie granicy bilansowej i schemat jednostki kogeneracji 3.1. Dla jednostki kogeneracji należy określić granicę bilansową wokół procesu kogeneracji, obejmującą wszystkie urzą- dzenia służące do wytwarzania energii elektrycznej lub mechanicznej i ciepła w kogeneracji oraz urządzenia towarzy- szące służące do odzyskiwania ciepła, a także przedstawić schemat jednostki kogeneracji. Schemat ten powinien za- wierać główne elementy znajdujące się wewnątrz granicy bilansowej jednostki kogeneracji, ich wzajemne połączenia, a także miejsca wprowadzenia paliw i innych strumieni energii oraz miejsca wyprowadzenia energii elektrycznej i ciepła użytkowego (pary, gorącej wody i spalin). 3.2. Przyrządy pomiarowe służące do pomiaru strumieni energii powinny być umieszczone na granicy bilansowej jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w jej skład i zaznaczone na schemacie tej jednostki. 3.3. W granicy bilansowej jednostki kogeneracji należy umieszczać tylko te urządzenia do wytwarzania ciepła użytkowe- go lub energii elektrycznej, które biorą udział w procesie kogeneracji. W przypadku gdy jednostka kogeneracji jest wyposażona w urządzenia, które umożliwiają oddzielne wytwarzanie energii elektrycznej lub ciepła użytkowego, wy- twarzanie takie powinno być odliczone od całkowitej produkcji w jednostce kogeneracji, a energia chemiczna zużyta na jej wytworzenie powinna być odliczona od całkowitej ilości energii chemicznej zawartej w paliwach, o których mowa w pkt 6.1. 3.4. Pomocnicze turbiny parowe służące do napędu pomp lub sprężarek, dostarczających ciepło do odbiorcy lub energię wykorzystywaną do napędu urządzeń, włącza się w granicę bilansową jednostki kogeneracji, a energię elektryczną lub mechaniczną wytwarzaną przez te turbiny zalicza się do energii wyprowadzonej z tej jednostki. 3.5. W układach połączonych szeregowo urządzeń przetwarzających energię chemiczną paliwa w energię elektryczną, mechaniczną i ciepło, urządzenia, w których ciepło to jest wykorzystane do dalszej produkcji energii, nie mogą być traktowane rozdzielnie, nawet jeżeli wytwarzanie energii odbywa się w innym miejscu. 3.6. Główne urządzenia i przyrządy pomiarowe przedstawione na schemacie jednostki kogeneracji powinny być opisane za pomocą prostych oznaczeń składających się z przedrostka oznaczającego typ i numer urządzenia oraz zamieszczo- nego w nawiasie przyrostka oznaczającego podtyp urządzenia, np.: TP1 (K), TP2 (U/K), ST1 (G), ST2 (DP), M1 (FcS), M2 (TR). Skróty tych oznaczeń zawiera poniższa tabela. Tabela. Skróty oznaczeń Przedrostek Typ urządzenia Przyrostek Podtyp BYP urządzenie obejściowe (by-pass) TG turbina gazowa ST silnik tłokowy (G) silnik gazowy (W) silnik wysokoprężny (DP) silnik dwupaliwowy (COO) ciężki olej opałowy TP turbina parowa (P) przeciwprężna (U) upustowa  (D) dopustowa (K) kondensacyjna KO kocioł odzysknicowy (P) para (W) gorąca woda (SpU) spalanie uzupełniające (SpP) spalanie pomocnicze K Kocioł (P) podstawowy (RG) w rezerwie gorącej (RZ) w rezerwie zimnej M stacja pomiarowa (F) przepływy/(Fc) przepływ skorygowany (E) energia elektryczna (Q) ciepło (T) temperatura (P) ciśnienie (An) analizator (I) wskaźnik (R) rejestrator (M) ciężar (S) licznik Do oznaczenia odbiorcy ciepła stosuje się oznaczenie „OC”. Strumienie doprowadzane do jednostki kogeneracji oraz wyjścia energii elektrycznej i ciepła użytkowego powinny być jednoznacznie opisane i zawierać informację o przepływają- cym medium, a w przypadku pary i wody gorącej – także o roboczym ciśnieniu i temperaturze. 4. Określanie ilości energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji 4.1. Ilość energii mechanicznej, o której mowa w § 3 ust. 3 rozporządzenia, wytworzonej w jednostce kogeneracji w okre- sie sprawozdawczym określa się, dokonując pomiaru za pomocą miernika momentu obrotowego. Dopuszcza się okreś- lanie ilości energii mechanicznej na podstawie bilansu energii napędzanego urządzenia lub, jeżeli jest to niemożliwe, na podstawie bilansu silnika. 4.2. W przypadku trudności z wykonaniem pomiaru energii wykorzystywanej do napędu urządzeń, o których mowa w pkt 3.4, dopuszcza się wykorzystanie wyników przeprowadzonych badań testowych tych urządzeń lub danych pro- jektowych producenta, z uwzględnieniem aktualnego stanu technicznego urządzenia. 4.3. Moc mechaniczna stosowana do napędu urządzeń pomocniczych jednostki kogeneracji, takich jak: 1) pompy wody zasilającej kocioł napędzane turbiną parową, 2) pompy wody chłodzącej, 3) pompy kondensatu, 4) wentylatory i sprężarki powietrza technologicznego – dla których alternatywny napęd stanowi silnik elektryczny, może być zaliczona do wyjściowej energii mechanicznej tej jednostki kogeneracji. 4.4. Ilość energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji wyznacza się, gdy śred- nioroczna sprawność ogólna obliczona stosownie do § 3 ust. 1 rozporządzenia jest niższa niż sprawność graniczna danej jednostki kogeneracji określona w sposób, o którym mowa w pkt 1.3 i pkt 1.4.  4.5. Ilość energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „A” i wyrażoną w [MWh], wytworzonej w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, w okresie sprawozdawczym, oblicza się według wzoru: A = A − A gdzie poszczególne symbole oznaczają: A – całkowitą ilość energii elektrycznej brutto, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, w [MWh], A – ilość energii elektrycznej z kogeneracji, o której mowa w § 5 ust. 1 rozporządzenia, w [MWh]. 5. Określanie ilości ciepła użytkowego w kogeneracji wytworzonego w jednostce kogeneracji 5.1. Ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczoną symbolem „Q”, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, i wy- rażoną w [GJ], wytworzoną w jednostce kogeneracji w okresie sprawozdawczym, określa się na podstawie pomiarów dokonanych za pomocą oznaczonych urządzeń pomiarowo­-rozliczeniowych i oblicza według wzoru: Q = Q − Q gdzie poszczególne symbole oznaczają: Q – ilość ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji, w [GJ], Q – ilość ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, w [GJ]. 5.2. Ilość ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji, oznaczoną symbolem „Q”, o którym mowa w pkt 5.1, i wyrażoną w [GJ], oblicza się jako całkowitą ilość ciepła użytkowego wytworzonego w tej jednostce w okresie sprawozdawczym, przeznaczonego do ogrzewania budynków i przygotowania ciepłej wody użytkowej, do wytwarzania chłodu, do przemysłowych procesów technologicznych lub dla obiektów wykorzystywanych do produk- cji rolnej, roślinnej lub zwierzęcej, dostarczanego w postaci: 1) pary o różnych poziomach ciśnienia i temperatury; w takim przypadku ilość ciepła użytkowego dla każdego po- ziomu określa się na podstawie entalpii właściwej pary, zgodnie z pkt 5.3; 2) gorącej wody lub oleju grzewczego; 3) gazów spalinowych. 5.3. Do ilości ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji w postaci pary, o której mowa w pkt 5.2 ppkt 1, można zaliczyć całkowitą ilość energii pary opuszczającej granice bilansowe, niepomniejszoną o ilość energii zawar- tej w kondensacie powrotnym pary dostarczanej odbiorcom. 5.4. Zużycie ciepła na potrzeby własne jednostki kogeneracji nie może być zaliczone do energii wyprowadzanej z jednos- tki, z wyjątkiem ciepła zużytego do ogrzewania budynków i przygotowania ciepłej wody użytkowej, które w przeciw- nym razie byłoby dostarczone z innych źródeł. 5.5. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji jest wytwarzane ciepło użytkowe poza procesem kogeneracji, oznaczone symbolem „Q”, o którym mowa w pkt 5.1, i wyrażone w [GJ], wyznacza się ilość tego ciepła w okresie sprawozdaw- czym, obliczoną jako suma wszystkich strumieni ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji poza pro- cesem kogeneracji, w szczególności z uwzględnieniem: 1) upustu pary świeżej przed turbiną; 2) kotłów parowych bez zainstalowanych za nimi turbin parowych; 3) kotłów odzysknicowych z pomocniczym lub uzupełniającym spalaniem bez zainstalowanych za nimi turbin pa- rowych. 6. Określanie ilości energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji 6.1. Ilość energii chemicznej, oznaczoną symbolem „Q”, o której mowa w § 3 ust. 1 rozporządzenia, wyrażoną w [GJ], zużytą w jednostce kogeneracji w okresie sprawozdawczym, określa się jako sumę ilości energii chemicznych zawar- tych we wszystkich wprowadzonych do tej jednostki paliwach, według wzoru: Q = ∑ B ∙ Q ∙ 10 gdzie poszczególne symbole oznaczają: n – ilość rodzajów paliw wprowadzanych do jednostki kogeneracji, B – ilość zużytego j-tego paliwa, w [t] lub w [m], Q – wartość opałową zużytego j-tego paliwa, w [kJ/kg] lub w [kJ/m].  6.2. W przypadku stosowania jednostek miary objętości należy zastosować przeliczenie w celu uwzględnienia różnic ciś- nienia i temperatury, w jakich działa urządzenie pomiarowe, a standardowymi warunkami, dla których określono war- tość opałową dla odpowiednich rodzajów paliw. 6.3. Miejsca pomiaru ilości paliw oraz wielkości niezbędnych do określenia ilości energii chemicznej zawartej w tych pa- liwach powinny być zaznaczone na schemacie jednostki kogeneracji, o którym mowa w pkt 3.1. 6.4. Ilość poszczególnych rodzajów paliw zużywanych w jednostce kogeneracji w okresie sprawozdawczym, oznaczoną symbolem „B”, określa się, za pomocą oznaczonych urządzeń pomiarowo­-rozliczeniowych, jako całkowitą ilość spa- lonego paliwa, bez uwzględniania pośredniego etapu jego składowania, lub dla jednostek innych niż wymienione w art. 9l ust. 1a ustawy, z uwzględnieniem pośredniego etapu składowania paliwa przed jego spaleniem w instalacji, według wzoru: B = B + (B − B) − B gdzie poszczególne symbole oznaczają: B – ilość paliwa dostarczonego do źródła energii z jednostką kogeneracji w danym okresie, B – zapas paliwa na początku danego okresu określany na podstawie obmiaru geodezyjnego, B – zapas paliwa na końcu danego okresu określany na podstawie obmiaru geodezyjnego, B – ilość paliwa zużytego do innych celów w danym okresie. 6.5. W przypadku gdy ilość energii chemicznej zawartej w paliwach wyznaczona metodą bezpośrednią jest rozdzielana na poszczególne urządzenia wchodzące w skład danej jednostki wytwórczej proporcjonalnie do jej zużycia, określonego metodą pośrednią, stosuje się metodę obliczania zużycia paliwa określoną we właściwej normie. 6.6. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji innej niż wymieniona w art. 9l ust. 1a ustawy jest spalanych kilka rodzajów paliw, a ilość energii chemicznej zawartej w jednym z tych paliw nie może być wyznaczona metodą bezpośrednią z wystarczającą dokładnością, brakującą ilość energii chemicznej można wyznaczyć na podstawie bilansu energii, odejmując od całkowitej ilości energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w danej jednostce sumę ilości ener- gii chemicznych zawartych w pozostałych paliwach, których ilość wyznaczono metodą bezpośrednią. Ilość całkowitej energii chemicznej zawartej we wszystkich zużytych paliwach w tej jednostce kogeneracji wyznacza się metodą po- średnią, mierząc ilość otrzymywanej energii elektrycznej oraz ciepła użytkowego w postaci pary lub gorącej wody. 6.7. W przypadku jednostek innych niż wymienione w art. 9l ust. 1a ustawy dopuszcza się stosowanie metod pośrednich do wyznaczania energii chemicznej zawartej w spalanych paliwach, gdy metody te dają co najmniej taką samą dokład- ność jak metody bezpośrednie lub koszty stosowania metody bezpośredniej są zbyt wysokie ze względu na niedokład- ne pomiary strumienia masy paliwa, jego zmienną wartość opałową lub gęstość oraz w przypadku niejednorodnych paliw zawierających frakcje posiadające ziarna dużych rozmiarów lub z powodu trudności z poborem reprezentatyw- nych próbek. 6.8. Jeżeli część energii chemicznej zawartej w paliwie zużywanym w jednostce kogeneracji jest odzyskiwana w postaci związków chemicznych i wprowadzana ponownie do tej jednostki, tę część energii odlicza się od całkowitej ilości energii chemicznej, o której mowa w pkt 6.1, przed obliczeniem średniorocznej sprawności ogólnej. 6.9. Równoważnik paliwowy, oznaczony symbolem „Q” i wyrażony w [GJ], określa się według wzoru: ∙ 10 ∑ β ∙ Q Q = η gdzie poszczególne symbole oznaczają: n – ilość strumieni energii wprowadzanych do jednostki kogeneracji, β – średni współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1, wyznaczany oddzielnie dla każdego i-tego strumienia energii wprowadzonej do jednostki kogeneracji z innych procesów, w [GJ/GJ], Q – ilość energii wprowadzonej do jednostki kogeneracji z innych procesów dla i-tego strumienia energii, w [ GJ], η – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której mowa w pkt 1.9, w [%].  6.10. Równoważnik paliwowy należy wyznaczyć dla energii wprowadzonej do jednostki kogeneracji z innych procesów, zużytej do wytwarzania energii elektrycznej lub mechanicznej i ciepła użytkowego w tej jednostce. Energia ta może być wprowadzona w postaci: 1) pary lub gorącej wody z dowolnej instalacji, przy czym strumienie energii pary lub wody, które są częściowo lub w całości sprzedawane ponownie bez wykorzystania w kogeneracji, umieszcza się poza granicą bilansową jed- nostki kogeneracji; 2) gorącego gazu z gazów procesu wysokotemperaturowego, wytwarzanych w wyniku reakcji chemicznych zacho- dzących podczas spalania paliwa w piecach reakcyjnych lub wytwarzanych podczas egzotermicznych reakcji chemicznych. 6.11. W szczególnym przypadku, gdy para wprowadzana do jednostki kogeneracji ma takie same parametry jak para świeża wytwarzana przez tę jednostkę, równoważnik paliwowy, oznaczony symbolem „Q”, określa się z wykorzystaniem sprawności kotła tej jednostki, według wzoru: Q = β ∙ Q ∙ 10 = Q ∙ 10 η η gdzie poszczególne symbole oznaczają: β – średni współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1, w [GJ/GJ], Q – ilość energii wprowadzonej w parze do jednostki kogeneracji, w [GJ], η – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której mowa w pkt 1.9, w [%], η – sprawność kotła jednostki kogeneracji, w [%]. 6.12. W przypadku gdy w następstwie spalania pomocniczego z doprowadzeniem dodatkowego powietrza lub spalania uzu- pełniającego bez doprowadzenia dodatkowego powietrza: 1) odbywa się dalszy proces kogeneracji, wówczas ilość energii dodatkowego paliwa należy doliczyć do ilości energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji, o których mowa w pkt 6.1; 2) w dalszym ciągu technologicznym, po procesie spalania nie zachodzi dalszy proces kogeneracji, spalanie to jest uznawane za wytwarzanie ciepła użytkowego poza procesem kogeneracji, o którym mowa w pkt 5.5, a uzyskaną w wyniku spalania pomocniczego lub uzupełniającego ilość ciepła użytkowego, oznaczoną symbolem „Q”, o którym mowa w pkt 5.1, oblicza się według wzoru: Q = Q · η · 10 gdzie poszczególne symbole oznaczają: Q – ilość energii chemicznej zużytej do wytwarzania tak uzyskanego ciepła użytkowego, w [GJ], η – sprawność wytwarzania ciepła poza procesem kogeneracji, w [%]. 6.13. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji może być wytwarzane ciepło użytkowe poza procesem kogeneracji, okreś- la się ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytworzenia ciepła, wyznaczoną jako sumę wszyst- kich strumieni energii chemicznej zawartych w paliwach zużytych do wytwarzania tego ciepła w okresie sprawozdaw- czym. 6.14. Ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w okresie sprawozdawczym w jednostce kogeneracji do wy- tworzenia energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, oznaczoną symbolem „Q” i wyrażoną w [GJ], oblicza się według wzoru: Q = 3,6 ∙ A ∙ 10 η gdzie poszczególne symbole oznaczają: A – ilość energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, o której mowa w pkt 4.4, w [MWh], η – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której mowa w pkt 1.9, w [%]. 7. Współczynniki zmiany mocy w jednostce kogeneracji 7.1. Współczynniki zmiany mocy w jednostce kogeneracji określają zmianę ilości energii elektrycznej lub mechanicznej wytworzonej w tej jednostce w okresie sprawozdawczym, z zachowaniem stałej ilości energii chemicznej zawartej  w paliwach wprowadzanych do jednostki kogeneracji, o której mowa w pkt 6.1. Zmiana mocy może następować w przypadku: 1) zmniejszenia ilości energii elektrycznej spowodowanego poborem części pary do wytwarzania ciepła użytkowego; 2) zwiększenia ilości energii elektrycznej spowodowanego wprowadzeniem do jednostki kogeneracji energii w po- staci, o której mowa w pkt 6.10, z procesów zewnętrznych w stosunku do jednostki kogeneracji. 7.2. Jednostkami kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej są jednostki kogeneracji, w których wzrost ilości wytwarzane- go ciepła użytkowego następuje kosztem obniżenia produkcji energii elektrycznej przy zachowaniu stałej ilości ener- gii chemicznej zawartej w paliwach wprowadzanych do jednostki kogeneracji, o której mowa w pkt 6.1. Przykładowo w jednostkach kogeneracji z turbiną parową kondensacyjną, upustowo­-kondensacyjną lub upustowo-przeciwprężną, w których część pary przepływa do skraplacza. 7.3. W przypadku gdy w danej jednostce kogeneracji występuje więcej niż jedno ciśnienie pary upustowej lub pary zasila- jącej procesy technologiczne, średnie współczynniki zmiany mocy, oznaczone symbolem „β”, powinny być wyzna- czone jako średnia ważona dla wszystkich poziomów ciśnienia, proporcjonalnie do ciepła użytkowego pobieranego z upustów, według wzoru: ∑ (β ∙ Q) β = ∑ Q gdzie poszczególne symbole oznaczają: m – ilość strumieni energii wyprowadzonych z jednostki kogeneracji, β – współczynnik zmiany mocy dla strumienia energii wyprowadzonej w i-tym upuście jednostki kogeneracji, w [GJ/GJ], Q – ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, wytworzonego dla strumienia energii wyprowadzonej w i-tym upuś- cie jednostki kogeneracji, w [GJ]. 7.4. Jednostkami kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, dla których współczynnik zmiany mocy jest równy zero, są jednostki, w których, przy zachowaniu stałej ilości energii chemicznej zawartej w doprowadzanych paliwach, o której mowa w pkt 6.1, ilość wytwarzanej energii elektrycznej pozostaje na stałym poziomie mimo: 1) doprowadzenia dodatkowej energii, o której mowa w pkt 6.10; 2) wzrostu produkcji ciepła użytkowego, w szczególności w turbinach parowych przeciwprężnych, ogniwach pali- wowych, turbinach gazowych z kotłem odzysknicowym i silnikach spalinowych. 7.5. Współczynniki zmiany mocy wyznacza się na podstawie aktualnej charakterystyki techniczno-ruchowej, wyznaczo- nej na podstawie pomiarów dokonywanych w danej jednostce kogeneracji.