I. Общие положения

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/(кВтч), производят по формулам:

Где в э , – удельный расход топлива на электроэнергию фактический и при раздельном производстве, г/(кВтч);

– 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:

, (14)
Q от , – отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых водогрейных котлов, Гкал;

Относительная величина потерь, %, связанных с отпуском тепла от энергетических котлов;

Q э , – расход тепла на производство электроэнергии фактичес­кий и при раздельном производстве, Гкал:

Q э (отр ) – 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 Q по , Q то , Q конд – 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;

раб – среднее за прогнозируемый период время работы единичного турбоагре­гата, ч;

Q хх i – условный расход тепла холостого хода турбоагрегата i -го значения номинальной мощности, Гкал/ч. Определяется по энергетическим характеристикам по графику зависимости q т = f(N т , Q по , Q то ) при Q по = 0 и Q то = 0;

z i – 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/(МВтч);

Э – выработка электроэнергии, тыс. кВтч.

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

(24)
, (25)

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

В ПВК , в ПВК ,– абсолютный (т) и удельный (кг/Гкал) расход условного топлива по пиковым водогрейным ко­тлам;

Э тепл – расход электроэнергии на теплофикационную установку, тыс. кВтч;

В тэ – 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 (,  в ПВК ) при изменении:

1) Структуры сжигаемого топлива – в с :

Где – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при раздельном производстве на основном виде топлива, г/(кВтч);

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

в ПВК г – удельный расход топлива пиковыми водогрейными кот­лами при работе на газе, кг/Гкал;

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

i – доля в расходе энергетическими котлоагрегатами каждого из других видов (марок) сжигаемого топлива, %;

ПВК г – доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными котлами, %;

К ПВК м – относительное увеличение удельного расхода топлива пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на мазут, %;

К с – относительное изменение удельного расхода топлива энергети­ческими котлоагрегатами при замене 1% основного вида (марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся укрупненные значения К с :
ОсновноеЗначение К с для замещающего топливатопливоГазМазутАнтрацитКаменный и бурый угольТорфГаз–+(0,02-0,025)+(0,07-0,08)+(0,05-0,06)+(0,125-0,14)Мазут-(0,02-0,025)–+(0,05-0,055)+(0,03-0,035)+(0,105-0,115)Антрацит-(0,07-0,08)-(0,05-0,055)–-(0,02-0,025)+(0,055-0,06)Каменный

и бурый уголь-(0,05-0,06)-(0,03-0,035)+(0,02-0,025)–+(0,075-0,08)Торф-(0,125-0,14)-(0,105-0,115)-(0,055-0,06)-(0,075-0,08)–

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

Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энер­гетическими котлами.

2) Качества твердого топлива – в кач

Где К А j , К Wj – относительное изменение , (%) при изменении на 1% абсолютный зольности А р и влажности W p j -ой марки твердого топлива;

, – зольность и влажность j -ой марки твердого топлива, %;

j – доля по теплу j -ой марки твердого топлива в расходе топлива энергетическими котлоагрегатами, %;

l – количество марок сжигаемого твердого топлива;

, – удельные расходы топлива при раздельном производстве при сжигании j -ой марки твердого топлива;

3) Доли выработки электроэнергии при работе дубль-блоков с одним корпусом котла - :

Где – доля выработки электроэнергии дубль-блоками при работе с одним корпусом котла, %;

– удельный расход топлива при работе дубль-блоков с двумя и одним корпусом котла, г у.т./(кВт.ч);

– доля дубль-блоков в общей выработке электроэнергии подгруппой оборудования, %.

4) Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки – в пуск :

для энергоблоков

для оборудования с поперечными связями

В пуск i , В т пуск i , В к пуск j – нормативные значения технологических потерь в пересчете на условное топливо при пусках энергоблоков, турбоагрегатов и котлоагрегатов, т;

n i – количество пусков энергоблоков, турбоагрегатов по диспетчерскому графику нагрузки;

m j – количество пусков котлов по диспетчерскому графику нагрузки;

– коэффициент отнесения рас­хода топлива энергетическими котлоагрегатами на производство электроэнергии

, (39)
5) Экономичности оборудования, находящегося в стадии освоения – в осв :

, (40)
, (41)

Где p – количество турбоагрегатов, находившихся в стадии освоения в базовом периоде и которые будут находиться в стадии освоения в прогнозируемом периоде;

s – то же, котлоагрегатов;

– относительное увеличение удельного расхода топлива прогнозируемом и базовом периодах вследствие пониже­нной экономичности i -го турбоагрегата, находящегося в стадии освоения, %;

– то же, j -го котла, %;

i ,  j – доля выработки электроэнергии и тепла каждым осваи­ваемым турбоагрегатом и котлоагрегатом,%.

6) Отработанного оборудованием ресурса времени – в рес :

Где l ср l , равного 0,0025 для турбоагрегатов, работающих с противодавлением и ухудшенным вакуумом, и 0,0085 – для остальных, % / 1000 ч.;

с ср – средний коэффициент износа, рассчитанный исходя из значения с , равного 0,0055 – для пылеугольных котлоагрегатов; 0,0035 – для котлоагрегатов, работающих на высокосернистом мазуте; 0,0015 – для котлоагрегатов, работающих на сернистом, малосернистом мазуте или газе, % / 1000 ч.;

, – средняя продолжительность работы турбоагрегатов и котлоагрегатов за время от конца базового до конца прогнози­руемого периода, ч;

i ,  j – доля выработки электроэнергии турбоагрегатами и теп­ла энергетическими котлами, отработавшими с начала эксплуатации более 35 тыс.ч, в общей выработке энер­гии группой оборудования, %;

– коэффициент полезного действия брутто котлоагрегатов, %.

7) Графиков нагрузки оборудования (потерь тепла при стабили­зации тепловых процессов) – в стбл :

Где К ст – коэффициент изменения удельного расхода топлива при стабилизации режимов, %.

8) Прочих эксплуатационных факторов – в проч .

В составе прочих учитывается влияние на удельные расходы топлива других объективных, не упомянутых в пунктах 28.1 - 28.7 факторов, таких, например, как:

сжигание топлива непроектных видов и марок;

перевод котлов на сжигание другого вида топлива;

выполнение мероприятий по охране труда и окружающей среды, обес­печение требований ирригации и рыбоводства.
^ Физический метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией
29. Электростанции, применяющие физический метод распределения затрат топлива энергетическими котлоагрегатами между электрической и тепловой энергией, расчет НУР производят по формулам:

на электроэнергию b э :

где - удельный расход тепла на производство электроэнергии, ккал/кВтч;

на теплоэнергию - по формуле (21) настоящей Инструкции с заменой значения на:
, (47)

Значения поправок к удельным расходам топлива определяются по формулам 26 - 45, в которых из обозначений удельных расходов топлива и расхода тепла на производство электроэнергии исключается надстрочный индекс « р ».

30. Порядок расчета расхода электроэнергии на собственные нужды одинаков для обоих методов распределения затрат топлива. Прогнозируемые значения расходов электроэнергии на собственные нужды (тыс. кВтч) рассчитыва­ются по формулам:

1) Суммарного:

2) На выработку электроэнергии:

Где, – расходы электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов и энергетических котлоагрегатов, тыс. кВтч;

, – изменение расхода электроэнергии на пуски по диспетчерскому графику турбоагрегатов и кот­лоагрегатов, тыс. кВтч

Где, – нормативные значения технологических потерь электроэнергии при пусках турбоагрегатов и котлоагрегатов, тыс. кВтч; принимаются в соответствии со значениями, указанными в энергетических характеристиках оборудования;

– поправки к удельному расходу электроэнергии на собст­венные нужды энергетических котлоагрегатов на изменение значе­ний внешних факторов в прогнозируемом периоде по срав­нению с базовым, кВтч/Гкал.

3) На отпуск тепла:

Где Э пар – расход электроэнергии на насосы, используемые при подготовке обессоленной воды для восполнения невозврата конденсата от потребителей пара, тыс. кВтч;

Э пар = Э пар б * G нев / G нев б , (53а)

G нев , G нев б – невозврат конденсата от потребителей пара в расчетном и базовом периодах, т;

Э тепл – расход электроэнергии на теплофикационную установку (пиковые водогрейные котлы, сетевые, конденсатные и подпиточные насосы, насосы, используемые для подготов­ки подпиточной воды), тыс. кВтч;

– расход электроэнергии на механизмы собственных нужд пиковых водогрейных котлов, тыс. кВтч;

– поправки к удельному расходу электроэнергии на собс­твенные нужды пиковых водогрейных котлов на изменение значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по сравнению с базовым, кВтч/Гкал.

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

4.1) Структуры сжигаемого топлива

Где, – удельный расход электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов при работе на основном и каждом из других видов сжигаемого топлива, кВтч/Гкал;

, – удельный расход электроэнергии на собственные нужды пиковых водогрейных котлоагрегатов при работе на мазуте и газе, кВтч/Гкал.

4.2) Качества твердого топлива:

Где – изменение удельного расхода электроэнергии на собственные нужды энергетических котлоагрегатов (кВтч/Гкал) при из­менении теплоты сгорания j -ой марки твердого топли­ва на 100 ккал/кг. Ниже приводятся укрупненные значения:

в = (в + Сумма Дельта в)/К (42)

в = в х К, (43)

эб эб оmр(к) б
р

где в, в - удельный расход топлива на электроэнергию фактический и

э э при раздельном производстве, г/(кВт х ч);
р

Дельта в - поправки к удельному расходу топлива на изменение

эi значений внешних факторов в прогнозируемом периоде по

сравнению с базовым, г/(кВт х ч);
э

К - коэффициент увеличения расхода топлива на электроэнергию

оmр(к) при условном отсутствии отпуска тепла внешним

э э э э оm оm б

К = К х К = К ──────────────── х

оmр(к)п оmр(к)б корр оmр(к)б р ПВК

э оm оm б
р ПВК

х ──────────────────────────────── (44)

(Q - Дельта Q + Q - Q)

э э(оmр) оm оm п
В формуле (36) :
ПВК

Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям всего и от пиковых

оm оm водогрейных котлов, Гкал;
р

Q , Q - расход тепла на производство электроэнергии фактический

э э и при раздельном производстве, Гкал:
р

Q = Q + Дельта Q (45)

э э э(оmр)
Дельта Q - увеличение расхода тепла на производство электроэнергии

э(оmр) при условном отсутствии отпуска тепла внешним

потребителям из отборов и от конденсаторов

Дельта Q = Дельта Q x Q /Q (47)

Дельта Q = Дельта Q x Q /Q (48)

Дельта q (Э - Э) (50)

кн п б
где Q , Q , Q - отпуск тепла внешним потребителям и на собственные

по то конд нужды соответственно из производственных и

теплофикационных отборов (и приравненных к ним

нерегулируемых отборов) и от конденсаторов

турбоагрегатов, Гкал;

тау - среднее за период время работы единичного

раб турбоагрегата, ч;
Q - условный расход тепла холостого хода турбоагрегата

xxi i-го значения номинальной (25, 50, 100, 135 и т.д.)

мощности, Гкал/ч.
Определяется по энергетическим характеристикам по графику зависимости q_т = f(N_т, Q_по, Q_mо) при Q_по = 0 и Q_mо = 0;
z - количество находящихся в работе турбоагрегатов i-го

i значения номинальной мощности;
р

Дельта q - средний по турбоагрегатам данных параметров

кн относительный прирост расхода тепла на производство

электроэнергии по конденсационному циклу (при

включенных регуляторах давления в регулируемых

отборах), Гкал/(МВт х ч);

Э - выработка электроэнергии, тыс. кВт х ч.
31. Норматив удельного расхода топлива на отпущенное тепло (кг/Гкал) рассчитывается по формулам:
кэ кэ ПВК

в = (в x Q + в x Q + Э x в)/Q (51)

mэп mэп оmп ПВК п оm п тепл п эп оm п
кэ р.кэ mэ

в = в /К х К (52)

(В - В - Э х в х 10) х К х 10

р.кэ mэ ПВК mепл э б оmр(к)б

в = ─────────────────────────────────────────────── +

оmб
р.кэ

в = В x 10 /Q + Сумма Дельта в (54)

Э = Э х Q /Q , (55)

mепл п mепл б оm п оm б
кэ р.кэ

где в, в - удельный расход топлива по

mэ mэ энергетическим котлам: фактический и при

раздельном производстве (не учитывает

затрат электроэнергии на

теплофикационную установку), кг/Гкал;

В, в - абсолютный (m) и удельный (кг/Гкал)

ПВК ПВК расход условного топлива по пиковым

водогрейным котлам;

К - коэффициент увеличения расхода топлива

оmр(к) энергетическими котлами на отпуск тепла

при условном отсутствии отпуска тепла

внешним потребителям из отборов и от

конденсаторов турбоагрегатов;

Э - расход электроэнергии на

mепл теплофикационную установку, тыс.кВт х ч;
В - общий расход условного топлива на отпуск

mэ тепла, т;
кэ ПВК гв

Q = Q - Q - Q - отпуск тепла внешним потребителям,

оm оm оm нас обеспеченный энергетическими котлами (от

РОУ, регулируемых и нерегулируемых

отборов и от конденсаторов

турбоагрегатов), Гкал;

Q - количество тепла, полученное водой в

нас сетевых и перекачивающих насосах, Гкал;

Дельта в, Дельта в - поправки к удельным расходам топлива

mэi ПВКi энергетическими и пиковыми водогрейными

котлами на изменение значений внешних

факторов в прогнозируемом периоде по

сравнению с базовым, кг/Гкал;

Q - отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

Дельта в = [в Сумма [К (бета - бета)] х 10 (56)

Дельта в = в х К (бета - бета) х 10 , (58)

ПВКс ПВК гб ПВК м ПВК гб ПВК гп
р

где в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при

эоб раздельном производстве на основном виде топлива,

г/(кВт х ч);

в - то же на отпуск тепла энергетическими котлами, кг/Гкал;

mэоб
В - удельный расход топлива пиковыми водогрейными котлами в

ПВК гб базовом периоде при работе на газе, кг/Гкал;
m - количество других, кроме принятого за основное, видов

сжигаемого энергетическими котлами топлива;

бета - доля в расходе энергетическими котлами каждого из других

i видов (марок) сжигаемого топлива, %;
бета - доля газа в расходе топлива пиковыми водогрейными

ПВК г котлами, %;

К - относительное увеличение удельного расхода топлива

ПВК м пиковыми водогрейными котлами при переходе их с газа на

К - относительное изменение удельного расхода топлива

с энергетическими котлами при замене 1% основного вида

(марки) топлива на один из других, %; ниже приводятся

укрупненные значения К_с.
─────────────────────────────┬───────────────────────────────────────────

Основное топливо │ Значение К_с

├───────────────────────────────────────────

│ Замещающее топливо

├─────────────────────┬─────────────────────

│ Газ │ Мазут

─────────────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────

Газ │ - │ + (0,02 - 0,025)

Мазут │ - (0,02 - 0,025) │ -

Антрацит │ - (0,07 - 0,08) │ - (0,05 - 0,055)

Каменный и бурый уголь │ - (0,05 - 0,06) │ - (0,025 - 0,03)

│ - (0,125 - 0,14) │ - (0,1 - 0,11)

Торф │ │

─────────────────────────────┴─────────────────────┴─────────────────────
Удельный расход топлива на электроэнергию на основном виде топлива определяется по формуле:
р 2

в = ───────────────────────────────── (59)

бета Сумма [(1 + К) х бета ]

об i=1 ci iб
Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энергетическими котлами в(р.кэ)_mэоб.

Дельта в = Сумма [в К (Q - Q) x бета ] x 10 (60)

Дельта в = Дельта в х (альфа - альфа) х дельта х 10 (64)

э корп э д-бл корп п корп б д-бл п
где Дельта в - изменение удельного расхода топлива на 1% изменения

э д-бл продолжительности работы дубль-блока с одним

корпусом котла, г/(кВт х ч);
для укрупненных расчетов значение Дельта в_э д-бл может быть принято

равным 0,05 [г/(кВт х ч)]/%;

дельта - доля дубль-блоков в общем количестве энергоблоков

д-бл подгруппы оборудования, %;

альфа - относительная продолжительность работы дубль-блоков

корп с одним корпусом котла, %.
4. Количества пусков оборудования по диспетчерскому графику нагрузки - Дельта в_пуск:

Сумма В (n - n)

р i=1 пуск i iп iб 3

Дельта в = ─────────────────────── х К" х 10 (65)

Сумма В (n - n)

р.кэ i=1 пуск i iп iб 3

Дельта в = ─────────────────────── х (1 - К") х 10 (66)

mэ пуск кэ эп

оmп
для оборудования с поперечными связями
i=n j=m 3

{Сумма В (n - n) + [Сумма В (m - m)] x К" } x 10

р i=1 т пуск i iп iб j=1 к пуск j jп jб эп

Дельта в = ─────────────────────────────────────────────────────────────────── (67)

[Сумма В (m - m)] x (1 - К") x 10

р.кэ j=1 к пуск j jп jб эп

Дельта в = ──────────────────────────────────────────── (68)

mэ пуск кэ

оmп
В формулах (67) - (68) :
B , B , B - нормативные значения технологических потерь

пускi т пускi к пускj в пересчете на условное топливо при пусках

энергоблоков, турбоагрегатов и котлов, т;

n - количество пусков энергоблоков,

i турбоагрегатов по диспетчерскому графику

нагрузки;

m - количество пусков котлов по диспетчерскому

j графику нагрузки;

К" - приблизительное значение коэффициента

э отнесения расхода топлива энергетическими

котлами на производство электроэнергии
р р ПВК

К" = Q /(Q + Q - Q) (69)

Дельта в = в (l x Дельта тау x гамма х 10 +

э рес эб ср п раб iп
к 5 бр

С х Дельта тау х гамма /10 эта) (72)

Э (в - в) - Дельта Э (в - в)

р в эв эб в эд эб

Дельта в = ───────────────────────────────── (74)

Дельта в = в х (К - К) х 10 (76)

Дельта Э = Сумма Э х (n - n) (84)

Дельта Э = Сумма Э х (m - m), (85)

к пуск j=1 к пуск j пj бj
сн сн

где Дельта Э, Дельта Э - нормативные значения

m пускi к пускj технологических потерь

электроэнергии при пусках

турбоагрегатов и котлов,

тыс. кВт.ч;

принимаются в соответствии со значениями, указанными в

энергетических характеристиках оборудования.
_сн

Дельта э - поправки к удельному расходу

кi электроэнергии на собственные

нужды энергетических котлов на

изменение значений внешних

факторов в прогнозируемом периоде

по сравнению с базовым,

Э = Э - Э - Э - Э, (87)

пар m к mепл
где Э - расход электроэнергии на насосы, используемые при

пар подготовке обессоленной воды для восполнения

невозврата конденсата от потребителей пара, тыс.кВт.ч;

Э - расход электроэнергии на теплофикационную установку

mепл (пиковые водогрейные котлы; сетевые, конденсатные и

подпиточные насосы; насосы, используемые для

подготовки подпиточной воды), тыс. кВт.ч;

Э - расход электроэнергии на механизмы собственных нужд

ПВК пиковых водогрейных котлов, тыс. кВт.ч;

Дельта Э - поправки к удельному расходу электроэнергии на

ПВКi собственные нужды пиковых водогрейных котлов на

изменение значений внешних факторов в прогнозируемом

периоде по сравнению с базовым, кВт.ч/Гкал.
35. По приводимым ниже формулам рассчитываются поправки к удельным

расходам электроэнергии на собственные нужды энергетических (Дельта э)

и пиковых водогрейных (Дельта э) котлов при изменении:

1. Структуры сжигаемого топлива Дельта э

Сн i=m _сн _сн -2

Дельта э = Сумма[(э - э) х (бета - бета)] х 10 (88)

к с i=1 кi кo iп iб
_сн _сн _сн -2

Дельта э = [(э - э) х (бета - бета)] х 10,

ПВК с ПВК м ПВК г ПВК гб ПВК гп
(89)
_сн _сн

где э, э - удельный расход электроэнергии на собственные нужды

к0 кi энергетических котлов при работе на основном и

каждом из других видов сжигаемого топлива,

кВт.ч/Гкал;

э, э - удельный расход электроэнергии на собственные нужды

ПВК м ПВК г пиковых водогрейных котлов при работе на мазуте и

газе, кВт.ч/Гкал.
2. Качества твердого топлива
_сн j=l _сн р р -4

Дельта э = Сумма Дельта э х (Q - Q) x бета x 10 ,

к кач j=1 к кач j нjб нjп jп

где Дельта э - изменение удельного расхода электроэнергии на

к кач j собственные нужды энергетических котлов

(кВт.ч/Гкал) при изменении теплоты сгорания j-ой

марки твердого топлива на 100 ккал/кг.
_сн

Ниже приводятся укрупненные значения Дельта э

к кач j
─────────────┬─────────────┬──────────────┬──────────────┬───────────────

Уголь │ АШ │ Тощий │ Бурый │ Каменный

─────────────┼─────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────

Сн │ │ │ │

Дельта э │ 0,90 │ 0,25 │ 0,70 │ 1,0

ккачj│ │ │ │

─────────────┴─────────────┴──────────────┴──────────────┴───────────────

Новости

Завершена работа над новой версией 325.12.11 программного комплекса "РаТеН-325" (31.07.2013).

- добавлен новый отчет, содержащий детализацию расчета технологических потерь теплоносителя и тепловой энергии в водяных тепловых сетях,
- реализован режим импорта (копирования) данных справочников "Нормативные температуры" и "Температурные графики" из одного предприятия в другое,

Завершена работа над новой версией 323-66.09.1 программного комплекса "РаТеН-323-66" (31.07.2013). Программный комплекс дополнен следующими функциями:

- добавлен новый отчет, содержащий детализацию расчета нормативных удельных расходов топлива на отпущенную тепловую энергию,
- расширена система контроля над некорректным заданием исходных данных для расчета,
- расширен состав опций настройки.

Опубликован и вступил в силу Приказ Минэнерго России от 10.08.2012 г. № 377. 19.12.2012 г. опубликован в "Российской газете" и 30.12.2012 г. вступил в силу Приказ Минэнерго России от 10.08.2012 г. № 377 (зарегистрирован в Минюсте России 28.11.2012 г. за № 25956) "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 энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения".
С выходом приказа исполнен п. 21 Распоряжения Правительства РФ от 30.12.2010 г. № 2485-р. Приказом внесены изменения в приказы Минэнерго России от 04.09.2008 г. № 66 и от 30.12.2008 г. № 323 и № 325. Изменения учтены в программных комплексах РаТеН-323-66, РаТеН-325 и РаТеН323-ДЭС. Завершена работа над новой версией программного комплекса "РаТеН-325" (16.08.2012). Программный комплекс дополнен следующими функциями: - в паспорта паровых сетей добавлена возможность изменения сортировки,
- при расчете паровых сетей в случае появления отрицательных значений при вычислении SQRT в итерациях добавлено сообщение о некорректности расчета. Разработана программа «Отключения субабонентов» ,
предназначенная для расширения возможностей по работе с отключениями субабонентов в программном комплексе "АРМ-Теплопредприятие" ("АРМ-Теплосбыт"). о возможностях программы и ее стоимости. Все программные комплексы "РаТеН" получили новые сертификаты соответствия. Программные комплексы "РаТеН-325", "РаТеН-323-66" и "РаТеН-323-ДЭС" получили Сертификаты соответствия в системе добровольной сертификации в жилищно-коммунальном и строительном комплексах Российской Федерации "ЖИЛКОММУНСТРОЙСЕРТИФИКАЦИЯ". Сертификаты действуют на всей территории Российской Федерации с 01.04.2012 г. по 31.03.2015 г. Информационно-методическое письмо ЗАО «Роскоммунэнерго» от 12.03.2012. ЗАО «Роскоммунэнерго» подготовлено информационно-методическое письмо от 12 марта 2012 года "О расчетах и обосновании проектов нормативов удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от отопительных (производственно-отопительных) котельных".
С текстом письма можно ознакомиться на сайте ЗАО "Роскоммунэнерго" (http://www.roskomen.ru) в разделе "Полезная информация". Завершена работа над очередными версиями программ РаТеН-323-66.8.4 и РаТеН-325.12.5 (10.04.2012) . В ПК "РаТеН-323-66" в расчете затрат тепловой энергии на собственные нужды котельной по составляющей "Потери тепловой энергии с продувочной водой" добавлена возможность удаления ошибочно проведенного расчета для котла, в котором продувка не предусмотрена. Эта возможность реализована добавлением стандартной функции ввода "пустого" значения при выборе вида продувки. В ПК "РаТеН-325" в разделе "Сводный расчет потерь" добавлена новая форма (ф.2), содержащая детальную информацию по потерям тепловой энергии и теплоносителя в водяных сетях в разрезах кварталов, месяцев, назначения сетей и видов потерь. Форма не является обязательной, поскольку не предусмотрена "Инструкцией", но она расширяет возможности анализа результатов расчета. В ПК "PaTeH-323-66" и ПК "PaTeH-325" добавлена опция импорта данных. Импорт данных может производиться из текстовых файлов заданной структуры. Для программного комплекса "АРМ-Теплопредприятие" ("АРМ-Теплосбыт") разработан блок создания корректировочных счетов фактур. Данное дополнение реализует положения письма ФНС РФ от 28.09.2011 г. № ЕД-4-3/15927@. Версия с указанным блоком бесплатно по заявкам передается пользователям программного комплекса, имеющим действующую поддержку. Завершена работа над новой версией программного комплекса "РаТеН-325". ООО "Научно-технический центр "КомпАС" совместно с ЗАО "Роскоммунэнерго" завершили работы по подготовке новой версии программного комплекса "РаТеН-325", учитывающей положения, содержащиеся в Приказе Минэнерго РФ от 01.02.2010 № 36 "О внесении изменений в Приказы Минэнерго России от 30.12.2008 № 325 и от 30.12.2008 № 326" и Информационном письме Минэнерго РФ и Комиссии по утверждению нормативов от 28.12.2009 г., касающегося повышения качества подготовки расчетов и обоснования нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. Новая версия бесплатно передается по заявкам пользователям программного комплекса, имеющим действующую поддержку. Разработан дополнительный модуль "Загрузка котлов" для программного комплекса "РаТеН-323-66". Научно-технический центр "КомпАС" завершил разработку дополнительного модуля "Загрузка котлов" для программного комплекса "РаТеН-323-66". Работа выполнена в связи многочисленными обращениями пользователей программного комплекса – теплоснабжающих предприятий и экспертных организаций. В соответствии с "Инструкцией …", утвержденной приказом Минэнерго России от 30.12.2008 № 323 расчет группового НУР по котельной должен производиться на основе индивидуальных НУР котлоагрегатов, их производительности и времени работы по месяцам планируемого года. А распределение тепловых нагрузок между агрегатами должно базироваться на принципе минимизации затрат топлива. При определении этих параметров возникает известная проблема, своего рода "замкнутый круг": общий объем производства тепловой энергии котельной рассчитывается как сумма величин выработки (отпуска в сеть) и затрат на собственные нужды, а затраты на собственные нужды, в свою очередь, зависят от объема производства и распределения нагрузок между котлами. Данная задача "Инструкцией …" никак не регламентируется, т.е. выходит за ее рамки, что, однако, не отменяет обязательного ее решения при расчетах НУР. Для таких задач обычно применяется итерационный метод. Но из-за необходимости проведения детального постатейного расчета объема собственных нужд на каждом шаге итерационной процедуры она становится очень трудоемкой при ручном расчете. Модуль "Загрузка котлов" полностью автоматизирует всю итерационную процедуру определения объема производства тепловой энергии котельной через отпуск и собственные нужды, а также расчет распределения нагрузок между котлами. Детальные результаты расчетов представляются в форме таблицы, удобной для их анализа. Эти результаты далее экспортируются в основную часть программного комплекса "РаТеН-323-66", где используются для расчета НУР. Программный комплекс "РаТеН-325" дополнен новой важной опцией. В действующей версии программного комплекса "РаТеН-325" обеспечено проведение расчета и формирование таблицы 6.2 согласно Приложению 6 к "Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии", утвержденной приказом Минэнерго России от 30.12.2008 г. № 325. Таблица содержит в разрезе участков водяной тепловой сети данные по трубопроводам и часовые тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов. В настоящее время завершена разработка новой версии программного комплекса, которая дополнена новой важной опцией. Обеспечено формирование четырех новых таблиц, существенно дополняющих и детализирующих таблицу 6.2. Новые таблицы так же в разрезе участков водяной тепловой сети содержат помесячные и за год в целом (суммарно и среднечасовые) следующие данные:

- нормативные потери тепловой энергии через теплоизоляционные конструкции трубопроводов;
- нормативные потери тепловой энергии с утечкой;
- нормативные потери теплоносителя;
- суммарные нормативные потери тепловой энергии через теплоизоляционные конструкции трубопроводов и с утечкой.

Новая версия бесплатно передается по заявкам пользователям программного комплекса "РаТеН-325", имеющим действующую поддержку. Завершена работа над новой версией программного комплекса "РаТеН-323-66". В связи с выпуском Информационного письма Минэнерго и Комиссии по утверждению нормативов от 21.09.2009 г., касающегося проведения расчетов НУР на тепловую энергию, отпущенную отопительными (производственно-отопительными) котельными, ООО "Научно-технический центр "КомпАС" совместно с ЗАО "Роскоммунэнерго" завершили работы по подготовке новой версии программного комплекса "РаТеН-323-66", учитывающей положения, содержащиеся в Письме. В новой версии реализованы следующие основные дополнения: 1. Обеспечена возможность расчета составляющей СН "Потери тепловой энергии с продувочной водой" для паровых котлов, имеющих непрерывную и периодическую продувку.
2. Принципиально изменена схема расчета составляющей СН "Затраты тепловой энергии на отопление помещений котельной". В соответствии с Письмом обеспечена возможность раздельного расчета по рабочей (нижней) и верхней зонам производственного помещения. Реализован расчет затрат тепловой энергии на приточную вентиляцию и ее учет в составе СН.
3. Обеспечена возможность расчета НУР раздельно по видам топлива, используемым теплоснабжающим предприятием, введена новая выходная форма для такого расчета. Новая версия бесплатно передается по заявкам пользователям программного комплекса, имеющим действующую поддержку. Информационные письма Минэнерго РФ и комиссии по утверждению нормативов от 21.09.2009. Минэнерго РФ (Департамент государственной энергетической политики и энергоэффективности) и Комиссия по утверждению нормативов удельного расхода топлива, нормативов создания запасов топлива для котельных и энергопредприятий жилищно-коммунального комплекса, нормативов технологических потерь электрической и тепловой энергии 21 сентября 2009 г. выпустили информационные письма (разъяснения) "О повышении качества подготовки расчетов и обоснований нормативов …". Письма выпущены по следующим нормативам:

- "Удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от отопительных (производственно-отопительных) котельных";
- "Создания запасов топлива для котельных жилищно-коммунального комплекса и энергопредприятий";
- "Удельного расхода топлива на отпущенную электрическую энергию дизельными электростанциями";
- "Технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям".

С текстами перечисленных информационных писем можно ознакомиться, например, на сайте ЗАО "Роскоммунэнерго" (http://www.roskomen.ru) в разделе "Полезная информация".

Все программные комплексы "РаТеН" получили новые сертификаты соответствия!

Программные комплексы "РаТеН-325" и "РаТеН-323-66", представляющие собой существенно расширенные новые версии известных ПК "РаТеН-265" и "РаТеН-268", получили Сертификаты соответствия в системе добровольной сертификации в жилищно-коммунальной сфере Российской Федерации "Росжилкоммунсертификация". Сертификаты действуют на всей территории Российской Федерации и имеют срок действия с 01.04.2009 г. по 31.03.2012 г.

Расширение ранее действовавших ПК и их переименование связаны с выходом новых приказов Минэнерго РФ от 30.12.2008 г. №№ 323 и 325 и, соответственно, утратой силы ранее действовавших приказов Минпромэнерго от 04.10.2005 №№ 265 и 268, устанавливавших порядок расчета нормативов ТЭР.

Завершена разработка программного комплекса, реализующего расчет нормативов создания запасов топлива.

Научно-технический центр "КомпАС" и ЗАО "Роскоммунэнерго" завершили разработку компьютерной программы "Расчет нормативов создания запасов топлива на котельных". Программа реализует расчетные соотношения в соответствии с разделом III "Инструкции об организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 04.09.2008г. № 66.

Структурно программа реализована в составе широко используемой теплоснабжающими предприятиями, экспертными организациями и региональными органами государственного регулирования тарифов программы РаТеН-268, обеспечивающей расчет нормативов удельного расхода топлива для котельных.

Приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008г. № 323 утверждена "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", а также признан утратившим силу приказ Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 г. №268. В связи с этим разработанная объединенная программа получила новое наименование РаТеН-323-66 "Расчет нормативов удельных расходов топлива на тепловую энергию, отпущенную от котельных, и нормативов создания запасов топлива на котельных". В части расчета НУР в программе реализованы все нововведения, предусмотренные Инструкцией.

Новая программа полностью совместима с РаТеН-268, при переходе на нее обеспечивается автоматический перенос существующих у пользователей баз данных.

Широкая демонстрация программных комплексов по расчету нормативов ТЭР состоится 6 - 8 апреля 2009г. в Москве

ЗАО "Роскоммунэнерго" и Российская ассоциация "Коммунальная энергетика" им. Э. Хижа при участии Академии труда и социальных отношений проводят 6 - 8 апреля 2009 г. в г. Москве 42-й семинар-консультацию по теме "Нормирование ТЭР: расчеты и обоснования нормативов по новым методикам".

На семинаре-консультации будут освещены методические вопросы расчета и обоснования нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, создания запасов топлива в отопительных (производственно - отопительных) котельных, технологических расходов (потерь) электрической и тепловой энергии при передаче по электрическим и тепловым сетям, вытекающие из утвержденных Минэнерго России в декабре 2008 г. Инструкций по организации работы по расчету и обоснованию нормативов.

2017-01-15

10-11 января 1950 года «историческим» решением Комиссии Энергетического института АН СССР и секции теплофикации МОНИТОЭ было принято решение об «отрицательном отношении к попыткам непосредственного “термодинамического" обоснования того или иного способа экономии топлива между видами полученной энергии...». Именно это политическое решение сработало спустя 50-65 лет, нанеся сокрушительный удар по топливосберегающей энергетической политике всей российской энергетики

В данном решении Комиссии было указано, что «.. .технико-экономические показатели степени энергетического совершенства ТЭЦ должны соответствовать требованиям государственного планирования, в полной мере отражать народно-хозяйственную выгодность комбинированного производства тепловой и электрической энергии и тем самым стимулировать его развитие. Они должны быть доступными пониманию широких кругов работников электростанций и заводских работников и позволять применение простой системы отчётности во всех её звеньях.».

Именно это политическое решение, как мина замедленного действия, сработало спустя 50-65 лет и нанесло сокрушительный удар по топливосберегающей энергетической политике российской энергетики. Как раковая опухоль расцвела «котельнизация» России, стало «неэффективным» теплоснабжение отработанным паром потребителей от ТЭЦ, стали в массовом порядке демонтироваться существующие по 20-40 лет тепловые сети от ТЭЦ и строиться низкоэффективные крышные и квартальные котельные. Абсорбционные и компрессионные тепловые насосы, аккумуляция отработанного тепла турбин в грунте, централизованное хладо снабжение — всё это оказалось не для России, всё это было признано «экзотикой для наукообразных диссертаций».

Коренной причиной системного кризиса в развитии ТЭЦ стали «мутные» НУР ТЭЦ — так называемые «нормативные удельные расходы» (НУР) топлива на производство отдельной комбинированной тепловой энергии теплоэлектроцентралью и отдельно комбинированной электрической энергии ТЭЦ. Для ГРЭС и котельных применение НУР ясно и понятно. А вот разобраться в «мутных» НУР ТЭЦ реально мало кто может себе позволить, а те, которые могут...

У них не то чтобы нет времени для беспристрастного анализа, но они становятся руководителями более высокого уровня и вынуждены строго выполнять отраслевые нормативные документы, даже если они не отвечают здравому смыслу и науке. Реально техническим работникам ТЭЦ зарплаты и премии платят только за «надёжное и бесперебойное...», а за потерянный рынок комбинированной тепловой и электрической энергии топ-менеджеров только пожурят на балансовой комиссии.

Суть «государственного планирования и нормирования 1950-х годов» заключалась в том, что вся экономия топлива, получаемая при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии, полностью относилась в пользу потребителей электрической энергии. При этом тепловая энергия с отработанным паром турбин, производимая на ТЭЦ, получалась с заведомо ухудшенными показателями против котельных.

По «физическому методу 1950 года» в НУР топлива на тепло от ТЭЦ закладывались и расходы на дальний транспорт тепла по магистральным тепловым сетям. По этой причине расходы топлива на ТЭЦ были на 5-7 % хуже, чем затраты топлива на тепло от заводских и коммунальных котельных (примерно 174-172 против 165-168 кг.у.т/Гкал), где этих затрат электроэнергии на собственные нужды не могло быть в принципе.

«Альтернативная котельная 2015» — это чистый «физический метод 1950 года» минус «электроэнергия на дальний транспорт в тепловых сетях 5-7 °%».

Именно «физический метод 1950 года» и его клон — «альтернативная котельная 2015 года» — позволяют политическому регулятору тарифной политики России «на законных основаниях» с применением «мутных» НУР ТЭЦ снизить удельный расход топлива на комбинированную выработку электроэнергии от ТЭЦ в два раза. А точнее — в 2,3 раза ниже, чем на современных ГРЭС, то есть с 320-340 до уровня 140-150 г.у.т/ кВт·ч.

Именно это решение позволило простым и нехитрым путём манипулировать статистической отчётностью, применяя формы «№3-тех» и «№6-ТП», и «значительно улучшить показатели советской электроэнергетики» в политической борьбе за первенство в сравнении с западной электроэнергетикой .

Здесь позволим себе отвлечение и вспомним «Письмо в редакцию» В. М. Бродянского, д.т.н., профессора Московского энергетического института, крупнейшего специалиста по проблемам термодинамики и криогенной техники.

Приводим его цитату ниже:

«Дискуссия о распределении затрат и расходах топлива на ТЭЦ между электроэнергией и теплом тянется уже много лет. Сейчас она приняла принципиальный характер и далеко вышла за пределы частного вопроса о распределении затрат на ТЭЦ. По существу — это один из участков общего фронта борьбы между административной чиновничьей системой управления народным хозяйством и управлением, основанном на научной базе и учёте законов экономики. Считаю необходимым высказать некоторые соображения, связанные с этим застарелым делом.

Первое, о чём необходимо сказать, это о так называемом “физическом методе”. Он вообще не может обсуждаться как нечто, имеющее хотя бы самое слабое научное обоснование. Это типичное порождение эпохи, когда нужно было во что бы то ни стало показать, что мы “впереди планеты всей”. Применительно к энергетике это означало, что один из основных показателей её уровня—удельный расход топлива на 1 кВт/ч электроэнергии — “у нас” должен быть лучше, чем “у них”. Был найден гениально простой путь.

Из школьной физики известно, что тепло эквивалентно работе (второе начало термодинамики, которое объясняет, что это не совсем так, в школе не проходят). Опираясь на эту эквивалентность, можно вполне законно, “по физике”, списать лишнее топливо с электроэнергии на тепло, благо теплофикация у нас широко распространялась. Сразу, без кропотливой работы по подъёму технического и организационного уровня энергетики, мы вырвались таким нехитрым путём на “первое место в мире”. То, что вызывало и вызывает до сих пор улыбки специалистов во всём цивилизованном мире, не принимается у нас во внимание.

Второй вопрос, который возникает в связи с изложенной ситуацией: почему столько деятелей энергетики (министерские чиновники, представители других организаций, научного мира) упорно отстаивают явно неверные положения?

Относительно чиновников всё ясно и особого анализа не требует: раз велено, значит — надо. Но самое интересное состоит в том, что сторонники “физического метода” не хотят прислушаться даже к тому, что говорят сами ТЭЦ! А они, хотя и не знают термодинамики, но выполняют требования её законов неукоснительно.

Примечание автора: Именно эта фраза в 1994 году возмутила меня и, как уважающего себя специалиста, 20 лет проработавшего на станции, заставила сесть за расчёты. В течение полутора лет, проведя ручные расчёты, разработав несложную математическую модель диаграммы режимов турбин, я убедился в абсурдности утверждённого государством к применению «физического метода». Но доказать кому-либо абсурдность методики невозможно. Раньше был политический заказ. Сейчас, в условиях монополии электроэнергетики, нет квалифицированной движущей силы, способной отстаивать интересы конечных потребителей.

По опыту “Мосэнерго ”, «Ленэнерго ” и др. энергосистем России мы знаем, что тепловая нагрузка может изменяться в пределах максимальной примерно до 20 %. В этом диапазоне прирост расхода топлива на отпуск тепла (при неизменной электрической нагрузке) составляет от 48 до 82 кг/Гкал. Эти показатели, полученные путём прямого измерения, сомнений вызвать не могут.

Если в этой ситуации произвести расчёт по “физическому методу”, то на каждую гигакалорию нужно было бы отнести от 160 до 175 кг, то есть в два-три раза больше (“удешевив” таким способом электроэнергию). На самом же деле статистика показывает, что прирост расхода топлива на отпускаемую электроэнергию составляет от 300 до 400 г на 1 кВт/ч.

Таким образом, ТЭЦ, ничего не зная о теоретических дискуссиях и указаниях начальства, дают показатели, напрямую соответствующие эксергетическому распределению, злостно игнорируя “физический метод”. Можно, наверное, и здесь при особом старании придумать какое-нибудь “физическое” опровержение, но это не изменит существа дела.

Третье обстоятельство, связанное с дискуссией о распределении затрат на ТЭЦ, — опасения, что отказ от “физического метода” отрицательно скажется на судьбе теплофикации, исследованию которого некоторые специалисты отдали многое годы. Эти соображения, по-человечески понятные, не должны оправдывать применение неверной методики. Дальнейшее использование показателей, не только искажающих действительную ситуацию, но и приводящих в конечном итоге к перерасходу топлива, должно быть прекращено. Это всё равно произойдёт в связи с введением в энергетику рыночных законов. Соотношение тарифов на электроэнергию и тепло неизменно изменится в пользу первой».

Теперь вернёмся к основной линии нашего повествования. Итак, приняв в 1950 году доступный для понимания «физический метод» с целью показать преимущества отечественной электроэнергетики в советское время и, особенно, в настоящее время, АН СССР был нанесён тяжёлый урон топливосберегающей теплоэнергетике России. Но, если во времена Госплана СССР теплофикация как национальная программа, обеспечивающая эффективное сбережение топлива, имела своё достойное развитие, то с переходом на якобы «рыночные» отношения именно теплофикация стала необоснованной жертвой супермонополии федеральной электроэнергетики и политизированных регуляторов энергетической и тарифной политики российской электроэнергетики.

Перед менеджментом электроэнергетики и Минэнерго, лоббирующих метод «альтернативной котельной ТЭЦ», стоит задача: любой ценой снизить тариф на электроэнергию, даже за счёт необоснованного роста тарифов на отработанное тепло паровых турбин ТЭЦ, главным потребителем которого является жилищно-коммунальный комплекс. Видимо, сегодняшние регуляторы Минэкономразвития, ФСТ, РЭК, ФАС и руководители Минэнерго не знали, забыли или не хотят знать печальную картину 1992-1996 годов . Тогда, при переходе от плановой экономики к «условно рыночной», из-за абсурдного «физического метода», клоном которого является предлагаемый метод «альтернативной котельной», по всей стране произошло массовое отключение тепловых потребителей от ТЭЦ и началось строительство собственных квартальных и крышных котельных.

Введением «методики ОРГРЭС» в 1996 году этот процесс удалость как-то приостановить. С внедрением методики «альтернативной котельной 2015» эта печальная картина отказа от тепла ТЭЦ возобновится опять, и особенно для паровых потребителей. Нефть-комбинаты и промышленные потребители и при существующих тарифах ставят задачу отказаться от пара теплоэлектроцентрали, а с внедрением «альтернативной котельной» тем более построят свои собственные паровые котельные.

Менеджеров электроэнергетики и Министерства энергетики ещё как-то понять можно — они отвечают за отрасль электроэнергетики. А вот понять мотивацию бывшего Минрегионразвития и вновь созданного Минстроя никак нельзя! Ведь ЖКХ и так в период 1996 по 2014 годы имели маленькое, всего 20 %, но удешевление топливной составляющей в тарифе — вместо обоснованных 70 °%.

Парадокс волевого политического регулирования тарифов лоббируемого метода «альтернативной котельной» заключается в том, что при производстве тепловой и электрической энергии весь огромный эффект экономии топлива в размере 45-48 °% полностью относится на снижение расходов топлива на электроэнергию, якобы улучшая в 2,3 раза эффективность электроэнергетики с 37 °% до абсурдно недостижимой величины около 85 %о (с 332 до 145 г.у.т/ кВт·ч). При этом тепловые потребители ЖКХ, имеющие законное технологическое право на сбросное тепло от паровых турбин ТЭЦ с затратами топлива в три-четыре раза ниже, с применением метода «альтернативной котельной» будут субсидировать топливом электроэнергетику. Вместо реальных затрат сбросное тепло (около 4070 кг.у.т/Гкал) будут оплачивать политически навязанные затраты 163-168 кг.у.т/ Гкал «альтернативной котельной» + «магистральные теплосети».

Западный опыт

Абсурдный результат скрытого перекрёстного субсидирования топливом не подтверждается ни теоретически, ни практически и является результатом многолетнего политического сговора «монополии электроэнергетики» с регулирующими органами тарифной политики. Он характерен исключительно для советской энергетики, бывшей частью плановой экономики, а затем его так же пытаются перенести и на российскую «псевдорыночную» энергетику посредством «мутных» и неопределённых нормативных удельных расходов топлива на ТЭЦ.

Ни в каких западных странах с передовой энергетикой подобных политических кульбитов регулирования энергетики нет! Наоборот, не допуская такого понятия, как «альтернативная котельная для ТЭЦ», в западной энергетике основываются на методе Вагнера — методе «эквивалентной КЭС» (конденсационной электрост анции).

Вот некоторые цитаты:

1. Польша, 1965 год: «...в соответствии с методом Вагнера на производство электроэнергии на ТЭЦ должно расходоваться столько же топлива, сколько его расходуется на мощной промышленной конденсационной электростанции, построенной одновременно с данной ТЭЦ. Постоянные издержки, приходящиеся на производство электроэнергии на ТЭЦ, при расчёте должны приниматься такими же, как постоянные издержки в электроэнергетической системе, где вырабатывается конденсационная электроэнергия...» .

2. США, 1978 год: «Методэквивалентной КЭС полностью совпадает с методом распределения затрат, применяемым в США, где в 1978 году был введён закон The Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA). По этому закону электроэнергию, производимую на ТЭЦ или на альтернативных электростанциях, надо оценивать по сэкономленным затратам на крупных КЭС. Электроэнергетическая система обязана покупать электроэнергию у ТЭЦ по такой стоимости, которая соответствует стоимости сооружения и эксплуатации новой мощности в системе. Этот закон считают наиболее успешным энергетическим законом в истории США. Он обеспечил значительную экономию топлива, ускорил постройку новых ТЭЦ и альтернативных электростанций...» .

3. Германия, 2001 год: «...в ГДР, как и в России, экономия топлива при комбинированной выработке энергии на ТЭЦ относилась на электроэнергию, а расход топлива на выработку теплоэнергии считался так же, как и для котельных. В рыночной экономике это даёт абсолютно ложный сигнал, результатом которого стало форсирование строительства котельных и снижение загрузки российских теплоэлектроцентралей. Потери топлива составляют миллионы тонн в год. В методиках же, принятых в Западной Европе, экономия топлива комбинированных циклов относится на теплоэнергию, что, безусловно, повышает конкурентную способность ТЭЦ перед котельными. В результате, без изменения суммарных затрат для потребителя, за счёт некоторого повышения тарифов на электроэнергию, соответственно, снизился на четверть тариф на теплоэнергию, полученной от ТЭЦ...» .

4. Польша, 1983 год: «Был предложен очень простой критерий проверки правильности метода распределения затрат на ТЭЦ. Он формулируется следующим образом: себестоимость тепла, производимого на ТЭЦ, должна уменьшаться по мере понижения давления пара на выходе из турбины. В пределе, когда давление пара стремится к давлению в конденсаторе, себестоимость тепла должна стремиться кнулю...» .Комментарий автора статьи: обращаю внимание, именно «к нулю», а не к 100 % цены альтернативной котельной (табл. 1)!

5. Франция, 1987 год : «Главным следствием тарифных модификаций является существенная разница в маржинальных ценах между периодами с низкой нагрузкой, когда маржинальная цена равна стоимости топлива, и периодами, когда пиковые устройства с очень высокой эксплуатационной стоимостью должны вводится в действие, а также когда удовлетворение дополнительного спроса требует разработки нового оборудования. Маржинальная стоимость, таким образом, может изменяться в отношении 20:1 между двумя экстремальными положениями...» .

При обеспечении «конденсационной» электроэнергией от самой современной ГРЭС и ТЭЦ коэффициент полезного использования топлива (К пит) для конечного потребителя из области жилищно-коммунального хозяйства, составляет не более 32-35 %. Остальные 68-65 % энергии топлива безвозвратно теряется в окружающую среду, в том числе на ГРЭС сброс тепла в атмосферу через градирни составляет 45-48 % энергии топлива, а на нагрев проводов и трансформаторов в электрических сетях тратится 8-12 % энергии топлива.

Субсидировать топливом производство электроэнергии за счёт потребителей сбросного тепла безграмотно, абсолютно бессмысленно и напрочь лишает инвестиционную мотивацию к внедрению новейших технологий!

Это противоречит всем физическим законам и является ярким примером монопольного сговора крупнейших потребителей электроэнергии и электроэнергетического комплекса с регулирующими органами. Не владея анализом маржинальных издержек топлива, нарушая принципы неразрывности производства тепловой и электрической энергии при комбинированном производстве энергии, регуляторы энергетики (Минэкономразвития, Министерство энергетики, Федеральная служба по тарифам, РЭК, Федеральная антимонопольная служба) всё больше и больше увеличивают скрытое перекрёстное субсидирование топливом электроэнергии за счёт потребителей сбросного тепла паровых турбин теплоэлектроцентрали, жилищно-коммунального комплекса страны, перекладывая на них все лишние расходы.

Позднее признание в неправоте...

Н. Л. Астахов — один из ведущих идеологов практического 50-летнего применения «физического» метода с 1966 по 2002 годы, разработчик и исполнитель множества нормативных документов, начиная с «Инструкции и методических указаний ОРГРЭС 1966 года» , вплоть до «Методических указаний по составлению отчёта электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования РД 34.08.552-95» .

Спустя семь лет после написания последней инструкции по «Действующему методу ОРГЭС» в 2002 году Н. Л. Астахов вынужден был признать бездарность и ошибочность применения «физического метода» и целесообразность и обоснованность применения эксергетического метода в своей статье «Некоторые методы распределения расхода топлива энергетических котлов ТЭС между электроэнергией и теплом».

«Физический метод. Вся экономия от теплофикации относится на электроэнергию. Удельные расходы топлива не отражают технические характеристики (параметры свежего пара) оборудования теплоэлектростанций. Для турбины Т-250-240, работающей с трёхступенчатом подогревом сетевой воды, и для турбины Р-6-35 удельные расходы, как на электроэнергию, так и на тепло, практически одинаковы. Исходя только из значений удельных расходов топлива нельзя ответить на вопрос: с какой целью давление свежего пара увеличили с 35 до 240 кгс/см 2 .

Действующий метод. Прогноз и анализ сложны. При изменении режима работы ТЭС изменяются оба удельных расхода топлива.

Аналог эксергетического метода. Экономия топлива от теплофикации целиком относится на тепло. Метод отражает реальную взаимосвязь между электрической и тепловой нагрузками турбоагрегатов, а также теплопроизводительностью (расходом топлива) котлов. Удельный расход топлива на электроэнергию практически равен удельному расходу конденсационного цикла. Поэтому его значение для теплоэлектроцентрали (так же, как и для КЭС) непосредственно отражает технический уровень оборудования (параметры свежего пара). Прогноз и анализ удельных расходов топлива, как и при использования физического метода, просты».

Ущерб стране и городу от «мутных» НУР ТЭЦ

Взвесим цену ущерба от «альтернативной котельной», нанесённого поселению, городу, стране. Цена ущерба обществу определяется размером упущенной экономии топлива от утилизации сбросного тепла паровых турбин, которое можно использовать для комбинированного теплоснабжения и электроснабжения:

• для современных ГРЭС и ТЭЦ, работающих в конденсационных режимах, потенциал экономии топлива составляет не менее 49-55 % от годового расхода топлива ГРЭС;
• для современных отопительных «альтернативных котельных» потенциал экономии топлива составляет не менее 7580 % от годового расхода топлива отопительной котельной;
• для современных конденсационных парогазовых установок ПГУ потенциал экономии топлива составляет не менее 25 % от годового расхода топлива ПГУ

Наглядный пример

Как пример подробно рассмотрим, что потеряла энергетика города Омска от применения «физического метода 1950» в 1992-2006 годы. Анализ технико-экономических показателей работы АК «Омскэнерго» 1992-2006 годов показывает, что применение «физического метода» для расчёта тарифов привело к массовому отключению тепловых потребителей от ТЭЦ и строительству неэффективных квартальных и крышных котельных.

Приведём цифры и факты:

1. При имеющемся резерве неиспользованных тепловых мощностей (порядка 2531 Гкал/ч или 40 % тепловых мощностей) у АК «Омскэнерго» — Омские теплоэлектроцентрали только в 2005-2006 годы потеряли порядка 562 Гкал/ч «живых» тепловых потребителей.

2. В городе Омске в зоне действия тепловых сетей акционерной компании «Омскэнерго» было построено более 18 примитивных водогрейных котельных, тепловая нагрузка которых могла быть подключена к действующим тепловым сетям АК «Омскэнерго».

3. Были демонтированы и мгновенно распроданы следующие магистральные теплотрассы Ду 500-600 мм: «ТЭЦ-4 — ТПК» (около 166 Гкал/ч), «ТЭЦ-2 — ТПК» (около 96 Гкал/ч), а также «ТЭЦ-5 — птицефабрика — посёлок «Ростовка» (около 100 Гкал/ч).

4. Именно из-за «физического метода 1950» ТЭЦ «Омскэнерго» имеет очень низкую степень использования электрических мощностей — всего около 59 % (5951 млн кВт·ч за 2005 год вместо 9940 млн кВт·ч за 1990-й).

5. Число часов использования мощности (ЧЧИМ) ТЭЦ «Омскэнерго» составило около 2700-2900 ч/год против реального значения 6600 ч/год.

6. С помощью «физического метода» федеральный регулятор обеспечил более чем полуторкратный рост закупок конденсационной электроэнергии с оптового рынка энергии (3020 млн кВт·ч в 2005 году против 1901 млн кВт·ч в 1990-м). Вместо того, чтобы покрывать только пиковые части графика (не более Н пик = 1500-2000 ч/год), регулятор оптового рынка забрал 99 % базовой части графика нагрузки Н баз = 6480 ч/год.

Дополнительно рассмотрим также потерянный эффект топливосбережения для Омска с 10 января 1950 года до настоящего времени. Если бы в 1950 году политическим регулятором не был бы навязан к применению «физический метод», то на базе отопительной нагрузки омских потребителей (18,83 млн Гкал/год в 2005 году) и применения высоких параметров пара на городских ТЭЦ (240 ата, 560 °C) потенциал выработки комбинированной электроэнергии для Омска составил бы 14,123 млрд кВт·ч.

Это полностью обеспечило бы не только собственное потребление электроэнергии непосредственно всеми потребителями Омской области (9,1696 млрд кВт·ч), но и даже позволило бы осуществить импорт электроэнергии в соседние области на уровне 4,953 млрд кВт·ч.

Потерянный эффект топливосбережения для Омска составил около 35,9 %:

100 % - 64,1 % = 35,9 %, то есть

8,122 - 5,206 = 2,916 млн т.у.т/год.

«Климатический шаблон» энергоёмкости региона

Климатический шаблон энергоёмкости региона на примере Омска позволяет чётко и наглядно показать эффективность комбинированного производства энергии на ТЭЦ 130 ата — против раздельного производства электрической энергии на современной ГРЭС и тепловой энергии на самой лучшей «альтернативной котельной» с годовой экономией топлива до 40,3 % (табл. 2).

Из табл. 2 наглядно видно, что угольная ТЭЦ 130 ата может обеспечить круглогодичную выработку электроэнергии с ЧЧИМ = 8445 ч/год (это 96,4 %!) всегда выгоднее производства электроэнергии на самой современной ГРЭС даже с давлением 240 ата и даже на газе!

Коренная причина того, что эти показатели не обеспечиваются, кроется в том, что с применением «физической методики» и «альтернативной котельной» комбинированная электроэнергия ТЭЦ покупается с топливной составляющей не 336,6 г.у.т/ кВт·ч, а по цене «альтернативной котельной», заниженной в 2,37 раза: 122,8/86,5 % = 142 г.у.т/ кВт·ч.

Выводы и заключение

1. Применение нормативных удельных расходов (НУР ТЭЦ) и методики «альтернативной котельной» для комбинированной энергии ТЭЦ категорически недопустимо! Цена ошибки — до 237-300 %!

2. Современные ТЭЦ с параметрами пара 130 ата и удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении W = 0,62 МВт/Гкал всегда на 40,3 % экономичнее, чем «ГРЭС + котельная».

3. По электроэнергии ТЭЦ всегда одинаково экономична с ГРЭС с удельными расходами топлива -336,6 г.у.т/ кВт·ч (топливо — уголь), но с учётом того, что они находятся в центре электрических нагрузок и нет 4-6 % потерь в магистральных ЛЭП, они всегда должны быть в базовой части графика нагрузок, а ГРЭС — в пиковой части нагрузок.

4. По тепловой энергии удельные расходы на тепло от паровых турбин теплоэлектроцентрали всегда примерно в три-четыре раза ниже «альтернативной котельной» и составляют величину не выше 54,14 кг.у.т/Гкал вместо альтернативной котельной 165 кг.у.т/Гкал.

5. Для нормирования и регулирования технико-экономических показателей ТЭЦ необходимо перейти на однозначно идентифицированные показатели: коэффициент полезного использования топлива К пит [%] и удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении W [МВт/Гкал].

6. Применение НУР практически полностью остановило внедрение новейших топливосберегающих технологий: дальние магистральные тепловые сети от АТЭЦ, абсорбционные и компрессионные тепловые насосы, сезонные аккумуляторы тепла и холода в грунте, комбинированное хладоснабжение на базе тригенерации (электроэнергия плюс тепло плюс холод) и т.д.

7. Институт электроэнергетики Академии Наук РФ (АН СССР), Минэкономразвития и ФАС должны извиниться перед страной за самоустранение от практических вопросов формирования конкурентно-способной топливосберегающей тарифной энергетической политики Российской Федерации.

8. Для исключения системы скрытого перекрёстного субсидирования необходимо разработать и внедрить новый вид энергетического товара «Договор на комбинированную энергию ТЭЦ».

1. Вопросы определения КПД теплоэлектроцентралей: Сб. статей / Под общ. ред. А.В. Винтера. - М.: Госэнергоиздат, 1953. 118 с. Интернет-ресурс: http:// exergy.narod.ru.
2. Богданов А.Б. История взлетов и падений теплофикации России // Энергосбережение, 2009. №3. С. 4247. Интернет-ресурс: http://exergy.narod.ru.
3. Бродянский В.М. Письмо в редакцию //Теплоэнергетика, 1992. №9. С. 62-63.
4. Богданов А.Б. Котельнизация России - беда национального масштаба // Новости теплоснабжения, 2006. №№10-11 //Энергорынок, 2006. №№3-6. С. 4650. Интернет-ресурс: http://exergy.narod.ru.
5. Шаргут Я., Петелла Р. Эксергия: Перевод. с польск. / Под ред. В.М. Бродянского. Перераб. и доп. изд. - М.: Энергия, 1968. 280 с.
6. Шаргут Я.Я. Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ // Теплоэнергетика, 1994. №12. С. 63.
7. Кудрявый В.В. Германия реформирует энергетику по уму //Промышленные ведомости, 2001. №7-8.
8. Шаргут Я. Термодинамический и экономический анализ в промышленной энергетике (на польском языке) //Warszawa WNT, 1983.
9. Лескер В. Калан Ж.Б. Тарифный и нагрузочный менеджмент: французский опыт / EDF (Paris, France), IEEE Transactions of Power Systems. Vol. 2. No. 2. May 1987. Интернет-ресурс: http://exergy.narod.ru.
10. Минэнерго СССР. Техническое управление по эксплуатации энергосистем «Инструкция и методические указания по нормированию удельных расходов топлива на тепловых электростанциях». - М.: БТИ ОРГРЭС, 1966.
11. Астахов Н.Л. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования РД 34.08.552-95: Министерство топлива и энергетики России. - М.: ОАО «Фирма ОРГРЭС», 1995.
12. Астахов Н.Л. Некоторые методы распределения расхода топлива энергетических котлов ТЭС между электроэнергией и теплом: Доклады юбил. науч.- практ. конф., посвященной 50-летию ИПК госслужбы. Т. 3. - М.: ОАО «Фирма ОРГРЭС», 2002. С. 90-97.

документации по топливоиспользованию

22. При наличии на ТЭС утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документации по топливоиспользованию НУР на отпускаемую электростанцией электроэнергию и тепло (районной котельной - на отпускаемое тепло) рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива, входящим в состав действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию.

Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлов.

По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбоагрегатов и котлов, входящих в ее состав. В целом по электростанции (котельной) показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным подгруппам.

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):

выработка электроэнергии;

расходы и параметры пара, отпускаемого внешним потребителям;

отпуск тепла в теплосеть;

структура сжигаемого топлива и его характеристики;

температура наружного воздуха;

температуры охлаждающей и исходной воды;

состав работающих турбоагрегатов и котлов.

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

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

Выработка электроэнергии электростанциями принимается в соответствии с энергобалансами.

Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией (котельной) внешним потребителям с паром фиксированного давления (Q) и с п сетевой водой (Q), Гкал, рассчитываются по формулам: сет.в возвр возвр Q = (SUM D х (i - i) - SUM G х (j - п потр j п обр к j к j -3 - i)) х 10 , (1) исх прям Q = (SUM G х (i - i) - SUM G х сет.в сет.в i прям исх подп i -3 х (i - i)) х 10 , (2) обр исх где D - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения потр j D принимается на основании заявок потребителей; потр j i - энтальпия пара в коллекторе, от которого обеспечивается пi отпуск пара, ккал/кг. Принимается по эксплуатационным данным или рассчитывается по параметрам пара, оговоренным в заявках на теплоснабжение потребителей; возвр j - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям пара, к j ккал/кг; прям G , G - расходы прямой и подпиточной воды по сет.в i подп i i-ой магистрали теплосети, т. Принимаются на основе заявок потребителей; i , i - энтальпии прямой и обратной сетевой воды, прям обр ккал/кг. Соответствуют температурному графику тепловой сети для ожидаемой средней температуры наружного воздуха; i - энтальпия воды в источнике водоснабжения, ккал/кг. исх

23. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин в обязательном порядке должен соблюдаться принцип их приоритетного использования по сравнению с другими источниками теплоснабжения пиковыми водогрейными котлами (далее - ПВК), редукционно-охладительными установками (далее - РОУ).

Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (Q), Гкал, подключенных к коллектору по пара одного давления, в общем виде определяется по формуле: Q = (SUM D + D + D + D - D) х (i - t) х по потр j сн хн пб роу п к -3 х 10 , (3) где D , D , D - расходы пара от коллектора на сн хн пб собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, т; D - расход пара в коллектор от РОУ, подключенных к роу источнику пара более высокого давления, т; i - средняя энтальпия конденсата (возвращаемого от внешних к потребителей, потребителей собственных и хозяйственные нужды) и добавка, восполняющего его невозврат, перед регенеративным подогревателем (деаэратором), подключенным к коллектору, ккал/кг;

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

На хозяйственные нужды расходы пара принимаются по отчетным данным.

Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.

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

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

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

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

сн хн Q = SUM Q + Q + Q + Q + SUM ((D + D + D - то п сет.в то то сн хн пб -3 - D) х (i - i) х 10) - Q - SUM Q , (4) роу п исх пвк по где Q - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал. Отпуск тепла пвк от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал, рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (тау), при которых необходимо их tнв включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети: пвк(пб) " " -3 Q = G х (i - i) х тау х 10 , (5) пвк(пб) сет.в с.в с.в tнн пвк(пб) где G - расход сетевой воды через пиковые водогрейные сет.в котлы или пиковые бойлеры, т/ч; " " i , i - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми с.в с.в бойлерами) и за ними, ккал/кг.

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

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

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

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

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

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

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

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

При распределении тепловых нагрузок должны быть учтены:

ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов турбин;

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

надежность теплоснабжения потребителей.

После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии электростанцией (Э), тыс. кВт.ч: мин мин Э = SUM N х тау + SUM N х тау, (6) мин р раб пт.т раб мин где N , N - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или р пт.т турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт. мин Значение N включает в себя теплофикационную мощность и пт.т мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого мин давления (далее - ЦНД). Факторы, увеличивающие N сверх пт.т минимально необходимого уровня (неплотность регулирующей диафрагмы цилиндра низкого давления, рост температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и т.д.), должны быть подтверждены соответствующими документами. Конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (дельтаЭ), тыс. кВт.ч, кн определяется по формуле: дельтаЭ = Э - Э (7) кн мин Распределение дельтаЭ между турбинами производится на основе кн предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (дельтаg) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую кн очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения дельтаq . кн Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Q , Q), входящих в состав подгруппы. по то

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 (D) и пара в конденсаторы (D) по отдельным турбинам с о 2 достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч: -3 3 D = (q х N х 10 + Q + Q) х 10 / К (8) о т.ин т по то -3 D = (q х N х 10 - 86 х N / эта - дельтаQ) х 2 т.ин т т эм изл 3 х 10 / 550, (9) где q - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто т.ин по турбине, ккал/кВт.ч;

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

К = i - i + альфа х дельтаi , (10) о пв пп пп где i , i , дельтаi - энтальпии свежего пара, питательной о пв пп воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг; альфа - доля пара промперегрева от расхода свежего пара; пп эта - электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%; эм дельтаQ - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. изл Для турбин мощностью 25,50 и 100 мВт могут быть приняты 0,49; 0,61 и 1,18 Гкал/ч.

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

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

Р = SUM Р х D / SUM D + дельтаР, (11) п потр.j потр.j потр.j п.пот где P , D - давление, кгс/см2, и расход пара, т, потр.j потр.j по каждому внешнему потребителю (на выводах со станции). Принимаются в соответствии с заключенными договорами с потребителями; дельтаР - потери давления в паропроводах от выводов до п.пот камеры отбора турбины, кгс/см2.

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

1. Прогнозируемый период разбивается на две части: период совместной работы ПВК или пиковых бойлеров и отборов (п) и сут период отпуска тепла только из отборов (т). сут По средней ожидаемой за п и т температуре наружного сут сут (п) (т) воздуха (t , t) определяется температура прямой сетевой воды нв нв (t), град. С, на основании температурного графика тепловой пр.св сети: (п) (п) t = F (t) (12) пр.св нв (т) (т) t = F (t) (13) пр.св нв 2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за об основными подогревателями (t), град. С: св об (п) (т) t = ((t - дельтаt) x п + t x т) / св пр.св свпвк.пб сут пр.св сут / (п + т), (14) сут сут где дельта t - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых св.пвк.пб бойлерах, град. С; п об.п дельта t = t - t (15) св.пвк.пб пр.св св об.п t - температура сетевой воды за основными подогревателями, св соответствующая максимальному давлению пара в теплофикационных макс отборах (Р), град. С; т об.п п t = t - Qt (16) св нас под п макс t - температура насыщения при давлении P , град. С; нас т Qt - номинальный температурный напор в основных сетевых под подогревателях, град. С.

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

об t = t + Qt (17) нас св под Р = F(t) + дельта Р, (18) т нас т.под где дельтаP - потери давления в паропроводах от выводных т.пот коллекторов до камеры отбора i-ой турбины, кгс/см2. Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (дельтаQ), Гкал, определяется по э(отр) формулам:

для турбин типа ПТ, Т:

o -3 дельтаQ = (SUM (q - q) x Э) x K x 10 (19) э(отр) т т т от

для турбин типа Р, ПР:

-3 дельтаQ = (SUM (q - q) x Э) x K x 10 , (20) э(отр) кн т т от o где q , q - удельные расходы тепла брутто по турбине при т т отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих отборах включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке, ккал/кВт.ч; g - удельный расход тепла на турбину с конденсатором, кн 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/кВт.ч; Э - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. т кВт.ч; К - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним от потребителям отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов. Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за счет "ухудшенного" вакуумом значение конд (дельтаQ) допускается принимать равным величине отпуска э(отр) 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 (Q , Гкал и q , ккал/кВт.ч); э т сн сн ту ту сн сн электроэнергии (Э, тыс. кВт.ч и Э, %) на собственные нужды; ту ту н удельного расхода тепла нетто (q , ккал/кВт.ч). ту 24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлов каждого типа (n , n ...n) в подгруппе выбирается исходя из 1 2 m суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлов на уровне 80 - 90% от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются также согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлов.

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

бр ном Q = SUM Q + SUM Q + SUM Q + Q + K x SUM n x Q x ку э по то роу пот т к.бр.т -2 x тау x 10 , (21) кал где К - удельная величина потерь теплового потока, %. пот Принимается равной 1% для конденсационной электростанции (далее - КЭС) и 1,5% для теплоэлектроцентрали (далее - ТЭЦ) от номинальной производительности работающих в прогнозируемом периоде котлов m-ого типа; n - выбранное при прогнозе количество работающих котлов m-ого m типа; ном Q - номинальная теплопроизводительность котла m-ого к.бр.т типа, Гкал/ч. бр Распределение Q между типами котлов подгруппы оборудования ку производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям (если на электростанции отсутствуют какие-либо другие соображения).

Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам подгрупп оборудования:

н КПД нетто (эта); ку сн сн абсолютных и удельных расходов тепла (Q , Гкал и q , %) и ку ку сн сн электроэнергии (Э, тыс. кВт.ч и Э, %) на собственные нужды. ку ку

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

н э b = b x (1 + K x (1 - мю)) (22) э э р э н тэ b = b x (1 + K x (1 - мю)), (23) тэ.эн.к тэ.эн.к р.эн.к тэ.эн.к н где b - номинальный удельный расход топлива на э электроэнергию, г/кВт.ч; н b - номинальный удельный расход топлива на тепло, тэ.эн.к отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал; э тэ