2017-01-15

W dniach 10-11 stycznia 1950 roku „historyczną” decyzją Komisji Instytutu Energetyki Akademii Nauk ZSRR i sekcji ciepłowniczej MONITOE podjęto decyzję o „negatywnym stosunku do prób bezpośredniego „termodynamicznego „uzasadnić tę czy inną metodę oszczędzania paliwa pomiędzy rodzajami pozyskiwanej energii…” Dokładnie tak zadziałała decyzja polityczna 50–65 lat później, zadając miażdżący cios polityce energetycznej oszczędzającej paliwo całego rosyjskiego sektora energetycznego

W decyzji tej Komisja stwierdziła, że „...wskaźniki techniczne i ekonomiczne stopnia doskonałości energetycznej elektrowni cieplnych muszą odpowiadać wymogom planowania państwowego, w pełni odzwierciedlać narodowe korzyści ekonomiczne wynikające z skojarzonej produkcji energii cieplnej i elektrycznej, a tym samym stymulować jej rozwój. Muszą być zrozumiałe dla szerokiego grona pracowników elektrowni i fabryk oraz umożliwiać korzystanie z prostego systemu raportowania na wszystkich poziomach.

To właśnie ta decyzja polityczna niczym bomba zegarowa zadziałała 50–65 lat później i zadała miażdżący cios polityce energetycznej rosyjskiego sektora energetycznego oszczędzającej paliwo. „Kotłownia” Rosji rozkwitła jak rak, dostarczanie ciepła z pary odpadowej do odbiorców z elektrowni cieplnych stało się „nieefektywne”, istniejące 20-40-letnie sieci ciepłownicze z elektrowni cieplnych zaczęto masowo demontować oraz wybudowano niskoefektywne kotłownie dachowe i blokowe. Absorpcyjne i sprężarkowe pompy ciepła, akumulacja ciepła odpadowego z turbin w ziemi, scentralizowane zaopatrzenie w zimno - wszystko to okazało się nie dla Rosji, wszystko to zostało uznane „egzotyka dla rozpraw naukowych”.

Źródłem kryzysu systemowego w rozwoju elektrociepłowni był „mętny” NUR elektrociepłowni – tzw. „standardowe koszty jednostkowe” (NUR) paliwa do produkcji oddzielnej skojarzonej energii cieplnej w kogeneracji elektrownia i oddzielnie skojarzona energia elektryczna z elektrociepłowni. W przypadku państwowych elektrowni i kotłowni okręgowych zastosowanie NUR jest jasne i zrozumiałe. Ale bardzo niewielu ludzi naprawdę może sobie pozwolić na zrozumienie „mrocznego” NUR CHPP, a ci, którzy potrafią…

Nie chodzi o to, że nie mają czasu na bezstronną analizę, ale stają się menedżerami wyższego szczebla i zmuszeni są rygorystycznie przestrzegać przepisów branżowych, nawet jeśli nie odpowiadają one zdrowemu rozsądkowi i nauce. W rzeczywistości pracownikom technicznym elektrowni cieplnych wypłacane są jedynie wynagrodzenia i premie „niezawodny i nieprzerwany...” i dla stracony rynek połączonej energii cieplnej i elektrycznej, menedżerowie najwyższego szczebla zostaną zbesztani jedynie w prowizji bilansowej.

Istotą „państwowego planowania i racjonowania z lat pięćdziesiątych XX wieku” było to, że wszelkie oszczędności paliwa uzyskane w wyniku skojarzonej produkcji energii cieplnej i elektrycznej zostały w całości przypisane odbiorcom energii elektrycznej. Jednocześnie uzyskano energię cieplną z parą odlotową z turbin wytwarzanych w elektrowniach cieplnych, przy wyraźnie gorszych wskaźnikach w porównaniu z kotłowniami.

Według „metody fizycznej z 1950 r.” do NUR paliwa do ciepła z elektrowni cieplnych zaliczano także koszty transportu ciepła na duże odległości głównymi sieciami ciepłowniczymi. Z tego powodu koszty paliwa w elektrowniach cieplnych były o 5-7% wyższe od kosztów paliwa za ciepło z kotłowni zakładowych i komunalnych (około 174-172 w porównaniu do 165-168 kg.e.t/Gcal), gdzie te koszty energii elektrycznej pokrywane są na własne potrzeby. potrzeby w zasadzie nie mogły mieć miejsca.

„Kotłownia alternatywna 2015” to czysta „metoda fizyczna z 1950 r.” minus „prąd dla transportu dalekobieżnego w sieciach ciepłowniczych 5-7°%”.

To właśnie „metoda fizyczna 1950 r.” i jej klon – „alternatywna kotłownia 2015 r.” – pozwala politycznemu regulatorowi polityki taryfowej Rosji "prawnie" przy zastosowaniu „błotnistych” elektrociepłowni NUR zmniejszyć o połowę jednostkowe zużycie paliwa do skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej z elektrociepłowni. Dokładniej 2,3 razy mniej niż we współczesnych państwowych elektrowniach rejonowych, czyli od 320-340 do poziomu 140-150 g.e.t/kWh.

To właśnie rozwiązanie pozwoliło w prosty i nieskomplikowany sposób manipulować raportowaniem statystycznym, wykorzystując formularze „nr 3-tech” i „nr 6-TP”, oraz „znacznie poprawić wydajność radzieckiego przemysłu elektroenergetycznego” w politycznej walce o prymat w porównaniu z zachodnią elektroenergetyką.

Tutaj pozwolimy sobie na odskocznię i przypomnimy sobie „List do redakcji” V. M. Brodyansky'ego, doktora nauk technicznych, profesora Moskiewskiego Instytutu Energetycznego, czołowego specjalisty w zakresie problemów termodynamiki i technologii kriogenicznej.

Poniżej jego cytat:

„Dyskusja na temat podziału kosztów i zużycia paliw w elektrowniach cieplnych pomiędzy energię elektryczną i ciepło toczy się od wielu lat. Obecnie nabrała ona charakteru zasadniczego i wyszła daleko poza prywatną kwestię podziału kosztów dla elektrowni cieplnych. Głównie — jest to jeden z odcinków wspólnego frontu walki pomiędzy systemem kontroli administracyjnej i biurokratycznej gospodarka narodowa i zarządzanie oparte na podstawach naukowych i z uwzględnieniem praw ekonomii. Uważam za konieczne wyrażenie kilku przemyśleń związanych z tą wieloletnią sprawą.

Pierwszą rzeczą, o której należy powiedzieć, jest tak zwana „metoda fizyczna”. W ogóle nie można o tym mówić jako o czymś, co ma nawet najsłabszych podstawa naukowa. To typowy produkt epoki, kiedy trzeba było za wszelką cenę pokazać, że „wyprzedzamy resztę”. W odniesieniu do energii oznaczało to, że jednym z głównych wskaźników jej poziomu jest jednostkowe zużycie paliwa na 1 kW/h energii elektrycznej — „Nasze” musi być lepsze niż „ich”. Znaleziono genialnie prosty sposób.

Ze szkolnej fizyki wiadomo, że ciepło jest równoznaczne z pracą (w szkole nie uczy się drugiej zasady termodynamiki, która wyjaśnia, że nie jest to do końca prawdą). Opierając się na tej równoważności, „zgodnie z fizyką” odpisywanie nadwyżki paliwa z energii elektrycznej na ciepło jest całkiem legalne, ponieważ ciepłownictwo stało się powszechne w naszym kraju. Natychmiast, bez żmudnej pracy nad podniesieniem poziomu technicznego i organizacyjnego energetyki, w tak prosty sposób przebiliśmy się na „pierwsze miejsce na świecie”. To, co wywoływało i nadal wywołuje uśmiechy wśród specjalistów w całym cywilizowanym świecie, nie jest przez nas brane pod uwagę.

Drugie pytanie, które pojawia się w związku z powyższą sytuacją, brzmi: dlaczego tak wielu działaczy energetyki (urzędnicy ministerialni, przedstawiciele innych organizacji, świat naukowy) uparcie broni wyraźnie nieprawidłowych zapisów?

Jeśli chodzi o urzędników, wszystko jest jasne i nie wymaga specjalnej analizy: jak już zostanie zamówione, to znaczy — niezbędny. Ale najciekawsze jest to, że zwolennicy „metody fizycznej” nawet nie chcą słuchać, co mówią same elektrownie cieplne! A oni, choć nie znają termodynamiki, rygorystycznie spełniają wymagania jej praw.

Notka autora: To właśnie to zdanie w 1994 roku mnie oburzyło i jako szanujący się specjalista, który pracował na stacji od 20 lat, zmusiło mnie, aby usiąść i dokonać obliczeń. W ciągu półtora roku, po ręcznych obliczeniach i opracowaniu prostego modelu matematycznego schematu pracy turbiny, przekonałem się o absurdalności „metody fizycznej” zatwierdzonej przez państwo do stosowania. Ale absurdu tej techniki nie da się nikomu udowodnić. Wcześniej był porządek polityczny. Obecnie w warunkach monopolu elektroenergetyki nie ma wykwalifikowanej siły napędowej zdolnej bronić interesów odbiorców końcowych.

Z doświadczeń Mosenergo, Lenenergo i innych rosyjskich systemów energetycznych wiemy, że obciążenie cieplne może wahać się maksymalnie w granicach około 20%. W tym przedziale przyrost zużycia paliwa na potrzeby ogrzewania (przy stałym obciążeniu elektrycznym) waha się od 48 do 82 kg/Gcal. Wskaźniki te, uzyskane metodą bezpośredniego pomiaru, nie mogą budzić wątpliwości.

Jeśli w tej sytuacji obliczenia zostaną wykonane „metodą fizyczną”, to na każdą gigakalorię należałoby przeznaczyć od 160 do 175 kg, czyli dwa do trzech razy więcej („obniżając w ten sposób koszt” energii elektrycznej ). Faktycznie statystyki pokazują, że wzrost zużycia paliwa w przypadku dostarczonej energii elektrycznej waha się od 300 do 400 g na 1 kW/h.

Zatem elektrownie cieplne, nie wiedząc nic o dyskusjach teoretycznych i instrukcjach przełożonych, podają wskaźniki bezpośrednio odpowiadające rozkładowi egzergii, złośliwie ignorując „metodę fizyczną”. Zapewne i tu, przy szczególnym wysiłku, da się dojść do jakiegoś „fizycznego” obalenia, ale to nie zmieni istoty rzeczy.

Trzecią okolicznością związaną z dyskusją o podziale kosztów dla elektrowni cieplnych jest obawa, że porzucenie „metody fizycznej” negatywnie wpłynie na losy ciepłownictwa, któremu niektórzy eksperci poświęcili wiele lat. Względy te, choć zrozumiałe po ludzku, nie powinny usprawiedliwiać zastosowania nieprawidłowej techniki. Należy zaprzestać dalszego stosowania wskaźników, które nie tylko zniekształcają stan faktyczny, ale w efekcie prowadzą do nadmiernego zużycia paliwa. Będzie się tak działo nadal ze względu na wprowadzenie praw rynkowych w energetyce. Stosunek stawek za prąd i ciepło będzie niezmiennie zmieniać się na korzyść tej pierwszej.”

Wróćmy teraz do głównego wątku naszej historii. Tak więc, przyjmując w 1950 r. zrozumiałą „metodę fizyczną”, aby pokazać zalety krajowego przemysłu elektroenergetycznego w czasach radzieckich, a zwłaszcza w obecnych czasach Akademii Nauk ZSRR, spowodowałeś poważne zniszczenia w oszczędzających paliwo elektrowniach cieplnych energetyka Rosji. Ale jeśli w czasach Państwowego Komitetu Planowania ZSRR ogrzewanie jako program narodowy zapewniający efektywne oszczędzanie paliwa miało swój godny rozwój, to wraz z przejściem do rzekomo „rynkowych” stosunków ogrzewanie stało się nieuzasadnioną ofiarą super -monopol federalnej elektroenergetyki i upolitycznione regulatory polityki energetycznej i taryfowej rosyjskiej elektroenergetyki.

Kierownictwo elektroenergetyki i Ministerstwo Energii lobbujące na rzecz „alternatywnej kotłowni” w elektrowniach cieplnych stoją przed zadaniem obniżenia stawek za energię elektryczną za wszelką cenę, nawet kosztem nieuzasadnionej podwyżki stawek za ciepło odpadowe z turbin parowych elektrowni cieplnych, których głównym odbiorcą jest kompleks mieszkalno-usługowy. Najwyraźniej dzisiejsi regulatorzy Ministerstwa Rozwoju, FTS, REC, FAS i szefowie Ministerstwa Energii nie znali, zapomnieli lub nie chcą znać smutnego obrazu lat 1992-1996. Następnie, w okresie przejścia od gospodarki planowej do gospodarki „warunkowo rynkowej”, w wyniku absurdalnej „metody fizycznej”, której klonem jest proponowana metoda „alternatywnej kotłowni”, doszło do masowego odłączenia odbiorców ciepła od energii cieplnej elektrowni na terenie całego kraju oraz rozpoczęto budowę własnych kotłowni kwartalnych i dachowych.

Wraz z wprowadzeniem „metodologii ORGRES” w 1996 roku proces ten został w pewnym sensie zatrzymany. Wraz z wprowadzeniem metodologii „Kotłownia alternatywna 2015” ponownie pojawi się ten smutny obraz odmowy ciepła z elektrowni cieplnych, zwłaszcza dla odbiorców pary. Rafinerie ropy naftowej i odbiorcy przemysłowi, nawet przy istniejących taryfach, postawili sobie za zadanie rezygnację z pary z elektrociepłowni, a wraz z wprowadzeniem „kotłowni alternatywnej” tym bardziej będą budować własne kotłownie parowe.

Menedżerów elektroenergetyki i Ministerstwo Energii można w jakiś sposób zrozumieć – to oni odpowiadają za elektroenergetykę. Ale nie sposób zrozumieć motywacji byłego Ministerstwa Rozwoju Regionalnego i nowo utworzonego Ministerstwa Budownictwa! Przecież mieszkalnictwo i usługi komunalne już w latach 1996-2014 miały niewielki, bo zaledwie 20%, ale obniżkę kosztu składnika paliwowego w taryfie – zamiast uzasadnionych 70%.

Paradoks zdecydowanej politycznej regulacji taryf lobbowanej metody „alternatywnej kotłowni” polega na tym, że przy wytwarzaniu energii cieplnej i elektrycznej cały ogromny efekt oszczędności paliwa w wysokości 45-48 °% jest w całości przypisuje się obniżce kosztów paliwa na energię elektryczną, rzekomo poprawiając 2,3-krotną efektywność elektroenergetyki z 37°% do absurdalnie nieosiągalnej wartości około 85%o (z 332 do 145 g.t/kWh). Jednocześnie odbiorcy ciepła w budownictwie mieszkaniowym i usługach komunalnych, posiadający prawne technologiczne prawo do odpadowego ciepła z turbin parowych elektrowni cieplnych przy trzykrotnie – czterokrotnie niższych kosztach paliwa, będą dotować energetykę elektroenergetyczną paliwem w ramach „alternatywnego metoda kotłowni”. Zamiast kosztów realnych, za ciepło odpadowe (ok. 4070 kg.e.t/Gcal) pokryją narzucone politycznie koszty w wysokości 163-168 kg.e.t/Gcal „alternatywnej kotłowni” + „głównych sieci ciepłowniczych”.

Doświadczenia zachodnie

Absurdalny wynik ukrytego subsydiowania krzyżowego paliw nie znajduje potwierdzenia ani w teorii, ani w praktyce i jest efektem wieloletniej zmowy politycznej „monopolu elektroenergetycznego” z regulatorami polityki taryfowej. Jest to charakterystyczne wyłącznie dla radzieckiej energetyki, która była częścią gospodarki planowej, a potem próbowano ją przenieść także do rosyjskiej energetyki „pseudorynkowej” poprzez „mętne” i niepewne standardowe jednostkowe zużycie paliw w elektrowniach cieplnych .

W żadnym z krajów zachodnich posiadających zaawansowaną technologię energetyczną nie ma takich politycznych salt w zakresie regulacji energetyki! Wręcz przeciwnie, nie dopuszczając takiej koncepcji jak „alternatywna kotłownia dla elektrowni cieplnych”, w energetyce zachodniej opierają się one na metodzie Wagnera – metodzie „równoważnej CES” (elektrowni kondensacyjnej).

Oto kilka cytatów:

1. Polska, 1965:„...zgodnie z metodą Wagnera do wytworzenia energii elektrycznej w elektrowni cieplnej należy zużyć taką samą ilość paliwa, jaką zużywa potężna przemysłowa elektrownia kondensacyjna budowana równolegle z tą elektrownią cieplną. Do obliczeń należy przyjąć koszty stałe związane z produkcją energii elektrycznej w elektrowniach cieplnych koszty stałe w systemie elektroenergetycznym, w którym wytwarzana jest energia elektryczna kondensacyjna…” .

2. USA, 1978:„Równowna metoda IES całkowicie pokrywa się z metodą alokacji kosztów stosowaną w Stanach Zjednoczonych, gdzie w 1978 roku wprowadzono ustawę o polityce regulacyjnej użyteczności publicznej (PURPA). Zgodnie z tym prawem energię elektryczną wytwarzaną w elektrowniach cieplnych lub elektrowniach alternatywnych należy oceniać na podstawie zaoszczędzonych kosztów w dużych elektrowniach jądrowych. System elektroenergetyczny ma obowiązek zakupu energii elektrycznej od elektrociepłowni po cenie odpowiadającej kosztom wybudowania i eksploatacji nowej mocy w systemie. Ustawę tę uważa się za najskuteczniejszą ustawę energetyczną w historii Stanów Zjednoczonych. Zapewniło to znaczne oszczędności paliwa oraz przyspieszyło budowę nowych elektrociepłowni i elektrowni alternatywnych…” .

3. Niemcy, 2001:„...w NRD, podobnie jak w Rosji, oszczędności paliwa podczas skojarzonej produkcji energii w elektrowniach cieplnych przypisano energii elektrycznej, a zużycie paliwa do wytwarzania ciepła obliczano w taki sam sposób, jak w przypadku kotłowni. W gospodarce rynkowej daje to całkowicie fałszywy sygnał, co skutkuje przyspieszeniem budowy kotłowni i zmniejszeniem obciążenia rosyjskich elektrociepłowni. Straty paliwa sięgają milionów ton rocznie. W metodach przyjętych w Zachodnia Europa, oszczędności paliwa w cyklach kombinowanych dotyczą energii cieplnej, co oczywiście zwiększa konkurencyjność elektrociepłowni w stosunku do kotłowni. W efekcie, nie zmieniając całkowitych kosztów dla odbiorcy, w związku z nieznaczną podwyżką stawek za energię elektryczną, stawka za energię cieplną odbieraną z elektrociepłowni obniżyła się o jedną czwartą…” .

4. Polska, 1983:„Zaproponowano bardzo proste kryterium weryfikacji poprawności sposobu alokacji kosztów dla elektrowni cieplnych. Formułuje się go następująco: koszt ciepła wytworzonego w elektrowni cieplnej powinien maleć wraz ze spadkiem ciśnienia pary na wylocie turbiny. W granicy, gdy ciśnienie pary zbliża się do ciśnienia w skraplaczu, koszt ciepła powinien dążyć do zera…” .Komentarz autora artykułu: Zwracam uwagę na dokładnie „do zera”, a nie na 100% ceny alternatywnej kotłowni (Tabela 1)!

5. Francja, 1987: „Główną konsekwencją zmian taryfowych jest znacząca różnica cen krańcowych pomiędzy okresami niskiego obciążenia, kiedy cena krańcowa jest równa kosztowi paliwa, a okresami, w których konieczne jest uruchomienie urządzeń szczytowych o bardzo wysokich kosztach eksploatacji, oraz także wtedy, gdy zaspokojenie dodatkowego zapotrzebowania wymaga opracowania nowego sprzętu. Koszt krańcowy może zatem różnić się o współczynnik 20:1 pomiędzy tymi dwoma skrajnościami…” .

Przy zasilaniu energią „kondensacyjną” z najnowocześniejszej państwowej elektrowni miejskiej i elektrociepłowni współczynnik efektywności paliwowej ( DO pit) dla odbiorcy końcowego z zakresu mieszkalnictwa i usług komunalnych wynosi nie więcej niż 32-35%. Pozostałe 68-65% energii paliwa jest bezpowrotnie tracone środowisko, w tym w elektrowniach okręgowych, odprowadzanie ciepła do atmosfery przez chłodnie kominowe wynosi 45-48 % energię paliwa, a 8-12% energii paliwa zużywa się na ogrzewanie przewodów i transformatorów w sieciach elektrycznych.

Dotowanie produkcji energii elektrycznej paliwem kosztem odbiorców ciepła odpadowego jest analfabetą, absolutnie bezcelowym i całkowicie pozbawia motywacji inwestycyjnej do wdrażania najnowszych technologii!

Jest to sprzeczne ze wszystkimi prawami fizycznymi i stanowi wyraźny przykład monopolistycznego spisku pomiędzy największymi odbiorcami energii elektrycznej a kompleksem elektroenergetycznym z organami regulacyjnymi. Bez opanowania analizy krańcowych kosztów paliwa, naruszając zasady ciągłości wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej w skojarzonym wytwarzaniu energii, regulatorzy energetyki (Ministerstwo Rozwoju, Ministerstwo Energii, Służba federalna według taryf, REC, Federalna Służba Antymonopolowa) w coraz większym stopniu zwiększają ukryte subsydiowanie krzyżowe energii elektrycznej z paliwem kosztem odbiorców ciepła odpadowego z turbin parowych elektrowni cieplnych, krajowego kompleksu mieszkaniowego i usług komunalnych, przerzucając wszystkie niepotrzebne koszty na nich.

Późniejsze przyznanie się do błędu...

N. L. Astakhov jest jednym z czołowych ideologów praktycznego 50-letniego stosowania metody „fizycznej” w latach 1966–2002, twórcą i realizatorem wielu dokumenty regulacyjne począwszy od „Instrukcji i wytycznych ORGRES 1966”, aż po „Wytyczne dotyczące sporządzania raportu elektrowni i spółka akcyjna energia i elektryfikacja na sprawność cieplną urządzeń RD 34.08.552-95”.

Siedem lat po napisaniu ostatnich instrukcji dotyczących „Aktualnej metody ORGES” w 2002 r. N. L. Astachow w swoim artykule „Niektóre metody” był zmuszony przyznać się do przeciętności i błędności stosowania „metody fizycznej” oraz wykonalności i zasadności stosowania metody egzergii do rozdziału zużycia paliwa przez kotły energetyczne Elektrociepłownia pomiędzy energię elektryczną i ciepło.”

« Metoda fizyczna. Wszystkie oszczędności uzyskane dzięki ciepłownictwu przypisywane są energii elektrycznej. Specyficzne zużycie paliwa nie odzwierciedla specyfikacje(parametry pary świeżej) urządzenia elektrowni cieplnych. W przypadku turbiny T-250-240 pracującej z trójstopniowym podgrzewaniem wody sieciowej oraz turbiny R-6-35 koszty jednostkowe zarówno energii elektrycznej, jak i ciepła są prawie takie same. Opierając się wyłącznie na wartościach jednostkowego zużycia paliwa, nie można odpowiedzieć na pytanie: w jakim celu zwiększono ciśnienie pary świeżej z 35 do 240 kgf/cm2.

Obecna metoda. Przewidywanie i analiza są złożone. W przypadku zmiany trybu pracy TPP zmieniają się oba jednostkowe zużycia paliwa.

Analog metody egzergii. Oszczędności paliwa dzięki ciepłownictwu w całości przypisuje się ciepłu. Metoda odzwierciedla rzeczywistą zależność pomiędzy obciążeniami elektrycznymi i cieplnymi zespołów turbinowych, a także mocą cieplną (zużyciem paliwa) kotłów. Specyficzne zużycie paliwa na energię elektryczną jest prawie równe specyficznemu zużyciu w cyklu kondensacji. Dlatego jego wartość dla elektrociepłowni (a także dla CPP) bezpośrednio odzwierciedla poziom techniczny urządzenia (parametry pary świeżej). Prognoza i analiza jednostkowego zużycia paliwa, podobnie jak przy zastosowaniu metody fizycznej, jest prosta.”

Zniszczenia dla kraju i miasta przez „mroczną” CHPP NUR

Zważmy koszt szkód wyrządzonych przez „alternatywną kotłownię” osadzie, miastu lub krajowi. Koszt szkody dla społeczeństwa określa wielkość utraconych oszczędności paliwa w wyniku wykorzystania ciepła odpadowego z turbin parowych, które można wykorzystać do skojarzonego zaopatrzenia w energię cieplną i elektryczną:

dla nowoczesnych państwowych elektrowni rejonowych i elektrociepłowni pracujących w trybie kondensacyjnym potencjał oszczędności paliwa wynosi co najmniej 49-55% rocznego zużycia paliwa przez państwową elektrownię rejonową;
dla nowoczesnych „kotłowni alternatywnych” potencjał oszczędności paliwa wynosi co najmniej 7580 % z rocznego zużycia paliwa w kotłowni grzewczej;
w przypadku nowoczesnych kondensacyjnych zespołów turbin gazowych o cyklu kombinowanym potencjał oszczędności paliwa wynosi co najmniej 25% rocznego zużycia paliwa przez zespół turbin gazowych o cyklu kombinowanym

Dobry przykład

Jako przykład rozważmy szczegółowo, co sektor energetyczny miasta Omsk stracił w wyniku stosowania „metody fizycznej 1950 r.” w latach 1992–2006. Analiza wskaźników techniczno-ekonomicznych pracy JSC Omskenergo w latach 1992-2006 pokazuje, że zastosowanie „metody fizycznej” do obliczania taryf doprowadziło do masowego odłączania odbiorców ciepła od elektrowni cieplnych oraz budowy nieefektywnych kwartalnych i kotłownie na dachach.

Oto liczby i fakty:

1. Przy istniejącej rezerwie niewykorzystanej mocy cieplnej (ok. 2531 Gcal/h, czyli 40% mocy cieplnej) SA „Omskenergo” – elektrownie cieplne Omsk straciły w samych latach 2005-2006 około 562 Gcal/h „żywych” odbiorców ciepła .

2. W mieście Omsk, w obszarze zasięgu sieci ciepłowniczych spółki akcyjnej Omskenergo, zbudowano ponad 18 prymitywnych kotłowni na gorącą wodę, których obciążenie cieplne można było podłączyć do istniejących sieci ciepłowniczych firmy Omskenergo JSC.

3. Zdemontowano i natychmiast sprzedano następujące główne sieci ciepłownicze DN 500-600 mm: „CHP-4 - TPK” (ok. 166 Gcal/h), „CHP-2 - TPK” (ok. 96 Gcal/h), a także jako „CHP -5 - ferma drobiu - wieś „Rostovka” (około 100 Gcal/h).

4. To właśnie z powodu „metody fizycznej z 1950 r.” elektrociepłownia Omskenergo ma bardzo niski stopień wykorzystania mocy elektrycznej – tylko około 59% (5951 mln kWh w 2005 r. zamiast 9940 mln kWh w 1990 r.).

5. Liczba godzin zużycia energii elektrycznej (HHUR) elektrociepłowni Omskenergo wynosiła około 2700-2900 godzin/rok w porównaniu z rzeczywistą wartością wynoszącą 6600 godzin/rok.

6. Federalny regulator, stosując „metodę fizyczną”, zapewnił ponad półtorakrotny wzrost zakupów energii elektrycznej kondensacyjnej z hurtowego rynku energii (3 020 mln kWh w 2005 r. wobec 1 901 mln kWh w 1990 r.). Zamiast obejmować tylko szczytowe części wykresu (nie więcej N szczyt = 1500-2000 godz./rok), regulator rynku hurtowego przejął 99% części bazowej harmonogramu obciążenia N podstawa = 6480 godz./rok.

Dodatkowo rozważymy również efekt oszczędności utraconego paliwa w Omsku od 10 stycznia 1950 r. do chwili obecnej. Jeżeli w 1950 r. regulator polityczny nie narzucił stosowania „metody fizycznej”, to w oparciu o obciążenie grzewcze odbiorców Omska (18,83 mln Gcal/rok w 2005 r.) i wykorzystanie wysokich parametrów pary w miejskich elektrociepłowniach (240 ata, 560 °C) potencjał skojarzonej produkcji energii elektrycznej dla Omska wyniósłby 14,123 miliardów kWh.

Zapewniłoby to w pełni nie tylko własne zużycie energii elektrycznej bezpośrednio przez wszystkich odbiorców obwodu omskiego (9,1696 mld kWh), ale umożliwiłoby nawet import energii elektrycznej do sąsiednich regionów na poziomie 4,953 mld kWh.

Efekt oszczędności utraconego paliwa dla Omska wyniósł około 35,9%:

Czyli 100% - 64,1% = 35,9%.

8,122 - 5,206 = 2,916 mln tce/rok.

„Wzorzec klimatyczny” energochłonności regionu

Klimatyczny obraz energochłonności regionu na przykładzie Omska pozwala jasno i wizualnie pokazać efektywność skojarzonej produkcji energii w Elektrociepłowni 130 ATA – w porównaniu do oddzielnej produkcji energii elektrycznej w nowoczesnej państwowej elektrowni rejonowej i energii cieplnej w najlepsza „kotłownia alternatywna” z roczną oszczędnością paliwa do 40,3% (tab. 2).

Ze stołu 2 wyraźnie pokazuje, że elektrociepłownia węglowa 130 ata może zapewnić całoroczną produkcję energii elektrycznej przy NHIM = 8445 h/rok (to jest 96,4%!) zawsze bardziej opłacalna niż produkcja prąd w najnowocześniejszej państwowej elektrowni rejonowej, nawet przy ciśnieniu 240 ata i nawet na gazie!

Podstawową przyczyną niezapewnienia tych wskaźników jest fakt, że przy zastosowaniu „metodologii fizycznej” i „alternatywnej kotłowni” łączna energia elektryczna elektrowni cieplnej kupowana jest ze składnikiem paliwa nie w ilości 336,6 g.e.t/kWh, ale po cenie cena „kotłownia alternatywna”, zaniżona 2,37-krotnie: 122,8/86,5% = 142 g.t/kWh.

Wnioski i wnioski

1. Stosowanie standardowych kosztów jednostkowych (CHP NUR) i metodologii „kotłowni alternatywnej” dla CHP w skojarzeniu jest kategorycznie niedopuszczalne! Koszt błędu sięga 237-300%!

2. Nowoczesne elektrownie cieplne o parametrach pary 130 ata i jednostkowej produkcji energii elektrycznej przy zużyciu ciepła W = 0,62 MW/Gcal zawsze na poziomie 40,3 % bardziej ekonomiczny niż „GRES + kotłownia”.

3. Elektrociepłownia pod względem energii elektrycznej jest zawsze na równi ekonomiczna z państwową elektrownią rejonową o jednostkowym zużyciu paliwa na poziomie -336,6 g.t/kWh (paliwo - węgiel), jednak biorąc pod uwagę fakt, że są one zlokalizowane w centrum obciążeń elektrycznych i nie ma ich 4-6 % straty w głównych liniach elektroenergetycznych powinny zawsze znajdować się w bazowej części harmonogramu obciążenia, a państwowych elektrowniach rejonowych – w szczytowej części obciążenia.

4. W przypadku energii cieplnej jednostkowe koszty ciepła z turbin parowych elektrociepłowni są zawsze około trzy do czterech razy niższe niż w „alternatywnej kotłowni” i wynoszą zamiast tego nie więcej niż 54,14 kg.e.t/Gcal alternatywnej kotłowni 165 kg.e.t/Gcal

5. Aby ujednolicić i uregulować wskaźniki techniczno-ekonomiczne elektrowni cieplnych, konieczne jest przejście na jasno określone wskaźniki: współczynnik efektywności paliwowej DO zasilanie [%] i jednostkowa produkcja energii elektrycznej ze zużycia ciepła W[MW/Gcal].

6. Stosowanie NUR niemal całkowicie zahamowało wprowadzanie najnowocześniejszych technologii oszczędzających paliwo: dalekosiężnych głównych sieci ciepłowniczych z elektrowni jądrowych, absorpcyjnych i sprężarkowych pomp ciepła, sezonowych akumulatorów ciepła i chłodu w gruncie, skojarzonego zasilania chłodniczego na trigenerację (prąd plus ciepło plus chłód) itp.

7. Instytut Elektroenergetyki Akademii Nauk Federacji Rosyjskiej (Akademia Nauk ZSRR), Ministerstwo Rozwoju Gospodarczego i Federalna Służba Antymonopolowa powinny przeprosić kraj za wycofanie się z praktycznych kwestii utworzenia konkurencyjnego rynku paliwowego oszczędzająca taryfowa polityka energetyczna Federacja Rosyjska.

8. W celu wyeliminowania systemu ukrytych dotacji skrośnych konieczne jest opracowanie i wdrożenie nowego rodzaju produktu energetycznego „Porozumienie o skojarzeniu energii elektrociepłowni”.

Zagadnienia wyznaczania sprawności elektrowni cieplnych: Sob. artykuły / Ogólne. wyd. AV Zima. - M.: Gosenergoizdat, 1953. 118 s. Zasoby internetowe: http://exergy.narod.ru.
Bogdanow A.B. Historia wzlotów i upadków ogrzewania w Rosji // Oszczędzanie energii, 2009. Nr 3. P. 4247. Zasób internetowy: http://exergy.narod.ru.
Brodyansky V.M. List do redakcji // Elektroenergetyka, 1992. Nr 9. s. 62-63.
Bogdanow A.B. Instalacja kotłów w Rosji to narodowa katastrofa // Wiadomości o zaopatrzeniu w ciepło, 2006. Nr 10-11 // Energorynok, 2006. Nr 3-6. P. 4650. Zasób internetowy: http://exergy.narod.ru.
Shargut Y., Petella R. Egzergia: Tłumaczenie. z polskiego / wyd. V.M. Brodiański. Przerobione i dodatkowe wyd. - M.: Energia, 1968. 280 s.
Shargut Tak. Rozkład kosztów wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w elektrowniach cieplnych // Energia Cieplna, 1994. Nr 12. s. 63.
Kudryaviy V.V. Niemcy mądrze reformują swój sektor energetyczny // Industrial Gazette, 2001. nr 7-8.
Shargut Ya Termodynamiczny i analiza ekonomiczna w energetyce przemysłowej //Warszawa WNT, 1983.
Lesker V. Kalan J.B. Zarządzanie taryfami i obciążeniem: doświadczenia francuskie / EDF (Paryż, Francja), IEEE Transactions of Power Systems. Tom. 2. Nie. 2. Maj 1987. Zasoby internetowe: http://exergy.narod.ru.
Ministerstwo Energii ZSRR. Dyrekcja Techniczna Eksploatacji Systemów Energetycznych „Instrukcje i wytyczne dotyczące normalizacji jednostkowego zużycia paliw w elektrowniach cieplnych”. - M.: BTI ORGRES, 1966.
Astakhov N.L. Wytyczne w sprawie przygotowania raportu dla elektrowni i spółki akcyjnej ds. energetyki i elektryfikacji w sprawie sprawności cieplnej urządzeń RD 34.08.552-95: Ministerstwo Paliw i Energii Rosji. - M.: OJSC Firma ORGRES, 1995.
Astakhov N.L. Niektóre metody podziału zużycia paliwa przez kotły elektrowni cieplnej na energię elektryczną i ciepło: Raporty Jubilee. naukowo - praktyczne Konferencja poświęcona 50-leciu Służby Cywilnej IPK. T. 3. - M.: OJSC „Firma ORGRES”, 2002. s. 90-97.

Zgodnie z wymogami Ministerstwa Energii Federacji Rosyjskiej organizacje zajmujące się działalnością regulowaną (wytwarzanie, dystrybucja i przesyłanie energii cieplnej i elektrycznej) są zobowiązane do corocznego obliczania standardów paliwowo-energetycznych i przedkładania ich do zatwierdzenia właściwym organom .

Grupa EGS oferuje usługi w zakresie obliczania, uzasadniania i badania NUR z reprezentacją interesów Klienta w Ministerstwie Energii Rosji i Regionalnych Komisjach Energetycznych, wsparcie doradcze w zakresie sprawozdawczości statystycznej, ujawniania informacji i innych zagadnień nieodłącznie związanych z procesem racjonowania zużycia paliwa.

Proces obliczania i zatwierdzania

REC (regionalna komisja ds. energii) dokonuje przeglądu dokumentacji (uzasadnionej) w celu obliczenia standardowego jednostkowego zużycia (NUR) zasobów energii na wytworzenie jednostki energii cieplnej ( Zarządzenie Ministerstwa Energii Federacji Rosyjskiej z dnia 30 grudnia 2008 r. N 323 „W sprawie organizacji w Ministerstwie Energii Federacji Rosyjskiej prac nad zatwierdzeniem szczegółowych norm zużycia paliwa dla dostarczanej energii elektrycznej i cieplnej z elektrowni cieplnych i kotła domy" ) REC zatwierdza swój NUR lub NUR obliczany przez „Grupa EGS”. Na podstawie tej NURA dokonywana jest kalkulacja ekonomiczna (która obejmuje wszystkie koszty produkcji: paliwo, personel, koszty wewnętrzne itp.), która jest przedkładana Komitetowi Taryfowemu. Komisja Taryfowa dokonuje przeglądu dokumentacji i wydaje postanowienie o zatwierdzeniu taryfy.

Okresy ważności

Dokumentacja jest ważna przez 5 lat (art. 19 zarządzenia 323), przy czym przysługuje im prawo do korzystania z dokumentów przez trzy lata, jeżeli spełnione są warunki określone w art. 19. Rachunek ekonomiczny przesyłany jest raz do roku do Komitetu Taryfowego. I jest ważny przez 1 rok kalendarzowy.

W rzeczywistości wszystkie organizacje prowadzące działalność regulowaną opracowują raz w roku dokumentację normatywną i techniczną (dokumentację normatywno-techniczną) w celu podwyższenia taryfy. Uważa się, że NTD wyposażenie kotła. Bardziej opłaca się przedstawić komisji rachunek ekonomiczny po corocznej podwyżce cen gazu.

wyniki

Efekt ekonomiczny realizowany jest dzięki różnicy taryf (średni koszt energii cieplnej w Petersburgu w 2012 roku dla firm z NTD za NUR wynosił 1100-1250 rubli za 1 Gcal. W niektórych przypadkach 1300-1400).

Ceny za kalkulację i uzasadnienie poziomów paliwa NUR ustalane są indywidualnie.

Nasi menedżerowie chętnie doradzą Ci we wszystkich kwestiach za pośrednictwem wielokanałowego telefonu:

Aktualności

Zakończono prace nad nową wersją 325.12.11 pakietu oprogramowania RaTeN-325 (31.07.2013).

Zakończono prace nad nową wersją 323-66.09.1 pakietu oprogramowania RaTeN-323-66 (31.07.2013). Pakiet oprogramowania uzupełniają następujące funkcje:

Zarządzenie Ministerstwa Energii Rosji z dnia 10 sierpnia 2012 r. nr 377 zostało opublikowane i weszło w życie. 19.12.2012 opublikowano w „Rossijskiej Gazecie” oraz w dniu 30.12.2012 Zarządzenie Ministerstwa Energii Rosji z dnia 08.10.2012 nr 377 (zarejestrowane w Ministerstwie Sprawiedliwości Rosji w dniu 28.11.2012 r.) 2012 pod nr 25956) „W sprawie procedury ustalania norm strat technologicznych podczas przesyłu energii cieplnej, chłodziwa, norm jednostkowego zużycia paliwa przy wytwarzaniu energii cieplnej, norm dotyczących zapasów paliw w źródłach energii cieplnej (z wyjątkiem źródeł energii cieplnej pracujące w trybie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej), w tym na cele regulacje rządowe cen (taryf) w sektorze zaopatrzenia w ciepło.”
Wraz z wydaniem zarządzenia wykonano klauzulę 21 Rozporządzenia Rządu Federacji Rosyjskiej z dnia 30 grudnia 2010 r. Nr 2485-r. Zarządzenie wprowadziło zmiany do zarządzeń Ministerstwa Energii Rosji z dnia 4 września 2008 r. nr 66 oraz z dnia 30 grudnia 2008 r. nr 323 i nr 325. Zmiany zostały uwzględnione w pakietach oprogramowania RaTeN-323- 66, RaTeN-325 i RaTeN323-DES. Zakończono prace nad nową wersją pakietu oprogramowania RaTeN-325 (16.08.2012). Pakiet oprogramowania został uzupełniony o następujące funkcje: - dodano możliwość zmiany sortowania paszportów sieci Steam,
- przy obliczaniu sieci parowych, jeśli przy obliczaniu SQRT w iteracjach pojawią się wartości ujemne, dodany zostanie komunikat informujący o błędnym obliczeniu. Opracowano program „Odłączanie abonentów”.,
zaprojektowany w celu rozszerzenia możliwości pracy z awariami abonentów w pakiecie oprogramowania „ARM-Teplopredpriyatie” („ARM-Teplosbyt”). o możliwościach programu i jego kosztach. Wszystkie systemy oprogramowania RaTeN otrzymały nowe certyfikaty zgodności. Kompleksy oprogramowania „RaTen-325”, „RaTen-323-66” i „RaTen-323-DES” otrzymały Certyfikaty zgodności w dobrowolnym systemie certyfikacji w kompleksach mieszkaniowych, komunalnych i budowlanych Federacji Rosyjskiej „ZHILKOMMUNSTROYSERTIFIKACJA”. Certyfikaty są ważne na terenie całej Federacji Rosyjskiej od 01.04.2012 do 31.03.2015. Pismo informacyjno-metodologiczne CJSC Roskommunenergo z dnia 12 marca 2012 r. CJSC „Roskommunenergo” przygotowało pismo informacyjno-metodyczne z dnia 12 marca 2012 r. „W sprawie obliczeń i uzasadnienia projektów norm jednostkowego zużycia paliwa dla dostarczanej energii cieplnej z kotłowni ciepłowniczych (ciepłowni przemysłowych).”.
Tekst pisma można znaleźć na stronie internetowej CJSC Roskommunenergo (http://www.roskomen.ru) w sekcji „Przydatne informacje”. Zakończono prace nad kolejnymi wersjami programów RaTeN-323-66.8.4 i RaTeN-325.12.5 (04.10.2012). W programie PC „RaTeN-323-66” w kalkulacji kosztów energii cieplnej na potrzeby własne kotłowni dla komponentu „Straty energii cieplnej z wodą oddmuchową”, możliwość usunięcia błędnych obliczeń dla kotła, w którym nie przewidziano odsalania został dodany. Ta funkcja została zaimplementowana poprzez dodanie standardowej funkcji wprowadzania „pustej” wartości przy wyborze rodzaju oczyszczania. W PC „RaTeN-325” w sekcji „Podsumowanie obliczeń strat” dodano Nowa forma(f.2), zawierający szczegółowe informacje o stratach energii cieplnej i chłodziwa w sieciach wodociągowych w rozbiciu na kwartały, miesiące, przeznaczenie sieci i rodzaje strat. Formularz nie jest obowiązkowy, gdyż nie jest przewidziany w Instrukcji, natomiast rozszerza możliwości analizy wyników obliczeń. W komputerach PC „PaTeH-323-66” i PC „PaTeH-325” dodano opcję importu danych. Dane można importować z plików tekstowych danej konstrukcji. Dla pakietu oprogramowania „ARM-Teplopredpriyatie” („ARM-Teplosbyt”) opracowano blok do tworzenia faktur korygujących. Dodatek ten realizuje postanowienia pisma Federalnej Służby Podatkowej Federacji Rosyjskiej z dnia 28 września 2011 r. nr ED-4-3/15927@. Wersja z określonym blokiem jest udostępniana bezpłatnie na żądanie użytkownikom pakietu oprogramowania posiadającym aktywne wsparcie. Zakończono prace nad nową wersją pakietu oprogramowania RaTeN-325. Centrum Naukowo-Techniczne Kompas LLC wraz ze spółką Roskommunenergo CJSC zakończyło prace nad przygotowaniem nowej wersji pakietu oprogramowania RaTeN-325, uwzględniając postanowienia zawarte w Rozporządzeniu Ministra Energii Federacji Rosyjskiej z dnia 01.02.2010 nr 2010. 36 „W sprawie zmian do Rozporządzeń Ministerstwa Energii Rosji z dnia 30 grudnia 2008 r. nr 325 i 30 grudnia 2008 r. nr 326” oraz Listu Informacyjnego Ministerstwa Energii Federacji Rosyjskiej i Komisji ds. Zatwierdzenia Norm z dnia 28 grudnia 2009 r. w sprawie poprawy jakości sporządzania obliczeń i uzasadnienia norm strat technologicznych w transporcie energii cieplnej.Nowa wersja jest bezpłatna.Udostępniana jest na żądanie użytkownikom pakietu oprogramowania posiadającym aktualne wsparcie. Dla pakietu oprogramowania „RaTeN-323-66” opracowano dodatkowy moduł „Ładowanie kotłów”. Centrum Naukowo-Techniczne Compas zakończyło prace nad dodatkowym modułem „Ładowanie kotła” dla pakietu oprogramowania RaTeN-323-66. Prace przeprowadzono w odpowiedzi na liczne prośby użytkowników pakietu oprogramowania – przedsiębiorstw ciepłowniczych i organizacji eksperckich. Zgodnie z „Instrukcją ...”, zatwierdzoną rozporządzeniem Ministerstwa Energii Rosji z dnia 30 grudnia 2008 r. Nr 323, obliczenia grupowego NUR dla kotłowni należy dokonać na podstawie indywidualnego kotła NUR jednostek, ich produktywność i czas pracy w poszczególnych miesiącach planowanego roku. Natomiast rozkład obciążeń cieplnych pomiędzy jednostkami powinien opierać się na zasadzie minimalizacji kosztów paliwa. Przy ustalaniu tych parametrów pojawia się dobrze znany problem, swego rodzaju „błędne koło”: całkowitą wielkość produkcji energii cieplnej kotłowni oblicza się jako sumę wartości wyjściowych (dostawa do sieci) i kosztów potrzeby własne, a koszty na potrzeby własne zależą z kolei od wielkości produkcji i rozkładu obciążeń pomiędzy kotłami. Zadanie to nie jest w żaden sposób uregulowane w „Instrukcji…”, tj. wykracza poza jego zakres, co jednak nie neguje jego obligatoryjnego rozwiązania przy obliczaniu NUR. W przypadku takich problemów zwykle stosuje się metodę iteracyjną. Jednak ze względu na konieczność przeprowadzania szczegółowej kalkulacji wielkości własnych potrzeb punkt po pozycji na każdym etapie procedury iteracyjnej, obliczenia ręczne stają się bardzo pracochłonne. Moduł „Ładowanie kotła” w pełni automatyzuje całą iteracyjną procedurę ustalania wielkości produkcji energii cieplnej kotłowni poprzez potrzeby zasilania i potrzeb pomocniczych oraz obliczania rozkładu obciążeń pomiędzy kotłami. Szczegółowe wyniki obliczeń prezentowane są w formie tabeli ułatwiającej ich analizę. Wyniki te są następnie eksportowane do głównej części pakietu oprogramowania RaTeN-323-66, gdzie służą do obliczenia NUR. Pakiet oprogramowania RaTeN-325 został uzupełniony o nową, ważną opcję. Aktualna wersja pakietu oprogramowania „RaTeN-325” zapewnia obliczenia i utworzenie tabeli 6.2 zgodnie z załącznikiem nr 6 do „Instrukcji organizacji pracy w Ministerstwie Energii Federacji Rosyjskiej w sprawie obliczania i uzasadniania norm technologicznych straty podczas przesyłu energii cieplnej”, zatwierdzony zarządzeniem Ministerstwa Energii Rosji z dnia 30 grudnia 2008 r. nr 325. Tabela zawiera, w kontekście odcinków sieci ciepłowniczej, dane dotyczące rurociągów i godzinnych strat ciepła poprzez konstrukcje termoizolacyjne rurociągów. Obecnie zakończono prace nad nową wersją pakietu oprogramowania, która została uzupełniona o nową ważną opcję. Zapewniono utworzenie czterech nowych tabel, które w istotny sposób uzupełniają i uszczegóławiają tabelę 6.2. W nowych tabelach znajdują się także następujące dane w podziale na odcinki sieci ciepłowniczej w ujęciu miesięcznym i rocznym (ogółem i średniogodzinowo):

Nowa wersja jest dystrybuowana bezpłatnie na żądanie dla użytkowników pakietu oprogramowania RaTeN-325, którzy posiadają aktualne wsparcie. Zakończono prace nad nową wersją pakietu oprogramowania RaTeN-323-66. W związku z publikacją Biuletynu Informacyjnego Ministra Energii i Komisji ds. Zatwierdzenia Norm z dnia 21 września 2009 roku w sprawie wyliczania NUR dla energii cieplnej dostarczanej przez kotłownie ciepłownicze (ciepłownie przemysłowe), Centrum Naukowo-Techniczne Compas LLC wraz z Roskommunenergo CJSC” zakończyły prace nad przygotowaniem nowej wersji pakietu oprogramowania „RaTeN-323-66”, uwzględniając postanowienia zawarte w Piśmie. Nowa wersja wprowadza następujące główne dodatki: 1. Możliwość obliczono składnik CH „Strata energii cieplnej z wodą odmulającą” dla kotłów parowych, przy ciągłym i okresowym nadmuchu.
2. Schemat obliczania składowej CO „Zużycie energii cieplnej na ogrzewanie pomieszczeń kotłowni” został zasadniczo zmieniony. Zgodnie z Listem przewidziano możliwość oddzielnych obliczeń dla strefy roboczej (dolnej) i górnej pomieszczenia produkcyjne. Wdrożono kalkulację kosztów energii cieplnej dla wentylacji nawiewnej i jej rozliczanie w ramach systemu SN.
3. Wprowadzono możliwość obliczania NUR odrębnie ze względu na rodzaj paliwa wykorzystywanego przez przedsiębiorstwo dostarczające ciepło i wprowadzono nowy formularz wyjściowy tego obliczenia. Nowa wersja jest dystrybuowana bezpłatnie na żądanie dla użytkowników pakietu oprogramowania, którzy posiadają istniejące wsparcie. Pisma informacyjne Ministerstwa Energii Federacji Rosyjskiej i Komisji ds. zatwierdzenia norm z dnia 21 września 2009 r. Ministerstwo Energii Federacji Rosyjskiej (Departament Polityki Energetycznej Państwa i Efektywności Energetycznej) oraz Komisja w sprawie zatwierdzenia norm dotyczących określonego zużycia paliwa, standardów tworzenia rezerw paliwa dla kotłowni i przedsiębiorstw energetycznych kompleksu mieszkalno-usługowego, Normy dotyczące strat technologicznych energii elektrycznej i cieplnej wydały pisma informacyjne (wyjaśnienia) w dniu 21 września 2009 r. „W sprawie poprawy jakości sporządzania obliczeń i uzasadnienia norm…”. Pisma wydawane były według następujących standardów:

Teksty wymienionych listów informacyjnych można znaleźć na przykład na stronie internetowej ZAO Roskommunenergo (http://www.roskomen.ru) w sekcji „Przydatne informacje”.

Wszystkie systemy oprogramowania RaTeN otrzymały nowe certyfikaty zgodności!

Pakiety oprogramowania „RaTeN-325” i „RaTeN-323-66”, będące znacznie rozszerzonymi nowymi wersjami znanych komputerów PC „RaTeN-265” i „RaTeN-268”, otrzymały Certyfikaty Zgodności w systemie dobrowolnej certyfikacji w sektorze mieszkalnictwa i usług komunalnych Federacji Rosyjskiej „Roszhilkommunsertifikatsiya” Certyfikaty są ważne na terenie całej Federacji Rosyjskiej i obowiązują od 01.04.2009 do 31.03.2012.

Rozbudowa istniejących komputerów PC i zmiana ich nazwy wiąże się z wydaniem nowych zarządzeń Ministra Energii Federacji Rosyjskiej z dnia 30 grudnia 2008 r. nr 323 i 325 i w związku z tym utratą mocy dotychczas obowiązujących zarządzeń Ministra Przemysłu i Energii z dnia 4 października 2005 r. Nr 265 i 268, które ustaliły tryb obliczania norm paliwowo-energetycznych.

Zakończono prace nad pakietem oprogramowania realizującego obliczenia standardów tworzenia zapasów paliwa.

Centrum Naukowo-Techniczne Kompas i Roskommunenergo CJSC zakończyły prace nad programem komputerowym „Obliczanie standardów tworzenia zapasów paliwa w kotłowniach”. Program realizuje zależności projektowe zgodnie z sekcja III„Instrukcja organizacji w Ministerstwie Energii Federacji Rosyjskiej prac nad obliczaniem i uzasadnieniem standardów tworzenia zapasów paliwa w elektrowniach cieplnych i kotłowniach”, zatwierdzona zarządzeniem Ministerstwa Energii Federacji Rosyjskiej z dnia 09 /04/2008. Nr 66.

Strukturalnie program jest realizowany w ramach programu RaTeN-268, szeroko stosowanego przez przedsiębiorstwa dostarczające ciepło, organizacje eksperckie i regionalne organy regulacyjne ds. Taryf, który zapewnia obliczanie określonych norm zużycia paliwa dla kotłowni.

Rozporządzenie Ministra Energii Federacji Rosyjskiej z dnia 30 grudnia 2008 r. Nr 323 zatwierdziła „Instrukcję organizacji pracy w Ministerstwie Energii Rosji w celu obliczenia i uzasadnienia szczegółowych norm zużycia paliwa dla energii elektrycznej i cieplnej dostarczanej z elektrociepłowni i kotłowni”, a także ogłosiła zarządzenie Ministerstwa Przemysłu i Energia Federacji Rosyjskiej z dnia 4 października 2005 r. nr 268 za nieważną. W tym zakresie opracowany program zintegrowany otrzymał nową nazwę RaTeN-323-66 „Obliczanie norm jednostkowego zużycia paliwa dla energii cieplnej dostarczanej z kotłowni oraz standardów tworzenia zapasów paliwa w kotłowniach”. W zakresie wyliczania NUR program wdraża wszystkie innowacje przewidziane w Instrukcji.

Nowy program jest w pełni kompatybilny z RaTeH-268, po przejściu na niego zapewniony jest automatyczny transfer istniejących baz użytkowników.

W dniach 6 - 8 kwietnia 2009 r. odbędzie się szeroka demonstracja systemów oprogramowania do obliczania standardów paliwowo-energetycznych. w Moskwie

CJSC „Roskommunenergo” i Rosyjskie Stowarzyszenie „Energia Użytkowa” im. E. Khizha z udziałem Akademii Pracy i Stosunków Społecznych organizuje w dniach 6-8 kwietnia 2009 r. 42. seminarium-konsultację na temat „Racjonowanie zasobów paliw i energii: obliczenia i uzasadnienie norm nowymi metodami”. w Moskwie.

Seminarium konsultacyjne obejmować będzie zagadnienia metodyczne obliczania i uzasadniania szczegółowych norm zużycia paliw dla dostarczanej energii elektrycznej i cieplnej, tworzenia rezerw paliw w kotłowniach ciepłowniczych (ciepłowniach przemysłowych), koszty technologiczne (straty) energii elektrycznej i cieplnej podczas przesyłu energią elektryczną i cieplną. sieci , wynikające z Instrukcji organizacji prac nad obliczaniem i uzasadnieniem norm zatwierdzonych przez Ministerstwo Energii Rosji w grudniu 2008 roku.

dokumentacja dotycząca zużycia paliwa

22. Jeżeli elektrociepłownia posiada dokumentację regulacyjno-techniczną dotyczącą stosowania paliw zatwierdzoną w ustalony sposób, NUR za energię elektryczną i ciepło dostarczone przez elektrownię (kotłownię okręgową – za dostarczone ciepło) oblicza się w kolejności określonej poprzez układ obliczania nominalnych wskaźników i norm dla określonego zużycia paliwa, który jest częścią aktualnej dokumentacji regulacyjnej i technicznej dotyczącej zużycia paliwa.

Obliczenia wykonywane są dla każdego zespołu turbinowego i każdego typu kotła.

Dla podgrupy jako całości wskaźniki ustala się poprzez zsumowanie lub zważenie wyników obliczeń wskaźników turbozespołów i kotłów wchodzących w jej skład. Generalnie dla elektrowni (kotłowni) wskaźniki wyznaczane są na podstawie wyników ich obliczeń dla poszczególnych podgrup.

Jako dane wyjściowe przyjmuje się oczekiwane wartości wskaźników charakteryzujących wielkość produkcji energii, tryby i warunki pracy elektrowni (kotłowni). czynniki zewnętrzne, rezerwy sprawności cieplnej i stopień ich wykorzystania.

Główne z tych wskaźników obejmują (dla każdego miesiąca okresu prognozy):

generowanie elektryczności;

koszty i parametry pary dostarczanej odbiorcom zewnętrznym;

dostawa ciepła do sieci ciepłowniczej;

struktura spalanego paliwa i jego charakterystyka;

temperatura powietrza na zewnątrz;

temperatury wody chłodzącej i źródłowej;

skład pracujących turbozespołów i kotłów.

W odniesieniu do konkretnej elektrowni (kotłowni) pełny skład danych wyjściowych wskazany jest na schemacie zawartym w dokumentacji technicznej zużycia paliwa.

Przy prognozowaniu taryf dokonuje się w modelach omówionych poniżej zmian, głównie związanych ze sposobami pozyskiwania danych początkowych i wyznaczania poszczególnych wskaźników turbozespołów i kotłów.

Produkcja energii elektrycznej przez elektrownie odbywa się zgodnie z bilansami energetycznymi.

Oczekiwane wartości mocy cieplnej elektrowni (kotłowni) odbiorcy zewnętrzni z parą o stałym ciśnieniu (Q) iz P woda sieciowa (Q), Gcal, oblicza się za pomocą wzorów: set.v powrót powrót Q = (SUMA D x (i - i) - SUMA G x (j - n zużycie j n powrót do j do j-3 - i)) x 10, (1) ref. proste Q = (SUMA G x (i - i) - SUMA G x network.in network.in i kieruj wychodzące sub i-3 x (i - i)) x 10 , (2) powrót ref gdzie D to dostawa pary do j-tego konsumenta, tj. Wartości konsumpcja j D jest akceptowane na podstawie żądań konsumentów; konsumpcja j i jest entalpią pary w kolektorze, z której jest ona dostarczana Liczba Pi wydzielanie pary, kcal/kg. Zaakceptowano na podstawie danych operacyjnych lub obliczone według parametrów pary określonych we wnioskach dot dostawa ciepła do odbiorców; powrót j jest entalpią powrotu kondensatu do j-tych odbiorców pary, kj kcal/kg; prosty G , G - natężenia przepływu wody bezpośredniej i uzupełniającej wg set.in i sub i i-ta główna sieć ciepłownicza, tj. przyjmowana na podstawie wniosków konsumenci; i, i - entalpie wody sieciowej bezpośredniej i rewersyjnej, prosto, ok kcal/kg. Odpowiada harmonogramowi temperatur sieci ciepłowniczej dla oczekiwana średnia temperatura zewnętrzna; i to entalpia wody w źródle zaopatrzenia w wodę, w kcal/kg. ref

23. Przy obliczaniu przewidywanych obciążeń cieplnych turbin produkcyjnych i ciepłowniczych należy zachować zasadę ich pierwszeństwa w porównaniu z innymi źródłami zaopatrzenia w ciepło, szczytowymi kotłami wodnymi (dalej - PHC), urządzeniami redukcyjno-chłodzącymi (dalej - RCU). zauważony.

Całkowite uwolnienie ciepła z ekstrakcji produkcyjnych (przeciwciśnienie) turbiny (Q), Gcal, podłączone do kolektora Przez para o tym samym ciśnieniu, w ogólna perspektywa określone wzorem: Q = (SUMA D + D + D + D - D) x (i - t) x przez zużycie j sn hn pb rząd p k-3x10, (3) gdzie D, D, D - przepływ pary z kolektora do sn xn pb potrzeby własne, gospodarstwa domowego, kotły szczytowe, t; D - dopływ pary do kolektora z podłączonej ROU Wiersz źródło pary o wyższym ciśnieniu, t; i to średnia entalpia kondensatu (zwracanego z zewnętrznego źródła Do konsumenci, potrzeby własne i ekonomiczne konsumentów) oraz dodatek uzupełniający jego brak przed regeneracją grzejnik (odgazowywacz) podłączony do kolektora, kcal/kg;

Zużycie pary na potrzeby pomocnicze oblicza się zgodnie z odpowiednimi zależnościami zawartymi w charakterystyce energetycznej urządzenia.

Wydatki na parę na potrzeby gospodarstwa domowego są akceptowane zgodnie z danymi sprawozdawczymi.

Zużycie ciepła dla kotłów szczytowych oblicza się za pomocą równań bilansu cieplnego.

Uwalnianie ciepła z mocy cieplnej turbiny obejmuje zazwyczaj:

dostarczanie ciepła odbiorcom zewnętrznym na potrzeby własne i bytowe z grzejników podłączonych do tych punktów;

zużycie ciepła na uzupełnienie sieci ciepłowniczej oraz na podgrzanie dodatku rekompensującego brak powrotu kondensatu od odbiorców wyciągów parowych o wyższym potencjale.

Oczekiwaną wartość całkowitego zapotrzebowania na ciepło z mocy cieplnych turbiny, Gcal, można obliczyć ze wzoru:

sn hn Q = SUMA Q + Q + Q + Q + SUMA ((D + D + D - następnie p set.v następnie następnie sn xn pb -3 - D) x (i - i) x 10) - Q - SUMA Q, (4) wiersz p out pvk przez gdzie Q jest oczekiwanym dopływem ciepła z PVC, Gcal. Uwalnianie ciepła pvk z kotłów szczytowych ciepłej wody (kotły szczytowe), Gcal, obliczony na podstawie prognozy czasu trwania postoju temperatury powietrza zewnętrznego (tau), przy których jest to konieczne tnv włączenie w celu zapewnienia zgodności z harmonogramem temperatur sieci ciepłownicze: pvc(pb) " " -3 Q = G x (i - i) x tau x 10, (5) pvk(pb) net.v s.v s.v tnn pvk(pb) gdzie G jest przepływem wody sieciowej przez szczytowe podgrzewanie wody sieć w kotłach lub kotły szczytowe, t/h; " " i , i - entalpie wody sieciowej przed PVC (szczyt s.v. s.v. kotły), a za nimi kcal/kg.

Przy rozdzielaniu obciążeń elektrycznych i cieplnych pomiędzy poszczególne bloki elektrowni należy dążyć do minimalizacji zużycia ciepła przez zespół turbinowy do wytwarzania energii elektrycznej.

W tym celu zaleca się korzystanie ze specjalnych programów komputerowych. W przypadku braku takich programów należy zastosować się do poniższych zaleceń.

Jeżeli elektrownia działa w okres rozliczeniowy Zgodnie z harmonogramem cieplnym w pierwszej kolejności należy wczytać selekcje turbin o najwyższej łącznej produkcji właściwej energii elektrycznej dla cyklu grzewczego w porównaniu do pozostałych turbin w podgrupie.

Gdy elektrownia działa zgodnie z harmonogramem elektrycznym, rozkład obciążeń cieplnych i elektrycznych musi odbywać się w sposób wzajemnie powiązany.

Jeżeli w elektrowni występuje kilka podgrup urządzeń, wskazane jest, aby w okresie maksymalnego obciążenia elektrycznego przenieść obciążenia cieplne do podgrupy o niższych parametrach początkowych pary świeżej, aby maksymalnie ograniczyć wytwarzanie energii elektrycznej przez jej kondensację. możliwym stopniu. Ponadto większy efekt można osiągnąć przy przenoszeniu obciążenia grzewczego.

W przypadku pracy turbin z obciążeniami elektrycznymi zbliżonymi do nominalnych, w celu uzyskania maksymalnej generacji mocy w kogeneracji, dobory jednostek tego samego typu powinny być obciążone równomiernie.

Okres letni O pracy bloków o małych obciążeniach decyduje nierównomierny rozkład obciążenia cieplnego pomiędzy turbinami, aż do momentu przekazania go na jedną z nich.

Przy równoległej pracy turbin typu PT i R z obliczeń wynika, że w pierwszej kolejności należy obciążać moce turbin PT aż do uzyskania najwyższych wartości całkowitej jednostkowej generacji energii elektrycznej w kogeneracji.

Przy rozkładzie obciążeń termicznych należy wziąć pod uwagę następujące kwestie:

ograniczenia producentów dotyczące minimalnego obciążenia wyciągów turbin;

cechy schematu instalacji grzewczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych i potrzeb wewnętrznych;

niezawodność dostaw ciepła do odbiorców.

Po rozłożeniu obciążeń termicznych zgodnie ze schematami trybów i charakterystyki regulacyjne określają minimalne parametry elektryczne moc każdej turbiny i minimalne wytwarzanie energii elektrycznej elektrownia (E), tys. kWh: min E = SUMA N x tau + SUMA N x tau, (6) min r slave pt.t slave min gdzie N, N to moc wytwarzana przez turbiny typu P (lub r pt turbiny typu PT, T przy pracy z obniżoną próżnią) oraz moc minimalna turbin PT i T przy zadanych obciążeniach ekstrakcje (przeciwciśnienie), tysiące kW. min Wartość N obejmuje wydajność grzewczą i piątek moc wytworzona na przejściu pary wentylacyjnej kondensator z całkowicie zamkniętą membraną dolnego cylindra min ciśnienie (zwane dalej LPC). Czynniki zwiększające N poza piątek minimalny wymagany poziom (regulacja nieszczelności membrany cylinder niskie ciśnienie, wzrost temperatury rury wydechowej powyżej dopuszczalnego poziomu itp.), należy potwierdzić odpowiednie dokumenty. Kondensacyjne wytwarzanie energii podlega dystrybucja pomiędzy turbinami (deltaE), tys. kWh, książka określone wzorem: deltaE = E - E (7) kn min Dystrybucja DeltaE pomiędzy turbinami opiera się na książka wstępnie obliczona charakterystyka zysków względnych zużycie ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w drodze kondensacji cykl (deltag) dla wszystkich możliwych kombinacji agregatów. Pierwszy książka kolejka ładuje agregaty o najmniejszych wartościach deltak. książka Dystrybucja dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych w parze ciśnieniem lub z wodą sieciową pomiędzy podzespołami elektrowni produkowane proporcjonalnie do obciążeń termicznych wyciągów turbin (Q , Q) zawarte w podgrupie. Następnie

Zaopatrzenie w ciepło z kotłów szczytowych ciepłej wody rozkłada się pomiędzy podgrupy urządzeń elektrowni proporcjonalnie do zaopatrzenia w ciepło wodą sieciową.

Wartości godzinowego zużycia świeżej wody wymagane do obliczeń para (D) i para do skraplaczy (D) poprzez oddzielne turbiny o 2 Dokładność wystarczająca do celów prognozowania może być oblicza się za pomocą wzorów, t/h: -3 3 D = (q x N x 10 + Q + Q) x 10 / K (8) o t.in t dalej -3 D = (q x N x 10 - 86 x N / eta - deltaQ) x 2 t.int em izl 3 x 10 / 550, (9) gdzie q jest początkowym nominalnym właściwym zużyciem ciepła brutto cyna przez turbinę, kcal/kWh;

K to stosunek zużycia ciepła i pary świeżej do turbiny. Można przyjąć równą 0,6 - 0,7 lub obliczyć za pomocą wzoru:

K = i - i + alfa x deltai, (10) o pv pp pp gdzie ja, ja, deltai - entalpia świeżej pary, składnika odżywczego o pv s woda, wzrost entalpii na ścieżce ponownego nagrzewania, kcal/kg; alfa to udział pary przegrzanej w zużyciu pary świeżej; s jest to sprawność elektromechaniczna, %. Przyjęto równą 97%; Em deltaQ - straty ciepła przez izolację turbiny, Gcal/h. izl Dla turbin o mocy 25,50 i 100 MW można przyjąć 0,49; 0,61 i 1,18 Gcal/h.

Parametry pary świeżej i pary po dogrzaniu muszą odpowiadać wartościom przyjętym w charakterystykach regulacyjnych turbin jako nominalne.

Ciśnienie pary w komorach produkcyjnych turbin oblicza się ze wzoru, kgf/cm2:

P = SUMA P x D / SUMA D + deltaP, (11) p zużycie.j zużycie.j zużycie.j p.pot gdzie P, D - ciśnienie, kgf/cm2 i przepływ pary, t, konsumpcja.j konsumpcja.j dla każdego odbiorcy zewnętrznego (na wyjściach ze stacji). Przyjmowane zgodnie z zawartymi umowami z konsumentami; deltaP - strata ciśnienia w rurociągach parowych od terminali do p.pot komory ekstrakcyjne turbin, kgf/cm2.

Ciśnienie pary w komorach spalania turbin określa się w następującej kolejności:

1. Okres prognozy dzieli się na dwie części: okres wspólna praca kotłów PCV lub szczytowych i ekstrakcji (p) i dni okres dostarczania ciepła wyłącznie z wyciągów (t). dni Na podstawie średniej oczekiwanej temperatury zewnętrznej w ciągu miesiąca dzień dni (p) (t) powietrze (t, t) określa się temperaturę wody sieciowej bezpośredniej nv nv (t), stopień. C, na podstawie wykresu temperatury termicznej sieć d.sv: (p) (p) t = F (t) (12) ds. nv (t) (t) t = F (t) (13) d.v. nv 2. Średnia temperatura wody sieciowej dla o główne grzejniki (t), st. Z: sv o (p) (t) t = ((t - delta) x p + t x t) / sv pr.sv svpvk.pb dzień pr.sv dzień/ (n + t), (14) dni dni gdzie delta t oznacza ogrzewanie wody sieciowej w PCV lub szczyt sv.pvk.pb kotły, st. Z; p ob.p delta t = t - t (15) sv.pvk.pb pr.sv sv w.p. t to temperatura wody zasilającej za głównymi podgrzewaczami,Św. odpowiadające maksymalnemu ciśnieniu pary w ciepłowniach Maks selekcje (P), deg. Z; t ob.p n t = t - Qt (16) sv us poniżej n max t - temperatura nasycenia przy ciśnieniu P, stopnie. Z; my t Qt - nominalna różnica temperatur w sieciach głównych pod grzejniki, st. Z.

3. Wyznacza się średnią temperaturę nasycenia i rzeczywiste ciśnienie pary w komorze upustowej turbiny:

około t = t + Qt (17) us sv under P = F(t) + delta P, (18) t my t.under gdzie deltaP jest stratą ciśnienia w rurociągach pary od wylotu t.pocić się kolektory do komory ekstrakcyjnej i-tej turbiny, kgf/cm2. Zwiększone zużycie ciepła do produkcji energii elektrycznej o godz warunkowy brak dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych z ekstrakcji i przeciwciśnienie turbiny (deltaQ), Gcal, określone przez wzory e(neg):

dla turbin typu PT, T:

o -3 deltaQ = (SUMA (q - q) x E) x K x 10 (19) e(neg) t t t od

dla turbin typu R, PR:

-3 deltaQ = (SUMA (q - q) x E) x K x 10, (20) e(neg) kn t t od o gdzie q, q - jednostkowe zużycie ciepła brutto dla turbiny w t t brak odprowadzania ciepła z wyciągów (regulatory ciśnienia w obu przypadkach). wybrane opcje są uwzględnione) i przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym, kcal/kWh; g - jednostkowe zużycie ciepła na turbinę ze skraplaczem, książka posiadające takie same parametry pary świeżej jak dla turbin typu P, PR przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym pod nieobecność uwolnienie ciepła z wyciągów (włączone są regulatory ciśnienia w wyciągach), kcal/kWh; E - przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. t kWh; K - stosunek dla podgrupy zaopatrzenia w ciepło na zewnątrz z odbiorców pary wylotowej do całkowitego obciążenia wyciągów. Do turbin, w których następuje kondensacja pary podczas uwalniania ciepła kondensatora ze względu na wartość „degradowaną” przez próżnię kon (deltaQ) można przyjąć jako równą wartości urlopu e (negatywne) ciepło ze skraplacza.

Ostatecznym celem wykonania obliczeń dla instalacji turbinowej jest uzyskanie przewidywanych wartości dla podgrup urządzeń:

bezwzględne i specyficzne zużycie ciepła brutto na produkcję energia elektryczna (Q, Gcal i q, kcal/kWh); to sn sn tu sn sn sn energia elektryczna (E, tys. kWh i E, %) na potrzeby własne; tu tu n właściwe zużycie ciepła netto (q, kcal/kWh). To 24. Liczba kotłów pracujących w okresie prognozy każdy typ (n, n...n) w podgrupie jest wybierany na podstawie 1 2 m całkowite zapotrzebowanie ciepła dla turbin, obciążenie kotła dla poziom 80 - 90% nominalnej mocy grzewczej, a także harmonogram naprawy sprzętu. Uwzględnione są również uzgodnione ograniczenia nominalnej wydajności pary kotłów.

Całkowitą produkcję ciepła brutto przez kotły energetyczne podgrupy urządzeń Gcal oblicza się ze wzoru:

br nom Q = SUMA Q + SUMA Q + SUMA Q + Q + K x SUMA n x Q x ku e po do wiosłowania w pot t k.br.t-2 x tau x 10, (21) kal gdzie K jest konkretną wartością straty przepływu ciepła, %. pot Przyjmowany jako 1% dla elektrowni kondensacyjnej (dalej - IES) i 1,5% dla elektrowni cieplnych (dalej - CHP) z nominalna produktywność pracowników w prognozie okres kotłów typu m; n - liczba pracujących kotłów wybranego w trakcie prognozy miesiąca typ m; nie m Q - nominalna moc cieplna m-tego kotła typ k.br.t, Gcal/h. br Rozkład Q pomiędzy typami kotłów podgrup urządzeń ku produkowane proporcjonalnie do znamionowej mocy cieplnej (jeśli elektrownia nie ma innej rozważania).

Ostateczne rezultaty obliczenia wykonywane są dla instalacji kotłowych podgrup urządzeń:

n wydajność netto (eta); ku sn sn bezwzględne i właściwe zużycie ciepła (Q, Gcal i q, %) oraz ku ku sn sn energia elektryczna (E, tys. kWh i E, %) na potrzeby własne. ku, ku

25. Przewidywane jednostkowe zużycie paliwa dla podgrupy elektrowni oblicza się korzystając ze wzorów:

nie b = b x (1 + K x (1 - mu)) (22) uhm n te b = b x (1 + K x (1 - mu)), (23) te.en.k te.en.k r.en.k te.en.k N gdzie b jest nominalnym jednostkowym zużyciem paliwa na uh energia elektryczna, g/kWh; N b - nominalne jednostkowe zużycie paliwa na ciepło, te.en.k uwalniane z kotłów energetycznych, kg/Gcal; uch

Obliczanie NUR na podstawie dokumentacji regulacyjnej i technicznej

na zużyciu paliwa

20. Jeżeli elektrownia cieplna lub kotłownia posiada ważną dokumentację normatywną dotyczącą zużycia paliwa, NUR dla energii elektrycznej i cieplnej dostarczanej przez elektrownię, NUR dla energii cieplnej dostarczanej przez kotłownię, oblicza się w kolejności ustalonej przez układ do obliczania wskaźników nominalnych i określonych norm zużycia paliwa.

Obliczenia wykonywane są dla każdego zespołu turbinowego i każdego typu bloków kotłowych wchodzących w skład grupy urządzeń.

Dla całej grupy wskaźniki ustala się poprzez zsumowanie lub zważenie wyników obliczeń wskaźników wchodzących w jej skład zespołów turbinowych i kotłowych. Generalnie dla elektrowni (kotłowni) wskaźniki wyznaczane są na podstawie wyników ich obliczeń dla poszczególnych grup.

21. Jako dane wyjściowe przyjmuje się oczekiwane wartości wskaźników dla elektrowni (kotłowni) charakteryzujących wielkość produkcji energii, tryby i warunki pracy, czynniki zewnętrzne, rezerwy sprawności cieplnej oraz stopień ich wykorzystania.

Główne z tych wskaźników obejmują (dla każdego miesiąca okresu prognozy):

Generowanie elektryczności;

Dostawa ciepła do odbiorców parami na potrzeby technologiczne;

Oddawanie ciepła w ciepłej wodzie do sieci ciepłowniczej;

Struktura spalanego paliwa i jego charakterystyka;

Temperatura powietrza zewnętrznego;

Temperatury wody chłodzącej skraplacz;

Skład sprzętu operacyjnego.

W odniesieniu do konkretnej elektrowni (kotłowni) pełny skład danych wyjściowych wyszczególniony jest na schemacie zawartym w dokumentacji technicznej użytkowania paliwa.

Produkcja energii elektrycznej przez elektrownie jest akceptowana zgodnie z prognozowanymi bilansami energii uzgodnionymi z Regionalną Dyspozytornią i władzą wykonawczą podmiotu Federacji Rosyjskiej w zakresie państwowej regulacji taryf. W przypadku braku wskaźników w prognozowanym bilansie energetycznym dla każdego okresu rozliczeniowego regulacji w okresie regulacji długoterminowej, przyjmuje się wolumen uwzględniony w prognozowanym bilansie energetycznym dla pierwszego okresu rozliczeniowego regulacji w okresie regulacji długoterminowej obliczyć NUR.

22. Przy obliczaniu przewidywanych obciążeń cieplnych wyciągów turbin produkcyjnych i ciepłowniczych (przeciwciśnienie) należy uwzględnić zasadę ich pierwszeństwa w porównaniu z kotłami szczytowymi ciepłej wody (zwanymi dalej PHC) i jednostkami redukcyjno-chłodzącymi (zwanymi dalej RCU) należy przestrzegać.

Całkowity dopływ ciepła z wyciągów produkcyjnych (przeciwciśnienia) turbin (Q), Gcal, ogólnie określa się według wzoru: według sn xn Q = Q + Q + Q + Q - Q, (1) według p p p pb rząd gdzie Q - dostawa ciepła do odbiorców zewnętrznych, Gcal; p sn khn Q , Q , Q - zużycie ciepła na potrzeby własne i bytowe, p p pb kotły szczytowe, Gcal; Q to zużycie ciepła przez ROU podłączonego do źródła pary o wyższym ciśnieniu niż ROU pod wysokim ciśnieniem, Gcal.

Zużycie ciepła na potrzeby własne obliczane jest według odpowiednich zależności zawartych w charakterystyce energetycznej urządzenia.

Zaopatrzenie w ciepło na potrzeby gospodarcze przyjmuje się według danych rzeczywistych z okresu poprzedzającego okres obliczeniowy.

Zużycie ciepła dla kotłów szczytowych oblicza się za pomocą równań bilansu cieplnego.

Uwalnianie ciepła z mocy cieplnej turbiny (przeciwciśnienie) zazwyczaj obejmuje:

Zaopatrzenie odbiorców zewnętrznych w ciepło CO (Q), na potrzeby własne (Q) i gospodarstwa domowego (Q) z grzejników podłączonych do tych selekcji; t zużycie ciepła na podgrzanie dodatku, które uzupełnia brak powrotu kondensatu od odbiorców wyciągów pary o wyższym potencjale (Q). nigdy

Oczekiwaną wartość całkowitego zapotrzebowania na ciepło z mocy cieplnych turbiny, Gcal, można obliczyć ze wzoru:

Pot sn xn Q = Q + Q + Q + Q + Q - Q , (2) następnie t t t nev pvk pot gdzie Q to strata ciepła związana z jego uwolnieniem do odbiorców zewnętrznych t w gorącej wodzie; Q to oczekiwany dopływ ciepła z PVC, Gcal. pvk Zaopatrzenie w ciepło z kotłów szczytowych na ciepłą wodę (kotły szczytowe) oblicza się na podstawie prognozy czasu trwania temperatur powietrza zewnętrznego (tau), przy których tnv należy je włączyć, aby zapewnić zgodność z harmonogramem temperatur sieci ciepłowniczej: pvk(pb) -3 Q = G x (i" - i") x tau x 10, (3) pvk(pb) sieć w s.v s.v tnv pvk(pb) gdzie G jest natężeniem przepływu wody sieciowej przez szczyt gorącej kotły wodne lub sieć w kotłach szczytowych, t/h; i", i" - entalpie wody sieciowej przed PCV (kotły szczytowe) i s.v. s.v. za nimi, kcal/kg.

W tym celu stosuje się specjalne programy komputerowe. W przypadku braku takich programów należy zastosować się do poniższych zaleceń.

W przypadku pracy elektrowni w okresie obliczeniowym zgodnie z harmonogramem cieplnym, w pierwszej kolejności ładowane są turbiny o największej łącznej produkcji właściwej energii elektrycznej dla cyklu grzewczego w porównaniu do pozostałych turbin podgrupy.

Kiedy elektrownia działa zgodnie z harmonogramem elektrycznym, rozkład obciążeń cieplnych i elektrycznych jest ze sobą powiązany.

Letni okres pracy bloków o małych obciążeniach determinuje nierównomierny charakter rozkładu obciążenia cieplnego pomiędzy turbinami do czasu przekazania go na jedną z nich.

Podczas pracy równoległej turbin typu PT i R, przede wszystkim, jak wynika z obliczeń, moce turbin PT są obciążane do momentu osiągnięcia najwyższych wartości całkowitej jednostkowej generacji energii elektrycznej w kogeneracji.

Przy rozkładzie obciążeń termicznych brane są pod uwagę:

Ograniczenia producentów dotyczące minimalnego obciążenia wyciągów turbin;

Cechy schematu instalacji grzewczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych i potrzeb wewnętrznych;

Niezawodność dostaw ciepła do odbiorców.

Po rozłożeniu obciążeń cieplnych zgodnie ze schematami trybów i charakterystykami standardowymi wyznaczana jest minimalna moc elektryczna każdej turbiny oraz minimalna produkcja energii elektrycznej przez elektrownię (E), tys. kWh: min min E = SUMA N x tau + SUMA N x tau , (4) min p slave pt.t slave min gdzie N, N to moc wytworzona przez turbiny typu P (lub turbiny p pt.t typu PT, T przy pracy z obniżoną próżnią), a moc minimalna turbiny typu PT i T przy zadanych obciążeniach odciągowych (przeciwciśnieniu), tys. kW. min Wartość N obejmuje moc grzewczą i moc pt.t, uzyskaną w wyniku wentylacyjnego przejścia pary do skraplacza przy całkowicie zamkniętej membranie cylindra niskociśnieniowego (zwanego dalej LPC). Czynniki przekraczające wymagany minimalny poziom (nieszczelność membrany sterującej cylindra niskociśnieniowego, wzrost temperatury rury wydechowej powyżej poziomu dopuszczalnego itp.) potwierdzają odpowiednie dokumenty. Obliczenie minimalnego obciążenia elektrowni cieplnej przeprowadza się zgodnie z zaleceniami podanymi w załączniku nr 14 do niniejszej procedury. Dodatkowa produkcja energii kondensacyjnej do rozdzielenia pomiędzy turbinami (DeltaE), w tys. kWh, jest określona wzorem kn: DeltaE = E - E, (5) kn mi

Gdzie E to planowana produkcja energii elektrycznej, w tysiącach kWh.

W przypadku elektrociepłowni, uzasadniając dodatkową produkcję energii elektrycznej w procesie kondensacji, można wziąć pod uwagę następujące czynniki:

Dostępność nieprzełączalnych odbiorców dostaw ciepła;

Zapewnienie technicznego minimalnego obciążenia kotła;

Podwyższenie temperatury wody chłodzącej na wylocie skraplaczy turbin, aby zapobiec zamarzaniu chłodni kominowych w okresie zimowym.

Rozkład DeltaE pomiędzy turbinami przeprowadza się na podstawie kn wstępnie obliczonych charakterystyk względnych przyrostów zużycia ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w cyklu kondensacyjnym (Deltaq) dla kn wszystkich możliwych kombinacji jednostek. W pierwszej kolejności ładowane są jednostki o najmniejszych wartościach Deltaq. kn Rozdział zaopatrzenia w ciepło do odbiorców zewnętrznych w parze o tym samym ciśnieniu lub wodzie sieciowej pomiędzy podgrupami elektrowni odbywa się proporcjonalnie do obciążeń cieplnych wyciągów turbin (Q, Q) wchodzących w skład podgrupy.

Zaopatrzenie w ciepło z kotłów szczytowych ciepłej wody rozkłada się pomiędzy podgrupy urządzeń elektrowni proporcjonalnie do zaopatrzenia w ciepło wodą sieciową.

Wartości godzinowych przepływów pary świeżej (D) i pary 0 do skraplaczy (D) dla poszczególnych turbin niezbędne do obliczeń z wystarczającą dokładnością do celów prognostycznych można obliczyć korzystając ze wzorów, t/h: -3 D = ( q x N x 10 + Q + Q) / K, (6) 0 t.int do tego czasu -3 3 D = (q x N x 10 - 86 x N / eta - DeltaQ) x 10 / 550, (7) 2 t .int t em izl gdzie q to początkowe nominalne właściwe zużycie ciepła brutto przez turbinę, w kcal/kWh;

K - współczynnik stosunku zużycia ciepła i pary świeżej do turbiny można przyjąć równy 0,6 - 0,7 lub obliczyć ze wzoru:

3 K = (i - i + alfa x Deltai) x 10, (8) 0 pv pp pp gdzie i, i, Deltai - entalpia pary świeżej, wody zasilającej, 0 pv pp wzrost entalpii na ścieżce dogrzewania, kcal/kg ; alfa to udział pary przegrzanej w zużyciu pary świeżej; pp eta - sprawność elektromechaniczna, %. Przyjęto równą 97%; um DeltaQ - straty ciepła przez izolację termiczną turbiny, Gcal/h. Dla turbin o mocy 25, 50 i 100 MW można przyjąć 0,49, 0,61 i 1,18 Gcal/h.

Przy obliczaniu NUR parametry pary świeżej i pary po dogrzaniu odpowiadają wartościom przyjętym jako nominalne w charakterystykach regulacyjnych turbin.

23. W przypadku elektrowni cieplnych stosujących metodę podziału kosztów paliwa w cyklu kombinowanym pomiędzy energię elektryczną i cieplną proporcjonalnie do kosztów ciepła na wytworzenie energii elektrycznej i dostarczenie energii cieplnej, jeżeli są one wytwarzane oddzielnie, zwiększenie zużycia ciepła dla produkcja energii elektrycznej przy warunkowym braku dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych z selekcji i przeciwciśnieniu turbiny (DeltaQ), Gcal, określa się za pomocą wzorów: e(neg) o -3 dla turbin typu PT, T: DeltaQ = ( SUM(q - Delta) x E) x K x 10, (9) e(neg ) T T T od -3 dla turbin typu P, PR: DeltaQ = (SUM(q - q) x E) x K x 10, (10) e(neg) kn T T od o gdzie q, q - koszty jednostkowe ciepło brutto z turbiny przy braku dopływu ciepła z wyciągów (regulatory ciśnienia w obu wyciągach (włączone) i przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym, kcal/ kWh; q to jednostkowe zużycie ciepła dla turbiny ze skraplaczem o takich samych parametrach pary świeżej, jak dla turbin typu P, PR przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym przy braku wydzielania ciepła z wyciągów (regulatory ciśnienia w wyciągach są włączone), kcal/kWh; E - przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. kWh; T K - stosunek podgrupy zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych z pary wylotowej do całkowitego obciążenia wyciągów. W przypadku turbin z kondensacją pary, gdy ciepło wydziela się ze skraplacza na skutek „pogorszenia się” próżni, wartość DeltaQ można przyjąć jako równą wartości ciepła uwolnionego ze skraplacza.

Ostatecznym celem wykonania obliczeń dla instalacji turbinowej jest uzyskanie przewidywanych wartości dla podgrup urządzeń:

Bezwzględne i jednostkowe zużycie ciepła brutto do wytwarzania energii elektrycznej (Q, Gcal i q, kcal/kWh); to ssn bezwzględne i jednostkowe zużycie ciepła (Q, Gcal i q, %) oraz to ss sn energii elektrycznej (E, tys. kWh i e, %) na własne potrzeby; tu tu n specyficzne zużycie ciepła netto (q, kcal/kWh). tu 24. Liczbę kotłów każdego rodzaju (n, n...n) pracujących w okresie prognozy w grupie dobiera się na podstawie całkowitego zapotrzebowania na ciepło dla turbin wynoszącego 1,2 tony, obciążenia kotłów na poziomie 80 - 90% nominalnej mocy grzewczej, a także harmonogram napraw urządzeń. Uwzględniane są również uzgodnione ograniczenia nominalnej wydajności pary kotłów.

Całkowitą produkcję ciepła brutto instalacji kotłowej podgrupy urządzeń Gcal oblicza się ze wzoru:

Brnom -2 Wartości współczynników rezerwy efektywności cieplnej (K) pi oblicza się na podstawie danych sprawozdawczych roku poprzedniego za miesiąc odpowiadający prognozie: n n K = (b - b) x (1 - K) / b, (11a) pi i i per n gdzie b, b - rzeczywiste i nominalne jednostkowe zużycie paliwa dla i i dostarczonej energii w i-ty miesiąc zeszły rok; K jest współczynnikiem uwzględniającym eliminację przepaleń paliwa na skutek odchyleń pracy urządzeń od poziomu standardowego. Wartość K oblicza się jako stosunek wypaleń paliw, których nie planuje się eliminować w ciągu najbliższych 2 lat, do ilości wypaleń paliw w roku poprzedzającym prognozowany. Uzasadnienie wartości K sporządzono w oparciu o mapę nadmiernego zużycia paliwa oraz plan działań mających na celu ich eliminację. Stopień wykorzystania rezerw sprawności cieplnej (mu) przy obliczaniu I norm jednostkowego zużycia paliwa za okres regulowany przyjmuje się za równy zeru. Korekta wartości NUR obliczonych na podstawie dokumentacji normatywnej i technicznej zużycia paliwa (b), których wskaźniki są gorsze od rzeczywistych wartości wskaźników normatywnych i technicznych w roku poprzedzającym rok obliczeniowy, dokonywana jest zgodnie do wzoru: b = b x (1 + K), (11b) nur NTD cor gdzie K jest współczynnikiem korygującym: cor K = (b - b) / b, (11c) cor aktualny nom b, b - odpowiednio rzeczywisty i nominalny wartości rzeczywistego jednostkowego zużycia paliw na dostarczoną energię elektryczną i ciepło według danych sprawozdawczych za każdy miesiąc roku poprzedzającego rok obliczeniowy.

Obliczanie i uzasadnienie określonych norm zużycia paliwa (SFC). Obliczanie NUR na podstawie norm regulacyjnych i technicznych. Obliczanie paliwa NUR dla nowych kotłowni grzewczych

Proces obliczania i zatwierdzania

Okresy ważności

wyniki