2017-01-15

W dniach 10-11 stycznia 1950 r. „historyczną” decyzją Komisji Instytutu Energetyki Akademii Nauk ZSRR i sekcji ciepłowniczej MONITOE zapadła decyzja o „negatywnym stosunku do prób ukierunkowania” termodynamiki „uzasadnienie takiego czy innego sposobu oszczędzania paliwa pomiędzy rodzajami otrzymywanej energii…” Tak właśnie zadziałała decyzja polityczna 50-65 lat później, zadająca miażdżący cios oszczędnej polityce energetycznej całej rosyjskiej energetyki sektor

W ta decyzja Komisji powiedziano, że „... techniczne i ekonomiczne wskaźniki stopnia doskonałości energetycznej elektrociepłowni muszą być zgodne z wymogami planowania państwowego, w pełni odzwierciedlać krajową ekonomiczną opłacalność skojarzonej produkcji ciepła i energii elektrycznej, a tym samym stymulować jej rozwój. Powinny być dostępne dla zrozumienia szerokiego grona pracowników elektrowni i pracowników fabryk oraz umożliwiać stosowanie prostego systemu raportowania we wszystkich jego ogniwach.

To ta polityczna decyzja, jak bomba zegarowa, zadziałała 50-65 lat później i zadała miażdżący cios polityce energetycznej rosyjskiej energetyki oszczędzającej paliwo. W miarę jak guz nowotworowy rozkwitała „kotłownia” Rosji, zaopatrywanie w ciepło parą odpadową z elektrociepłowni stało się „nieefektywne”, istniejące 20-40 letnie zaczęto masowo demontować. sieć ciepłownicza z elektrociepłowni oraz budujemy niskosprawne kotłownie dachowe i kwartalne. Absorpcyjne i sprężarkowe pompy ciepła, akumulacja ciepła odpadowego z turbin w ziemi, scentralizowane chłodzenie - wszystko to okazało się nie dla Rosji, wszystko to zostało uznane „egzotyczny dla rozpraw naukowych”.

Podstawową przyczyną systemowego kryzysu w rozwoju elektrociepłowni były „błocone” elektrociepłownie NUR – tzw. oddzielnie skojarzona energia elektryczna elektrociepłowni. W przypadku elektrowni i kotłowni okręgowych stosowanie NUR jest jasne i zrozumiałe. Ale tak naprawdę niewiele osób może sobie pozwolić na uporządkowanie „zabłoconych” elektrociepłowni NUR, a ci, którzy mogą ...

Nie chodzi o to, że nie mają czasu na bezstronną analizę, ale bardziej stają się liderami wysoki poziom i są zmuszeni do ścisłego przestrzegania przepisów branżowych, nawet jeśli ich nie spełniają zdrowy rozsądek i nauka. W rzeczywistości pracownicy techniczni elektrociepłowni otrzymują pensje i premie tylko za "niezawodny i nieprzerwany...", a za utracony rynek energii cieplnej i elektrycznej w skojarzeniu, menedżerowie najwyższego szczebla będą karani tylko prowizją bilansową.

Istotą „państwowego planowania i reglamentacji z lat pięćdziesiątych” było to, że wszystkie oszczędności paliwowe uzyskane w skojarzonej produkcji ciepła i energii elektrycznej zostały w całości przypisane odbiorcom energii elektrycznej. Jednocześnie energię cieplną z parą odlotową z turbin wytwarzaną w elektrociepłowniach uzyskano przy celowo gorszej wydajności w porównaniu z kotłowniami.

Zgodnie z „fizyczną metodą z 1950 roku” koszty dalekosiężnego transportu ciepła głównymi sieciami ciepłowniczymi zostały również uwzględnione w NUR paliwa na ciepło z elektrociepłowni. Z tego powodu koszty paliwa w elektrociepłowniach były o 5-7% niższe niż koszty paliwa dla ciepła z kotłowni przemysłowych i komunalnych (około 174-172 vs. co do zasady nie mogło być).

"Alternative Boiler House 2015" to czysta "fizyczna metoda z 1950 roku" minus "energia elektryczna do transportu dalekobieżnego w sieciach cieplnych 5-7 °%".

To właśnie „fizyczna metoda z 1950 roku” i jej klon – „alternatywna kotłownia z 2015 roku” – pozwalają politycznemu regulatorowi polityki taryfowej Rosji "na podstawy prawne» z wykorzystaniem „zabłoconych” elektrociepłowni NUR, w celu zmniejszenia o połowę jednostkowego zużycia paliwa do skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej z elektrociepłowni. Dokładniej jest on 2,3 razy niższy niż w nowoczesnych państwowych elektrowniach okręgowych, czyli od 320-340 do poziomu 140-150 g.c.e./kWh.

To właśnie ta decyzja pozwoliła w prosty i nieskomplikowany sposób manipulować sprawozdawczością statystyczną za pomocą formularzy „Nr 3-tech” i „Nr 6-TP” oraz „znacząco poprawiają wydajność radzieckiej elektroenergetyki” w politycznej walce o dominację w porównaniu z zachodnią elektroenergetyką.

Tutaj pozwalamy sobie na dygresję i przywołujemy „List do redakcji” V. M. Brodiańskiego, doktora nauk technicznych, profesora Moskiewskiego Instytutu Energetyki, wybitnego specjalisty w dziedzinie termodynamiki i technologii kriogenicznej.

Oto jego cytat poniżej:

„Dyskusja na temat podziału kosztów i zużycia paliwa w elektrociepłowniach na energię elektryczną i ciepło ciągnie się od wielu lat. Teraz nabrała fundamentalnego charakteru i wykroczyła daleko poza prywatną kwestię podziału kosztów dla elektrociepłowni. Głównie — jest to jeden z odcinków wspólnego frontu walki między administracyjno-biurokratycznym systemem zarządzania gospodarką narodową a zarządzaniem opartym na podstawach naukowych i uwzględniającym prawa gospodarki. Uważam za konieczne przedstawienie pewnych rozważań związanych z tą starą sprawą.

Pierwszą rzeczą, którą należy powiedzieć, jest tak zwana „metoda fizyczna”. W ogóle nie można o tym mówić jako o czymś, co ma nawet najsłabsze uzasadnienie naukowe. To typowy produkt epoki, kiedy trzeba było za wszelką cenę pokazać, że „wyprzedzamy resztę planety”. W odniesieniu do sektora energetycznego oznaczało to, że jednym z głównych wskaźników jego poziomu jest jednostkowe zużycie paliwa na 1 kW/h energii elektrycznej — „my” powinno być lepsze niż „oni”. Znaleziono genialnie prosty sposób.

Z fizyki szkolnej wiadomo, że ciepło jest równoznaczne z pracą (druga zasada termodynamiki, która wyjaśnia, że ​​to nie do końca prawda, nie jest nauczana w szkole). Na podstawie tej równoważności jest całkiem legalne, „zgodnie z fizyką”, odpisywanie nadmiaru paliwa z energii elektrycznej na ciepło, ponieważ ciepłownictwo było w naszym kraju rozpowszechnione. Natychmiast, bez mozolnej pracy nad podniesieniem poziomu technicznego i organizacyjnego energetyki, w tak prosty sposób przebiliśmy się na „pierwsze miejsce na świecie”. Nie bierzemy pod uwagę tego, co wywołało i nadal powoduje uśmiechy specjalistów w całym cywilizowanym świecie.

Drugie pytanie, jakie nasuwa się w związku z powyższą sytuacją, brzmi: dlaczego tak wiele postaci energetyki (urzędnicy ministerstw, przedstawiciele innych organizacji, świata nauki) uparcie broni wyraźnie niepoprawnych stanowisk?

W odniesieniu do urzędników wszystko jest jasne i nie wymaga specjalnej analizy: raz zamówione, to znaczy — niezbędny. Ale najciekawsze jest to, że zwolennicy „metody fizycznej” nie chcą nawet słuchać tego, co mówią same elektrociepłownie! I choć nie znają termodynamiki, ale ściśle przestrzegają wymagań jej praw.

Notka autora: To właśnie to zdanie rozgniewało mnie w 1994 roku i jako szanującego się specjalistę, który przepracował na stacji 20 lat, kazał mi usiąść do obliczeń. W ciągu półtora roku, po wykonaniu ręcznych obliczeń, opracowaniu prostego model matematyczny schematy trybów turbiny, byłem przekonany o absurdalności „metody fizycznej” zatwierdzonej przez państwo do aplikacji. Ale udowodnienie komukolwiek absurdalności tej techniki jest niemożliwe. Kiedyś był porządek polityczny. Teraz w warunkach monopolu elektroenergetyki nie ma kwalifikowanych siła napędowa zdolne do obrony interesów konsumentów końcowych.

Na podstawie doświadczeń Mosenergo, Lenenergo i innych rosyjskich systemów energetycznych wiemy, że obciążenie cieplne może się wahać w maksymalnym zakresie do około 20%. W tym zakresie wzrost zużycia paliwa na zaopatrzenie w ciepło (ze stałą obciążenie elektryczne) waha się od 48 do 82 kg/Gcal. Wskaźniki te, uzyskane przez bezpośredni pomiar, nie mogą budzić wątpliwości.

Jeśli w tej sytuacji obliczenia dokonuje się zgodnie z „metodą fizyczną”, to dla każdej gigakalorii konieczne byłoby przypisanie od 160 do 175 kg, czyli dwa do trzech razy więcej („tańsza” energia elektryczna w ten sposób). W rzeczywistości statystyki pokazują, że wzrost zużycia paliwa dla dostarczanej energii elektrycznej wynosi od 300 do 400 g na 1 kWh.

Tak więc CHPP, nie wiedząc nic o teoretycznych dyskusjach i instrukcjach władz, podaje wskaźniki bezpośrednio odpowiadające rozkładowi egzergii, złośliwie ignorując „metodę fizyczną”. Możliwe, że nawet tutaj, ze szczególną starannością, można wymyślić jakieś „fizyczne” zaprzeczenie, ale to nie zmieni istoty sprawy.

Trzecią okolicznością związaną z dyskusją o podziale kosztów dla elektrociepłowni jest obawa, że ​​odrzucenie „metody fizycznej” niekorzystnie wpłynie na losy ciepłownictwa, na którego badanie niektórzy eksperci spędzili wiele lat. Te względy, zrozumiałe dla człowieka, nie powinny uzasadniać zastosowania niewłaściwej metodologii. Należy zaprzestać dalszego wykorzystywania wskaźników, które nie tylko zaburzają faktyczną sytuację, ale także prowadzą ostatecznie do nadmiernego zużycia paliwa. Będzie tak nadal w związku z wprowadzeniem praw rynkowych w energetyce. Stosunek taryf na energię elektryczną i ciepło będzie niezmiennie zmieniał się na korzyść tych pierwszych”.

Wróćmy teraz do głównego wątku naszej historii. Tak więc, przyjmując w 1950 r. zrozumiałą „metodę fizyczną” w celu ukazania zalet krajowego przemysłu elektroenergetycznego w czas sowiecki a zwłaszcza w chwili obecnej Akademia Nauk ZSRR doznała poważnych szkód dla oszczędzającej paliwo energetyki cieplnej w Rosji. Ale jeśli w czasach Państwowego Komitetu Planowania ZSRR ogrzewanie jako narodowy program zapewniający efektywne oszczędzanie paliwa miało swój godny rozwój, to wraz z przejściem do rzekomo „rynkowych” stosunków to ogrzewanie stało się nieuzasadnioną ofiarą supermonopol federalnej elektroenergetyki i upolitycznione regulatory polityki energetycznej i taryfowej rosyjskiej elektroenergetyki.

Kierownictwo elektroenergetyki i Ministerstwo Energii, które lobbują za metodą „alternatywnej kotłowni elektrociepłowni”, stają przed zadaniem obniżenia taryfy za energię elektryczną za wszelką cenę, nawet ze względu na nieuzasadniony wzrost taryfy za ciepło odpadowe turbiny parowe CHPP, którego głównym konsumentem jest kompleks mieszkaniowy i komunalny. Podobno dzisiejsi regulatorzy Ministerstwa Rozwoju Gospodarczego, FTS, REC, FAS i liderzy Ministerstwa Energii nie znali, zapomnieli lub nie chcą znać smutnego obrazu lat 1992-1996. Następnie, podczas przejścia z gospodarki planowej do „warunkowo rynkowej”, z powodu absurdalnej „metody fizycznej”, której klonem jest proponowana metoda „alternatywnej kotłowni”, nastąpiło masowe wyłączenie odbiorców ciepła z elektrownie na terenie całego kraju oraz rozpoczęto budowę własnych kotłowni kwartalnych i dachowych.

Wraz z wprowadzeniem „metodologii ORGRES” w 1996 roku proces ten został niejako zawieszony. Wraz z wprowadzeniem metodologii „alternatywnej kotłowni 2015”, ten smutny obraz odrzucania ciepła przez kogenerację powróci na nowo, zwłaszcza dla odbiorców pary. Nawet przy istniejących taryfach rafinerie ropy naftowej i odbiorcy przemysłowi stawiają sobie za zadanie rezygnację z pary z elektrociepłowni, a wraz z wprowadzeniem „kotłowni alternatywnej” zbudują nawet własne kotłownie parowe.

Menedżerów elektroenergetyki i Ministerstwa Energii można jeszcze jakoś zrozumieć - to oni odpowiadają za elektroenergetykę. Ale nie sposób zrozumieć motywacji byłego Ministerstwa Rozwoju Regionalnego i nowo utworzonego Ministerstwa Budownictwa! W końcu usługi mieszkaniowe i komunalne w latach 1996-2014 miały w taryfie niewielki, zaledwie 20%, ale tańszy składnik paliwowy - zamiast uzasadnionych 70%.

Paradoks silnej woli politycznej regulacji taryf lobbowanej metody „alternatywnej kotłowni” polega na tym, że w produkcji ciepła i energii elektrycznej cały ogromny efekt oszczędności paliwa w wysokości 45-48°% jest w pełni przypisuje się zmniejszeniu zużycia paliwa na energię elektryczną, rzekomo 2,3-krotnej poprawie sprawności energetyki z 37°% do absurdalnie nieosiągalnej wartości około 85%o (z 332 do 145 g.c.e./kWh). Jednocześnie odbiorcy ciepła usług mieszkaniowych i komunalnych, którzy mają prawne technologiczne prawo do odpadu ciepła z turbin parowych elektrociepłowni o trzy-czterokrotnie niższym koszcie paliwa, będą dotować elektroenergetykę paliwem z wykorzystaniem „kotłowni alternatywnej”. " metoda. Zamiast rzeczywistych kosztów, ciepło odpadowe (około 4070 kg.e.t./Gcal) pokryje politycznie narzucone koszty 163-168 kg.e.t./Gcal „alternatywnej kotłowni” + „głównych systemów grzewczych”.

Zachodnie doświadczenie

Absurdalny skutek ukrytego subsydiowania skrośnego paliw nie jest ani teoretyczny, ani praktyczny i jest wynikiem wieloletniej politycznej zmowy między „monopolem energetycznym” a regulatorami polityki taryfowej. Jest to charakterystyczne wyłącznie dla sowieckiej energetyki, która była częścią gospodarki planowej, a następnie starają się ją przenieść także do rosyjskiej energetyki „pseudorynkowej” poprzez „zabłocone” i niepewne standardowe jednostkowe zużycie paliw w elektrociepłowniach .

W krajach zachodnich z zaawansowaną energetyką nie ma takich politycznych fiasków w regulacji energetycznej! Wręcz przeciwnie, nie dopuszczając takiej koncepcji jak „kotłownia alternatywna dla elektrociepłowni”, w zachodniej energetyce opierają się na metodzie Wagnera – metodzie „ekwiwalentnej CES” (elektrownia kondensacyjna).

Oto kilka cytatów:

1. Polska, 1965:„… zgodnie z metodą Wagnera do produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowni należy zużyć taką samą ilość paliwa, jak w potężnej przemysłowej elektrowni kondensacyjnej zbudowanej równolegle z tą elektrociepłownią. W obliczeniach należy przyjąć, że koszty stałe związane z produkcją energii elektrycznej w elektrociepłowni są takie same jak koszty stałe w systemie elektroenergetycznym, gdzie wytwarzana jest kondensacyjna energia elektryczna...” .

2. Stany Zjednoczone, 1978:„Równoważna metoda IES całkowicie pokrywa się z metodą alokacji kosztów stosowaną w Stanach Zjednoczonych, gdzie w 1978 r. wprowadzono ustawę o zasadach regulacji użyteczności publicznej (PURPA). Zgodnie z tym prawem energia elektryczna produkowana w elektrociepłowniach lub w elektrowniach alternatywnych musi być wyceniana na podstawie oszczędności kosztów w dużych MSE. System elektroenergetyczny jest zobowiązany do zakupu energii elektrycznej z elektrociepłowni po koszcie odpowiadającym kosztowi budowy i eksploatacji nowych mocy w systemie. To prawo jest uważane za najbardziej skuteczne prawo energetyczne w historii USA. Dało to znaczne oszczędności paliwa, przyspieszyło budowę nowych elektrociepłowni i elektrowni alternatywnych…” .

3. Niemcy, 2001:„... w NRD, podobnie jak w Rosji, oszczędności paliwa z skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowniach przypisywano energii elektrycznej, a zużycie paliwa do wytwarzania ciepła uznawano za takie samo jak w przypadku kotłowni. W gospodarce rynkowej daje to absolutnie fałszywy sygnał, co skutkowało wymuszeniem budowy kotłowni i zmniejszeniem obciążenia rosyjskich elektrociepłowni. Straty paliwa sięgają milionów ton rocznie. W metodach przyjętych w Europie Zachodniej oszczędność paliwa w cyklu skojarzonym przypisywana jest energii cieplnej, co oczywiście zwiększa konkurencyjność elektrociepłowni względem kotłowni. W rezultacie, bez zmiany całkowitych kosztów dla konsumenta, odpowiednio ze względu na pewien wzrost taryf energii elektrycznej, taryfa za energię cieplną otrzymywaną z CHP została obniżona o jedną czwartą ... ” .

4. Polska, 1983:„Zaproponowano bardzo proste kryterium sprawdzenia poprawności sposobu alokacji kosztów dla elektrociepłowni. Sformułowano go następująco: koszt ciepła wytwarzanego w elektrociepłowni powinien spadać wraz ze spadkiem ciśnienia pary na wylocie turbiny. W granicy, gdy ciśnienie pary zbliża się do ciśnienia w skraplaczu, koszt ciepła powinien mieć tendencję do spadku…” .Komentarz autora artykułu: Zwracam uwagę, a mianowicie „do zera”, a nie do 100% ceny alternatywnej kotłowni (Tabela 1)!

5. Francja, 1987: „Głównym efektem zmian taryfy jest znaczna różnica cen marżowych pomiędzy okresami niskiego obciążenia, kiedy cena marżowa jest równa kosztowi paliwa, a okresami, w których konieczne jest oddanie do eksploatacji urządzeń szczytowych o bardzo wysokich kosztach eksploatacji, a także gdy zaspokojenie dodatkowego zapotrzebowania wymaga opracowania nowego sprzętu. Wartość graniczna może zatem różnić się w stosunku 20:1 między dwoma skrajnymi pozycjami…” .

Przy dostarczaniu „kondensacyjnej” energii elektrycznej z najnowocześniejszej państwowej elektrowni okręgowej i elektrociepłowni współczynnik efektywności paliwowej ( Do pit) dla końcowego konsumenta z dziedziny mieszkalnictwa i usług komunalnych, wynosi nie więcej niż 32-35%. Pozostałe 68-65% energii paliwowej jest bezpowrotnie tracone w środowisko, w tym w Elektrowni Okręgowej, odprowadzanie ciepła do atmosfery przez chłodnie kominowe wynosi 45-48 % energia paliwowa, a 8-12% energii paliwowej zużywane jest na przewody grzejne i transformatory w sieciach elektrycznych.

Dotowanie produkcji energii elektrycznej wraz z paliwem kosztem odbiorców ciepła odpadowego jest niepiśmienne, absolutnie bezcelowe i całkowicie pozbawia motywację inwestycyjną do wprowadzania najnowszych technologii!

Jest to sprzeczne ze wszystkimi prawami fizycznymi i jest żywym przykładem zmowy monopolistycznej między największymi konsumentami energii elektrycznej a kompleksem elektroenergetycznym z organami regulacyjnymi. Nieznajomość analizy kosztów krańcowych paliw, naruszanie zasad ciągłości wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w skojarzonej produkcji energii, regulatorzy energetyki (MG, Ministerstwo Energii, Służba federalna taryfowych, REC, Federalna Służba Antymonopolowa) coraz częściej zwiększają ukryte subsydiowanie skrośne energii elektrycznej przez paliwo kosztem odbiorców ciepła odpadowego z turbin parowych elektrociepłowni, kompleksu mieszkaniowo-komunalnego kraju, przesuwając wszystkie niepotrzebne koszty.

Późna spowiedź...

N. L. Astachhov jest jednym z czołowych ideologów praktycznego 50-letniego stosowania metody „fizycznej” od 1966 do 2002 roku, twórcą i wykonawcą wielu dokumenty normatywne, począwszy od „Instrukcji i wytycznych dla ORGRES 1966”, aż po „Wytyczne sporządzania raportu dla elektrowni i spółka akcyjna energia i elektryfikacja na sprawność cieplną urządzeń RD 34.08.552-95”.

Siedem lat po napisaniu ostatniej instrukcji na temat „Metody pracy ORGES” w 2002 r. N. L. Astachhov został zmuszony do przyznania się do przeciętności i błędności stosowania „metody fizycznej” oraz celowości i słuszności stosowania metody egzergii w swoim artykule „Niektóre metody za rozłożenie zużycia paliwa kotłów energetycznych TPP na energię elektryczną i ciepło”.

« metoda fizyczna. Wszystkie oszczędności z ogrzewania przypisywane są energii elektrycznej. Konkretne zużycie paliwa nie odzwierciedla specyfikacje(parametry pary świeżej) urządzenia elektrociepłowni. Dla turbiny T-250-240 pracującej z trójstopniowym ogrzewaniem wody sieciowej oraz dla turbiny R-6-35 koszty jednostkowe energii elektrycznej i ciepła są prawie takie same. Bazując jedynie na wartościach jednostkowego zużycia paliwa nie można odpowiedzieć na pytanie: w jakim celu ciśnienie świeżej pary zwiększono z 35 do 240 kgf/cm 2 .

Obecna metoda. Przewidywanie i analiza są trudne. Zmiana trybu pracy TPP powoduje zmianę zarówno jednostkowego zużycia paliwa.

Analog metody egzergii. Oszczędności paliwa z sieci ciepłowniczych są w całości przypisane do ciepła. Metoda odzwierciedla rzeczywistą zależność pomiędzy obciążeniami elektrycznymi i cieplnymi zespołów turbinowych, a także mocą cieplną (zużyciem paliwa) kotłów. Jednostkowe zużycie paliwa na energię elektryczną jest praktycznie równe zużyciu jednostkowemu cyklu kondensacji. Dlatego jego wartość dla elektrociepłowni (jak również dla SWI) bezpośrednio odzwierciedla poziom techniczny urządzeń (parametry pary świeżej). Przewidywanie i analiza jednostkowego zużycia paliwa, podobnie jak przy użyciu metody fizycznej, są proste.”

Zniszczenia kraju i miasta z „błotnistych” elektrociepłowni NUR

Rozważmy koszt szkód wyrządzonych przez „alternatywną kotłownię” na osadzie, mieście, kraju. Koszt szkód dla społeczeństwa determinowany jest wielkością utraconych oszczędności paliwa w wyniku wykorzystania ciepła odpadowego z turbin parowych, które można wykorzystać do skojarzonego zaopatrzenia w energię cieplną i elektryczną:

• w przypadku nowoczesnych elektrowni okręgowych i elektrociepłowni pracujących w trybie kondensacyjnym potencjał oszczędności paliwa wynosi co najmniej 49-55% rocznego zużycia paliwa elektrowni okręgowej;
• dla nowoczesnego ogrzewania „kotłownie alternatywne” potencjał oszczędności paliwa wynosi co najmniej 7580 % z rocznego zużycia paliwa kotłowni grzewczej;
• w przypadku nowoczesnych elektrociepłowni kondensacyjnych CCGT potencjał oszczędności paliwa wynosi co najmniej 25% rocznego zużycia paliwa CCGT

obrazowy przykład

Jako przykład rozważmy szczegółowo, co straciła energetyka miasta Omsk z zastosowania „metody fizycznej 1950” w latach 1992-2006. Analiza wyników technicznych i ekonomicznych JSC „Omskenergo” w latach 1992-2006 pokazuje, że zastosowanie „fizycznej metody” do obliczania taryf doprowadziło do masowego odłączenia odbiorców ciepła od elektrociepłowni i budowy nieefektywnych kotłowni kwartalnych i dachowych .

Oto fakty i liczby:

1. Przy dostępnej rezerwie niewykorzystanych mocy cieplnych (około 2531 Gcal/h lub 40% mocy cieplnych) tylko w latach 2005-2006 elektrociepłownie JSC Omskenergo - Omsk straciły około 562 Gcal/h „żywych” odbiorców ciepła.

2. W mieście Omsk w zasięgu sieci cieplnych spółka akcyjna Omskenergo zbudowało ponad 18 prymitywnych kotłowni do podgrzewania wody, których obciążenie cieplne można było podłączyć do działających sieci grzewczych JSC Omskenergo.

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

4. To właśnie dzięki „fizycznej metodzie z 1950 roku” elektrociepłownia Omskenergo ma bardzo niski stopień wykorzystania mocy elektrycznych - tylko około 59% (5951 mln kWh w 2005 r. zamiast 9940 mln kWh w 1990 r.).

5. Liczba godzin wykorzystania mocy (HCHIM) elektrociepłowni Omskenergo wyniosła około 2700-2900 godzin/rok w porównaniu z rzeczywistą wartością 6600 godzin/rok.

6. Stosując „metodę fizyczną” federalny regulator zapewnił ponad 1,5-krotny wzrost zakupów energii kondensacyjnej od rynek hurtowy energia (3020 mln kWh w 2005 r. wobec 1901 mln kWh w 1990 r.). Zamiast obejmować tylko szczytowe części wykresu (nie więcej niż H szczyt = 1500-2000 h/rok), regulator rynku hurtowego przejął 99% bazowej części krzywej obciążenia H bazy = 6480 godz./rok.

Ponadto rozważamy również efekt oszczędności paliwa w Omsku od 10 stycznia 1950 r. do chwili obecnej. Jeśli w 1950 r. regulator polityczny nie narzucił „metody fizycznej” na użytkowanie, to na podstawie obciążenia cieplnego odbiorców omskich (18,83 mln Gcal / rok w 2005 r.) i zastosowania wysokich parametrów pary w miejskich elektrociepłowniach (240 °C) łączny potencjał wytwarzania energii elektrycznej dla Omska wyniósłby 14,123 mld kWh.

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

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

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

8,122 – 5,206 = 2,916 mln tce/rok.

„Wzorzec klimatyczny” energochłonności regionu

Klimatyczny wzorzec energochłonności regionu na przykładzie Omska pozwala w sposób czytelny i wizualny pokazać efektywność skojarzonej produkcji energii w CHP 130 ata w porównaniu do oddzielnej produkcji energii elektrycznej w nowoczesnej państwowej elektrowni powiatowej i energii cieplnej w najlepsza „kotłownia alternatywna” z rocznymi oszczędnościami paliwa do 40,3% (tab. .2).

Z tabeli. 2 wyraźnie pokazuje, że elektrociepłownia węglowa o mocy 130 ata może zapewnić całoroczną produkcję energii elektrycznej przy FFM = 8445 h/rok (to 96,4%!) jest zawsze bardziej opłacalna niż produkcja energii elektrycznej w najnowocześniejszej elektrowni państwowej, nawet przy ciśnienie 240 ata i nawet na gazie!

Podstawową przyczyną braku tych wskaźników jest fakt, że za pomocą „metody fizycznej” i „kotłowni alternatywnej” kupowana jest energia elektryczna z kogeneracji skojarzonej ze składnikiem paliwowym nie 336,6 g.c.e./kWh, ale po cena „kotłowni alternatywnej”, zaniżona 2,37 razy: 122,8 / 86,5% = 142 g.c.e./kWh.

Wnioski i wnioski

1. Stosowanie normatywnych kosztów jednostkowych (CHP NUR) i metodologii „kotłowni alternatywnej” dla skojarzonej energii CHP jest absolutnie niedopuszczalne! Cena błędu to aż 237-300%!

2. Nowoczesne elektrociepłownie o parametrach pary 130 ata i określonej produkcji energii elektrycznej per zużycie ciepła W = 0,62 MW/Gcal zawsze przy 40,3 % bardziej ekonomiczny niż "GRES + kotłownia".

3. Pod względem energii elektrycznej elektrociepłownie są zawsze tak samo oszczędne jak GRES o jednostkowym zużyciu paliwa -336,6 g.c.e. % straty w głównych liniach przesyłowych powinny zawsze znajdować się w bazowej części rozkładu obciążeń, a GRES w szczytowej części obciążeń.

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

5. W celu normalizacji i regulacji wskaźników techniczno-ekonomicznych elektrociepłowni konieczne jest przejście na jednoznacznie zidentyfikowane wskaźniki: efektywność paliwowa Do pit [%] i jednostkowa produkcja energii elektrycznej przy zużyciu ciepła W[MW/Gcal].

6. Zastosowanie NUR prawie całkowicie powstrzymało wprowadzanie najnowszych technologii oszczędzających paliwo: dalekosiężne sieci ciepłownicze z elektrowni jądrowej, absorpcyjne i sprężarkowe pompy ciepła, sezonowe akumulatory ciepła i chłodu w gruncie, połączone dostawy chłodu oparte na trigeneracja (prąd plus ciepło plus zimno) itp.

7. Instytut Elektroenergetyki Akademii Nauk Federacji Rosyjskiej (AS ZSRR), Ministerstwo Rozwoju Gospodarczego i Federalna Służba Antymonopolowa muszą przeprosić kraj za wycofanie się z praktycznych kwestii tworzenia konkurencyjnego paliwa- oszczędzanie taryfowej polityki energetycznej Federacja Rosyjska.

8. Aby wyeliminować system ukrytego subsydiowania skrośnego, konieczne jest opracowanie i wprowadzenie nowego rodzaju produktu energetycznego „Kontrakt na energię skojarzoną w CHP”.

1. Zagadnienia wyznaczania sprawności elektrociepłowni: Sob. artykuły / Pod generałem. wyd. AV Zima. - M.: Gosenergoizdat, 1953. 118 s. Zasoby internetowe: http://exergy.narod.ru.
2. Bogdanov A.B. Historia wzlotów i upadków ogrzewania w Rosji // Oszczędność energii, 2009. Nr 3. P. 4247. Zasób internetowy: http://exergy.narod.ru.
3. Brodiański W.M. List do redakcji // Energetyka cieplna, 1992. nr 9. s. 62-63.
4. Bogdanov A.B. Boileryzacja Rosji to katastrofa narodowa // Wiadomości o dostawach ciepła, 2006. Nr 10-11 // Energorynok, 2006. Nr 3-6. P. 4650. Zasób internetowy: http://exergy.narod.ru.
5. Shargut J., Petella R. Exergy: Tłumaczenie. z języka polskiego. / Wyd. W.M. Brodiański. Poprawiony i dodatkowe wyd. - M.: Energia, 1968. 280 s.
6. Shargut Ya.Ya. Rozkład kosztów produkcji ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowniach // Teploenergetika, 1994. nr 12. S. 63.
7. Kręcone V.V. Niemcy mądrze reformują sektor energetyczny //Promyshlennye Vedomosti, 2001. Nr 7-8.
8. Shargut Ya Termodynamiczny i analiza ekonomiczna w energetyce przemysłowej //WNT Warszawa, 1983.
9. Lesker W. Kalan J.B. Zarządzanie taryfami i obciążeniem: doświadczenie francuskie / EDF (Paryż, Francja), IEEE Transactions of Power Systems. Tom. 2. Nie. 2. Maj 1987. Zasób internetowy: http://exergy.narod.ru.
10. Ministerstwo Energii ZSRR. Dyrekcja Techniczna Eksploatacji Systemów Energetycznych „Instrukcje i wytyczne dotyczące regulacji jednostkowego zużycia paliwa w elektrociepłowniach”. - M.: WIT ORGRES, 1966.
11. Astachow N.L. Wytyczne w sprawie sporządzenia raportu elektrowni i spółki akcyjnej energii i elektryfikacji w sprawie sprawności cieplnej urządzeń RD 34.08.552-95: Ministerstwo Paliw i Energii Rosji. - M.: OAO Firma ORGRES, 1995.
12. Astachow N.L. Niektóre sposoby podziału zużycia paliwa kotłów energetycznych w TPP na energię elektryczną i ciepło: Sprawozdania jubileuszowe. naukowo-praktyka. Konferencja poświęcona 50-leciu służby cywilnej IPK. T. 3. - M.: OAO Firma ORGRES, 2002. S. 90-97.

dokumentacja zużycia paliwa

22. Jeśli TPP posiada zatwierdzoną we właściwym czasie dokumentacje normatywno-techniczne dotyczące zużycia paliwa NUR dla energii elektrycznej i ciepła dostarczanej przez elektrownię (kotłowni rejonowej - dla dostarczanego ciepła) obliczane są w kolejności regulowanej wzorem obliczania wskaźników nominalnych i norm dla jednostkowego zużycia paliwa, która jest częścią aktualnej dokumentacji regulacyjnej i technicznej dotyczącej zużycia paliwa.

Obliczenia wykonywane są dla każdego turbozespołu i każdego typu kotła.

Dla podgrupy jako całości wskaźniki określa się przez zsumowanie lub ważenie wyników obliczania wskaźników jednostek turbinowych i kotłów w niej zawartych. Generalnie dla elektrowni (kotłowni) wskaźniki określa się na podstawie wyników ich obliczeń dla poszczególnych podgrup.

Jako dane wyjściowe przyjmuje się wartości wskaźników oczekiwanych 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):

wytwarzanie energii;

koszty i parametry pary dostarczanej do odbiorców zewnętrznych;

dostarczanie ciepła do systemu grzewczego;

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 początkowych jest wskazany w układzie, który jest częścią NTD dla zużycia paliwa.

Przy dokonywaniu prognoz taryfowych układy podlegają omówionym poniżej zmianom, głównie w zakresie sposobu pozyskiwania danych wyjściowych oraz wyznaczania poszczególnych wskaźników turbozespołów i kotłów.

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

Oczekiwane wartości mocy cieplnej przez elektrownię (kotłownię) do odbiorców zewnętrznych z parą o stałym ciśnieniu (Q) i z P wodę sieciową (Q), Gcal, oblicza się według wzorów: net.to return powrót Q \u003d (SUM D x (i - i) - SUM G x (j - n ex j n arr do j do j-3 - i)) x 10, (1) ref prosto Q \u003d (SUM G x (i - i) - SUM G x net.in net.in i bezpośrednie wychodzące sub i-3 x (i - i)) x 10, (2) arr ref gdzie D jest dostawą pary do j-tego odbiorcy, tj. wartości konsumpcja D jest przyjmowany na podstawie wniosków konsumenckich; konsumpcja i to entalpia pary w kolektorze, z której Liczba Pi uwalnianie pary, kcal/kg. Akceptowane zgodnie z danymi operacyjnymi lub obliczana jest zgodnie z parametrami pary podanymi we wnioskach o dostawa ciepła do konsumentów; zwrócić j - entalpia powrotu kondensatu do j-tych odbiorców pary, do j kcal/kg; proste G , G - koszty wody bezpośredniej i uzupełniającej dla network.in i sub i i-ta magistrala sieci ciepłowniczej, t. Przyjęta na podstawie wniosków konsumenci; i, i - entalpie wody sieciowej bezpośredniej i zwrotnej, prosto arr kcal/kg. Odpowiada harmonogramowi temperatur sieci ciepłowniczej dla oczekiwana średnia temperatura zewnętrzna; i - entalpia wody w źródle zaopatrzenia w wodę, kcal/kg. ref

23. Przy obliczaniu przewidywanych obciążeń cieplnych turbin produkcyjnych i ciepłowniczych w bezbłędnie należy przestrzegać zasady ich priorytetowego wykorzystania w porównaniu z innymi źródłami zaopatrzenia w ciepło przez kotły szczytowe (zwane dalej PVK), agregaty redukcyjno-chłodzące (zwane dalej ROU).

Całkowite zaopatrzenie w ciepło z odciągów przemysłowych (przeciwprężne) turbiny (Q), Gcal, podłączone do kolektora na parę o tym samym ciśnieniu, ogólnie rzecz biorąc, określa wzór: Q = (SUM D + D + D + D - D) x (i - t) x by wydać j s hn n pb rou n k-3 x 10, (3) gdzie D, D, D - natężenia przepływu pary z kolektora do sn xn pb potrzeby własne, gospodarstwa domowego, kotły szczytowe, t; D - dopływ pary do kolektora z ROU podłączonego do wiersz źródło pary o wyższym ciśnieniu, t; i - średnia entalpia kondensatu (zwracana z zewnątrz) do konsumentów, potrzeby własne i ekonomiczne) oraz suplement uzupełniający jego bezzwrotność, przed regeneracją grzałka (odgazowywacz) podłączona do kolektora, kcal/kg;

Zużycie pary na potrzeby własne oblicza się zgodnie z odpowiednimi zależnościami, które są częścią charakterystyki energetycznej urządzenia.

Na potrzeby gospodarstw domowych wydatki na parę są akceptowane zgodnie z danymi sprawozdawczymi.

Zużycie ciepła dla kotłów szczytowych oblicza się zgodnie z równaniami bilansu cieplnego.

Uwalnianie ciepła z turbin odciągowych w ogólnym przypadku obejmuje:

dostarczanie ciepła do odbiorców zewnętrznych na potrzeby własne i gospodarstwa domowego z grzejników podłączonych do tych wyciągów;

zużycie ciepła do uzupełnienia sieci ciepłowniczej oraz do ogrzewania dodatku kompensującego brak powrotu kondensatu od odbiorców ekstrakcji pary o wyższym potencjale.

Oczekiwaną wartość całkowitego dopływu ciepła z odprowadzenia ciepła z turbiny, Gcal, można obliczyć ze wzoru:

sn xn Q = SUMA Q + Q + Q + Q + SUMA ((D + D + D - wtedy p ustaw. potem sn xn pb -3 - D) x (i - i) x 10) - Q - SUMA Q, (4) rou p ref pvk przez gdzie Q jest oczekiwaną dostawą ciepła z PVC, Gcal. Uwalnianie ciepła PCV z kotłów szczytowych (kotły szczytowe), Gcal, obliczona na podstawie prognozy czasu postoju temperatury powietrza zewnętrznego (tau), przy których konieczne jest tnv włączanie w celu zapewnienia zgodności z harmonogramem temperatur systemy grzewcze: pcv (pb) "" -3 Q \u003d G x (i - i) x tau x 10, (5) pvc(pb) sieć.v r.v.v tnn pcv (pb) gdzie G to zużycie wody sieciowej przez szczytowe ogrzewanie wody sieć w kotłach lub kotły szczytowe, t/h; " " i , i - entalpie wody sieciowej przed PVC (szczyt w. w. w. w. kotły) i za nimi, kcal/kg.

Przy rozdziale obciążeń elektrycznych i cieplnych pomiędzy poszczególne bloki elektrowni należy dążyć do minimalizacji kosztów ciepła elektrowni turbinowej do wytwarzania energii elektrycznej.

W tym celu wskazane jest użycie specjalnego programy komputerowe. W przypadku braku takich programów należy postępować zgodnie z poniższymi zaleceniami.

W przypadku eksploatacji elektrowni w okres rozliczeniowy Zgodnie z harmonogramem ciepłowniczym w pierwszej kolejności obciążać należy turbiny o największej łącznej jednostkowej produkcji energii elektrycznej w obiegu grzewczym, w porównaniu z innymi turbinami z podgrupy.

Podczas pracy elektrowni zgodnie z harmonogramem elektrycznym rozdział obciążeń cieplnych i elektrycznych powinien być realizowany wzajemnie.

Jeżeli w elektrowni występuje kilka podgrup urządzeń, wskazane jest w okresie maksymalnego obciążenia elektrycznego przekazywanie odbiorów cieplnych do podgrupy o niższych parametrach początkowych pary świeżej w celu maksymalnego ograniczenia jej wytwarzania kondensacyjnego. Ponadto większy efekt można uzyskać, przenosząc obciążenie grzewcze.

Przy eksploatacji turbin z obciążeniami elektrycznymi zbliżonymi do nominalnych, w celu uzyskania maksymalnej produkcji ciepła i energii, odciągi tego samego typu jednostek powinny być obciążane równomiernie.

Letni okres eksploatacji bloków o małych obciążeniach z góry determinuje nierównomierny rozkład obciążenia cieplnego pomiędzy turbinami do momentu przekazania go do jednej z nich.

Przy równoległej pracy turbin typu PT i R, jak pokazują obliczenia, w pierwszej kolejności dobór turbin typu PT należy obciążać aż do osiągnięcia najwyższych wartości sumarycznej produkcji ciepła właściwego energii elektrycznej.

Podczas rozprowadzania obciążeń cieplnych należy wziąć pod uwagę:

ograniczenia producentów dotyczące minimalnego obciążenia odciągów turbin;

cechy schematu ciepłowni pod względem zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych i na własne potrzeby;

niezawodność dostaw ciepła do odbiorców.

Po rozkładzie obciążeń cieplnych zgodnie z wykresami reżimu i charakterystyka regulacyjna jest określona przez minimalną wartość elektryczną moc każdej turbiny i minimalna generacja mocy elektrownia (E), tys. kWh: min min E \u003d SUM N x tau + SUM N x tau, (6) min r slave pt.t slave min gdzie N, N to moc wytwarzana przez turbiny typu P (lub r pt.t turbiny typu PT, T przy pracy z obniżoną próżnią) oraz minimalna moc turbin PT i T przy danych obciążeniach wybory (przeciwciśnienie), tys. kW. min Wartość N obejmuje moc grzewczą i Fri.t moc wytworzona na kanale wentylacyjnym pary w skraplacz z całkowicie zamkniętą membraną dolnego cylindra min ciśnienie (dalej - LPC). Czynniki zwiększające N poza Fri.t minimalny wymagany poziom (nieszczelność membrany regulacyjnej) cylinder niskiego ciśnienia, wzrost temperatury rury wydechowej powyżej dopuszczalnego poziomu itp.), należy potwierdzić odpowiednie dokumenty. Produkcja energii elektrycznej kondensacyjnej dystrybucja między turbinami (deltaE), tys. kWh, książka określa wzór: deltaE \u003d E - E (7) kn min Podział deltaE pomiędzy turbiny dokonywany jest na podstawie książka wstępnie obliczona charakterystyka względnych zysków zużycie ciepła do produkcji energii elektrycznej przez kondensację cykl (deltag) dla wszystkich możliwych kombinacji agregatów. Pierwszy książka kolejka, ładowane są agregaty o najmniejszych wartościach deltaq . książka Dystrybucja dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych w parze ciśnienie lub z wodą sieciową między podgrupami elektrowni produkowany jest proporcjonalnie do obciążeń termicznych odciągów turbin (Q , Q) zawarte w podgrupie. następnie

Moc cieplna z kotłów szczytowych c.w.u. rozdzielana jest pomiędzy podgrupy urządzeń elektrowni proporcjonalnie do mocy cieplnej z wody grzewczej.

Wymagane do obliczeń wartości godzinowych kosztów świeżej wody para (D) i para do skraplaczy (D) przez poszczególne turbiny z około 2 wystarczające dla celów dokładności prognozowania może być: obliczone według wzorów, t/h: -3 3 D \u003d (q x N x 10 + Q + Q) x 10 / K (8) o t.in t do -3 D \u003d (q x N x 10 - 86 x N / to - deltaQ) x 2 ton t em izl 3 x 10 / 550, (9) gdzie q jest początkowym nominalnym jednostkowym zużyciem ciepła brutto cyna turbina, kcal/kWh;

K jest współczynnikiem stosunku zużycia ciepła i pary świeżej do turbiny. Można przyjąć jako równą 0,6 - 0,7 lub obliczyć według wzoru:

K \u003d i - i + alfa x deltai, (10) o pv pp pp gdzie ja , ja , delta i - entalpie pary świeżej, pasza o pv pp woda, wzrost entalpii na drodze dogrzewania, kcal/kg; alfa to udział pary wtórnej ze zużycia pary świeżej; pp to jest sprawność elektromechaniczna, %. Przyjmuje się, że wynosi 97%; Em deltaQ - straty ciepła przez izolację termiczną turbiny, Gcal/h. izl W przypadku turbin o mocy 25,50 i 100 MW można przyjąć 0,49; 0,61 i 1,18 Gcal/h.

Parametry pary świeżej, pary po podgrzaniu muszą odpowiadać wartościom przyjętym w specyfikacje regulacyjne turbiny jako nominalne.

Ciśnienie pary w produkcyjnych komorach próbkowania turbin obliczane jest według wzoru, kgf/cm2:

P \u003d SUMA P x D / SUMA D + delta P, (11) p np. j np. j np. j p. pot gdzie P, D - ciśnienie, kgf / cm2 i zużycie pary, t, minus.j minus.j dla każdego odbiorcy zewnętrznego (na wyjściach ze stacji). Przyjęte zgodnie z zawartymi umowami z konsumentami; deltaP - strata ciśnienia w rurociągach parowych od wylotów do p.pot komory do pobierania próbek turbin, kgf/cm2.

Ciśnienie pary w komorach odprowadzania ciepła turbiny wyznaczane jest w następującej kolejności:

1. Okres prognozy podzielony jest na dwie części: okres wspólna eksploatacja kotłów PVC lub szczytowych i odciągów (p) i dzień okres dostarczania ciepła tylko z odciągów (t). dzień Zgodnie ze średnią oczekiwaną temperaturą zewnętrzną dla n i t dzień dzień (p) (t) powietrze (t, t) zależy od temperatury bezpośredniej wody sieciowej nv nv (t), stopień. C, na podstawie wykresu temperatury termicznej sieć pr.v: (n) (n) t = F (t) (12) pr.v nv (t) (t) t = F (t) (13) pr.v nv 2. Oblicza się średnią temperaturę wody w sieci o grzałki główne (t), st. Z: sv około (n) (t) t = ((t - delta t) x n + t x t) / Św Św Św Svpvk.pb dzień Św Św dzień/ (n + t), (14) dzień dzień gdzie delta t - ogrzewanie wody sieciowej w PCV lub szczyt St. pvk.pb kotły, grad. Z; n vol.p delta t = t - t (15) sv.pvk.pb pr.sv sv vol.p t - temperatura wody sieciowej za grzałkami głównymi,św. odpowiadające maksymalnemu ciśnieniu pary w kogeneracji Maks. wybory (P), deg. Z; t ob.p p t \u003d t - Qt (16) sv us pod p max t - temperatura nasycenia przy ciśnieniu P, deg. Z; nas Qt - nominalna różnica temperatur w sieci głównej pod grzejniki, st. Z.

3. Wyznacza się średnią temperaturę nasycenia oraz rzeczywiste ciśnienie pary w komorze odciągowej turbiny:

około t = t + Qt (17) jesteśmy poniżej Р = F(t) + delta Р (18) t nas t.pod gdzie deltaP to strata ciśnienia w rurociągach parowych z wylotu t.pot kolektory do komory selekcyjnej i-tej turbiny, kgf/cm2. Wzrost zużycia ciepła do produkcji energii elektrycznej o warunkowy brak dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych z poboru a przeciwciśnienie turbin (deltaQ), Gcal, jest określone przez e(neg) formuły:

dla turbin typu PT, T:

o-3 deltaQ \u003d (SUM (q - q) x E) x K x 10 (19) e(neg) t t ot

dla turbin R, PR:

-3 deltaQ \u003d (SUM (q - q) x E) x K x 10, (20) e(neg) kn t t od o gdzie q, q - jednostkowe zużycie ciepła brutto w turbinie w t t brak wydzielania ciepła z ekstrakcji (regulatory ciśnienia w obu) wybory są uwzględnione) oraz z przewidywanym obciążeniem elektrycznym, kcal/kWh; g - jednostkowe zużycie ciepła dla turbiny ze skraplaczem, książka posiadające takie same parametry pary świeżej jak dla turbin typu P, PR przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym przy braku wydzielanie ciepła z ekstrakcji (w zestawie regulatory ciśnienia w ekstrakcjach), kcal/kWh; E to przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. t kWh; K - stosunek według podgrupy zaopatrzenia w ciepło do zewnętrznego z odbiorców ze zużytą parą do całkowitego ładunku ekstrakcji. Dla turbin z kondensacją pary, gdy ciepło jest uwalniane z kondensator ze względu na „pogorszoną” wartość próżni warunki (deltaQ) można wykorzystać w wysokości urlopu e(neg) ciepło ze skraplacza.

Ostateczny cel wykonanie obliczeń dla elektrowni turbinowej ma na celu uzyskanie przewidywanych wartości dla podgrup urządzeń:

bezwzględne i jednostkowe zużycie ciepła brutto do wytwarzania energia elektryczna (Q, Gcal i q, kcal / kWh); e t s s s s s s s s s s s energia elektryczna (E, tys. kWh i E, %) na potrzeby własne; do tego n określone zużycie ciepło netto (q, kcal/kWh).że 24. Liczba kotłów pracujących w okresie prognozy każdego typu (n , n ... n) w podgrupie jest wybierany na podstawie 1 2 m² całkowite zapotrzebowanie na ciepło dla turbin, obciążenie kotła dla poziom 80 - 90% nominalnej mocy grzewczej, a także harmonogram naprawy sprzętu. Pod uwagę brane są również uzgodnione ograniczenia nominalnej mocy pary kotłów.

Całkowite wytwarzanie ciepła brutto przez kotły energetyczne podgrupy urządzeń Gcal oblicza się według wzoru:

br nom Q = SUMA Q + SUMA Q + SUMA Q + Q + K x SUMA n x Q x ku e po do rou pot t k.br.t-2 x tau x 10 (21) cal gdzie K jest określoną wartością strat strumienia ciepła, %. pot Przyjmuje się ją jako 1% dla elektrowni kondensacyjnej (dalej - IES) oraz 1,5% dla elektrociepłowni (dalej CHPP) od nominalna produktywność pracowników w prognozowanym okres kotłów m-tego typu; n to liczba pracujących kotłów m-th typ m; nie m Q - nominalna moc cieplna m-tego kotła k.br.t typ, Gcal/h. br Podział Q na typy kotłów podgrupy urządzeń ku produkowane proporcjonalnie do nominalnych mocy cieplnych (jeśli elektrownia nie posiada żadnej innej) rozważania).

Ostateczne wyniki obliczeń mają otrzymać podgrupy wyposażenia dla kotłowni:

n wydajność netto (to); ku sn sn bezwzględne i jednostkowe zużycie ciepła (Q, Gcal i q, %) oraz kukułka sn sn prąd (E, tys. kWh i E, %) na potrzeby własne. ku ku

25. Prognozowane jednostkowe zużycie paliwa dla podgrupy elektrowni oblicza się według wzorów:

n e b = b x (1 + K x (1 - mu)) (22) e er e 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 prąd, g/kWh; n b - nominalne jednostkowe zużycie paliwa na ciepło, te.en.k uwolniony z kotłów energetycznych, kg/Gcal; uh te

Roczna podaż energii cieplnej z kotłowni do sieci za 2016 r. wyniosła 913,1 Gcal.

Obliczenie zużycia ciepła na potrzeby pomocnicze kotłowni przeprowadzono metodą obliczeniową zgodną z wymaganiami rozdziału V „Procedury ustalania norm jednostkowego zużycia paliwa do produkcji energii elektrycznej i cieplnej”, zatwierdzonej rozporządzeniem Ministerstwa Energetyki Rosji z dnia 30 grudnia 2008 r. nr 323 (zmienionym rozporządzeniem Ministerstwa Energetyki Rosji z dnia 10.08.2012 r. N 377) oraz zgodnie z listem informacyjnym Ministerstwa Energetyki Rosji Rosja z dnia 21 września 2009 r. Nr. Obliczenie całkowitego zużycia energii cieplnej na potrzeby pomocnicze kotłowni w postaci ciepłej wody dokonywane jest według elementów kosztowych w cyklu miesięcznym.

Zużycie energii cieplnej na kotły rozpałkowe.

Kotły opalane są ze stanu zimnego.

Straty energii cieplnej przez jednostki kotłowe.

Obliczenia dokonano na podstawie q 5 jednostek kotłowych, przyjęta jako równa 6,0% dla kotłów Brack i KVR-0,6, 8,0% dla kotła KVR-0.2l TFG z wartości tabelarycznych pkt 57,1 (Tabela 10)” Instrukcje dotyczące organizacji w Ministerstwie Energii Rosji prac dotyczących obliczania i uzasadniania norm dotyczących jednostkowego zużycia paliwa ... ”, zatwierdzone rozporządzeniem Ministerstwa Energetyki Rosji z dnia 30 grudnia 2008 r. Nr 323.

Inne straty.

W przypadku kotłów na gorącą wodę stosuje się współczynnik 0,001.

Zużycie energii cieplnej na ogrzewanie kotłowni.

Zgodnie z pismem informacyjnym Ministerstwa Energii Rosji z dnia 21 września 2009 r. Obliczenie zużycia energii cieplnej do ogrzewania kotłowni kotłowni odbywa się w dwóch strefach warunkowych - roboczej (dolnej) i górnej (ponad 4 m od poziomu podłogi). Jeżeli wysokość kotłowni jest mniejsza niż 4 m od poziomu podłogi, nie uwzględnia się zużycia energii cieplnej do ogrzewania kotłowni kotłowni w całkowitym zużyciu potrzeb własnych, ponieważ ilość ciepła uwalniane do środowiska przez jednostki kotłowe kotłowni w pełni zapewnia utrzymanie temperatury projektowej w kotłowni kotłowni.

Wysokość kotłowni kotłowni wynosi odpowiednio ponad 4 m, zużycie energii cieplnej do ogrzewania pomieszczenia kotłowni przeprowadzono w dwóch strefach warunkowych - roboczej (dolnej) i górnej (ponad 4 m od poziomu podłogi).

Zużycie energii cieplnej na ogrzewanie pomieszczeń biurowych znajdujących się w budynku kotłowni wliczane jest do potrzeb wewnętrznych.

Zużycie ciepła na potrzeby pomocnicze kotłowni według wyliczenia ekspertyzy wyniosło 14,5 Gcal (1,56% wytwarzania ciepła).

Na podstawie obliczeń obciążeń cieplnych odbiorców, obliczeń strat ciepła w sieciach ciepłowniczych oraz obliczeń zużycia ciepła na potrzeby własne kotłowni, dokonano kalkulacji wytwarzania ciepła przez kotłownię w ujęciu miesięcznym, w zależności na średnich miesięcznych temperaturach powietrza na zewnątrz. Produkcja energii cieplnej przez kotłownię za 2016 r. wyniosła 927,5 Gcal.

Kotłownia: spalanym paliwem jest węgiel, nie ma paliwa zapasowego. Na kotłach tej kotłowni nie prowadzono prac konserwacyjnych i regulacyjnych. Nie ma kart reżimu. Przy dokonywaniu obliczeń przyjęto indywidualny wskaźnik zużycia paliwa przy obciążeniu znamionowym dla nowych urządzeń zgodnie z paszportowym współczynnikiem sprawności - dla kotła KVR-0,6 - 173,8 kg ekwiwalentu paliwa / Gcal, dla kotła KVR-0,2l TFG - 174,2 kg standardowego ekwiwalentu paliwa/Gcal - z uwzględnieniem współczynników normatywnych K1 z pkt 49,1 (tabela 3) oraz wskaźnika starzenia zgodnie z pkt 46 (tabela 2) „Procedura ustalania norm jednostkowego zużycia paliwa w produkcji i energia cieplna”, zatwierdzony Zarządzeniem Ministerstwa Energetyki Rosji z dnia 30 grudnia 2008 r. Nr 323 (zmienionym rozporządzeniem Ministerstwa Energetyki Rosji z dnia 10 sierpnia 2012 r. N 377).

Indywidualne wskaźniki zużycia paliwa dla kotłów Bratsk pochodzą z wartości tabelarycznych z pkt 45 (tabela 1) - 213,2 kg paliwa wzorcowego / Gcal, biorąc pod uwagę standardowe współczynniki K1 z pkt 49,1 (tabela 3) i wskaźnik starzenia zgodnie z paragrafem 46 ( Tabela 2) „Procedura określania norm jednostkowego zużycia paliwa w produkcji energii elektrycznej i cieplnej”, zatwierdzona rozporządzeniem Ministerstwa Energetyki Rosji z dnia 30 grudnia 2008 r. Nr 323 ( zmienione rozporządzeniem Ministerstwa Energetyki Rosji z dnia 10.08.2012 r. N 377).

Nie przewiduje się remontu głównego wyposażenia kotłowni w okresie grzewczym 2016 roku. Dlatego ładowanie kotłów odbywa się zgodnie z zasadą priorytetowego ładowania kotłów o największej wydajności zgodnie z charakterystyką regulacyjną, biorąc pod uwagę minimalizację liczby pracujących kotłów.

Tryb pracy wyposażenia kotłowni:

styczeń, luty, marzec, listopad, grudzień - pracuje kocioł KVR-0,6, reszta kotłów jest w rezerwie.

Kwiecień, maj, wrzesień, październik - pracuje kocioł KVR-0,2l TFG, reszta kotłów jest w rezerwie.

W wyniku przeprowadzonej analizy materiałów i przeprowadzonych obliczeń wartość normatywnego jednostkowego zużycia paliwa dla dostarczonej energii cieplnej z kotłowni za rok 2016 wyniosła 178,0 kg ekwiwalentu paliwa/Gcal.

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

Grupa EGS oferuje usługi w zakresie kalkulacji, uzasadnienia i badania NRM z reprezentacją interesów Klienta w Ministerstwie Energii Rosji i Regionalnych Komisjach Energetycznych, wsparcie doradcze w zakresie sprawozdawczość statystyczna, ujawnienie i inne kwestie związane z procesem racjonowania paliw.

Proces obliczania i zatwierdzania

REC (Regionalna Komisja Energii) rozpatruje dokumentację (uzasadnioną) dotyczącą obliczania standardowego jednostkowego zużycia (NUR) zasobów energetycznych do wytworzenia jednostki energii cieplnej ( Rozporządzenie Ministerstwa Energii Federacji Rosyjskiej z dnia 30 grudnia 2008 r. N 323 „W sprawie organizacji w Ministerstwie Energii Federacji Rosyjskiej prac nad zatwierdzeniem norm jednostkowego zużycia paliwa dla dostarczanej energii elektrycznej i cieplnej z ciepła elektrownie i kotłownie" ) REC zatwierdza albo swój własny NUR, albo NUR, który jest obliczany przez: Grupa EGS. Na podstawie tej NURA dokonywana jest kalkulacja ekonomiczna (obejmująca wszystkie koszty wytwarzania: paliwo, personel, koszty wewnętrzne itp.), która jest przekazywana do Komitetu Taryfowego. Komitet Taryfowy dokonuje przeglądu dokumentacji i wydaje polecenie zatwierdzenia taryfy.

Okresy ważności

Dokumentacja jest ważna przez 5 lat (art. 19 Rozporządzenia 323), ale mają prawo korzystać z dokumentów przez trzy lata, jeśli spełnione są warunki artykułu 19. Kalkulacja ekonomiczna jest przesyłana do komisji taryfowej raz w roku. I jest ważny przez 1 rok kalendarzowy.

W rzeczywistości wszystkie organizacje zajmujące się regulowanym rodzajem działalności opracowują NTD (dokumentację normatywną i techniczną) raz w roku w celu podwyższenia taryfy. NTD jest brane pod uwagę dla urządzeń kotłowych. Bardziej opłaca się przedstawić komisji kalkulację ekonomiczną po rocznym wzroście cen gazu.

wyniki

Efekt ekonomiczny jest realizowany ze względu na różnicę w taryfie (średni koszt energii cieplnej w Petersburgu w 2012 roku dla firm z NTD według NUR wynosił 1100-1250 rubli za 1 Gcal. W niektórych przypadkach 1300-1400).

Ceny za kalkulację i uzasadnienie paliw NUR ustalane są indywidualnie.

Nasi menedżerowie chętnie doradzą Państwu we wszystkich sprawach przez telefon wielokanałowy:

Obliczanie NUR na podstawie dokumentacji normatywno-technicznej

o zużyciu paliwa

20. Jeżeli elektrociepłownia lub kotłownia posiada istniejące NTD dla zużycia paliwa, NUR dla energii elektrycznej i cieplnej dostarczanej przez elektrownię, NUR dla energii cieplnej dostarczanej przez kotłownię oblicza się w kolejności określonej przez model do obliczania wskaźników nominalnych i norm dla jednostkowego zużycia paliwa.

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

Dla grupy jako całości wskaźniki są określane przez zsumowanie lub ważenie wyników obliczania wskaźników jednostek turbiny i kotłów, które są jej częścią. Generalnie dla elektrowni (kotłowni) wskaźniki określa się na podstawie wyników ich obliczeń dla poszczególnych grup.

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

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

Generowanie elektryczności;

Dostawa ciepła do odbiorców w parze 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 początkowych jest wymieniony w układzie, który jest częścią NTD dla zużycia paliwa.

Produkcja energii elektrycznej przez elektrownie jest akceptowana zgodnie z prognozowanymi bilansami energetycznymi uzgodnionymi z Dyspozytornią Okręgową i władzą wykonawczą podmiotu Federacji Rosyjskiej w regionie państwowa regulacja taryfy. W przypadku braku wskaźników w prognozowanym bilansie energii dla każdego okresu rozliczeniowego regulacji w ramach wieloletniego okresu regulacji, wielkość uwzględniona w prognozowanym bilansie energii za pierwszy okres rozliczeniowy regulacji w ramach -okres regulacji jest brany pod uwagę przy obliczaniu NOR.

22. Przy obliczaniu przewidywanych obciążeń cieplnych turbin produkcyjnych i wydobywczych (przeciwciśnienie) obowiązkowo należy przestrzegać zasady ich pierwszeństwa w porównaniu ze szczytowymi kotłami ciepłej wody (dalej - PWC), jednostkami redukcyjno-chłodzącymi (dalej - ROU).

Całkowite doprowadzenie ciepła z ekstrakcji produkcyjnej (przeciwciśnienie) turbin (Q), Gcal, jest generalnie określane przez wzór dostarczanie ciepła do odbiorców zewnętrznych, Gcal; p sn xn Q , Q , Q - zużycie ciepła na potrzeby własne, bytowe, p p pb kotły szczytowe, Gcal; Q - zużycie ciepła z ROU podłączonego do źródła pary o wyższym ciśnieniu niż ROU, Gcal.

Zużycie ciepła na potrzeby własne oblicza się zgodnie z odpowiednimi zależnościami, które są częścią charakterystyki energetycznej urządzenia.

Na potrzeby gospodarstw domowych dostawa ciepła przyjmowana jest według danych rzeczywistych z okresu poprzedzającego okres rozliczeniowy.

Zużycie ciepła dla kotłów szczytowych oblicza się zgodnie z równaniami bilansu cieplnego.

Uwalnianie ciepła z turbin odciągowych (przeciwciśnienie) w ogólnym przypadku obejmuje:

Сн dostawa ciepła do odbiorców zewnętrznych (Q) na potrzeby własne (Q) i t xn potrzeb gospodarstwa domowego (Q) z grzejników podłączonych do tych poborów; t zużycie ciepła do ogrzewania dodatku, który kompensuje brak powrotu kondensatu od odbiorców ekstrakcji pary o wyższym potencjale (Q). nev

Oczekiwaną wartość całkowitego dopływu ciepła z odprowadzenia ciepła z turbiny, Gcal, można obliczyć ze wzoru:

Pot sn хн Q = Q + Q + Q + Q + Q - Q , (2) następnie t t t nvc pot gdzie Q jest stratą ciepła związaną z jego uwolnieniem do odbiorców zewnętrznych t w gorącej wodzie; Q - oczekiwana dostawa ciepła z PVC, Gcal. pvk Moc cieplna z kotłów szczytowych c.w.u. (kotłów szczytowych) obliczana jest na podstawie prognozy czasu trwania stojących temperatur zewnętrznych (tau), przy których tnv konieczne jest ich włączenie, aby zapewnić spełnienie harmonogramu temperaturowego ogrzewania sieć: pvk (pb) -3 Q = G x (i " - i") x tau x 10 , (3) pvc(pb) network.v r.v.v tnv pvk(pb) gdzie G - zużycie wody w sieci przez szczytową wodę kotły lub sieć do kotłów szczytowych, t/h ; i" , i" - entalpie wody sieciowej przed PVK (kotły szczytowe) i r.v.r.v za nimi, kcal/kg.

Przy rozdziale obciążeń elektrycznych i cieplnych pomiędzy poszczególne bloki elektrowni celowe jest dążenie do minimalizacji kosztów ciepła elektrowni turbinowej do wytwarzania energii elektrycznej.

W tym celu wykorzystywane są specjalne programy komputerowe. W przypadku braku takich programów należy postępować zgodnie z poniższymi zaleceniami.

W przypadku pracy elektrowni w okresie rozliczeniowym według harmonogramu ciepłowniczego obciążane są przede wszystkim odciągi turbinowe o największej łącznej jednostkowej produkcji energii elektrycznej w obiegu grzewczym w porównaniu z pozostałymi turbinami podgrupy.

Kiedy elektrownia pracuje zgodnie z harmonogramem elektrycznym, rozkład obciążeń cieplnych i elektrycznych jest wzajemnie połączony.

Jeżeli w elektrowni występuje kilka podgrup urządzeń, wskazane jest w okresie maksymalnego obciążenia elektrycznego przekazywanie odbiorów cieplnych do podgrupy o niższych parametrach początkowych pary świeżej w celu maksymalnego ograniczenia jej wytwarzania kondensacyjnego. Ponadto większy efekt można uzyskać, przenosząc obciążenie grzewcze.

Przy eksploatacji turbin z obciążeniami elektrycznymi zbliżonymi do nominalnych, w celu uzyskania maksymalnej produkcji ciepła i energii, odciągi tego samego typu jednostek obciążane są równomiernie.

Letni okres eksploatacji bloków o małych obciążeniach z góry determinuje nierównomierny rozkład obciążenia cieplnego pomiędzy turbinami do momentu przekazania go do jednej z nich.

Przy równoległej pracy turbin typu PT i R, jak pokazują obliczenia, w pierwszej kolejności dobierane są turbiny typu PT, aż do osiągnięcia najwyższych wartości sumarycznej produkcji ciepła właściwego energii elektrycznej.

Podczas rozprowadzania obciążeń cieplnych brane są pod uwagę:

Ograniczenia producentów dotyczące minimalnego obciążenia odciągów turbin;

Cechy schematu ciepłowni pod względem zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych i na własne potrzeby;

Niezawodność dostaw ciepła do odbiorców.

Po rozkładzie obciążeń cieplnych zgodnie z wykresami reżimowymi i charakterystykami standardowymi określa się minimalną moc elektryczną każdej turbiny oraz minimalną produkcję energii elektrycznej przez elektrownię (E), tys. kWh: min min E = SUMA N x tau + SUMA N x tau, (4) min p gdzie N, N to moc wytwarzana przez turbiny typu P (lub turbiny typu PT, T r pt.t podczas pracy przy obniżonej próżni) oraz moc minimalna turbin typu PT i T przy zadanych obciążeniach selekcji (przeciwciśnienie) tys. kW. min Wartość N obejmuje moc grzewczą i moc f.t., wytworzoną na przelocie wentylacyjnym pary do skraplacza przy całkowicie zamkniętej membranie cylindra niskociśnieniowego (dalej - LPC). Czynniki przekraczające minimalny wymagany poziom (nieszczelność membrany sterującej cylindra niskiego ciśnienia, wzrost temperatury rury wydechowej powyżej dopuszczalnego poziomu itp.) są potwierdzone odpowiednimi dokumentami. Obliczenie minimalnego obciążenia CHP przeprowadza się zgodnie z zaleceniami podanymi w załączniku 14 do niniejszej procedury. Dodatkowa produkcja energii kondensacyjnej do podziału między turbiny (DeltaE), tys. kWh, jest określona wzorem kn: DeltaE = E - E, (5) kn mi

Gdzie E to planowana produkcja energii elektrycznej, tys. kWh.

W przypadku CHP, uzasadniając dodatkowe wytwarzanie energii kondensacyjnej, można wziąć pod uwagę następujące czynniki:

Dostępność nie przełączalnych odbiorców zaopatrzenia w ciepło;

Zapewnienie technicznego minimalnego obciążenia kotłów;

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

Podział DeltaE pomiędzy turbiny jest dokonywany na podstawie kn wstępnie obliczonych charakterystyk względnych przyrostów zużycia ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w cyklu kondensacji (Deltaq) dla kn wszystkich możliwych kombinacji jednostek. W pierwszej kolejności ładowane są agregaty o najniższych wartościach Deltaq. кн Rozdział dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych w parze o jednym ciśnieniu lub z wodą sieciową między podgrupami elektrowni odbywa się proporcjonalnie do obciążeń termicznych ekstrakcji turbin (Q, Q) zawartych w podgrupie.

Moc cieplna z kotłów szczytowych c.w.u. rozdzielana jest pomiędzy podgrupy urządzeń elektrowni proporcjonalnie do mocy cieplnej z wody grzewczej.

Wartości godzinowych przepływów pary świeżej (D) i pary 0 do skraplaczy (D) wymagane do obliczeń dla poszczególnych turbin z wystarczającą dokładnością do celów prognostycznych 2 można obliczyć ze wzorów, t/h: -3 D = (q x N x 10 + Q + Q) / K, (6) 0 t.in t po -3 3 D = (q x N x 10 - 86 x N / eta - DeltaQ) x 10 / 550, (7) 2 t.in t t em izl gdzie q jest początkowym nominalnym jednostkowym zużyciem ciepła brutto dla turbiny, kcal/kWh;

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

3 K = (i - i + alpha x Deltai) x 10 , (8) 0 pv pp pp gdzie i , i , Deltai - entalpie pary świeżej, wody zasilającej, przyrost entalpii 0 pv pp w ścieżce dogrzewania, kcal/kg ; alfa to udział pary wtórnej ze zużycia pary świeżej; pp eta - sprawność elektromechaniczna, %. Przyjmuje się, że wynosi 97%; em DeltaQ - straty ciepła przez izolację termiczną turbiny, Gcal/h. Dla turbin izl 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 w standardowych charakterystykach turbin jako nominalne.

23. W przypadku TPP stosujących metodę podziału kosztów paliw w cyklu skojarzonym na energię elektryczną i cieplną proporcjonalnie do kosztów ciepła do wytwarzania energii elektrycznej i dostarczania energii cieplnej, o ile są one produkowane oddzielnie, wzrost zużycia ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w przypadku warunkowego braku dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych z poboru i przeciwciśnienia turbin (DeltaQ), Gcal określają wzory: e(neg) o -3 dla turbin typu PT, T: DeltaQ \u003d (SUM ( q - Delta) x E) x K x 10, (9) e(neg ) T T T od -3 dla turbin typu P, PR: DeltaQ \u003d (SUM (q - q) x E) x K x 10, ( 10) e (neg) kn T T od o gdzie q, q - koszty właściwe ciepło brutto przez turbinę przy braku T T uzysk ciepła z ekstrakcji (regulatory ciśnienia w obu ekstrakcjach (w zestawie) i przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym, kcal/ kWh q - jednostkowe zużycie ciepła dla turbiny ze skraplaczem o takich samych parametrach pary świeżej, jak również dla turbin typu R, PR z przewidywanym elektrycznym obciążenie krytyczne w przypadku braku dostaw ciepła z ekstrakcji (w tym regulatory ciśnienia w ekstrakcjach), kcal/kWh; E - przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. kWh; T K - stosunek według podgrupy dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych z pary odlotowej do całkowitego obciążenia poborów. W przypadku turbin z kondensacją pary, gdy ciepło jest uwalniane ze skraplacza w wyniku „zdegradowanej” próżni, wartość DeltaQ można przyjąć jako e(neg) równą wartości mocy cieplnej ze skraplacza.

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

Bezwzględne i jednostkowe zużycie ciepła brutto do wytwarzania energii elektrycznej (Q, Gcal i q, kcal/kWh); e s s bezwzględnego i jednostkowego zużycia ciepła (Q , Gcal i q , %) oraz energii elektrycznej (E, tys. kWh i e, %) na potrzeby własne; tu n jednostkowe zużycie ciepła netto (q, kcal / kWh). tu 24. Liczbę jednostek kotłowych każdego typu (n, n...n) pracujących w okresie prognozy w grupie dobiera się na podstawie łącznego zapotrzebowania na ciepło 1 2 t dla turbin, obciążenia jednostek kotłowych na poziomie 80 - 90% nominalnej mocy cieplnej, a także harmonogram napraw urządzeń. Uwzględniane są również uzgodnione limity nominalnej wydajności parowej kotłów.

Całkowite wytwarzanie ciepła brutto przez kotłownię podgrupy urządzeń Gcal oblicza się według wzoru:

Br nom -2 Wartości współczynników rezerwy sprawności cieplnej (K) pi są obliczane zgodnie z danymi sprawozdawczymi z poprzedniego roku dla miesiąca odpowiadającego prognozie: n n K = (b - b) x ( 1 - K) / b , (11a) pi i i na 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 spalonego paliwa w wyniku odchyleń osiągów sprzętu od poziomu standardowego. Wartość K liczona jest jako stosunek nieplanowanych do wyeliminowania spalania paliw w ciągu najbliższych 2 lat do sumy spalania paliw za rok poprzedzający rok prognozy. Uzasadnienie wartości K odbywa się na podstawie mapy nadmiernego zużycia paliw oraz planu działań na rzecz ich eliminacji. Stopień wykorzystania rezerw sprawności cieplnej (mu) w obliczeniach I norm jednostkowego zużycia paliwa dla regulowanego okresu przyjmuje się jako równy zero. Korekta wartości NUR obliczonych na podstawie NTD dla zużycia paliwa (b), które wypada gorzej wartości rzeczywiste Wskaźniki ntd w roku poprzedzającym rok obliczany ustala się według wzoru: b = b x (1 + K), (11b) nur ntd corr gdzie K jest współczynnikiem korygującym: corr K = (b - b) / b, ( 11c) korelacja nom b , b - odpowiednio wartości rzeczywiste i nominalne rzeczywistego jednostkowego zużycia paliwa dla dostarczonej energii elektrycznej i ciepła według danych sprawozdawczych za każdy miesiąc roku poprzedzającego rok obliczony.