2017-01-15

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приводим его цитату ниже:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Западный опыт

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

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

Вот некоторые цитаты:

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

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

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

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

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

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

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

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

Позднее признание в неправоте...

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

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

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

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

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

Ущерб стране и городу от «мутных» НУР ТЭЦ

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

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

Наглядный пример

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

Приведём цифры и факты:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

100 % - 64,1 % = 35,9 %, то есть

8,122 - 5,206 = 2,916 млн т.у.т/год.

«Климатический шаблон» энергоёмкости региона

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

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

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

Выводы и заключение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Годовой отпуск в сеть тепловой энергии от котельной на 2016 год составил 913,1 Гкал.

Расчет расхода тепла на собственные нужды котельнойвыполнен расчетным методом в соответствии с требованиями раздела V «Порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии», утвержденного Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323 (в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377) и в соответствии с информационным письмом Минэнерго России от 21 сентября 2009г. Расчет общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной в виде горячей воды выполнен по элементам затрат помесячно.

Расход тепловой энергии на растопку котлов.

Котлы растапливаются из холодного состояния.

Потери тепловой энергии котлоагрегатами.

Расчет выполнен через q 5 котлоагрегатов, принятому равным для котлов «Братск» и КВр-0,6 – 6,0%, котла КВр-0,2л ТФГ – 8,0% из табличных значений пункта 57.1 (Таблица 10) «Инструкции по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснования нормативов удельного расхода топлива…», утвержденной Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323.

Прочие потери.

Для водогрейных котлов применен коэффициент - 0,001.

Расход тепловой энергии на отопление помещения котельной.

В соответствии с информационным письмом Минэнерго России от 21 сентября 2009 г. расчет расхода тепловой энергии на отопление котельного зала котельной выполняется по двум условным зонам – рабочей (нижней) и верхней (более 4 м от уровня пола). Если высота котельного зала составляет менее 4 м от уровня пола, то расход тепловой энергии на отопление помещения котельного зала котельной в общем расходе собственных нужд не учитывается, так как величина тепловых выделений в окружающую среду котлоагрегатами котельной полностью обеспечивает поддержание расчетной температуры в помещении котельного зала котельной.

Высота котельного зала котельной более 4м, соответственно расход тепловой энергии на отопление помещения котельного зала выполнялся по двум условным зонам – рабочей (нижней) и верхней (более 4 м от уровня пола).

Расход тепловой энергии на отопление служебных помещений расположенных в здании котельных включен в состав собственных нужд.

Расход тепла на собственные нужды котельной по расчету экспертизы составил 14,5 Гкал (1,56% к выработке тепловой энергии).

На основании расчета тепловых нагрузок потребителей, расчета тепловых потерь в тепловых сетях и расчета расхода тепла на собственные нужды котельной, проведен расчет выработки тепловой энергии по котельной помесячно, в зависимости от среднемесячных температур наружного воздуха. Выработка тепловой энергии по котельной на 2016 год составила 927,5 Гкал.

Котельная: сжигаемое топливо – уголь, резервное топливо отсутствует. На котлах этой котельной режимно-наладочные работы не проводились. Режимные карты отсутствуют. При проведении расчетов индивидуальная норма расхода условного топлива на номинальной нагрузке принята для нового оборудования по паспортному КПД - для котла КВр-0,6 – 173,8 кг у.т./Гкал, для котла КВр-0,2л ТФГ – 174,2 кг у.т./Гкал - с учетом нормативных коэффициентов К1 пункта 49.1 (Таблица 3) и показателя старения в соответствии с пунктом 46 (Таблица 2) «Порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии», утвержденного Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323 (в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377).

Индивидуальные нормы расхода топлива для котлов «Братск» приняты из табличных значений пункта 45 (Таблица 1) – 213,2 кг у.т/Гкал, с учетом нормативных коэффициентов К1 пункта 49.1 (Таблица 3) и показателя старения в соответствии с пунктом 46 (Таблица 2) «Порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии», утвержденного Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 323 (в ред. Приказа Минэнерго России от 10.08.2012 N 377).

Ремонт основного оборудования на котельной в отопительный период 2016 года не планируется. Поэтому загрузка котлов осуществляется по принципу первоочередной загрузки котлов с наибольшей экономичностью в соответствии с нормативными характеристиками, с учетом минимизации количества работающих котлов.

Режим работы оборудования котельной:

Январь, февраль, март, ноябрь, декабрь – в работе котел КВр-0,6, остальные котлы в резерве.

Апрель, май, сентябрь, октябрь – в работе котел КВр-0,2л ТФГ, остальные котлы в резерве.

В результате проведения анализа материалов и выполненного расчета значение норматива удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от котельной на 2016 год составило 178,0 кг у.т./Гкал.

В соответствии с требованиями Министерства энергетики РФ организации, осуществляющие регулируемые виды деятельности (производство, распределение и передача тепловой и электрической энергии) обязаны ежегодно осуществлять расчет нормативов ТЭР и представлять их на утверждение в компетентные органы.

EGS Group предлагает услуги по расчету, обоснованию и экспертизе НУР с представлением интересов Заказчика в Минэнерго России и Региональных энергетических комиссиях, консультационному сопровождению по вопросам статистической отчетности, раскрытия информации и другим вопросам, неотъемлемо связанным с процессом нормирования расхода топлива.

Процесс расчета и утверждения

РЭК (региональная энергетическая комиссия) занимается рассмотрением документации (обоснованной) по расчету нормативного удельного расхода(НУР) энергоресурсов на выработку единицы тепловой энергии (Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 323 "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных" ) РЭК утверждает либо свой НУР, либо НУР, расчетом которого занимается "EGS Group". На основании данного НУРА делается экономический расчет (в который входят все затраты на выработку: топливо, персонал, внутренние издержки и т.д.), который предоставляется в Комитет по тарифам. Комитетом по тарифам рассматривается документация и издается приказ об утверждение тарифа.

Сроки действия

Документация действует 5 лет (статья 19 Приказа 323), но документы они вправе использовать три года при выполнении условий статьи 19. Экономический расчет в комитет по тарифам пересылается раз в год. И действует 1 календарный год.

По факту все организации, осуществляющие регулируемый вид деятельности осуществляют разработку НТД (нормативно-технической документации) раз в год с целью повысить тариф. НТД считается на котельное оборудование. Экономический расчет выгодней предоставлять в комитет после ежегодного повышения цен на газ.

Результаты

Экономический эффект реализуется за счет разницы в тарифе (средняя стоимость тепловой энергии в Санкт-Петербурге в 2012году у компаний, имеющиих НТД по НУРам составляла 1100-1250 руб за 1Гкал. В отдельных случаях 1300-1400).

Цены на расчет и обоснование НУРов топливаформируется индивидуально.

Наши менеджеры будут рады проконсультировать Вас по всем вопросам по многоканальному телефону:

Руководитель каждого предприятия должен быть хорошим хозяйственником, т. е. должен четко знать выгодные и убыточные стороны своего производства. В любом производственном процессе важно уметь просчитывать риски и находить возможность избежать их.

Важной составляющей прибыльного бизнеса является расчет расхода топлива при производстве тепловой (ТЭЦ, котельные на твердом, жидком, газообразном топливе) и электрической энергии (ТЭЦ, ДЭС). Это трудоемкий процесс, для которого необходимы профессиональное оборудование, специализированное программное обеспечение и обученные специалисты. Расчет удельного расхода топлива – это не ежедневная процедура, и годовое содержание специалиста, а также покупка дорогостоящего программного обеспечения может быть убыточным для энергоснабжающего предприятия.

Гораздо удобнее и дешевле доверить процедуру расчета нормативов удельного расхода топлива организации-специалисту в данной сфере. Таким предприятием является ООО «ИТК». Наши специалисты постоянно отслеживают изменения законодательства в области нормирования топливно-энергетических ресурсов, мы постоянно обновляем имеющееся программное обеспечение.

Экспертиза норматива удельного расхода топлива

Для представления материалов в Минэнерго России наши специалисты подготовят экспертизу расчетов НУР . Задача проводимой нашими специалистами экспертизы – подтвердить соответствие материалов, представленных Заказчиком, требованиям Порядка, а также нормам Административного регламента Министерства энергетики РФ.

По завершению работы по расчету (экспертизе) нормативов удельного расхода топлива предприятие получает обоснованные значения НУР, включаемые в расчет тарифа на тепловую и электрическую энергию. Мы полностью сопровождаем материалы по расчету и экспертизе НУР до получения приказа.

Служба по тарифам Иркутской области информирует: при отсутствии утвержденных НУР расчет топлива производится на основании паспортных данных котлов без учета фактического КПД.

ООО «ИТК» заинтересовано в сотрудничестве с предприятиями, которые дорожат своей репутацией и стремятся сделать свой бизнес экономически выгодным.

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

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

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

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

раздельного производства

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

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

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

– коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при раздельном производстве:

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

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

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

Q э (отр ) – увеличение расхода тепла на производство электроэнер­гии при раздельном производстве, Гкал;

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

Значения и для прогнозируемого периода определяются по формулам:

Где Q по , Q то , Q конд – отпуск тепла внешним потребителям и на собственные нужды соответственно из производственных и теплофикационных отборов (и приравненных к ним нерегулируемых отборов) и от конденсаторов турбоагрегатов, Гкал;

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

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

z i – количество находящихся в работе турбоагрегатов i -го значения номинальной мощности;

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

Э – выработка электроэнергии, тыс. кВтч.

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

(24)
, (25)

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

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

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

В тэ – общий расход условного топлива на отпуск тепла, т;

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

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

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

– отпуск тепла с горячей водой, Гкал.

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

1) Структуры сжигаемого топлива – в с :

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Аналогично рассчитывается удельный расход топлива на тепло энер­гетическими котлами.

2) Качества твердого топлива – в кач

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

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

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

l – количество марок сжигаемого твердого топлива;

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

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

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

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

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

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

для энергоблоков

для оборудования с поперечными связями

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

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

m j – количество пусков котлов по диспетчерскому графику нагрузки;

– коэффициент отнесения рас­хода топлива энергетическими котлоагрегатами на производство электроэнергии

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

, (40)
, (41)

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

s – то же, котлоагрегатов;

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

– то же, j -го котла, %;

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

6) Отработанного оборудованием ресурса времени – в рес :

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

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

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

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

– коэффициент полезного действия брутто котлоагрегатов, %.

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

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

8) Прочих эксплуатационных факторов – в проч .

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

сжигание топлива непроектных видов и марок;

перевод котлов на сжигание другого вида топлива;

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

на электроэнергию b э :

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

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

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

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

1) Суммарного:

2) На выработку электроэнергии:

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

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

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

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

3) На отпуск тепла:

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

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

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

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

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

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

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

4.1) Структуры сжигаемого топлива

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

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

4.2) Качества твердого топлива:

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