Котельнизация России — беда национального масштаба

Богданов А.Б., заместитель начальника департамента перспективного развития Омской ЭГК Аналитик теплоэнергетики.

Ограниченность по видам товаров и услуг — четвертая причина котельнизации

Приказом Минпромэнерго России Приказ Минпромэнерго России от 4 октября 2005 г № 268 «Порядок расчета и обоснование удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных» от 4 октября 2005 г № 268 утвержден «Порядок расчета и обоснования удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных». Данная инструкция по своей сути должна быть основой основ, фундаментом, определяющим технологический оптимум работы теплоэнергетики предприятия, города, региона.

Ожидалось, что в новейшей инструкции будет учтен опыт 14 лет работы российских ТЭЦ в рыночных условиях, будет учтен передовой опыт Дании, выявлены и устранены коренные причины массового отказа потребителя от ТЭЦ вызывающие скрытое перекрестное субсидирование на ТЭЦ. До настоящего времени не внедрены в нормативную практику показатели которые однозначно отражают эффективность теплоэнергетики региона. Это — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении на ТЭЦ-Wтэц [мВт/Гкал]; удельное потребление электроэнергии на тепловом потреблении региона, города, предприятияWгорода [мВт/Гкал]; коэффициента топливоиспльзования области, города, предприятия — ?области [%], показатели относительного прироста топлива на прирост тепловой нагрузки на ТЭЦ- ?b/?q [кг/Гкал].

Непреодолимым препятствием инструкции является то, что с помощью двух показателей: а) удельного расхода топлива на электроэнергию и б) удельного расхода топлива на тепловую энергию, инструкция № 268 пытается обеспечить единство решения противоречивых требований, а именно: а) обеспечить финансовую отчетность предприятия, и б) обеспечить рыночные условия для для следующих 6- видов энергетической продукции: электрической энергии, электрической мощности, резерва электрической мощности, а также для тепловой энергии, тепловой мощности энергии, резерва тепловой мощности Какие же основные недостатки инструкции не позволяют увидеть истинную картину по экономичности работы ТЭЦ и позволяют «недобросовестным стратегам региональной энергетики» обосновывать котельнизацию города, области, России:

Комментарий к статье № 1.

В современных условиях, на конкурентный рынок товаров и услуг от ТЭЦ выставляется не менее 30 видов энергетической продукции и услуг, которые участвуют в определении цены на регулируемом рынке. Так, из 13 видов регулируемых цен, вынесенных на обсуждение в статье 8 проекта Федерального Закона «О Теплоснабжении», 9 видов цен требуют нормирования расходов топлива. Это расходы топлива: 1- на тепловую энергию; 2 — на теплоноситель, 3 — на предоставляемую тепловую мощность, 4- на тепловую энергию, поставляемую защищаемых группам потребителей; 5 — на теплоноситель поставляемую защищаемым группам потребителей, 6- на присоединенную мощность защищаемым группам потребителей; 7- на услуги по передаче и преобразование тепловой энергии; 8- на поддержание резервной тепловой мощности источника; 9- на поддержание резерва тепловой мощности тепловой сети.

— Аналогично теплу, так же не менее 7 видов статей расхода топлива требуется для нормирования расходов топлива на электрическую энергию, мощность и содержание резерва. А учетом того, что удельные расходы топлива в конденсационном и комбинированных режимах работы ТЭЦ отличаются в 6 раз (от 27−160 кг/Гкал рис. 1,2 табл. 2) перечень нормируемых расходов топлива необходимо расширять с 2 до 25 видов!

Именно отсутствие постатейного расхода топлива по видам энергетической продукции и услуг приводит к неэффективному использованию первичного топлива, ведет к скрытому технологическому перекрестному регулированию в теплоэнергетике региона.

Для исполнения ст. 8 Закона «Об энергосбережении» (N28-ФЗ от 3 апреля 1996 г.) по организации учета расхода и надзора за эффективным использованием энергетических ресурсов, эффективному собственнику и эффективному регулятору необходимо нормировать не менее 25 статей расходов первичного топлива для трех категорий энергетической продукции ТЭЦ, ГРЭС, котельных, тепловых и электрических сетей:

a) — для конденсационной электрической энергии — N: энергии и мощности и резерва,.

b) — для раздельной тепловой энергии от котлов и РОУQ: энергии, мощности и резерва.

c) — для комбинированной теплоэлектроэнергии получаемой от парогазовых, паротурбинных установок — S: энергии, мощности и резерва Комментарий к статье № 8.

Минимизация топливных затрат звучит красиво правильно, однако в данной трактовке это предложение является не более чем декларация, неподтвержденная количественными и качественными показателями. На примере Омской области видно, что при отличных показателей отдельных котельных с КПД =94% приводит к перерасходу топлива для потребителей тепла и электроэнергии региона до 38%. (табл.1).

Табл.1 Ущерб от переключения 77 Гкал/час тепловых потребителей от ТЭЦ к котельным.

Из инструкции необходимо исключить неоднозначные показатели такие как: а) удельный расход топлива на тепловую энергию от ТЭЦ, и б) удельный расход топлива на электрическую энергию от ТЭЦ. Однозначным критерием минимизации топливных затрат для региона является удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Из рис. 3 и табл. 2 видно, что при W=0,23мВт/Гкал экономия топлива составляет 20,3%, при W=0,62мВт/Гкал экономия составляет 38,6%, а при W=1,4мВт/Гкал экономия топлива составляет 91.7%.

Табл. 2 Удельные расходы топлива на комбинированную энергию, тепловую и электрическую энергию ТЭЦ

Учитывая вышеизложенное, статью 8 необходимо дополнить: «…принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации топливных затрат, путем обеспечения максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.».

Одной из главнейших причин приведшей к «котельнизации» в России, является то, что до настоящего времени в методах анализа экономических показателей не определяется такой показатель как «прирост относительного расхода топлива на прирост тепловой нагрузки». Как и относительный прирост расхода топлива на отпуск электроэнергии по конденсационному циклу является основой для выбора очередности загрузки агрегатов, так и относительный прирост топлива на тепловую нагрузку является безусловной основой для определения загрузки по теплу паровых турбин ТЭЦ. В качестве примера, на рис 1 b 2. приведена характеристика относительного прироста топлива на отпуск тепла от паровой турбины Т-185/210 Омской ТЭЦ-5. Видно, что прирост условного расхода топлива на прирост тепловой нагрузки во всем диапазоне нагрузок изменяется в узком диапазоне от 28 до 47кг/Гкал в зависимости от 1) температуры сетевой воды и 2) от электрической загрузки турбины. Именно этот показатель и должен быть приниматься за основу, при распределении тепловых нагрузок между паровыми турбинами ТЭЦ и котельными в регионе. Наглядно видно, что во всем диапазоне тепловых нагрузок, прирост расхода топлива на прирост тепла на турбинах в 4−5 раз ниже, чем на самых лучших котельных 152−170гк/Гкал! Как было выше сказано (пример расчета эффекта тепловой изоляции) считать прирост топлива на тепло намного трудней, чем усредненный удельный расход, но зато результат отражает реальные издержки на ТЭЦ, и как видно из примера на порядок точнее. Более подробно о методе расчете прироста удельного расхода топлива на ТЭЦ см. статью в следующем номере журнала, а так же в статье «Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ» на сайте http://www.exergy.narod.ru/.

Совершенно не отражен раздел по анализу существующей тепловой мощности ТЭЦ, заявленной мощности потребителей и анализу затрат топлива на содержание необоснованного резерва тепловых мощностей. Из расчета теплового баланса ТЭЦ и котельной, гидравлического режима внутренней схемы сетевой воды, необходимо вывести следующие нормируемые показатели: 1) проектная тепловая мощность схемы тепловых сетей Qпроект; 2) Qзаявленаяфактически заявленная расчетная тепловая мощность паровых потребителей и тепловых сетей, 3) Q резерва — неиспользуемая мощность тепловой схемы станции, котельной. Именно резервная (неиспользуемая) мощность тепловой схемы является источником повышенных постоянных эксплуатационных и переменных затрат. Так как эти величины не определены, то они по умолчанию необоснованно относятся на тариф тепловой энергии.

Нет анализа экономичности распределения тепловых нагрузок между теплофикационными бойлерами, и водогрейными котлами (пиковыми бойлерами) с учетом жесткого нормирования режимов в соответствии с проектным (нормативным) температурным графиком тепловых сетей. При этом расходы сетевой воды должны быть минимальными, с учетом безусловного выполнения по температуре прямой и особенно обратной сетевой воды. Необходимо привести расчеты нормативного расхода прямой и обратной сетевой воды и расчет обоснования применения того или иного температурного графика как это указано с табл. 3.

В инструкции приведено множество поправочных и корректирующих показателей, таких как — коэффициент резерва тепловой экономичности, степень использования тепловой экономичности, коэффициент увеличения расхода топлива на электроэнергию при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям, коэффициенты коррекции и т. д. Получается интересный способ анализа и оценки технико-экономических показателей работы ТЭЦ, который в простонародии метко называется: «микрометром измеряем, мелом отмечаем, топором отрубаем». Все эти поправочные коэффициенты как груда третьестепенной, избыточной, информации, засоряют текст и мешают понять смысл и суть распределения расхода топлива на тепловую и электрическую энергию на ТЭЦ. Тот, кто не делал кропотливых расчетов, с применением диаграмм режимов турбин, самостоятельно разобраться в сути комбинированного производства энергии на ТЭЦ по официальной, юридически оформленной инструкции не сможет! В тексте инструкции и основных формулах нет самого главного! По каким же принципам определяется расход топлива на тепловую и на электрическую энергию при комбинированном производстве на ТЭЦ!

водогрейный теплофикационный котельнизация нагрузка.