Что такое урут в энергетике
Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ
К.т.н. А.М. Кузнецов, Московский энергетический институт (ТУ)
Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии от ТЭЦ для теплоснабжения потребителей является важным показателем работы ТЭЦ.
В известных всем энергетикам учебниках [1, 2] ранее предлагался физический метод разделения расхода топлива на выработку тепла и электроэнергии на ТЭЦ. Так, например, в учебнике Е.Я. Соколова «Теплофикация и тепловые сети» приведена формула расчета удельного расхода топлива на выработку теплоты на ТЭЦ:
КПД отбора рассчитывается по следующей формуле:
При той же тепловой нагрузке (586 ГДж/ч), но при раздельной выработке тепловой энергии в районной отопительной котельной расход топлива составит:
Расход топлива в энергосистеме на выработку тепла на ТЭЦ с учетом КПД отбора:
Экономия топлива при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии по сравнению с районной отопительной котельной: В=Вк-Вт=22203-7053=15150 кг/ч.
Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии по методу КПД отборов: bт=Вт/Qг=7053/140=50,4 кг/Гкал.
В заключение следует отметить, что метод КПД отборов научно обоснован, правильно учитывает происходящие в энергосистеме процессы в условиях теплофикации, прост в использовании и может найти самое широкое применение.
1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.-Л.: Энергия, 1967. 400 с.
2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982. 360 с.
3. Кузнецов А.М. Сравнение результатов разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло различными методами // Энергетик. 2006. № 7. С. 21.
4. Кузнецов А.М. Экономия топлива при переводе турбин в теплофикационный режим// Энергетик. 2007. № 1. С. 21-22.
5. Кузнецов А.М. Экономия топлива на блоке с турбиной Т-250-240 и показатели ее работы // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 1. С. 64-65.
6. Кузнецов А.М. Расчет экономии топлива и показатели работы турбины Т-110/120-12,8-5М // Энергосбережение и водо подготовка. 2009. № 3. С. 42-43.
7. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Култышев А.Ю. Паровые турбины ЗАО УТЗ для перспективных проектов ПГУ// Теплоэнергетика. 2009. № 9. С. 6-11.
Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции
Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.
Удельный расход теплоты на турбоустановку – это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной.
Удельный расход условного топлива электростанции – это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут – 1 грамм условного топлива).
Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?
Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей:
— на базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ;
— раздельная схема теплоэлектроснабжения, когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию – от районной котельной.
Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям.
Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:
— КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;
— КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;
— удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.
При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации αТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года αТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.
Юрий Теленков: «Единая методика УРУТ – обязательное условие повышения эффективности энергетики РФ»
Оптимизация работы российской теплоэнергетики была и остаётся насущным для сектора вопросом. Проблема является многогранной и сложносоставной: сейчас сложилось несколько основных уровней, на которых можно повышать эффективность работы действующих тепловых электростанций (ТЭС). Речь идёт об оптимизации работы отдельных элементов и целиком всей тепловой схемы; оптимизации загрузки геноборудования, его состава с учётом планируемого графика потребления (в краткосрочной перспективе) и в соответствии с долгосрочными тенденциями.
Даже на первый взгляд понятно, что уровни очень сильно разнятся по результативности оптимизации, времени внедрения решений и т. д. Успешное и длительное функционирование энергообъектов и энергокомпаний в целом возможно только при комплексном решении задач на всех обозначенных уровнях. Но комплексность ни в коей мере не подразумевает одновременность, предпринимаемые в настоящее время шаги охватывают «всё и понемножку», что лишь затрудняет, а не способствует решению поставленных задач.
В этой колонке мы коснёмся лишь двух первых из обозначенных уровней оптимизации – контроля эффективности работы элементов тепловой схемы электростанции (энергоблока) и тепловой схемы энергообъекта в целом. На этом базовом уровне оптимизации основным показателем эффективности энергоблока является удельный расход условного топлива (УРУТ) на производство электрической и тепловой энергии. Следовательно, для правильной организации процесса оптимизации работы тепловых электростанций необходимо правильно измерить этот показатель.
Споры о правильности методик расчёта УРУТ ведутся со времен ГОЭЛРО. С тех пор появилось не менее десятка методик, каждая из которых претендует на звание самой правильной. Парадокс заключается в том, что «правильность» или «неправильность» каждой из методик невозможно проверить и доказать на практике. Их правомерность зависит от цели, которую необходимо достичь, и расчетных возможностей исследователя.
Расчёт топливных затрат, чаще всего, необходим в трёх ситуациях: для оценки эффективности нового или модернизированного энергоблока (ТЭС); для внутрикорпоративной оценки работы персонала и менеджмента либо уровней технической, экономической эффективности однотипного оборудования; а также для сравнения результатов ТЭС с аналогичными объектами генерации, то есть проведения бенчмаркинга.
Основной трудностью при расчёте УРУТ в первой ситуации является невозможность воссоздания условий для проведения полноценных испытаний генобъекта при всех необходимых режимах работы. Так, аттестация теплофикационной парогазовой установки предполагает оценку работы газотурбинной части при +15 °С, а паросиловой части – при максимальной теплофикационной загрузке. При этом общая электрическая мощность установки складывается из двух показателей, одновременное достижение которых практически невозможно. Для получения результата в этом случае обычно используют заводские энергетические характеристики оборудования или режимные диаграммы, построенные по итогам его натурных испытаний. Особенностью испытаний в целях, обозначенных вторым пунктом, является необходимость исключения влияния на результаты внешних факторов, например, загрузки оборудования, вида топлива, срока эксплуатации оборудования, климатических условий и т. п. Каждая энергокомпания вправе разрабатывать собственные методики корректировок с учётом корпоративных требований и сложившихся условий. Наиболее сложной является ситуация с определением УРУТ при проведении бенчмаркинга энергообъекта.
Каждая методика разнесения затрат топлива на производство электроэнергии и тепла имеет свои достоинства и недостатки, достаточно подробно рассмотренные в многочисленных публикациях. Анализ зарубежного опыта показывает, что у энергетиков других стран существуют сходные проблемы. Но за границей, зачастую, отсутствует практика госрегулирования тарифов, так что проблема не имеет такой остроты, как в России. У нас затраты топлива на отпуск тепловой энергии включаются в тариф на тепловую энергию, а затраты топлива на отпуск электроэнергии являются на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) оценочным показателем соответствия ценовых заявок на продажу электрической энергии требованиям экономической обоснованности, а также определяют уровень цены регулируемых договоров. Возможно, из-за этих двух причин величины УРУТ на отпуск тепла в отчётной документации энергокомпаний в последние годы неуклонно растут, а на отпуск электроэнергии – снижаются.
Зарубежные коллеги проблемы разнесения топливных затрат на производство различных видов энергии решают в зависимости от поставленных задач. В методике ASME PTC 46 Overall Plant Performance указано, что она может применяться для различных целей с оценкой как фактических показателей, так и показателей, приведённых (corrected) к определённым условиям. Здесь используется до 15 корректирующих коэффициентов (correction factors), которые позволяют учесть технические особенности оборудования и внешние условия. Эта система достаточно сложна, требует большого объёма измерений и расчётов, но обеспечивает высокую точность результатов. В случаях, когда такая точность не требуется, зарубежные энергетики прибегают к значительным упрощениям. Например, при рассмотрении данных, приведённых в Generating Availability Data System (GADS) североамериканской энергетической ассоциации The North American Electric Reliability Corporation (NERC), основной задачей является контроль надёжности функционирования энергообъектов. В методике отсутствует УРУТ на отпуск тепловой энергии, хотя среди анализируемых объектов присутствовали электростанции, занимающиеся отпуском тепла внешним потребителям. Анализ показал, что количество полезно отпущенного тепла в этой методике вычитается из тепла использованного топлива, а остаток затраченного топлива полностью относится на отпуск электроэнергии (физический метод в чистом виде). Возможно, такой способ и имеет недостатки, но значительно упрощает анализ, полностью исключает возможность манипулирования данными и вполне соответствует поставленным задачам.
Одним из основных недостатков использования показателей УРУТ на производство электро- и тепловой энергий является сложность проведения бенчмаркинга энергообъектов. Возникают ситуации, при которых можно сказать, что одна ТЭС эффективнее другой, так как её УРУТ по электричеству немного выше, чем у первой, а УРУТ на отпуск тепла значительно ниже. Но при анализе объёмов становится понятно, что первоначальный вывод не верен: из-за незначительного объёма теплопоставок определяющее значение имеет УРУТ по электрогенерации. При этом потребитель тепла от ТЭС с более низким УРУТ по электроэнергии наверняка не согласится с таким заключением, так как он за тепло платит значительно больше – УРУТ, а значит и тариф на поставку тепла, у него выше.
Из приведенных примеров видно, что для определения уровня эффективности работы ТЭС, проведения полноценного бенчмаркинга и организации контроля в рамках госрегулирования тарифов необходима разработка методики расчёта единого удельного показателя, отражающего уровень эффективности функционирования энергообъекта. Наиболее подходящими для формирования такой методики нам представляются директивный, статистический и термодинамический методы, а также метод КПИТ – коэффициента полезного использования топлива.
Директивный метод близок к физическому методу. Введение единой величины УРУТ на производство тепла на основе этого метода позволит в дальнейшем установить норматив УРУТ. Возможно, метод не совсем корректен при сравнении ГРЭС с незначительным полезным отпуском тепла и ТЭЦ, но позволяет достаточно правильно сравнить, например, все ТЭЦ одного региона. К тому же, такой подход позволит установить единую (близкую) величину тарифа на тепло.
Статистический метод подразумевает анализ больших объёмов данных за длительный срок и позволяет устанавливать обоснованные нормативы УРУТ. Недостаток метода заключается в необходимости распределения энергообъектов на однотипные группы и установлении нормативов для каждой из них.
Расчёт УРУТ по методу КПИТ базируется на сложении электрической и тепловой генерации в одинаковых единицах измерения, он абсолютно прост, не допускает никакого манипулирования данными, но требует дальнейшей проработки возможности его использования. На первый взгляд, он даёт значительные необоснованные преимущества производству тепла, так как ТЭС, отпускающие большее количество тепла от водогрейных котлов, автоматически обладают лучшим показателем КПИТ.
Возможно применение альтернативного способа расчёта КПИТ с учётом величины неэффективного использования топлива – пережогов. Контроль их величины сейчас организован в макете статистической отчётности Минэнерго 15506, методика проработана и освоена персоналом электростанций. Наконец, термодинамический метод требует однотипного оснащения электростанций приборами контроля. Аналогичный подход применялся при организации рынка электроэнергии, условием для работы на котором является наличие автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИСКУЭ). Анализ эффективности энергоблоков и ТЭС в целом будет проводиться единой для энергокомпаний программой на основе данных стандартизированных приборов контроля. На первый взгляд, данный способ требует больших затрат и разработки специализированных программных продуктов. На самом деле электростанции уже имеют необходимые приборы контроля и измерений технологических параметров, нужно только перевести их показания в цифровой вид. Что касается программного обеспечения, то на рынке присутствует несколько программных продуктов, которые уже сейчас могут производить все необходимые вычисления и выдавать результат в определённой заказчиком форме.
При изучении рынка специализированного программного обеспечения наиболее открытой и готовой к сотрудничеству оказалась компания STEAG из Германии. Её специалисты уже предоставили доступ к программному обеспечению, обучающие материалы, а также организовали встречу с разработчиками программы и пользователями. Одним из программных продуктов компании, предназначенным для контроля термодинамической эффективности энергообъектов в том числе в реальном времени, является программа SR::EPOS. При общении с немецкими коллегами выяснились два примечательных факта. Первое – для моделирования процессов в программе Ebsilon®Professional используются только термодинамические функции, то есть процесс описывается не с использованием каких-то данных заводских или натурных испытаний, а только на основе законов термодинамики. Поэтому программа может использоваться даже для проектирования таких сложных объектов, как паровой энергетический котел или проточная часть паровой турбины.
Во-вторых, компания STEAG не погналась за конъюнктурой отечественного спроса и категорически отказалась от модернизации своего программного продукта под моделирование специфичных условий российского энергорынка с использованием недостаточно авторитетных и апробированных методик. Причина в том, что при корректировке программы зарубежная компания не может гарантировать 100-процентную достоверность результата, которую обеспечивает сейчас.
Таким образом, имеющиеся возможности позволяют эффективно решить задачу «снижения удельного расхода топлива», которая прописана в 10-м пункте комплексного плана мероприятий по повышению энергетической эффективности Российской Федерации (распоряжение правительства РФ от 19.04.2018 № 703-р). Осталось только добавить к этому желание и готовность рынка.
Более подробно с нашими выкладками и расчётами можно ознакомиться здесь.
Что такое урут в энергетике
от 30 декабря 2008 года N 323
Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии *
(с изменениями на 30 ноября 2015 года)
Документ с изменениями, внесенными:
приказом Минэнерго России от 23 июля 2015 года N 494 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 19.08.2015, N 0001201508190025);
приказом Минэнерго России от 30 ноября 2015 года N 904 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 12.01.2016, N 0001201601120011).
Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
16 марта 2009 года,
регистрационный N 13512
УТВЕРЖДЕН
приказом Минэнерго России
30 декабря 2008 года N 323
Порядок определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии *
(с изменениями на 30 ноября 2015 года)
I. Общие положения
1. Нормированию подлежат удельные расходы топлива на:
отпущенную электрическую энергию с шин и тепловую энергию с коллекторов тепловых электростанций, работающих на органическом топливе;
отпущенную тепловую энергию с коллекторов котельных.
Норматив удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию отопительными и производственно-отопительными котельными жилищно-коммунальной сферы определяется в целом по организации.
Настоящий порядок применяется при установлении НУР на очередной расчетный период регулирования (финансовый год), а также при установлении НУР на каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования при установлении долгосрочных тарифов в сфере теплоснабжения.
(Абзац дополнительно включен с 30 августа 2015 года приказом Минэнерго России от 23 июля 2015 года N 494)
4. Первичными объектами расчетов НУР на ТЭС с паровыми турбоагрегатами являются группы и подгруппы оборудования. Группой оборудования является совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением (для энергоблоков еще и с одинаковой мощностью), а также всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов. К подгруппе энергоблоков относится совокупность только пылеугольных или только газомазутных котлов и работающих совместно с ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с соответствующим давлением свежего пара и одинаковой мощностью. Подгруппой оборудования с поперечными связями является совокупность конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов и сжигающих только твердое или газомазутное топливо.
Если на общий коллектор свежего пара работают пылеугольные и газомазутные котлы, то подгруппа оборудования с поперечными связями условно считается пылеугольной.
Тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть определяется, как тепловая энергия, произведенная котельными агрегатами за вычетом тепловой энергии, использованной на собственные нужды котельной, и переданная в тепловую сеть.
Состав НТД по топливоиспользованию и требования к ее разработке приведены в разделе II настоящего порядка.
По ТЭС мощностью менее 10 МВт и котельным теплопроизводительностью ниже 50 Гкал/ч, а также в случае временного отсутствия НТД по топливоиспользованию или окончания срока ее действия на ТЭС и котельных большей мощности, допускается использовать в расчетах:
показатели базового периода;
данные заводов-изготовителей, типовые энергетические характеристики котло- и турбоагрегатов;
экспертные оценки, основанные на отчетных или иных данных.
По ДГ в расчетах НУР используются паспортные, справочные данные и эксплуатационные показатели.
6. При расчете НУР не учитываются дополнительные расходы топлива и энергии вызванные:
упущениями в эксплуатационном и ремонтном обслуживании оборудования;
проведением строительно-монтажных, экспериментальных и научно-исследовательских работ;
пуском и наладкой нового оборудования;
7. В случае превышения фактических значений показателей над показателями энергетических характеристик оборудования (по КПД котло- и турбоагрегатов, вакууму, температуре питательной воды, затратам электроэнергии и тепла на собственные нужды и т.д.) в году, предшествующему расчетному, значения НУР, исчисленные на основе НТД по топливоиспользованию, корректируются в сторону снижения на величину экономии топлива против энергетических характеристик, полученной в предшествующем году.
8. Выбор состава работающего оборудования и распределение электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанций и котельных базируются на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации топливных затрат на отпуск энергии.
9. Расчеты НУР выполняются для каждого из месяцев расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом за весь расчетный период регулирования (каждый расчетный период в рамках долгосрочного периода регулирования). НУР в целом за расчетный период регулирования определяется по результатам расчетов за каждый месяц.
10. Распределение затрат топлива энергетическими котлами между электрической и тепловой энергией, вырабатываемой в комбинированном цикле на ТЭС, в расчетах НУР производится в соответствии с методами, принятыми при составлении государственной статистической отчетности.
11. В документы, обосновывающие значения нормативов, рассматриваемых в Минэнерго России, по электрическим станциям и котельным электроэнергетики включаются:
сводная таблица результатов расчетов нормативов удельных расходов топлива на отпущенные электроэнергию и тепло, подготовленная согласно приложению 1 к настоящему порядку;
расчеты НУР по каждой ТЭС и котельной на каждый месяц расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом за расчетный период регулирования (каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования). При выполнении расчетов удельных расходов топлива на основе НТД по топливоиспользованию в обосновывающих материалах должны быть приведены заполненные макеты (входящие в состав НТД по топливоиспользованию) по каждой ТЭС и котельной по каждому из месяцев расчетного периода регулирования (каждого расчетного периода регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования);
расчеты минимальной выработки электроэнергии для теплоэлектроцентралей на каждый месяц периода регулирования и в целом за расчетный период;
энергобалансы на каждый месяц расчетного периода регулирования (долгосрочного периода регулирования) и в целом на расчетный период регулирования (каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования), согласованные с Региональным диспетчерским управлением и органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. В случае отсутствия в прогнозном энергобалансе показателей на каждый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования для расчета НУР принимается объем, учтенный в прогнозном энергобалансе на первый расчетный период регулирования в рамках долгосрочного периода регулирования;
план проведения ремонтов основного энергетического оборудования в расчетном периоде;
копии титульных листов действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию по каждой ТЭС и котельной согласно приложениям 10 и 11 к настоящему порядку;
карта пережогов топлива из-за отклонения фактических показателей оборудования от нормативного уровня за год, предшествующий текущему согласно приложению 12 к настоящему порядку;
план выполнения организационно-технических мероприятий по устранению пережогов топлива из-за отклонения фактических показателей оборудования от нормативного уровня и план реализации потенциала энергосбережения, разработанный на основе результатов энергетических обследований;
структура топливного баланса, показатели качества используемых видов и марок топлива за последние три года, предшествующие текущему периоду, на текущий период и прогнозируемые в расчетном периоде (теплотворная способность, зольность, влажность) на расчетный период помесячно;
копии статистических отчетов о работе тепловой электростанции по форме N 6-ТП (годовая) за последние 3 года, предшествующих текущему;
сведения о выполнении утвержденных в Минэнерго России нормативов для тепловой электростанции на год текущий и за два года предшествующих текущему году согласно приложению 13 к настоящему порядку;
значения нормативов на год расчетный, текущий и за два года, предшествующих году текущему, включенных в тариф;
материалы и таблицы, обосновывающие значения нормативов, представленных к утверждению в соответствии с перечнем и требованиями настоящего порядка (в формате редактора электронных таблиц и компакт-диск).
В пояснительной записке отражаются:
наименование и почтовый адрес энергоснабжающей организации, должность, телефон, фамилия, имя и отчество первого руководителя;
краткая характеристика установленного основного оборудования согласно приложениям 4-6 к настоящему порядку;
особенности тепловой и электрической схем, режимов работы оборудования, условий топливо- и водоснабжения;
прогнозируемые объемы выработки электроэнергии с указанием источников их получения;